Методика расчета уставок защит выбор схемы соединения трансформатора тока
Обновлено: 05.05.2024
Проект РЗА
Сайт о релейной защите и цифровых технологиях в энергетике
Home » Релейная защита и автоматика » Сети 6-35 кВ » РАСЧЕТ УСТАВОК: МИФЫ И РЕАЛЬНОСТЬРАСЧЕТ УСТАВОК: МИФЫ И РЕАЛЬНОСТЬ
Дмитрий Василевский 05.10.2017 24.03.2020 2 комментария к записи РАСЧЕТ УСТАВОК: МИФЫ И РЕАЛЬНОСТЬСегодня на больших подстанция 110 кВ любят применять ТТ с номинальным вторичным током 1А. В принципе идея неплохая, так как цифровым защитам этого вполне хватает, но при этом, на той же ПС, ЗРУ 6-10 кВ оснащаются стандартными пятиамперными ТТ. В итоге, чтобы сделать диффзащиту силового трансформатора нужно сначала программно выровнять вторичные токи, что в таких пределах позволяют сделать не все устройства.
В общем факторов первичной схемы, влияющих на расчет уставок много и к тому, что будет на реальном объекте ни один ВУЗ вас не подготовит.
Посудите сами, вы можете приобрести какой-нибудь иностранный САПР за 25 000 USD, но кто вам гарантирует, что он считает в соответствии с российскими нормами? Даже российские программы для расчета сетей стоят от 100 000 руб. за рабочее место, что не каждая фирма может себе позволить.
Кстати это положение дел на рынке навело меня на создание программы Гридис-КС, для построения карт селективности. С одной стороны, стоит он недорого и позволяет упростить ту часть расчета уставок, которую неудобно делать в EXCEL. С другой стороны, мы с коллегами попытались заслужить доверие пользователя, публикую данные об оцифровки каталожных защитных кривых, вплоть до указания значений погрешности.
Ну, а если у вас нет программы для расчета, вам придётся ее создать самим. Лучше всего в EXCEL, но кто-то использует и MathCad, и даже MatLab.
Мой вам совет, если хотите заниматься расчетами уставок профессионально, то изучайте EXCEL. Заодно поможете себе при оформлении проекта
МИФ 6. Расчет всегда будет идеальным
Вот мы и подошли к самой жести. Бывает так, что ты сделал все что мог, но расчет все равно не сходится. Не выходит каменный цветок! Ступень селективности получается слишком маленькая. Или чувствительность в зоне дальнего резервирования не обеспечивается. Или что-то еще. Что делать в этом случае?
Во-вторых, вы должны письменно предупредить заказчика о всех возможных последствиях, а также предложить (!) возможные варианты решения, включая замену ТТ и релейной защиты, а если это не поможет, то и первичного оборудования (например, кабелей) или даже изменение схемы. Однако, будьте готовы к тому, что менять никто ничего не будет. Часто уставки считают, когда основное оборудование уже заказано, а может даже установлено на объекте. В этом случае вам придется играть теми картами, что есть.
Письменно все должно быть оформлено, чтобы оставались следы. Это, я думаю, объяснять не нужно.
Однако, все же следует определить для себя некие “красные” границы, которые переступать нельзя. Иногда лучше потерять перспективы заработать и даже саму работу, но сохранить репутацию грамотного специалиста. Мир энергетики очень тесен и ваши косяки могут еще долго “отсвечивать” в будущем. В общем тут дело тонкое…
Ну и в-четвертых, нужно смириться с тем, что проект не всегда получается идеальным и по всем нормам. Это сложно.
Меня, например, очень раздражает, когда что-то выбивается из красивой картины. Остается чувство незавершенности. Но это реальность, которая сильно отличается от книг.
Какие выводы можно сделать по всему этому словоблудию?)
Настоящий расчет уставок одновременно и проще, и сложнее, чем его преподносят в книгах. Он просто другой. И кто бы что не говорил, это очень интересный и творческий процесс, который еще долго нельзя будет полностью автоматизировать.
Это значит, что у каждого проектировщика будет свой стиль, сформированный под влиянием множества “нестандартных” сложностей.
Ваше право выбирать как их решать, но всегда помните, что именно вы в конце концов отвечаете за результат!
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.
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"
В данной статье я хотел бы рассмотреть пример расчета тока, протекающий через тело человека при.
В данной статье рассмотрим выбор уставок защиты от дуговых замыканий (ЗДЗ). Принцип работы и виды ЗДЗ с их.
В данной статье речь пойдет о том, какие защиты нужно предусматривать для асинхронных электродвигателей.
В данной статье речь пойдет о расчете собственных емкостных токов для различных присоединений в сети 6(10).
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?
FeedbackerСупер, 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 ТусбаевЗона 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.
Расчет уставок резервных защит трехобмоточного трансформатора
В предыдущей статье был выполнен расчет уставок для дифференциальная защиты (основной защиты) трехобмоточного трансформатора, теперь нужно произвести расчет резервных защит.
В качестве резервных защит будут применяться: максимально-токовые защиты на напряжение 110 кВ, 35 кВ, 11 кВ, защита от перегруза на стороне 11 кВ, 35 кВ, 110 кВ, защита от неполнофазного режима в питающей сети и защита обдува на стороне 11 кВ, 35 кВ, 110 кВ.
1. Исходные данные для расчета
Расстановка защит по кернам представлена на рис.1, 2, 3.
Таблица 1- Токи короткого замыкания
| Токи короткого замыкания | Максимальные токи при разных положениях РПН (А ) | Минимальные токи при разных положениях РПН ( А) | ||
|---|---|---|---|---|
| Приведены к Uвн | Приведены к собственному напряжению, к Uнн | Приведен к Uвн | Приведены к собственному напряжению, к Uнн | |
| КЗ на ш. CН | 582/649/728 | 2125/2043/1922 | 504/541/574 | 1664/1539/1372 |
| КЗ на ш. НН | 376/425/487 | 4568/4452/4276 | 342/376/413 | 4152/3935/3627 |
Таблица 2 – Первичные номинальные токи для сторон 115; 38,5; 11 кВ
| Наименование величины | Обозначение и метод определения | Числовые значения для стороны | ||
|---|---|---|---|---|
| ВН 115 кВ | СН 38,5 кВ | НН 11 кВ | ||
| Первичный номинальный ток защищаемого тр-ра | Iном=Sном/√3*Uном | 80,33 | 239,94 | 839,81 |
2. Расчет МТЗ-11 кВ с пуском по напряжению
Для того чтобы выполнить максимально-токовую защиту с пуском по напряжению, нужно подключить в нашем случае терминал REF615 к трансформаторам тока класса точности 10Р и завести цепи напряжения с обмоток ТН-10 кВ соединенного в «звезду».
2.1 Определяем ток срабатывания по условию отстройки от тока нагрузки (номинального тока трансформатора).
2.2 Определяем ток срабатывания по условию обеспечения чувствительности при двухфазном КЗ на шинах 11 кВ трансформатора (основная зона). Согласно ПУЭ коэффициент чувствительности (Кч) должен быть не меньше 1,5.
2.3 Определяем ток срабатывания по условию согласования по чувствительности с МТЗ присоединений 11кВ. Максимальная уставка МТЗ присоединений: Iсз=300 А.
где: Кн = 1,2 – коэффициент надежности;
2.4 Определяем время срабатывания, по условию согласования с временем срабатывания присоединений 11 кВ tсз=0,5сек.
t = tсз + Δt = 0,5 + 0,4 = 0,9 сек
2.5 Определяем ток и время срабатывания по условию согласования по чувствительности с МТЗ СВ-11кВ: Iсз=800 А, tсз. = 1сек.
2.6 Определяем ток и время срабатывания по условию обеспечения чувствительности при двухфазном КЗ в конце присоединений 11 кВ (резервная зона). Согласно ПУЭ коэффициент чувствительности (Кч) должен быть не меньше 1,2. Из-за отсутствия параметров присоединений 11 кВ чувствительность в резервных зонах не проверялась.
2.7 Определяем вторичный ток срабатывания реле:
2.8 Определяем напряжение срабатывания реле минимального напряжения:
2.8.1 По условию обеспечения возврата реле после отключения внешнего КЗ:
- Котс. –коэффициент отстройки, принимается 1,2;
- Кв – коэффициент возврата, принимается 1,2;
В ориентировочных расчетах можно принять Uмин=(0,85-0,9)Uном.
2.8.2 По условию отстройки от напряжения самозапуска при включении от АПВ или АВР заторможенных двигателей нагрузки:
где:
Котс. –коэффициент отстройки, принимается 1,2;
В ориентировочных расчетах можно принять Uзап=0,7Uном.
2.8.3 Определяем вторичное значение:
где: Ктн – 10000/100 – коэффициент трансформации трансформатора напряжения;
Принимаем напряжения срабатывания реле: первичное напряжение Ucз=5800 В, вторичное напряжение реле Uср=58 В.
3. Расчет МТЗ-35 кВ с пуском по напряжению
Расчет МТЗ-35 кВ с пуском по напряжению выполняется по аналогии расчета МТЗ-11 с пуском по напряжению. МТЗ-35 кВ с пуском по напряжению реализуется с помощью терминала защиты REC 650 (фирмы «АВВ»). Для этого с нужно завести в терминал токовые и цепи напряжения с трансформаторов тока 35 кВ и трансформатора напряжения ТН-35 кВ.
3.1 Определяем ток срабатывания по условию отстройки от тока нагрузки (номинального тока трансформатора).
- Кн =1,2;
- Кв = 0,95;
- Кз = 1,3;
- Iном.= 239,94 А – первичный номинальный ток защищаемого трансформатора.
3.2 Определяем ток срабатывания по условию обеспечения чувствительности при двухфазном КЗ на шинах 35 кВ трансформатора (основная зона). Согласно ПУЭ коэффициент чувствительности (Кч) должен быть не меньше 1,5.
3.5 Определяем ток и время срабатывания по условию согласования по чувствительности с МТЗ СВ-35 кВ: Iсз=550 А, tсз. = 2,9 сек.
3.6 Определяем ток и время срабатывания по условию обеспечения чувствительности при двухфазном КЗ в конце ВЛ-35 кВ (резервная зона). Согласно ПУЭ коэффициент чувствительности (Кч) должен быть не меньше 1,2. Из-за отсутствия параметров присоединений 35 кВ чувствительность в резервных зонах не проверялась.
3.7 Определяем вторичный ток срабатывания реле:
3.8 Определяем напряжение срабатывания реле минимального напряжения:
3.8.1 По условию обеспечения возврата реле после отключения внешнего КЗ:
- Котс. – коэффициент отстройки, принимается 1,2;
- Кв – коэффициент возврата, принимается 1,2;
В ориентировочных расчетах можно принять Uмин=(0,85-0,9)Uном.
3.8.2 По условию отстройки от напряжения самозапуска при включении от АПВ или АВР заторможенных двигателей нагрузки:
где:
Котс. –коэффициент отстройки, принимается 1,2;
В ориентировочных расчетах можно принять Uзап=0,7Uном.
3.8.3 Определяем вторичное значение:
где: Ктн – 35000/100 – коэффициент трансформации трансформатора напряжения;
Принимаем напряжения срабатывания реле: первичное напряжение Ucз=20300 В, вторичное напряжение реле Uср=58 В.
4. Расчет МТЗ-110 кВ с пуском по напряжению
МТЗ-110 кВ с пуском по напряжению реализуется с помощью терминала защиты REC 650 (фирмы «АВВ»).
4.1 Определяем ток срабатывания по условию отстройки от тока нагрузки (номинального тока трансформатора).
- Кн = 1,2 (для терминалов фирмы «АВВ»);
- Кв = 0,95;
- Кз = 1,3;
- Iном.= 80,33 А – первичный номинальный ток защищаемого трансформатора.
4.2 Определяем ток и время срабатывания приведенное к стороне 110 кВ, по условию согласования по чувствительности с МТЗ-35 кВ трансформатора Iсз=618 А t=3,3сек.
4.3 Определяем ток и время срабатывания приведенное к стороне 110 кВ, по условию согласования по чувствительности с МТЗ-11 кВ трансформатора Iсз=1400 А t=1,4 сек.
4.4 Определяем ток срабатывания по условию обеспечения чувствительности при двухфазном КЗ на шинах 35 кВ трансформатора (резервная зона). Согласно ПУЭ коэффициент чувствительности (Кч) должен быть не меньше 1,2.
4.5 Определяем ток срабатывания по условию обеспечения чувствительности при КЗ на шинах 11 кВ трансформатора (КЗ за «треугольником») (резервная зона) . Согласно ПУЭ коэффициент чувствительности (Кч) должен быть не меньше 1,2.
4.6 Определяем вторичный ток срабатывания реле:
4.7 Напряжение срабатывания реле напряжения принимаем: Ucз=20300/58В от ТН-35 кВ; Ucз=5800/58В от ТН-11 кВ.
5. Защита от перегруза на стороне 11 кВ, 35 кВ, 110 кВ
5.1 Защита от перегруза на стороне 11 кВ в данном случае трансформатор загружен в нормальном режиме работы на 50%, поэтому перегруза тр-ра практически никакого не будет:
- Кн = 1,05 – коэффициент надежности;
- Кв = 0,95 – коэффициент возврата реле;
- Iном.= 839,81 А – первичный номинальный ток защищаемого трансформатора.
5.2 Определяем вторичный ток срабатывания реле:
5.3 Защита от перегруза на стороне 35 кВ:
где:
Iном.= 239,94 А – первичный номинальный ток защищаемого трансформатора.
5.4 Определяем вторичный ток срабатывания реле:
5.5 Защита от перегруза на стороне 110 кВ:
где:
Iном.= 80,33 А – первичный номинальный ток защищаемого трансформатора.
5.6 Определяем вторичный ток срабатывания реле:
6. Защита от неполнофазного режима в питающей сети
Защита от неполнофазного режима в питающей сети (ненаправленная токовая защита нулевой последовательности с запретом АПВ). Защита устанавливается на вводе 110 кВ или в нейтрали трансформатора в режиме заземления нейтрали трансформатора.
В данном случае устанавливалась защита только на вводе 110 кВ.
6.1 Определяем ток срабатывания защиты по формуле:
где: Iном.= 80,33 А – первичный номинальный ток защищаемого трансформатора на стороне 115 кВ;
6.2 Определяем вторичный ток срабатывания реле:
6.3 Принимаем время срабатывания защиты t=9 сек с действием на отключение выключателя 110 кВ трансформатора.
7. Защита обдува на стороне 11 кВ, 35 кВ, 110 кВ
7.1 Защита обдува на стороне 11 кВ принимается исходя из заводской инструкции по эксплуатации трансформатора Iсз=(0,4÷1)*Iном (см. ПТЭ, гл.12.3, «Силовые трансформаторы и масляные реакторы»).
7.2 Определяем вторичный ток срабатывания реле:
7.3 Защита обдува на стороне 35 кВ принимается, исходя из заводской инструкции по эксплуатации трансформатора Iсз=(0,4÷1)*Iном (см. ПТЭ, гл.12.3).
7.4 Определяем вторичный ток срабатывания реле:
7.5 Защита обдува на стороне 110 кВ принимается, исходя из заводской инструкции по эксплуатации трансформатора Iсз=(0,4÷1)*Iном (см. ПТЭ, гл.12.3).
7.6 Определяем вторичный ток срабатывания реле:
7.7 Защита обдува на стороне 11 кВ, 35 кВ, 110 кВ, работает с действием на включение обдува. Уставку уточнить исходя из заводской инструкции по эксплуатации трансформатора.
Читайте также: