Защиты трансформаторов

ПУЭ в разделе «Защита трансформаторов (автотрансформаторов) с обмоткой высшего напряжения 3 кВ и выше и шунтирующих реакторов 500 кВ» содержит требования к устройствам релейной защиты трансформаторов (автотрансформаторов), которая должна предусматриваться от следующих видов повреждений и ненормальных режимов:

1) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

2) однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;

3) витковых замыканий в обмотках;

4) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

5) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

6) понижения уровня масла;

7) частичного пробоя изоляции вводов 500 кВ;

8) однофазных замыканий на землю в сети 3-10 кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованиям безопасности.

Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должны быть предусмотрены:

1. Продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени на трансформаторах мощностью 6,3 МВ·А и более, на шунтирующих реакторах 500 кВ, а также на трансформаторах мощностью 4 МВ·А при параллельной работе последних с целью селективного отключения поврежденного трансформатора.

2. Токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита.

Дифференциальная защита может быть предусмотрена на трансформаторах меньшей мощности, но не менее 1 МВ·А, если:

- токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, а максимальная токовая защита имеет выдержку времени более 0,5 с;

- трансформатор установлен в районе, подверженном землетрясениям.

Указанные защиты должны действовать на отключение всех выключателей трансформатора.

Более подробно требования и защиты трансформатора рассматривались в дисциплине «Электроэнергетика. Часть 2».

В распределительных сетях широко применяются одно- и двухтрансформаторные понизительные подстанции.

Рассмотрим кратко расчет защит трансформатора на однотрансформаторной подстанции. Трансформатор двухобмоточный, высшее напряжение 10 кВ, низшее 0,4 кВ. Мощность трансформатора 4 МВ·А.

В соответствии с требованиями ПУЭ на таком трансформаторе должны быть установлены следующие виды защит:

- максимальная токовая защита;

- токовая отсечка;

- газовая защита.

Схема подстанции показана на рис. 5.1, а. МТЗ и ТО установлены на стороне 10 кВ. ТО – это защита от внутренних повреждений трансформатора, ток срабатывания ее отстраивается от тока КЗ в точке K 1. В зону действия этой защиты входит не весь трансформатор, в некоторых случаях только первичная обмотка. Защита мгновенного действия. Ток срабатывания ТО

,

где K _н = 1,25…1,3 – коэффициент надежности;

I ⁽³⁾_{КЗ maxK1} – ток трехфазного КЗ в точке K 1, приведенный к напряжению 10 кВ, в максимальном режиме системы.

а) б)

Рис. 5.1. Схема подстанции (а) и схема подключения защиты (б)

МТЗ – это защита от внешних междуфазных КЗ и от КЗ в трансформаторе в зоне, не охваченной токовой отсечкой. Эта защита является резервной защитой шин 0,4 кВ на случай отказа в работе автомата QF. Ток срабатывания МТЗ отстраивается от максимального рабочего тока трансформатора со стороны 10 кВ.

I _сз= ,

где K _н = 1,2 – коэффициент надежности;

K _{с зап} – коэффициент самозапуска электродвигателей;

K _в – коэффициент возврата реле тока; его величина может определяться аппаратной базой, выбранной для реализации защит;

I _{раб max} – максимальный рабочий ток трансформатора со стороны 10 кВ, равный

I _{раб max}= К _п I _{т ном1},

где K _п – коэффициент перегрузки; для однотрансформаторной подстанции K _п = 1, для двухтрансформаторной подстанции K _п > 1;

I _{т ном1} – номинальный первичный ток трансформатора.

Для двухтрансформаторной подстанции возможна перегрузка в случае отключения второго трансформатора. Коэффициент перегрузки определяется видом трансформатора (масляный или сухой), его мощностью и условиями работы трансформатора по ГОСТ 14209-97 «Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов».

Выдержка времени МТЗ по условиям эксплуатации, а не по требованию селективности выбирается на ступень выше времени срабатывания автомата при КЗ в точке K 1.

t _сз = t_a + Δ t,

где t_a – время срабатывания автомата при КЗ в точке K 1;

Δ t – ступень селективности.

Газовая защита в соответствии с требованиями ПУЭ на трансформаторах такой мощности устанавливается и действует при межвитковых замыканиях в обмотках трансформатора.

Современные цифровые защиты трансформаторов осуществляют полную защиту и реализуют множество других функций.

Рассмотрим на примере цифровой защиты Sepam фирмы Sheneider Electric методику расчета продольной дифференциальной защиты трансформатора.

Цифровая дифференциальная защита трансформаторов обычно выполняется с торможением, характеристика такой защиты обычно состоит из трех участков: горизонтального, следующего за ним наклонного (с малым углом наклона) и наклонного с большим углом наклона.

Фирмы-изготовители цифровых защит придерживаются примерно одинаковой идеологии. Разработки фирмы Sheneider Electric в этой части являются типичными, их можно рассматривать как некое обобщение вопросов выполнения и расчета дифференциальных защит.

В соответствии с материалами по защите Sepam изложим основные сведения о дифференциальной защите трансформатора (код ANSI 87 T).

На рис. 5.1, б показана схема подключения защиты к защищаемому трансформатору, там же даны обозначения токов двух сторон трансформатора, трансформаторы тока на каждой стороне трансформатора включены в схему звезды.

Принцип действия защиты основан на формировании дифференциального тока в виде абсолютного значения геометрической суммы токов сторон трансформатора

,

где x = 1, 2, 3 – номера фаз; I _dx – дифференциальный ток защиты;

, – откорректированные векторы токов фаз с обеих сторон трансформатора.

Как известно, дифференциальный ток действует в сторону срабатывания защиты, а тормозной препятствует срабатыванию.

Откорректированные значения токов – это результат коррекции, учитывающей разные группы соединений и коэффициенты трансформации на высокой и низкой сторонах защищаемого трансформатора. Сравниваемые токи плеч защиты должны быть в идеальном случае одинаковыми по амплитуде и совпадающими по фазе (или в противофазе). Это и есть коррекция – изменение токов по амплитуде и фазе.

Тормозной ток .

В данной защите тормозной ток есть результат выбора максимального значения модуля вектора тока с одной или другой стороны трансформатора.

Функции защиты показаны на структурной схеме, которая демонстрирует логику и алгоритм ее действия (рис. 5.2).

Рис. 5.2. Структурная схема защиты

Корректировка токов в аппаратуре Sepam выполняется на основании данных о номинальной мощности трансформатора и напряжении обмоток. По этим данным вычисляется коэффициент трансформации и ведется корректировка токов по модулю (амплитуде) и фазе. Группа соединения обмоток используется для корректировки токов по фазе.

Корректировка токов обмотки W 1 (рис. 5.3) производится всегда одинаково с учетом того, что это обмотка трансформатора с глухозаземленной нейтралью. В такой обмотке могут возникать токи нулевой последовательности, которые вызовут срабатывание дифзащиты. Корректировка имеет цель исключить токи нулевой последовательности. Это приведет к тому, что защита станет нечувствительной к внешним замыканиям на землю. Скорректированный ток вычисляется по формуле

,

где I_{n 1} – номинальный ток обмотки 1;

x = 1, 2, 3 – номера фаз (A, B, C).

Корректировка осуществляется в цифровом виде, является важнейшей функцией цифровой защиты и поясняется схемой рис. 5.3.

Рис. 5.3. Корректировка токов обмоток

Схема защиты трансформатора показана на рис.5.4.

В дифзащите Sepam предусмотрена определенная установка параметров и характеристик датчиков фазного тока (в частности, трансформаторов тока).

Номинальный первичный ток трансформаторов тока должен удовлетворять неравенству для обмотки 1 и обмотки 2

Рис. 5.4. Схема базового блока Sepam цифровой защиты трансформатора

;

,

где I _{ТТ n 1}, I _{ТТ n 2} – номинальные первичные токи трансформаторов тока обмоток 1 и 2; U_{n 1}, U_{n 2} – номинальные напряжения обмоток 1 и 2;

S _т.ном – номинальная мощность трансформатора.

Тормозная характеристика защиты является процентной, т. е. по осям отложены относительные значения дифференциального и тормозного токов (рис. 5.5). Первый участок характеристики – горизонтальная линия – характеризуется постоянным током срабатывания I_ds. В этой зоне трансформаторы тока не насыщаются, и поэтому осуществляется точное торможение.

Рис. 5.5. Тормозная характеристика защиты

Второй участок имеет малый наклон и малую протяженность. Здесь происходит некоторое насыщение трансформаторов тока и увеличение их погрешности. Поэтому приходится увеличивать ток срабатывания.

Третий участок имеет большой наклон, по рекомендации фирм – 70%. В этой зоне происходит сильное насыщение трансформаторов тока, поэтому ток срабатывания быстро растет.

Пример расчета дифзащиты (взят из фирменных материалов)

Исходные материалы:

двухобмоточный трансформатор (рис. 5.6) номинальной мощности S _тном = 2,5 МВ·А, номинальные напряжения обмоток 1 и 2 U_{n 1} = 20,8 кВ, U_{n 2} = 420 В; пиковый пусковой ток I_{in 2} = 9,6 I_n; трансформатор имеет РПН с диапазоном регулирования х = ±15% от номинального напряжения обмотки 2.

Рис. 5.6. Трансформатор с датчиками тока

Расчет. Выбор датчиков

Номинальные токи обмоток трансформатора

А;

кА.

Датчики тока допускают перегрузку 115% при работе РПН

А;

кА.

Основное условие для датчиков тока:

; .

; .

В соответствии с этими двумя ограничениями выбираем значения:

I _TTn1=100; I _TTn2=4 кА.

Пусковые токи обмоток

А; кА.

Определяем кратности токов

; .

Для датчика тока обмотки 1 предельная кратность

K _1пред = 3·6,7 = 20;

для датчика тока обмотки 2

K _2пред = 3·8,2 = 24,6.

Ближайшее нормальное значение – 30.

Выбираем датчики:

для обмотки 1: 100 А/1 А, тип 5Р20,

для обмотки 2: 4 кА/1 А, тип 5Р30.

В обозначении типа датчика тока (трансформатора тока) 20 и 30 – это величины предельной кратности.

Настройка процентной характеристики и уставки дифференциальной отсечки

Дифференциальный ток, возникающий при изменении коэффициента трансформации под действием РПН, будет

,

где x = 0,15 – половина диапазона регулирования РПН.

Погрешность датчика тока , погрешность реле .

Таким образом, минимальный ток срабатывания в первой зоне при допустимом пределе

.

Принимаем I _ds=34 %. По рекомендации фирмы наклон второго участка характеристики принимается также равным 34%.

Третий участок по рекомендации фирмы должен иметь наклон 70%, начиная с 6 I_{n 1}.

Уставка дифференциальной отсечки выбирается больше пускового тока

.

Схема базового блока цифровой защиты трансформатора Sepam приведена на рис. 5.4.

Дата добавления: 2015-05-07