Как рассчитать ток намагничивания трансформатора тока

Обновлено: 02.05.2024

Расчет бросков тока намагничивания трансформаторов

1) Правильно ли я понимаю, что при расчете ТНЗНП согласно руководящим указаниям по релейной защите выпуск 12 для линий с односторонним питанием: «Условия “а” и “б” рассматриваются при расчете защит линий, оборудованных выключателями с пофазным приводом; указанные условия не учитываются, если первая ступень защиты отстроена по времени от одновременного включения фаз выключателя».
Из паспорта на выключатель ВГТ-110 кВ: разновременность работы полюсов, с, не более 0,002 с при включении в то время как время срабатывания реле тока ТНЗНП защит, выполненных на МП элементной базе, не превышает 0,025 с. Т.е. можно говорить, что время разновременности включения фаз выключателя практически не превышает собственного времени срабатывания защиты, поэтому условие отстройки от броска тока намагничивания трансформаторов можно не учитывать.

Или все-таки каким-то образом отстраиваются от бросков тока намагничивания трансформаторов в таких ситуациях?

2) Вопрос определения Сб. Каким образом его взять применительно для защит на МП элементной базе?
Ведь в «Руководящих указаниях по релейной защите. Вып.9. Дифференциально –фазная высокочастотная защита линий 110 – 330 кВ. М., “Энергия”, 1972. 114 с. с ил.» и в «Руководящих указаниях по релейной защите. Вып.12. Токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю линий 110 – 500 кВ. Расчеты. М., “Энергия”, 1980. 88 с. с ил.». таблицы П-6 и таблицы ПV-4 соответственно даны значения Сб для реле, выполненных на электромеханической элементной базе.

3) И еще такой вопрос касаемо параметрирования. У ЭКРы есть дополнительные ступени ТНЗНП V и VI, если мне не изменяет память, и там есть возможность завести разрешить работу ТНЗНП от устройства БТНТ (например в шкафе ШЭ2607 021_200), которое как я понимаю, блокирует действие ТНЗНП при бросках тока намагничивания, следовательно, это условие можно не учитывать получается?

Указания по расчету нагрузок трансформаторов тока

Вторичная нагрузка на трансформаторы тока (ТТ) складывается из:

Согласно ГОСТ трансформаторы тока должны соответствовать одному из следующих классов точности: 0,5; 1; 3; 5Р; 10Р.

Класс точности 0,5 должен обеспечиваться при питании от трансформатора тока расчетных счетчиков. При питании щитовых измерительных приборов класс точности трансформаторов тока должен быть не ниже 3. При необходимости для измерения иметь более высокий класс точности трансформаторы тока должны выбираться по классу точности на ступень выше, чем соответствующий измерительный прибор.

Например: для приборов класса 1 трансформаторов тока должен обеспечивать класс 0,5; для приборов — 1,5 трансформаторов тока должен обеспечивать класс точности 1,0.

Требования к трансформаторам тока для релейной защиты рассмотрены ниже.

При расчете нагрузки на ТТ в целях упрощения допускается сопротивления элементов вторичной цепи ТТ складывать арифметически, что создает некоторый расчетный запас.

где:
S – потребляемая мощность по токовым цепям, ВА;
I – ток, при котором задана потребляемая мощность, А.

При расчете сопротивления проводов (кабеля) во вторичных цепях ТТ используется:

rпр — активное сопротивление проводов (жилы кабеля) от трансформатора тока до прибора или реле, Ом;
l – длина провода (кабеля) от трансформатора тока до места установки измерительных приборов или релейной аппаратуры, м;
S – сечение провода или жилы кабеля, мм2;
γ –удельная проводимость, м/Ом.мм2(для меди γ = 57, для алюминия γ =34,5).

2. Определение нагрузки на трансформаторы тока для измерительных приборов

Нагрузка на ТТ для измерительных приборов складывается из сопротивлений последовательно включенных измерительной аппаратуры, соединительных проводов и переходных сопротивлений в контактных соединениях.

Величина расчетной нагрузки Zн зависит также от схемы соединения ТТ.

При расчете определяется нагрузка для наиболее загруженной фазы ТТ.

В случае включения релейной аппаратуры последовательно с измерительной в расчетную нагрузку вводится также сопротивление реле. При этом расчетная нагрузка не должна превосходить допустимую в требуемом классе точности данного ТТ для измерительных приборов.

При соединении трансформаторов тока в звезду.

При соединении трансформаторов тока в неполную звезду.

При соединении ТТ в треугольник и включении измерительных приборов последовательно с реле во всех линейных проводах.

При соединении трансформаторов тока в треугольник и включении измерительного прибора последовательно с прибора последовательно с реле только в одном линейном проводе (например, в фазе А).

При использовании только одного ТТ.

В выражениях (3-7) известны сопротивления измерительных приборов Zп, сопротивления реле Zр, переходное сопротивление rпер и неизвестно сопротивление проводов rпр.

Поэтому расчет нагрузки на ТТ сводится к определению сопротивления соединительных проводов rпр.

Сопротивление rпр. определяется из условия обеспечения работа ТТ в требуемом классе точности при расчетной нагрузке. Поэтому должно быть Zн < Zдоп. Принимая Zн=Zдоп и пользуясь выражениями (3-7), определяется rпр для соответствующих схем соединения:

По найденному значению rпр определяется допустимое сечение соединительных проводов, пользуясь выражением (2).

Если в результате расчета сечение S окажется меньше 2,5 мм2, то оно должно быть принято равным 2,5 мм2 из условия механической прочности проводов в токовых цепях ТТ.

3. Определение напряжения на вторичной обмотке трансформатора тока

Сопротивление нагрузки трансформатора тока для измерительных приборов и релейной защиты по условию допустимого напряжения на вторичной обмотке трансформатора тока должно быть таким, чтобы при любом возможном виде короткого замыкания в месте установки трансформаторов тока измерения или защиты и любом возможном первичном токе трансформатора тока напряжение на зажимах вторичной обмотки трансформатора тока установившемся режиме не превышало 1000 В.

Это условие считается выполненным, если при любом виде к.з.

I1- наибольший возможный первичный ток при к.з.;
nт – номинальный коэффициент трансформации трансформатора тока;
Zн – фактическое сопротивление вторичной нагрузки трансформатора тока с учетом сопротивления принятого провода (жилы кабеля)

Если в результате расчета оказалось, что при Zн напряжение больше 1000 В, то следует перейти на большее сечение соединительных проводов (жил кабеля) до 10 мм2 включительно.

Если при S=10 мм2 напряжение окажется больше 1000 В, то следует перейти на больший коэффициент трансформации и расчет для определения Zн должен быть повторен.

4. Определение нагрузки на трансформаторы тока для релейной защиты

Нагрузка на ТТ для релейной защиты складывается из последовательно включенных сопротивлений релейной аппаратуры , соединительных проводов и переходных сопротивлений в контактных соединениях. Величина вторичной нагрузки зависит также от схемы соединения ТТ и от вида КЗ.

Релейная защита в условиях КЗ обычно работает при больших токах, которые во много раз превышают номинальный ток ТТ. Расчетами и опытом эксплуатации установлено, что для обеспечения правильной работы релейной защиты погрешности ТТ не должны превышать предельно допустимых значений.

По ПУЭ эта погрешность, как правило, не должна быть более 10%.

В ГОСТ 7746-88 точность ТТ, используемых для релейной защиты, нормируется по их полной погрешности (ε), обусловленной током намагничивания. По условию ε < 10% построены кривые предельных кратностей ТТ.

При этом наибольшее отношение первичного тока к его номинальному значению, при котором полная погрешность при заданной вторичной нагрузке не превышает 10%, называется предельной кратностью (К10).

Согласно тому же ГОСТ заводы-поставщики ТТ обязаны гарантировать значение номинальной предельной кратности (К10н), при которой полная погрешность ТТ, работающего с номинальной вторичной нагрузкой, не превышает 10%.

Чтобы найти допустимую нагрузку по кривым предельных кратностей, необходимо предварительно определить расчетную кратность тока К.З., т. е. отношение тока КЗ в расчетной точке к минимальному току ТТ (Красч.)

5. Определение расчетной кратности (Красч.) для выбора допустимой нагрузки (Zдоп.) на трансформаторы тока по кривым предельных кратностей

Для правильного выбора допустимой нагрузки на ТТ необходимо выбрать соответствующий режим и место короткого замыкания.

Расчетным режимом является КЗ, при котором ток к.з. имеет максимальную для данного ТТ величину Iмакс. в заданном месте КЗ.

Величины Iмакс. Выбираются различно для разных типов защиты зависимости от принципа их работы.

5.1 Токовые защиты с независимой характеристикой

Для максимальной токовой защиты с независимой характеристикой Iмакс = 1,1*Ic.з., поскольку для этих защит точная работа ТТ требуется лишь при токе их срабатывания.

Расчетная кратность определяется в условиях срабатывания защиты:

1,1 – коэффициент, учитывающий 10%-ную погрешность ТТ при срабатывании защиты;
Iс.з. – первичный ток срабатывания защиты;
I1н – первичный номинальный ток ТТ.

5.2 Токовые отсечки

Для токовой отсечки Iмакс = 1,1*Ic.з., поскольку для этих защит точная работа ТТ требуется лишь при токе их срабатывания.

Расчетная кратность определяется в условиях срабатывания защиты:

5.3 Максимальные токовые защиты с зависимой характеристикой

Для МТЗ с зависимой характеристикой Iмакс должен соответствовать току КЗ, при котором производится согласование по времени защит смежных элементов.

Iк.з.макс.- максимальный ток короткого замыкания, при котором производится согласование смежных защит;
n=1,2-1,3

5.4 Направленные токовые и дистанционные защиты

Для предотвращения излишних срабатываний, многоступенчатых защит Iмакс определяется при КЗ в конце зоны первой ступени защит или в конце линии.

n – коэффициент, принимается при минимальном времени действия защиты: менее 0,5 сек равным 1,4-1,5, а при времени больше 0,5 сек равным 1,2-1,3.

5.5 Дифференциальные токовые защиты

Для предотвращения срабатывания защиты от токов небаланса Iмакс определяется при наибольшем токе внешнего КЗ.

5.6 Дифференциально-фазные высокочастотные защиты

5.7 Продольные дифференциальные токовые защиты линий

По расчетной кратности, пользуясь кривыми предельных кратностей (по данным заводов-изготовителей трансформаторов тока) находится допустимое сопротивление Zдоп для трансформаторов тока рассматриваемой защиты.

В тех случаях, когда из-за отсутствия кривых предельных кратностей при проектировании вынужденно используются кривые 10%-ных кратностей, необходимо для учета возможного их завышения по сравнению с действительно допустимыми значениями по кривым предельных кратностей полученное по выражениям (13-19) значение Красч. увеличивать в 1,25 раз.

6.Определение расчетной нагрузки Zн

Расчетная нагрузка для трансформаторов тока релейной защиты определяется по выражениям, приведенным в таблице №1. В расчете принимается Zн=Zдоп.

По значению Zн можно определить сопротивление соединительных проводов (жил кабеля) во вторичных цепях трансформаторов тока.

Таблица 1 – расчетные формулы для определения вторичной нагрузки и сопротивления соединительных проводов трансформаторов тока для релейной защиты

7.Определение сопротивления соединительных проводов

В Таблице №1 приведены расчетные выражения, для определения сопротивления соединительных проводов во вторичных цепях трансформаторов тока в зависимости от их схем соединения и от вида КЗ.

При этом сопротивление релейной аппаратуры, подключенной к трансформаторам тока, может быть найдено по Справочные данные по потреблению релейной аппаратуры или по другим заводским данным.

По найденному значению rпр определяется допустимое сечение соединительных проводов.

Если в результате расчета S окажется менее 2,5 мм2, то оно должно быть принято равным 2,5 мм2 из условия механической прочности проводов в токовых цепях ТТ, после чего определяется фактическое сопротивление проводов по выражению (2).

Если в результате расчета сечение кабеля окажется чрезмерно большое (более 10 мм2), то для его уменьшения можно рекомендовать следующие мероприятия:

1. Применить последовательное соединение двух обмоток трансформаторов тока рассматриваемой защиты. При последовательном соединении одинаковых сердечников трансформаторов тока нагрузка на каждый сердечник ТТ уменьшается в 2 раза. При последовательном соединении разных сердечников трансформаторов тока расчетная нагрузка на ТТ уменьшается, так как она распределяется между обмотками трансформаторов тока пропорционально их ЭДС.

2. Изменить схему соединения трансформаторов тока вместо неполной звезды перейти к полной звезде; вместо схемы на разность токов перейти к схеме неполной звезды и т.п.

3. Применить другой трансформатор тока, допускающий большую вторичную нагрузку.

4. Установить дополнительный комплект трансформаторов тока и перевести на него часть вторичной нагрузки.

8.Справочные данные по потреблению релейной аппаратуры

Реле тока серии РТ-40

Реле тока серии РТ-40/1Д

№ п/п	Пределы уставок, А	Полное сопротивление, Ом
		Фазы
		А	В	С
1	0,15	40	20	21
2	0,4	25	13	13
3	1	14	7	7
4	2	9	5	5
5	4	6	2,5	2,8
6	5	5	2	2

Реле тока серии РТ 40/Р-1

Зависимость величины полного сопротивления от величины подаваемого тока при питании всех трех обмоток реле

№ п/п	Пределы уставок, А	Полное сопротивление, Ом
		Фазы
		А	В	С
1	0,15	40	20	21
2	0,4	25	13	13
3	1	14	7	7
4	2	9	5	5
5	4	6	2,5	2,8
6	5	5	2	2

Реле тока серии РТ 40/Р-5

Зависимость величины полного сопротивления от величины подаваемого тока при питании всех трех обмоток реле

Выбор трансформаторов тока для присоединения расчетных счетчиков

Для правильного выбора трансформаторов тока (ТТ) для расчетных счетчиков, нам нужно правильно выбрать коэффициент трансформации трансформатора тока, исходя из того, что расчетная нагрузка присоединения, будет работать в аварийном режиме.

Коэффициент трансформации считается завышенным, если при 25%-ной нагрузке присоединения в нормальном режиме, ток во вторичной обмотке будет меньше 10% от номинального тока подключенного счетчика – 5 А.

Для того, чтобы присоединенные приборы, работали в требуемом классе точности (напоминаю что для счетчиков коммерческого учета класс точности трансформаторов тока должен быть – 0,2; 0,2S; для технического учета – 0,5; 0,5S), необходимо чтобы, подключаемая вторичная нагрузка Zн не превышала номинальной вторичной нагрузки трансформатора тока, для данного класса точности, при этом должно выполняться условие Zн ≤ Zдоп. Подробно это рассмотрено в статье: «Выбор трансформаторов тока на напряжение 6(10) кВ».

Еще одним условием правильности выбора трансформаторов тока, является проверка трансформаторов тока на токовую ΔI и угловую погрешность δ.

Угловая погрешность учитывается только в показаниях счетчиков и ваттметров, и определяется углом δ между векторами I₁ и I₂.

Токовая погрешность определяется по формуле [Л1, с61]:

Kном. – коэффициент трансформации;
I₁ – ток первичной обмотки ТТ;
I₂ – ток вторичной обмотки ТТ;

Пример выбора трансформатора тока для установки расчетных счетчиков

Нужно выбрать трансформаторы тока для отходящей линии, питающей трансформатор ТМ-2500/6. Расчетный ток в нормальном режиме составляет – 240,8А, в аварийном режиме, когда трансформатор будет перегружен на 1,2, ток составит – 289А.

Выбираем ТТ с коэффициентом трансформации 300/5.

1. Рассчитываем первичный ток при 25%-ной нагрузке:

2. Рассчитываем вторичный ток при 25%-ной нагрузке:

Как видим, трансформаторы тока выбраны правильно, так как выполняется условие:

Рекомендую при выборе трансформаторов тока к расчетным счетчикам использовать таблицы II.4 – II.5.

Таблица II.5 Технические данные трансформаторов тока

Таблица II.4 Выбор трансформаторов тока

Учитывая необходимость подключения трансформаторов тока для питания измерительных приборов и реле, для которых нужны различные классы точности, высоковольтные трансформаторы тока выполняются с двумя вторичными обмотками.

1. Справочник по расчету электрических сетей. И.Ф. Шаповалов. 1974г.

Расчет уставок релейной защиты трансформатора 10/0,4 кВ

Чтобы у Вас меньше возникало вопросов, перед началом рассмотрения данного расчета уставок для понижающего трансформатора 10/0,4 рекомендую, сначала ознакомится с книгами, приведенными в содержании: «Список литературы».

И еще не большое отступление, если Вы используете другой тип защиты отличающейся от того что используется в данном примере, то все расчетные коэффициенты, можно посмотреть в [Л1] и [Л3].

И так перейдем, теперь непосредственно к самому расчету уставок.

В данном примере, нужно выполнить расчет уставок релейной защиты для понижающего сухого трансформатора cлитой изоляцией 10/0,4 кВ, типа TS-400 (компании TESAR) мощностью 400 кВА, питание осуществляется кабелем АПвЭВнг – 3х95 мм2 от ячейки №3 типа КСО-011, длина линии составляет 300 м. Однолинейная схема подстанции 10 кВ представлена на рис.1.

Рис.1 – Однолинейная схема подстанции 10 кВ

Для защиты трансформатора типа TS-400 применяется устройство релейной защиты и автоматики современного микропроцессорного многофункционального устройства типа SEPAM 1000+ серии S40 (компании Schneider Electric). Данное устройство обеспечивает, следующие виды защит:

токовая отсечка (ТО)– реализована с помощью первой ступени МТЗ терминала SEPAM S40 код ANSI 50/51, (ТО реализована согласно ПУЭ 7-ое издание, раздел 3.2.54 пункт 2);
максимально токовая защита (МТЗ) – реализована с помощью второй ступени МТЗ терминала SEPAM S40 код ANSI 50/51, (МТЗ реализована согласно ПУЭ 7-ое издание, раздел 3.2.60);
защита от перегрузки (ЗП) – реализована с помощью одной из ступеней МТЗ терминала SEPAM S40 код ANSI 50/51; (ЗП реализована согласно ПУЭ 7-ое издание, раздел 3.2.69); – код ANSI 50N/51N (ОЗЗ реализована согласно ПУЭ 7-ое издание, раздел 3.2.51)
газовая защита для данного трансформатора не предусматривалась.

Более подробно, выбор защит для трансформаторов согласно ПУЭ рассмотрен в статье: Перечень защит для силовых трансформаторов мощностью менее 4 МВА

2. Исходные данные

Мощность трансформатора: Sном.=400 кВА;
Схема соединения обмоток трансформатора 10/0,4 – Δ/Yн;
Ток 3х фазного КЗ на шинах 10 кВ в минимальном режиме: Iк.з.min=11,47 кА;
Напряжение: Uном.=10 кВ;
Напряжение короткого замыкания для двухобмоточного тр-ра типа TS-400: Uк%=4%; (выбирается из каталожных данных Завода-изготовителя)
Длина линии: L=300 м;
Кабель – АПвЭВнг – 3х95 мм2;
Коэффициент трансформации трансформаторов тока nт =100/5;
Вторичные обмотки трансформаторов тока выполнены по схеме «полная звезда»;
Тип защиты – SEPAM 1000+ серии S40.

3. Расчет уставок токовой отсечки (ТО)

Чтобы токовая отсечка срабатывала селективно, нужно отстраивать ее от токов КЗ за трансформатором, то есть на стороне 0,4 кВ. Также нужно обеспечить, чтобы токовая отсечка не срабатывала во время бросков токов намагничивания, которые возникают при включении под напряжение ненагруженного трансформатора, которые могут превышать в 3-5 раз номинальный ток силового трансформатора [Л2, с.8, Л3, с.41]. Однако если мы отстраиваемся от токов КЗ на стороне 0,4 кВ, то, как правило, обеспечивается несрабатывание ТО при бросках токов намагничивания.

Уставка срабатывания ТО, должна выбираться больше от тока 3-х фазного КЗ на стороне 0,4 кВ. Зона действия токовой отсечки охватывает: питающий кабель 10 кВ от ячейки 10 кВ до силового тр-ра и часть обмоток трансформатора.

Для начала мы должны рассчитать ток 3-х фазного КЗ на стороне 0,4 кВ, для этого, рассчитаем сопротивления всех элементов защищаемой линии в нашем случае – это КЛ-10 №2.

Составляем расчетную схему защищаемой линии.

Рис.2 – Расчетная схема

Исходя из расчетной схемы, составляем схему замещения.

Рис.3 – Схема замещения

Расчет ведется в именованных единицах. Активные сопротивления элементов схемы замещения не учитываются. Если длина кабеля не большая, то сопротивление для данного кабеля, можно не учитывать.

3.1 Определяем сопротивление системы:

3.2 Определяем сопротивление кабеля:

Хк=1/n* Худ.*L=1/1*0,121*0,3=0,0363 Ом;

Худ.=0,121 Ом/км – удельное сопротивление кабеля АПвЭВнг – 3х95 мм2 (выбирается из каталожных данных Завода-изготовителя);
n – количество ниток в кабеле;
L – длина защищаемой линии, км;

Как мы видим из расчета, величина сопротивления кабеля, не значительная и можно было сопротивление кабеля не учитывать при расчете токов КЗ.

3.3 Определяем сопротивление двухобмоточного трансформатора, приведенное к ВН:

3.4 Рассчитав все сопротивления со схемы замещения, определяем суммарное сопротивление:

3.5 Определяем ток трех фазного КЗ, когда возникает повреждение за трансформатором, приведенное к ВН:

3.6 Определяем первичный ток срабатывания защиты:

3.7 Определяем бросок тока намагничивания трансформатора:

где:
Kбр = 3-5 коэффициент броска тока намагничивания, принимается kбр=5, согласно рекомендаций Schneider Electric.

За расчетный ток принимаем наибольший ток срабатывания защиты Iс.з.1=575,37 > Iс.з.2=127,16. Принимаем – 575,37 А.

3.8 Определяем вторичный ток срабатывания реле:

3.9 Определяем коэффициент чувствительности защиты для случая 2х фазного КЗ, для схемы трех релейного исполнения. Если же у Вас защита выполнена для двух релейной схемы, то нужно еще умножить на 0,5, соответственно чувствительность защиты уменьшится в 2 раза по сравнению со схемой трех релейного исполнения.

Как мы видим Кч, соответствует требованиям ПУЭ (раздел 3.2.21 пункт 8) должен быть > 2.

3.10 Выбираем время срабатывания токовой отсечки:

В данном случае, токовая отсечка будет срабатывать мгновенно, без выдержки времени, то есть t=0 сек.

4. Расчет уставок максимальной токовой защиты (МТЗ)

Максимальная токовая защита должна отстраиваться от максимального возможного рабочего тока, с учетом того что возможен самозапуск электродвигателей 0,4 кВ.

4.1 Определяем максимальный рабочий ток:

где:
Kз=1,1 – фактически трансформатор загружен на 55%, поэтому принимаем 1,1.

4.2 Определяем первичный ток срабатывания защиты:

Kн.- коэффициент надежности, для терминалов SEPAM принимается 1,1;
Kв.- коэффициент возврата, для терминалов SEPAM принимается 0,935;
Kсзп.- коэффициент самозапуска электродвигателей обобщенной нагрузки; если двигателя не оборудованы устройством самозапуска, применяется 1,2÷1,3;

4.3 Выполним отстройку от защиты ввода на стороне 0,4 кВ, при этом должно выполнятся условие:

Iс.з>Кн*Iс.з.пред=1,2*27=32,4 А < 38,8 A (условие выполняется);

Кн=1,2-1,3 – коэффициент надежности;
Iс.з.пред. = 27 А (взято из таблицы уставок, предоставленных Заказчиком) – ток срабатывания ввода на стороне 0,4 кВ, который нужно привести к стороне в/н.

Как мы видим условие отстройки от защит 0,4 кВ выполняется.

4.4 Определяем вторичный ток срабатывания реле:

Ксх.= 1 берется по аналогии из расчета ТО;
nт =100/5;

Коэффициент чувствительности нужно проверять при наименее благоприятных условий. В данном примере для трансформатора со схемой соединения обмоток ∆/Y-11, наименее благоприятным условием является однофазное КЗ на землю на стороне 0,4 кВ.

Однофазный ток КЗ на стороне 0,4 кВ практически равен трехфазному току КЗ, Iк.з.(1)

Iк.з.НН(3), это связано с тем, что у этих трансформаторов полные сопротивления прямой и нулевой последовательности практически равны.

Более подробно вопрос о проверки чувствительности МТЗ для трансформатора со схемами соединения обмоток звезда-звезда и треугольник-звезда с выведенной нейтралью на стороне 0,4 кВ (Y/Y-0 и ∆/Y-11) рассмотрен в статье: «Примеры расчета коэффициента чувствительности МТЗ трансформатора».

Формулы по определению расчетных токов в реле максимальных токовых защит на стороне 6(10) кВ при однофазных КЗ на стороне 0,4 кВ трансформаторов Y/Y-0 и ∆/Y-11 представлены в таблице 2-3 [Л3. с.165].

4.5 Ток в реле при однофазном КЗ за трансформатором определяем по формуле приведенной в таблице 2-3 [Л3. с.165]:

4.6 Определяем коэффициент чувствительности при однофазном КЗ за трансформатором по формуле 1-4 [Л1. с.19] для полной звезды с тремя реле:

Согласно ПУЭ 7-издание пункт 3.2.21 коэффициент чувствительности МТЗ должен быть > 1,5 в основной зоне защиты.

4.7 Выбираем время срабатывания МТЗ:

Чтобы МТЗ работала селективно, нужно отстраиваться от времени срабатывания предыдущих защит, в данном случае это вводной автомат на стороне 0,4 кВ, где время его срабатывания tсз.пред.= 0,3 сек.

По рекомендациям на терминалы SEPAM, применяется временная ступень селективности ∆t=0,3 сек.

В результате время срабатывания МТЗ определяется по формуле:

tср = tсз.пред.+ ∆t = 0,3+0,3 = 0,6 сек

5. Расчет уставок защиты от перегрузки

Из-за того что, фактически трансформатор загружен на 55%, перегрузка трансформатора возможна, только на 10% от номинальной мощности.

5.1 Определяем первичный ток срабатывания защиты от перегрузки:

5.2 Определяем вторичный ток срабатывания реле:

где:
Kсх.= 1 и nт =100/5 – берутся по аналогии из предыдущих расчетов.

В связи с тем, что данная подстанция с постоянным дежурным персоналом, выполняем данную защиту с действием на сигнал, уставку по времени принимаем – 9 сек. В случае если бы подстанция была бы без постоянного персонала, разрешается выполнять данную защиту на отключение. В любом случае, данные решения, лучше согласовывать с Заказчиком.

Результаты расчетов, заносим в таблицу 1.

6. Расчет уставок выполненный в программе Excel

Чтобы ускорить выполнение расчета уставок релейной защиты понижающего трансформатора и не тратить много времени на выполнение расчета на листке бумаги и с помощью калькулятора, мною было принято решение, сделать данный расчет с помощью программы Excel, тем самым ускорив процесс проектирования объекта.

Надеюсь, данный расчет Вам поможет, и Вы будете меньше тратить времени на выполнение расчетов уставок релейной защиты. Если у Вас возникли вопросы, предложения по улучшению расчета или замечания, оставляйте их в комментариях.

7. Список литературы

Выпуск №3. Методика расчета уставок для Sepam. А.Л. Соловьев. 2006г.
Выпуск №10. Методика выбора уставок защит Sepam присоединений РП (РТП) 6-10 кВ с ячейками SM6. А.Н. Ермишкин. 2007 г.
Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. М. А. Шабад, 2003г.
Как рассчитать ток короткого замыкания. Е. Н. Беляев. 1983г.
Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Седьмое издание. 2008г.

Всего наилучшего! До новых встреч на сайте Raschet.info.

Если вы нашли ответ на свой вопрос и у вас есть желание отблагодарить автора статьи за его труд, можете воспользоваться платформой для перевода средств «WebMoney Funding» и «PayPal» .

Данный проект поддерживается и развивается исключительно на средства от добровольных пожертвований.

Проявив лояльность к сайту, Вы можете перечислить любую сумму денег, тем самым вы поможете улучшить данный сайт, повысить регулярность появления новых интересных статей и оплатить регулярные расходы, такие как: оплата хостинга, доменного имени, SSL-сертификата, зарплата нашим авторам.

Ещё записи из рубрики "Расчеты РЗА"

17.05.2017 · 0 ·

В данной статье я хотел бы рассмотреть пример расчета тока, протекающий через тело человека при.

19.06.2017 · 0 ·

В данной статье рассмотрим выбор уставок защиты от дуговых замыканий (ЗДЗ). Принцип работы и виды ЗДЗ с их.

14.02.2019 · 0 ·

В данной статье речь пойдет о том, какие защиты нужно предусматривать для асинхронных электродвигателей.

07.02.2019 · 1 ·

В данной статье речь пойдет о расчете собственных емкостных токов для различных присоединений в сети 6(10).

29.06.2016 · 18 ·

Содержание 1. Общая часть2. Исходные данные для расчета3. Расчет сопротивлений элементов4. Расчет токов.

Делаю первые шаги в области проектирования, очень понравился ваш расчет, все очень подробно расписано. Спасибо за вашу работу.

Спасибо за пример расчета уставок для тр-ра. Действительно все расписано по максимуму. Особенно радует что Вы делаете ссылки на ПУЭ.

Ника, полностью с Вами согласен. Расчет действительно толково сделан.

Наверное использована лишняя формула для Imax. если для перегруза вы нашли Iном, то можно было бы просто этот ток умножить на коэффициент Кз 1,1 для решения Imax.

В какой-то степени Вы правы, но у меня порядок расчета был следующий: ТО, МТЗ, защита от перегрузки, по-этому пришлось дважды считать Iном тр-ра + старался максимально подробно все расписать, чтобы не было путаницы.

Здравствуйте! Как видно из результатов расчета 300 м кабеля, можно было не учитывать. Я в расчетах учитываю сопротивление кабеля начиная от 500 м + сечение кабеля нужно учитывать. В нормативных документах, данная информация отсутствует, по крайней мере я не встречал. По хорошему нужно всегда считать сопротивление кабеля.

Добрый день! Спасибо за наглядную информацию. Возникла проблема с расчетом. Линия КЛ-10 120 м, ВЛЗ-10 2,4 км, две КТП по 400 кВа. по книге Небрата схему замещения рассчитать не получилось. есть ли какие-то более доступные расчеты?

Здравствуйте! Наиболее наглядные методы преобразования, представлены в книге Небрата, можно конечно посмотреть еще Шабада, Беляева, Голубева возможно представленные примеры там Вам помогут разобраться. Например для расчетов ТКЗ, я использовал книги авторов: Небрата, Голубева и Беляева.

Здравствуйте! Спасибо Вам за предоставленный подробный расчет. Вопрос по мощности трансформатора у Вас 400кВА, формуле п.3.3 выполнено как 0,4. Опечатка? или я ошибаюсь?

Feedbacker

Супер, вы очень помогли освежить память, вспомнить дипломное проектирование спустя 6 лет. Спасибо большое!

Добрый день! Спасибо за подробный расчет как для начинающего специалиста в этой области.
Один вопрос: В разных источниках литературы и в ПУЭ прописано, что Расчет тока срабатывании селективной токовой отсечки без выдержки времени, установленной на линии, на понижающем трансформаторе и на блоке линия-трансформатор, селективность токовой отсечки мгновенного действия обеспечивается выбором её тока срабатывания Iс.о большим, чем максимальное значение тока КЗ I(3)к.макс при повреждении в конце защищаемой линии электропередачи или на стороне НН защищаемого понижающего трансформатора, вот это ИЛИ значит, что можно отстроится на стороне ВН тр-ра и не учитывать сопротивление трансформатора или обязательное правило отстройки за трансформатором не понятно. Если можно проясните.

Если же Вы рассчитываете ТКЗ, то нужно учитывать все сопротивления до места ТКЗ, в том числе сопротивления тр-ра с учетом положений РПН (min, max и среднее).

Галимжан Тусбаев

Зона действия токовой отсечки охватывает: питающий кабель 10 кВ от ячейки 10 кВ до силового тр-ра и часть обмоток трансформатора. В соответствии правил зона действия ТО это 20 процентов от источника питания. Тогда почему Вы охватываете всю линию и часть обмотки транса?

ПУЭ рекомендуют применять отсечку, если её зона действия охватывает не меньше 20% защищаемой линии. А не так как вы написали, что зона действия ТО должна составлять 20%.

Если хочется определить эффективность ТО установленной на линии электропередач, можно определить зону действия ТО в процентах от всей длины линии. Пример графического определения зон действия ТО на линиях электропередач, подробно рассмотрен в выше упомянутой книге.

На практике же зону действия ТО в основном не определяют, если Кч удовлетворяет требованиям ПУЭ.

P.S Рекомендую ознакомится с литературой, которую использовал при написании данной статьи. После ознакомления с данной литературой, много вопросов у вас исчезнет.

Здравствуйте, в расчётах не понял откуда взялось значение Iсз пред = 27, где его смотреть например на вашей схеме?

Здравствуйте. На однолинейной схеме сеть 0,4 кВ не показана. Iс.з.пред. = 27 А – это ток срабатывания ввода на стороне 0,4 кВ для тр-ра 400 кВА, который приведен к стороне в/н.

Добрый вечер. Делаю диплом и ваши расчеты очень доступные, но например у меня двухлучевая схема с АВР, 4 ктп двухтрансформаторные, то как в этом случае вести расчеты, для расчета мах 3ф тока кз нужно складывать сопротивления 4 трансформаторов ?

До сих пор не могу разобраться как рассчитаны ток мин кз на стороне 10кВ 11,47 кА? можно подробно как рассчитать данный значение?

Вопрос по пунктам 4 и 5.В пункте 4 рачитан I max без уловий пуска электродвигателя из неподвижного состояния. Тогда при запуске электродвигателя с кратностью пускового тока 7 (без устройства сглаживания пуска) или больше будет срабатывать МТЗ и отключать потребители стоящие ниже защиты. Тем более что в пункте 5 расчитывается Iном который отличается от максимального рабочего всего лишь на коэфицент 1,1.
Возможно я не прав ,но как по мне мтз надо отстраивать от сумарного пускогвого тока электродвигателей стоящих ниже защиты ведь пусковые режимы двигателей также являются рабочими режимами работы энерго сети.

в формуле 3.3 чтотакое 100?

Проценты, Uк ведь в процентах выражается!

да, я понял сам чуть позже когда написал комент.))спасибо вам!

Спасибо за ответ!

Добрый день! Спасибо большое за расчет уставок.
Один вопрос: при расчете ТО необходимо получить максимальный ток КЗ на стороне 0,4 кВ за тр-ром. Чтобы ток был максимальным, то суммарное сопротивление должно быть минимальным. А при расчете сопротивления системы берется минимальный ток КЗ на шинах, в связи с чем сопротивление системы будет наибольшим. Почему сопротивление системы рассчитывается не по максимальному току КЗ на шинах? Понимаю, что это особой роли не сыграет, с учетом того во сколько раз больше сопротивление тр-ра сопротивления системы, но все же правильны мои рассуждения или что-то не так?)

Вопрос: Почему чувствительность МТЗ проверяется по току двухфазного КЗ? Насколько мне известно, после обратной трансформации тока КЗ стороны НН к месту установки защиты на стороне ВН (трехрелейная схема) через силовой тр-р со схемой Д-Ун меньшим будет ток все-таки однофазного КЗ, определяемый, как I(1)10 = (I(1)0,4=Iкз(3)0,4)/sqr(3). Все токи приведены к стороне 10 кВ. Это и будет наихудшим режимом.

Появилось свободное время, вот просмотрел более подробно тех. литературу по данному вопросу и действительно согласно книги Ермишкина, следует Кч проверять при двухфазном кз на выводах н/н трансформатора и при однофазных к.з. на выводах н/н. Вот только при соединении обмоток по схеме ∆/Yн → Iкз(1) ≈ Iкз(3).

Если же посмотреть книгу Методика расчета уставок для Sepam. А.Л. Соловьев. 2006г, то там автор говорит, что нужно проверять Кч при двухфазных КЗ, так же утверждает Шабад.

В общем я надеюсь теперь понятно как определять коэффициент чувствительности для МТЗ трансформатора.

Ниже привожу текст из методик выбора уставок без изменений:

Выпуск №10. Методика выбора уставок защит Sepam присоединений РП (РТП) 6-10 кВ с ячейками SM6. А.Н. Ермишкин. 2007 г:
6.1. МТЗ трансформатора.
Коэффициент чувствительности защиты при выполнении ею основной функции определяется при двух видах коротких замыканий в трансформаторе:

Обращаю Ваше внимание, что трансформаторы со схемой соединения обмоток Y/Yн не рассматриваются, т.к. существует требование Главгосэнергонадзора Минэнерго применять только трансформаторы со схемой соединения обмоток ∆/Yн.

Выпуск №3. Методика расчета уставок для Sepam. А.Л. Соловьев. 2006г.:

Оценка эффективности защиты производится с помощью коэффициента чувствительности kчув, который показывает, насколько ток в реле защиты при разных видах КЗ превышает ток срабатывания Iс.р (уставку):

Для выбора минимального значения тока в реле рассматриваются все виды КЗ. Например, для двухфазной схемы максимальной токовой защиты при КЗ на защищаемых линиях минимальное значение тока в реле следует рассчитывать при двухфазных КЗ. При тех же видах КЗ за трансформаторами со схемами соединения обмоток Y/∆11 или ∆/Y важно учесть схему защиты: для двухрелейной схемы расчетное значение Iр.мин = 0,5*I2к(3), а для трехрелейной Iр.мин =I2к(3) и, следовательно, чувствительность защиты повышается в 2 раза и получается одинаковой
при трехфазном и всех видах двухфазных КЗ. Здесь надо отметить, что чувствительность защиты оценивается по наибольшему из вторичных токов, проходящих в измерительных реле защиты, хотя бы и в одном из трех реле, поскольку все реле самостоятельно действуют на логическую часть защиты.

Ток намагничивания силовых тр-ро 6/0,4кВ

Вопросы возникли в связи с тем, что на КЛ-6кВ подключены 3 силовых тр-ра 1000 кВА. Одна из защит линии это токовая отсечка 1500А, с выдержкой времени равной 0,3 сек.
Хотим убрать выдержку времени на отсечке, но сомневаемся, не сработает ли защита ложно, при кратковременном перерыве электроснабжения, например при работе АВР на головной подстанции.

Подскажите пожалуйста для выбора времени срабатывания токовой отсечки выключателя фидера:

- какая примерно величина тока намагничивания силового тр-ра 6/0,4кв? и её длительность;
- если на одной линии 3 одинаковых тр-ра, то можно взять ток намагничивания одного тр-ра и умножить на 3? ;
- как изменится величина тока протекающего через выключатель линии на которой подключены 3 силовых тр-ра 6/0,4кВ, при их одновременном включении
например если длина КЛ-6кВ 1 км или длина КЛ-6кВ 5км.

- как отстроить защиту от тока намагничивания тр-ров, увеличением уставки по току?

2 Ответ от matu 2017-06-28 13:46:06

В теории нужно отстраиваться от суммарного броска тока намагничивания 3-х трансформаторов.
Посмотрите эти темы, в них идет речь о расчете БТН.
Расчет бросков тока намагничивания трансформаторов
Бросок тока намагничивания при включении трансформатора под нагрузку
Защита микропроцессорная? Если да, то можно использовать блокировку по второй гармонике.

3 Ответ от stoyan 2017-06-30 16:12:04

Ток намагничивания при включении можно рассчитать зная мощностя к.з. на шинах где находится защита (1500А/0,3с), сопротивление Кл и Uкз трансформаторов.

4 Ответ от dronos 2017-07-07 10:16:43

Токовая отсечка должна быть больше значения броска тока намагничивания трансформатора,
Значение броска тока намагничивания трансформатора примерно равно 5-7 крат номинального тока трансформатора.
Если работают 3 трансформатора и они подключаются одновременно при включении линии то нужно суммировать их значение броска тока (если одинаковые трансформаторы умножить на 3)
Конечное значения броска тока очень мало зависит от длины лини. Оно конечно зависит и чем больше длинна линии, следовательно больше сопротивление и тем меньше ток. но сут в том что значения токов в несколько сотен единиц в абсолютном выражении не сильно будет меньше на линии в 3 км чем на линии 1 км, но если вы производите расчет защиты как положено а не просто на глазок то его учитывать нужно.
Как просчитаете суммарное значение броска тока намагничивания 3-х трансформаторов умножаете его на коэффициент отстройки 1,1 и получаете уставку по току.
Но я рекомендовал бы пойти немного другим путем: По времени бросок тока намагничивания длится 0,02-0,07с в зависимости от мощности трансформатора (в вашем случае при 1000кВА трансформаторах ближе к 0,02с чем к 0,07с) а через 0,1с ток снижается до значения рабочего. При повышении уставки по току может очень сильно упасть чувствительность зажиты. Первое что я бы порекомендовал сделать это снизить уставку по времени до 0,1с и посмотреть как будет вести себя защита. В большинстве случаев этого будет достаточно и не придется завышать уставку по току. Если вы являетесь конечным потребителем (что для трансформатора 1000кВА скорее всего так и есть) то уставка по времени на ТО в 0,3с явна завышена изначально, если на этой линии у вас конечно не висят еще мощные двигатели на 10 кВ. А если ниже ест еще защиты, то нужно согласовывать уставку по времени с нижестоящей защитой, если мы говорим об уменьшении уставки. Я думаю, что хватит даже времени 0,7-0,8с. Но нужно проверять на практике… Если такого решение вам будет недостаточно тогда уже стоит задуматься об увеличении уставок…

Ток включения трансформатора

При включении трансформатора в сеть толчком на полное напряжение в трансформаторе могут возникнуть весьма большие броски тока намагничивания , превышающие в десятки раз ток намагничивания (холостого хода) при нормальной работе.

Так как ток намагничивания в трансформаторе не превосходит нескольких процентов номинального тока трансформатора, то максимальные значения бросков токов намагничивания при включении трансформатора толчком превышают номинальный ток не более чем в 6 - 8 раз.

С точки зрения динамической устойчивости обмоток трансформатора указанные броски тока намагничивания для трансформатора безопасны, так как обмотка рассчитывается на большие кратности токов, имеющие место при коротких замыканиях за трансформатором. Защита же трансформатора отстраивается от упомянутых бросков тока намагничивания путем применения соответствующих устройств (насыщающихся промежуточных трансформаторов и др.).

При включении обмотки на полное напряжение в обмотке могут возникнуть перенапряжения вследствие неравномерного распределения напряжения по обмотке и возникновения переходных волновых процессов. Но указанные перенапряжения для обмоток трансформатора безопасны, так как изоляция их рассчитывается на более значительные атмосферные (грозовые) перенапряжения.

Поэтому включение всех трансформаторов в сеть толчком на полное напряжение является совершенно безопасным, оно производится без предварительного подогрева трансформатора вне зависимости от времени года и температуры масла трансформатора.

Указанное распространяется также на включение в сеть трансформатора после монтажа или капитального ремонта, так как опыт показал, что при включении толчком и наличии повреждения трансформатор своевременно отключается защитой и размеры повреждения при этом бывают не больше, чем при включении трансформатора путем медленного подъема напряжения с нуля, что вызывает значительные трудности в условиях эксплуатации, а зачастую невозможно.

Трансформаторы должны включаться толчком на полное напряжение со стороны питания, где должна быть установлена соответствующая защита.

Испытание включением толчком на номинальное напряжение

При 3—5-кратном включении не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора. Этим опытом проверяется также отстройка максимальной токовой защиты от бросков тока намагничивания трансформатора. Физически возникновение сверхтока объясняется следующим. При включении трансформатора возникает переходный процесс, в течение которого магнитный поток можно рассматривать как сумму двух составляющих: периодической с неизменной амплитудой и медленно затухающей апериодической.

В момент включения эти составляющие равны по значению и противоположны по знаку, сумма их равна нулю. Когда же периодическая составляющая приобретает ту же полярность, что и апериодическая, они суммируются арифметически. Наибольшее возможное значение этой суммы близко к двукратной амплитуде периодической составляющей. Вследствие глубокого насыщения стали магнитопровода бросок тока холостого хода может превысить установившееся значение его в десятки и сотни раз и в 4—6 раз — номинальный ток.

Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!

Читайте также: