Терминал защиты трансформаторов двухобмоточных ret 316

Устройства релейной защиты и автоматики и их эксплуатация — Терминал защиты трансформатора RET 314*4,RET 316

Содержание материала

ТЕРМИНАЛ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА ТИПА RET 314 * 4, RET 316
Цифровая защита трансформатора RET 316 предназначена для быстродействующей селективной защиты двух- или трехобмоточных трансформаторов. Возможно ее применение для защиты автотрансформаторов и блоков генератор-трансформатор.
Защита действует при следующих видах повреждений, междуфазные замыкания; замыкания на землю, когда нейтраль силового трансформатора частично или глухо заземлена; межвитковые КЗ.
RET 316 может поставляться с различными функциями защиты: функция дифференциальной защиты является одной из основных для быстрой и селективной защиты всех трансформаторов мощностью больше нескольких MBA; функция МТЗ рекомендуется в качестве резервной защиты; функция защиты от повышения напряжения; функция тепловой перегрузки используется для защиты изоляции от тепловых нагрузок, она имеет две независимые уставки и используется в тех случаях, когда не установлены датчики превышения температуры масла.
К достоинствам защиты типа RET 316 следует отнести стандартную схему подключения независимо от группы соединений силового трансформатора; отсутствие промежуточных ТТ; выравнивание коэффициентов трансформации токов и их фазы, непрерывный самоконтроль и диагностика; полностью цифровая обработка сигналов; регистрация событий и измеренных значений; два последовательных порта (один для местной связи через персональный компьютер и один для дистанционной связи с системой управления станций); компактная конструкция.
Конструкция системы защиты RET 316 (рис. 32) состоит из шести блоков, дополнительного вспомогательного блока, соединительной материнской печатной платы и корпуса.
Перед использованием в основных алгоритмах защиты и логики аналоговые и дискретные входные сигналы подвергаются предварительной обработке. Аналоговые сигналы последовательно проходят через входные трансформаторы, шунты, фильтры подавления погрешностей дискретизации (устраняющие наложение частот), мультиплексор, аналого-цифровой преобразователь и цифровой сигнальный процессор. Затем сигналы обрабатываются цифровым фильтром ортогональных составляющих, которые далее передаются в центральный процессор. Дискретные сигналы от входов поступают непосредственно на центральный процессор. Центральное процессорное устройство состоит из главного микропроцессора алгоритмов защиты и микропроцессора логики.

Рис. 32. Блок-схема защиты RET 316:
1 — аналоговый входной блок; 2 — входной блок обработки; 3 — центральное процессорное устройство;
4 — блок двоичных вводов/выводов; 5 — дополнительная плата связи и памяти; 6 — материнская плата; 7 — блок литания

Для обмена данными между входным процессорным устройством, главным и логическим микропроцессорами используются двухпортовые устройства памяти (ДУП). Главный микропроцессор применяет алгоритмы защиты к дискретизированным сигналам. Результаты выполнения алгоритмов защиты вместе с поступившими через оптронные входы внешними сигналами направляются на микропроцессор логики. Затем эти сигналы комбинируются с внешними входными сигналами от двоичных блоков ввода/вывода для управления выходными реле и сигнальными светодиодами.
К центральному процессору может быть подключена дополнительная плата, в состав которой входит интерфейс шины объекта (ИШО), обеспечивающий связь между оборудованием защиты и системой управления станции. С помощью ИШО можно дистанционно устанавливать параметры защиты, считывать данные о событиях и измеренные величины (ток, напряжение, мощность и т.д.) и передавать данные на регистратор отклонений.
Высокая готовность защищаемой энергетической системы обеспечивается за счет непрерывного самоконтроля и самотестирования оборудования защиты. Информация об отказах оборудования может быть мгновенно выведена с помощью сигнальных контактов. Источник оперативного постоянного тока контролируется с помощью соответствующего оборудования. Правильность работы и погрешность АЦП тестируются с помощью стандартных уровней опорного напряжения. Программные алгоритмы непрерывно проверяют память микропроцессора, а правильность работы программы непрерывно контролируется сторожевой схемой.
Дифференциальная защита применяется для двух- и трехобмоточных трансформаторов и имеет следующие особенности- адаптивность характеристик по току; торможение при бросках тока намагничивания с использованием 2-й гармоники; отсутствие вспомогательных трансформаторов для выравнивания коэффициентов трансформации токов. Типичное время отключения 30-50 мс.
МТЗ с независимой выдержкой времени осуществляет однофазное или трехфазное измерение, отключает максимальный или минимальный ток. Уставки: ток — от 0,02 до 201п с шагом 0,01 выдержка времени — от 0,02 до 60 с с шагом 0,01 с; коэффициент возврата — 0,95 для максимальной функции и 1,05 для минимальной функции.
МТЗ мгновенного действия также отключает максимальный или минимальный ток, осуществляет однофазное или трехфазное измерение, имеет широкий частотный диапазон (от 0,04 до 1,0/„) и измеряет пиковое значение. Уставки: ток — от 0,1 до 20; выдержка времени — от 0 до 60 с; максимальное время отключения при отсутствии задержки — 30 мс.
Защита от повышения напряжения с независимой выдержкой времени реагирует на максимум или минимум напряжения, имеет одно- или трехфазное измерение, при трехфазном измерении оценка по максимальному или минимальному значению напряжения. Уставки: напряжение — от 0,01 до 2,0U, с шагом 0,002Un; выдержка времени — от 0,02 до 60 с с шагом 0,01с; максимальное время срабатывания — около 60 мс.
Как отмечалось, RET 316 (314 * 4) принадлежит к поколению полностью цифровых устройств защиты, т.е. аналого-цифровое преобразование входных переменных выполняется непосредственно после входных трансформаторов, и вся дальнейшая обработка сигналов уже в цифровой форме выполняется микропроцессорами и управляется программами. Цифровая обработка обеспечивает неизменность параметров точности, чувствительности и характеристик зашиты на протяжении всего срока службы. Преимуществом расширенных функций самотестирования и самоконтроля является то, что для терминала RET 316 нет необходимости в плановом обслуживании и периодических испытаниях.

Источник

Протокол проверки при новом включении терминала RET316 основной защиты автотрансформатора АТ2 (стр. 3 )

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5

Результат проверки – Дискретные выходы терминала и соединенные с ними коммутационные аппараты исправны, монтаж соответствует схеме электрической принципиальной.

2. Проверка точности измеряемых величин

2.1 Подать на терминал трехфазную систему токов номинальными значениями во всех фазах в соответствии с таблицей 2.1.

2.2 Считать измеренные терминалом аналоговые величины в подменю Измерения/Аналоговые величины/Номинальные интерфейса человек-машина. Занести измеренные показания в таблицу 2.1. Рассчитать погрешность измерения аналоговых величин.

3. Проверка функции дифференциальной защиты трансформатора

При проверке функции ДЗТ в терминале выставить уставки и выполнить конфигурацию в соответствии с таблицей 3.1.

КТТ1 = 1000 / 5 КТТ2 = 1500 / 5 КТТ3 = 6000 / 5

3.1 Определение номинального тока функции ДЗТ

Номинальный ток для ДЗТ определяется в соответствии с таблицей 3.2

Примечание — Iн-дзт = Iн-ret * (корректир. коэф. тр-ров тока) / коэф. выравнивания по aмплитуде / (коэф. выравнивая по фазе)

3.1.2 Проверка токов срабатывания и возврата при одностороннем наложении

Для поверки срабатывания и возврата функции необходимо сконфигурировать один из выходов функции ( Trip , Trip — R …) на любое сигнальное реле или реле отключения. К соответствующим контактам реле подключить дискретный вход испытательного устройства. Погрешность срабатывания ДЗТ по техническому описанию на терминал в диапазоне 0,08…1,1 f ном не должна превышать 5 %, коэффициент возврата при максимальном действии не менее 80 %, а при минимальном действии не более 110%.

3.1.2.1 Собрать схему соединения для цепей стороны 220 кВ. Плавно увеличивая, а затем плавно уменьшая ток на каждом аналоговом входе ( I R, I S, I T), зафиксировать токи срабатывания Iср и возврата Iвозв соответственно. Результаты занести в таблицу 3.3.

3.1.2.2 Собрать схему соединения для цепей стороны 110 кВ. Повторить проверку по п. 3.1.2.1. Результаты занести в таблицу 3.3.

3.1.2.3 Собрать схему соединения для цепей стороны 10 кВ. Повторить проверку по п. 3.1.2.1. Результаты занести в таблицу 3.3.

3.1.3 Проверка времени срабатывания

Фиксацию времени срабатывания производить по замыканию контактов реле терминала, фиксируемого испытательным устройством РЕТОМ в режиме миллисекундомера.

Погрешность времени срабатывания ДЗТ по техническому описанию на терминал при f ном не должна превышать 30 мс при максимальном действии и 60 мс при минимальном действии.

3.1.3.1 Собрать схему соединения для цепей стороны 220 кВ. Подавая скачком на один из аналоговых входов ( I R, I S, I T) ток, равный 1.2 х g, а затем 2.2 х IN зафиксировать времена срабатывания tср. Результаты занести в таблицу 3.1.2.1.

3.1.3.2 Собрать схему соединения для цепей стороны 110 кВ. Повторить проверку по п. 3.1.2.2. Результаты занести в таблицу 3.3.

3.1.3.3 Собрать схему соединения для цепей стороны 10 кВ. Повторить проверку по п. 3.1.2.2. Результаты занести в таблицу 3.3.

3.1.4 Проверка тормозной характеристики ДЗТ

При проверке тормозной характеристики функции ДЗТ необходимо сконфигурировать выход фазы А ( Trip — R ) на реле, используемое для проверки и подключенное к дискретному входу испытательного устройства.

Ток I1 и I2 подводятся от испытательного устройства IA и IВ имеющим угол сдвига 180º относительно друг друга.

3.1.4.1 Подача тока на стороны 1 (ВН) и 2 (НН1)

— в соответствии с таблицей 3.4, подать на терминал ток I2 равный току I1 (столбец 9);

— плавно уменьшая ток I2, зафиксировать ток срабатывания I2ср (столбец 10) для фазы А (R);

для контрольных точек в соответствии с таблицей 3.4 и вычислить соответствующие дифференциальные токи Iдиф (столбец 12) и токи торможения Iтор (столбец 11);

— переключить клеммы РЕТОМ IA и IВ на клеммы терминала Т3 и Т9 соответственно и аналогично зафиксировать I2ср (столбец 10) для фазы В (S);

— вычислить соответствующие токи Iдиф (столбец 12) и Iтор (столбец 11);

— переключить клеммы РЕТОМ IA и IB на клеммы терминала Т5 и Т11 соответственно и аналогично зафиксировать I2ср (столбец 10) для фазы С (T);

— вычислить соответствующие токи Iдиф (столбец 12) и Iтор (столбец 11).

3.1.4.2 Подача тока на стороны 1 (ВН) и 3 (НН2)

Собрать схему соединения в для сторон 110 кВ и 10 кВ;

— в соответствии с таблицей 3.4 подать на терминал ток I2, равный току I1 (столбец 9);

— плавно уменьшая ток I2, зафиксировать ток срабатывания I2ср (столбец 10) для фазы А (R);

— для контрольных точек в соответствии с таблицей 3.4 и вычислить соответствующие дифференциальные токи Iдиф (столбец 12) и токи торможения Iтор (столбец 11);

— переключить клеммы РЕТОМ IA и IB на клеммы терминала Т3 и Т15 соответственно и аналогично зафиксировать I2ср (столбец 10) для фазы В (S);

— вычислить соответствующие токи Iдиф (столбец 12) и Iтор (столбец 11);

— переключить клеммы РЕТОМ IA и IB на клеммы терминала Т5 и Т17 соответственно и аналогично зафиксировать I2ср (столбец 10) для фазы С (T);

— вычислить соответствующие токи Iдиф (столбец 12) и Iтор (столбец 11).

3.2 Проверка блокировки функции по второй гармонике

Проверить действие частотной блокировки при токе основной гармоники I =1.2 х g и наложенной гармонической составляющей тока второй гармоники в диапазоне ± 3% от уставки InrushRatio с шагом не более 1%. Зафиксировать величины токов второй гармоники, при которых дифференциальная защита срабатывает и блокируется, и убедиться в правильности работы функции блокировки по второй гармонике.

Примечание — Расчетные формулы ячеек таблицы 3.4:

Источник

Диф защита трансформатора на терминале RET 316 — принцип действия

Для защиты трехобмоточных и мощных двухобмоточных трансформаторов фирмой «АВВ» выпускается цифровое устройство типа RET 316. Это устройство входит в семейство цифровых реле, таких как цифровая комплексная защита генераторов типа REG 316.

Защита трансформатора типа RET 316 представляет набор защит, с помощью которого можно реализовать все требования к защитам силового трансформатора (за исключением газовой защиты, но предусмотрены от 4 до 10 оптронных входов, на которые могут воздействовать сигналы от газовой защиты).

Библиотека функций защит RET 316

• трехфазная дифференциальная токовая защита двух- и трехобмоточных трансформаторов;
• максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени (эта защита также может использоваться в качестве ограниченной токовой защиты от замыкания на землю);
• максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени с оценкой амплитудного значения тока;
• максимальная токовая защита с обратнозависимой выдержкой времени с широким диапазоном характеристик (нормально инверсная, сильно инверсная, сильно инверсная с увеличенным временем, экстремально инверсная);
• защита от превышения температуры (защита от перегрузки), в которой создана тепловая модель системы, имеет две ступени: с действием на сигнал и отключение;
• защита от повышения напряжения с независимой выдержкой времени (может быть использована как защита минимального напряжения для блокировки максимальной токовой защиты);
• защита от перевозбуждения с обратнозависимой выдержкой времени; защита повышения (понижения) частоты (по дополнительному заказу);
• защита активной (обратной, реактивной) мощности.

Как и во всех цифровых защитах в RET 316 заложены функции: самодиагностика и тестирование, измерение напряжения, тока, активной и реактивной мощностей, регистрация до 256 событий, осциллографирование

(количество записанных аварий зависит от заданной длительности регистрации доаварийных и послеаварийных процессов – суммарное время запоминания составляет 5 – 10 с), функции логики: счет, задержка, логические операции «И», «ИЛИ», триггеры. Общение с устройством предусмотрено через персональный компьютер с помощью специальной программы интерфейса пользователя (требуется указать в заказе).

Дополнительный порт позволяет обеспечить связь с системой управления верхнего уровня.

Даже краткое описание всех функций устройства требует отдельного выпуска, поэтому в данном издании ограничимся рассмотрением только алгоритма дифференциальной токовой защиты.

Дифференциальная защита трансформатора выполнена в трехфазном трехрелейном исполнении, уставки защиты одинаковы для всех фаз.

Устройство имеет девять аналоговых входов, которые могут быть использованы как токовые, так и для подключения к цепям напряжения (для трехобмоточного трансформатора при выполнении дифференциальной защиты на всех сторонах в трехфазном исполнении все девять аналоговых входов должны использоваться как токовые).

Дифференциальная защита имеет две ступени

1. Первая – чувствительная дифференциальная защита с торможением и блокировкой, предотвращающей ложную работу при бросках тока намагничивания;
2. Вторая – дифференциальная токовая отсечка.

Тормозная характеристика первой ступени состоит из трех участков: горизонтального с током срабатывания от 0,2 до 0,5 номинального тока, прямолинейного наклонного участка с двумя фиксированными коэффициентами торможения либо 0,25, либо 0,5 (под коэффициентом торможения понимается отношение дифференциального тока к тормозному) и вертикального участка, т.е. при тормозном токе, большем уставки «b» защита не работает (рис. 9.1).

Рис. 9.1. Характеристика срабатывания дифференциальной защиты трансформатора

Для того чтобы использовать алгоритм дифференциальной защиты двухобмоточного трансформатора для трехобмоточного трансформатора, из токов трех сторон трансформатора выделяется наибольший по абсолютной величине ток, который и принимается как ток первой стороны приведенного двухобмоточного трансформатора.

Ток второй стороны приведенного двухобмоточного трансформатора определяется как геометрическая сумма токов двух других сторон трехобмоточного трансформатора.

Таким образом, дифференциальный и тормозной токи трехобмоточного трансформатора вычисляются по двум приведенным токам:

(9 – 1)

(9 – 2)

Для двухобмоточного трансформатора соответственно I₁‘ = I₁ и I₂‘ = I₂.
Дифференциальный ток в фирменном обозначении равен:

(9 – 3)

Для повышения селективности защиты и увеличения ее чувствительности тормозной ток принят зависящим от угла между токами сторон приведенного двухобмоточного трансформатора (обозначение тормозного тока фирменное):

(9 – 4)

где α =
Рис. 9.2. Тормозная характеристика дифференциальной защиты устройства RET 316: а) при больших токах сквозного короткого замыкания, б) при малых сквозных токах (токах нагрузки)

Для исключения замедления работы дифференциальной защиты при больших токах внутреннего повреждения вследствие блокировки защиты из-за погрешности трансформаторов тока в переходном режиме предусмотрена вторая грубая ступень защиты без блокировки от броска тока намагничивания.

Грубая ступень должна быть отстроена по току срабатывания от максимального значения ожидаемого тока включения и максимального тока небаланса в переходном режиме. Пределы регулировки уставки грубой ступени (I − I_nst) − от 5 до 15 I_n.

Выравнивание вторичных токов со всех сторон защищаемого трансформатора производится программным выставлением необходимого коэффициента выравнивания амплитуд а1, а2 и а3 соответственно для первой, второй и третьей сторон трансформатора. Под коэффициентом выравнивания амплитуд понимается отношение номинального первичного тока трансформатора тока рассматриваемой стороны (соответственно номинального тока аналогового входа, но по вторичному току) к номинальному первичному току силового трансформатора этой же стороны.

Например, для силового трансформатора мощностью 25 мВ·А с номинальными напряжениями 110 кВ и 20 кВ и номинальными токами 131 А и 722 А установлены трансформаторы тока на стороне 110 кВ – 250/5, на стороне 20 кВ – 1000/5.

Коэффициенты выравнивания амплитуд, которые должны быть установлены, определяются:
a1 = I_{ном т т} /I_{ном тр-ра} = 250/131=1,91 − для стороны 110 кВ, а2 = 1000/722 = 1,38 − для стороны 20 кВ.

После выравнивания с помощью коэффициентов выравнивания амплитуд, измеряемые величины тока, в том числе и уставки дифференциальной защиты, будут выдаваться относительно номинального тока силового трансформатора.

Для трехобмоточного трансформатора под номинальным током каждой из сторон понимается ток, соответствующий наибольшей мощности из номинальных мощностей всех сторон защищаемого трансформатора.

Выравнивание с помощью коэффициентов выравнивания амплитуд используется для компенсации токов только дифференциальной защиты.

В тех случаях, когда невозможно компенсировать токи с помощью коэффициентов выравнивания амплитуд можно выполнить выравнивание с помощью изменения номинального тока аналогового входа (в фирменной информации изменением опорной величины канала переменного тока).

Под коэффициентом изменения опорной величины канала переменного тока понимается отношение номинального первичного тока защищаемого трансформатора рассматриваемой стороны к номинальному первичному току трансформатора той же стороны.

Для вышеприведенного примера коэффициенты изменения опорных величин канала переменного тока могут быть установлены 131/250 = 0,524 и 722/1000 = 0,722 для сторон высшего и низшего напряжения, при этом коэффициенты выравнивания амплитуд должны быть равны а1 = 1,0, а2 = 1,0.

Следует иметь в виду, что при использовании для выравнивания токов дифференциальной защиты опорных величин канала переменного тока происходит изменение номиналов аналоговых входов для всего устройства (всех функций защит и величины измерения).
Для трехобмоточного трансформатора, у которого разные номинальные мощности обмоток, можно одновременно использовать оба способа, например с помощью изменения опорных величин каналов переменного тока компенсировать неравенство номинальных токов обмоток трансформатора и номинальных токов трансформаторов тока, а с помощью коэффициентов а1,а2 и а3 компенсировать неравенство номинальных мощностей обмоток.

Для компенсации углового сдвига первичных токов обмоток силового трансформатора используется тот факт, что межфазные токи (разность фазных токов) сдвинуты относительно фазных токов на угол 30°. Задание необходимой компенсации углового сдвига производится с помощью матриц приведения, приведенных в табл. 9-1, 9-2, 9-3 и 9-4.

Для объяснения принципа использования таблиц и матриц приведения рассмотрим пример задания компенсации углового сдвига токов для трехобмоточного трансформатора со схемой соединения обмоток Y/Y/Δ-0-11. Для трехобмоточного трансформатора следует воспользоваться табл. 9-3, в соответствии с которой обмотки S1-y, S2-y0, S3-d11. Выбираем сочетания матриц ССА (в табл. 9-3 – первая строка, столбец d11).

Проверим выполнение компенсации углового сдвига с выбранным сочетанием матриц для фазы А (для остальных фаз выполняются циклические перестановки).

Для первой обмотки S1-y − матрица С(1 – 10) по табл. 9-1. Для получения величины и фазы тока после выполнения компенсации надо матрицу Сумножить на матрицу токов фаз А, В, С:

Произведение двух матриц первого порядка равно сумме произведений первого члена столбца на первый член строки, второго члена столбца на второй член строки и т. д. Произведение двух матриц будет равно:

т.е. ток первой обмотки поворачивается на 30° в сторону опережения, а благодаря коэффициенту 1/ 3 абсолютная величина тока не изменяется. Для второй обмотки S2 применяется та же матрица, т.е. ток второй обмотки также будет повернут на 30° в сторону опережения.

Для третьей обмотки S3-d11 − матрица А(1 0 0). Произведение этой матрицы на матрицу токов фаз А, В, С, даст значение тока I_A3, т.е. ток фазы третьей обмотки (обмотка – треугольник) не имеет поворота и не меняется абсолютная величина тока.

На рис. 9.3 для приведенного примера показаны токи обмоток до компенсации углового сдвига и после компенсации

Рис. 9.3. Пример компенсации углового сдвига первичных токов для трансформатора со схемой соединения обмоток Y/Y/Δ-0-11

Следует обратить внимание на необходимость применения для обмотки трансформатора, соединенной в «звезду», матриц с С до М, применение которых исключает токи нулевой последовательности и тем самым предотвращает излишнюю работу дифференциальной защиты при внешнем коротком замыкании.

Матрицы приведения с соответствующими амплитудными коэффициентами

Матрицы приведения (фаза А)	Амплитудный коэффициент
А = (1 0 0) 1	1
В = (-1 0 0)	1
С = (1 –1 0)	1/√3
D = (-1 1 0)	1/√3
E = (1 0 –1)	1/√3
F = (-1 0 1)	1/√3
G = (2 –1 –1)	1/3
H = (-2 1 1)	1/3
J = (-1 2 –1)	1/3
K = (1 –2 1)	1/3
L = (-1 –1 2)	1/3
M = (1 1 –2)	1/3
N = (0 1 0)	1
O = (0 –1 0)	1

Матрицы приведения для двухобмоточного трансформатора с Y — соединением обмотки 1

Векторная группа	Матрица приведения Обмотка 1	Матрица приведения Обмотка 2
Yy0	Е	E
Yy6	Е	F
Yd1	E	A
Yd5	C	B
Yd7	E	B
Yd11	C	A
Yz1	E	G
Yz5	C	H
Yz7	E	H
Yz11	C	G

Матрицы приведения для трехобмоточного трансформатора с Y-соединением обмотки 1

y0	EEE	EEF	EEA	CCB	EEB	CCA	EEG	CCH	EEH	CCG
y6	EFE	EFF	EFA	CDB	EFB	CDA	EFG	CDH	EFH	CDG
d1	EFE	EAF	EAA	COB	ЕAB	COА	ЕAG	COH	ЕAH	COG
d5	CBC	CBD	CBO	CBB	CBN	CВA	CBK	CBH	CBJ	CBG
d7	EBE	EBF	EBA	CNB	EBB	CNA	EBG	CNH	EBN	CNG
d11	CAC	CAD	CAO	CАB	CAN	CAA	CAK	CAH	CAJ	CAG
z1	EGE	EGF	EGA	CKB	EGB	CKA	EGG	CKH	EGH	CKG
z5	CHC	СHD	CHO	CHB	CHN	CHA	CHK	CHH	CHJ	CHG
z7	EHE	EHF	EHA	CJB	EEB	CCA	EEG	CCH	ЕЕH	CJG
z11	CGC	CGD	CGO	CGB	CGN	CGA	CGK	CGH	CGJ	CGG

Матрицы приведения для трансформаторов с соединением первой обмотки в
«треугольник».

Применимы для двух- и трехобмоточных трансформаторов

Векторная группа	Матрица приведения Обмотка 1	Матрица приведения Обмотка 2 (и обмотка 3)
DY1	A	C
Dy5	A	F
DY7	A	D
Dy11	A	E
Dd0	A	A
Dd6	A	B
Dz0	A	G
Dz2	A	K
Dz4	A	L
Dz6	A	H
Dz8	A	J
Dz10	A	M

Расчет уставок терминала RET316

Расчет уставок срабатывания дифференциальной защиты терминала RET316 заключается в выборе основной уставки «g», коэффициента торможения «v», значения тормозного тока, при котором тормозная характеристика переходит в вертикальный участок «в», значение увеличения основной уставки «g-High», тока срабатывания дифференциальной токовой отсечки «I-Inst», отношения тока вторичной гармоники к первой гармонике «Jnrush Ratio», времени существования броска тока намагничивания «Jnrush Time», коэффициентов выравнивания вторичных токов a1, a2 и а3, соединения обмотки 1 – «S1» и векторные группы обмоток 2 и 3 − «S2», «S3».

Методика выбора уставок, согласно которой выбор основной уставки, коэффициента торможения и переход тормозной характеристики на вертикальный участок зависят от области применения терминала: трансформаторы собственных нужд электростанций, трансформаторы связи и блочные трансформаторы электростанций, трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы.

(9 – 5)

Формула для расчета коэффициента торможения одна и та же для всех групп, однако коэффициенты, принимаемые в этой формуле, зависят от области использования защиты:

где k_отстр – коэффициент отстройки от тока небаланса может быть принят для RET316 – k_отстр = 1,1 ÷ 1,15;
k_пер – коэффициент, учитывающий переходный процесс, зависит от группы применения;
ε – относительная полная погрешность трансформаторов тока, принимается для всех режимов ε = 0,1;
Δu_рег – половина полного диапазона регулирования напряжения трансформатора в относительных единицах;
Δf_выр – относительная погрешность выравнивания токов плеч, для RET316 можно принять Δf_выр = 0,02;
k_{сн.торм} – коэффициент снижения тормозного тока в переходном режиме, зависит от группы применения.
Ниже приведены рекомендации для каждой группы.

Особенности диф защиты трансформаторов собственных нужд (ТСН) электрических станций

Расчетным режимом для дифференциальной защиты ТСН, как правило, является режим пуска мощного электродвигателя и наибольший ток небаланса будет на стороне низшего напряжения.

Значение переходного тока небаланса зависит от приведенной кратности k’₁₀.

(9 – 6)

где I_1ном.ТТ – первичный номинальный ток трансформатора в [А];
I_ном.Т – первичный номинальный ток силового трансформатора в [А];
k₁₀ – предельная кратность трансформатора тока, при которой полная погрешность при заданной вторичной нагрузке не превышает 10%.

Для дифференциальной защиты ТСН необходимо, чтобы k’₁₀ было не менее 16.

В зависимости от величины k’₁₀ в формуле расчета коэффициента торможения (9-5) следует принимать следующие значения коэффициентов k_пер и k_{сн.торм.}

Если при k’₁₀ от 16 до 20 коэффициент торможения V получается более 0,5, то следует принимать V = 0,5, а основную уставку необходимо принимать g = 0,5. Для k’₁₀ > 20 следует «g» принимать равным 0,3.

Уставку «в» следует принимать в = 1,25.

Особенности диф защиты трансформаторов связи и блочных трансформаторов электрических станций

Трансформаторы тока, используемые для дифференциальной защиты со стороны низшего напряжения, должны удовлетворять следующим условиям: при первичном номинальном токе ТТ не более 5000 А приведенная предельная кратность к’₁₀ должна быть больше 25, при первичном номинальном токе ТТ 6000 А и более сопротивление нагрузки должно быть не более номинального значения, указанного в документации на трансформатор тока.
Трансформаторы тока, используемые для дифференциальной защиты со стороны высшего напряжения, должны иметь приведенную предельную кратность не менее 25 (9 – 6).

При выполнении указанных условий следует в формуле (9 – 5) принимать k_пер = 3,0; k_{сн.торм} = 0,95.

Значение «g» принимается равным 0,2 для блочных трансформаторов, для которых ТСН не находится в зоне действия дифференциальной защиты. Если ТСН входит в зону действия дифференциальной защиты и охватывает ее, то g = 0,3.

Если ТСН входит в зону действия дифференциальной защиты, но не охватывается дифференциальной схемой, то уставка «g» выбирается по условию отстройки от трехфазного короткого замыкания на стороне низшего напряжения ТСН.

Уставку «в» следует принимать в = 1,5.

Особенности диф защиты трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов

Для трехобмоточных трансформаторов мощностью не более 40 МВА следует обеспечить приведенную предельную кратность трансформаторов тока более 20, при этом условии можно принять: k_пер = 2,0, k_{сн.торм} = 1,0, в = 1,25.

Для трехобмоточных трансформаторов мощностью 63 МВА и более и автотрансформаторов следует обеспечить приведенную предельную кратность трансформаторов тока более 25 (9-6), при этом условии можно принять: k_пер = 2,5, k_{сн.торм} = 1,0, в = 1,25.
Уставку «g» можно принимать g = 0,3.

Остальные уставки выбираются одинаково для всех групп.

Ток срабатывания дифференциальной токовой отсечки выбирается по наибольшему из двух условий: отстройки от броска тока намагничивания и отстройки от максимального тока внешнего короткого замыкания.

По условию отстройки от броска тока намагничивания уставку дифференциальной токовой отсечки следует принимать равной 6,0.

По условию отстройки от режима максимального тока внешнего короткого замыкания по следующему выражению:

(9 – 7)

где k_отстр – коэффициент отстройки, может быть принят k_отстр = 1,1;
k_нб = 0,7, если для защищаемого трансформатора со всех сторон используются трансформаторы тока с вторичным номинальным током 5 А;
k_нб = 1,0, если с какой либо стороны используются трансформаторы тока с вторичным номинальным током 1 А.
Уставка «g-High» может быть использована, если возможно повышение напряжения более 15% от номинального напряжения ответвления.
Уставку «Jnrush Ratio» можно принять равной 12%.
Уставка «Jnrush Time» может быть принята равной 5 с, если отсутствуют достаточно точные данные о времени затухания броска тока намагничивания.
Для пояснения выбора коэффициентов выравнивания вторичных токов рассмотрим трехобмоточный трансформатор с разными номинальными мощностями сторон, с тем чтобы помимо выравнивания амплитуд использовать возможность изменения опорной величины канала переменного тока.
Параметры трансформатора: S₁₁₀ = 25 МВ•А; U = 110/35/6,3 кВ; S₃₅ = 20 МВ•А; S₆ = 5 МВ•А; I₁₁₀ = 131 А; I₃₅ = 330 А; I₆ = 458 А. То же для полной мощности 25 МВА: I₁₁₀ = 131 А; I₃₅ = 412 А; I₆ = 2294 А; трансформаторы тока на стороне 110 кВ: n_ТТ = 300/5; на стороне 35 кВ: n_ТТ = 600/5, на стороне 6,3 кВ n_ТТ = 600/5.
Определяем коэффициенты изменения опорных величин канала переменного тока на стороне 110 кВ, 35 кВ и 6,3 кВ:

После изменения опорных величин каналов, опорные токи на сторонах 110, 35 и 6 кВ будут соответственно: 131 А, 330 А и 458 А.

Выбор необходимых векторных групп для компенсации углового сдвига подробно описан выше.
На этом расчет уставок срабатывания дифференциальной защиты трансформатора типа RET316 заканчивается.

Источник