Проверка трансформаторов тока на успешную работу релейной защиты

Для успешной работы релейной защиты необходимо, чтобы погрешность трансформаторов тока не превышала 10 %. Из всех трансформаторов тока, установленных на подстанции, проверим маломощные, но сильно загруженные. Малой мощностью обладают встроенные трансформаторы тока ТВТ 110. К этим трансформаторам подключена дифференциальная защита, максимальная токовая защита на отключение и максимальная токовая защита от перегрузок.

В схемах с дешунтированием катушки отключения проверка трансформаторов тока на 10%-ную погрешность производится до дешунтирования.

 

ОПРЕДЕЛЯЕМ КРАТНОСТЬ К10 РАСЧЕТНОГО ТОКА ПО ОТНОШЕНИЮ К ПЕРВИЧНОМУ НОМИНАЛЬНОМУ ТОКУ ТРАНСФОРМАТОРА ТОКА

 

 

Для максимальной токовой защиты на отключение

 

I`расч=1,1·180=200 А,

 

Для дифференциальной защиты за расчетный ток принимаем максимальный ток при внешнем коротком замыкании, то есть на шинах 35 кВ

 

 

9.2 ОПРЕДЕЛЯЕМ ДОПУСТИМУЮ ВТОРИЧНУЮ НАГРУЗКУ ТРАНСФОРМАТОРА ТОКА Z Н.ДОП ПО КРИВЫМ ПРЕДЕЛЬНОЙ КРАТНОСТИ [4]

Zн.доп мтз=1,0 Ом, Zн.доп дз=1,6 Ом.

 

За расчетное принимаем 1,0 Ом.

 

9.3 ОПРЕДЕЛЯЕМ ФАКТИЧЕСКУЮ НАГРУЗКУ НА ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА [6]

Наибольшая фактическая нагрузка на трансформаторы тока, соединенные в треугольник, будет при трех- или двухфазном коротком замыкании на стороне 10 кВ:

 

,

 

Где r_К - сопротивление контактных соединений, принимается для всех схем и видов короткого замыкания равным 0,1 Ом;

∑Zр.п. - сопротивление всех реле, включенных в прямой провод;

 

 Ом;

 

∑Zр.об - сопротивление всех реле, включенных в обрат-провод (установлена только защита от перегрузок);

 

 Ом,

Где r_пр - сопротивление соединительных проводов; если длина проводов 10 м, а сечение 2,5 мм², то

 

 Ом.

Zн.расч=0,48+2·0,02+3·0,125+0,1=0,98 Ом.

 

Так как Zн.рачс=0,98<Zн.доп=1,0, то трансформаторы тока проходят по 10%-ной погрешности и могут быть использованы для подключения защит, сопротивление реле определяется по потребляемой мощности , которая зависит от установки для реле тока схемы и соединения обмоток для РП-341.

Принимаем:

 

Z_РТН-565=0,1 Ом; Z_{РП 341}=0,2 Ом; Z_{РВМ 12}=0,16 Ом.

 

В схеме с дешунтированием катушки отключения проверяем контакты РП-341 на отключающую способность; они могут переключать токи до 150 А. В этом случае определяем максимальный ток, протекающий по катушке отключения, в момент переключения контактов:

 

.

 

Схема защиты с РП-341 может быть применена.

СОГЛАСОВАНИЕ ЗАЩИТ

Действие максимальных токовых защит должно быть согласовано по времени. Согласование обычно выполняется на графике, на котором все токовременные характеристики защит строятся при одном напряжении в пределах от тока срабатывания до максимального тока короткого замыкания в месте установки защиты.

 

Таблица 10.1 - Данные расчета МТЗ и ТО

Величина		Защищаемая электроустановка
		Т110	Вв10	СВ10	ВЛ10	КЛ10	Вв35	СВ35	ВЛ35
Максимальные токовые защиты	I`с.з.расч, А	96	490	245	92	121	164	82	82
	I``с.з.расч, А	144	870	550	280	280	360	330	300
	Реле тока	РТ40	РТ40	РТ40	РТВ	РТ85	РТ40	РТ40	РТ40
	Iс.р., А	4,8	5,44	9,17	14	7	4,5	18	15
	Iу, А	6	3,45	9,2	15	7	4,5	18	15
	Iс.з.д, А	180	552	552	300	280	360	360	300
	Кч.осн	2,3	8,2	8,2	2,2	3,4	3,4	3,4	1,7
	Кч.рез	2,3	1,2	1,2	-	-	1,4	1,4	-
	tу,с	3,5	2,1	1,6	0,5	0,5	3	2,5	2
Токовые отсечки	I`с.о.расч, А	-	-	-	1450	1950	-	-	1040
	I``с.о.расч, А	-	-	-	230	405	-	-	-
	Реле тока	-	-	-	РТМ	РТ85	-	-	РТ40
	Iс.р., А	-	-	-	72,5	48	-	-	52
	Iу, А	-	-	-	75	49	-	-	52
	Iс.о.д., А	-	-	-	1500	1960	-	-	1040
	Кч	-	-	-	3,7	2,9	-	-	1,5

 

Строим токовременную характеристику плавкой вставки наиболее мощного трансформатора 10/0,4 кВ, подключенного к воздушной линии, в месте установки которого больший ток короткого замыкания Sт.ном=400 кВА и Iпв ном=50 А.

Построим токовременную характеристику защиты той линии, где подключен трансформатор 10/0,4 кВ [3].

Определяем ток согласования. За ток согласования возьмем ток трехфазного короткого замыкания за предохранителем 10 кВ для защиты на РТ 80 и ориентировочно для максимальной токовой защиты на РТВ. Для реле РТ 40 током согласования является ток срабатывания защиты.

 

Iсогл=1300 А

 

Определяем кратность согласования

 

 

Определяем расчетное время срабатывания защиты при токе срабатывания

 

tрасч=tпв+∆t=0,03+0,6=0,63 с,

 

где tпв - время перегорания плавкой вставки при токе согласования;

∆t - ступень селективности (∆t=0,6 с для РТ80 в независимой характеристике, ∆t=0,8 с в зависимой; ∆t=0,7 с для реле РТВ в независимой части и ∆t=1 с в зависимой).

По Ксогл и tрасч определяем контрольную точку на характеристике реле (РТ 85), по которой выбираем временную характеристику, проходящую через контрольную точку или чуть выше ее, и по ней определяем уставку времени, которая равна времени срабатывания реле при наибольшей кратности на характеристике реле [2]. Аналогично определяем уставки времени для защит остальных линий.

Переносим характеристики реле на график согласования защит до тока срабатывания токовой отсечки, а затем строим характеристику токовой отсечки.

Построим характеристику максимальной токовой защиты секционного выключателя 10кВ

 

t_расч=1,1+0,5=1,6 с = t_у.

 

Построим характеристику максимальной токовой защиты ввода

 

t_расч=1,6+0,5=2,1 с = t_у

 

Определяем расчетное время работы защиты трансформатора

 

t_расч=2,1+0,5=2,6 с = t_у

 

Построим характеристику защиты воздушной линии 35кВ, при этом все точки с напряжением 35кВ пересчитаем на 10кВ. Время срабатывания максимальной токовой защиты трансформатора 35/10 кВ можно принять 1,5-2,5 с.

 

Iс.з.д.нн=300·35/10=1050 А,

t_расч=1,5+0,5=2,0 с = t_у

Iс.о.д.нн=1040·35/10=3640 А.

 

Построим характеристику максимальной токовой защиты секционного выключателя 35 кВ

 

Iс.з.д.нн=360·35/10=1230 А

t_расч=2,0+0,5=2,5 с = t_у

 

Построим характеристику максимальной токовой защиты вводного выключателя 35 кВ

Iс.з.д.нн=1230 А,    t_расч=2,0+0,5=2,5 с = t_у

 

Построим характеристику максимальной токовой защиты трансформатора; для этого определим расчетное время срабатывания защиты при согласовании ее с защитой вводного выключателя 35 кВ:

 

t_расч=3,0+0,5=3,5 с = t_у

 

Это время больше, чем по п. 11.2.8; берем его за уставку времени:

 

Iс.з.д.нн=180·110/10=1980 А,   t_у=3,5 с,

А.

 

Выдержка времени защиты трансформатора 110 кВ значительна (3,5с), ее можно уменьшить до 3с, если не устанавливать защиту ввода 35 кВ.

Данные расчета согласования защит сводим в таблицу 10.1.

АВТОМАТИЗАЦИЯ ПОДСТАНЦИИ

Подстанции без коммутационной аппаратуры, на стороне высшего напряжения являются наиболее простыми. Трансформатор присоединяется к линии по схеме блока линия-трансформатор. Отключение подстанции при повреждении трансформатора производится головным выключателем Q1, установленным в начале линии. При этом если релейная защита линии имеет достаточную чувствительность к повреждениям на выводах низшего напряжения трансформатора, то на трансформаторе защита со стороны высшего напряжения может не устанавливаться.

Для предотвращения повреждений обмоток трансформатора при внешних коротких замыканиях выдержка времени защиты линии должна быть не больше времени термической стойкости защищаемого трансформатора. Однако защита линии часто не обладает достаточной чувствительностью и необходимым быстродействием при повреждении внутри трансформатора. В таких случаях на трансформаторе предусматривается собственная релейная защита.

Она, как и защита линии, действует на отключение головного выключателя. Передача отключающего сигнала производится с помощью устройств телемеханики, что может привести к усложнению и удорожанию защитного устройства.

Подстанции с короткозамыкателями и отделителями выполняются c наличием на стороне высшего напряжения трансформатора отделителя QR и короткозамыкателя QN, которые не требует специальной системы передачи сигнала на отключение линии при срабатывании защиты трансформатора. В этом случае релейная защита трансформатора действует на включение короткозамыкателя QN и при этом создается искусственное короткое замыкание в зоне действия защиты линии.

После ее отключения ток короткого замыкания исчезает и отключается отделитель.

Приводы короткозамыкателя и отделителя выполняются на основе пружинно-грузовых приводов выключателей, причем первый из них освобождает включающую пружину короткозамыкателя, а второй - отключающие пружины отделителя. Отключение короткозамыкателя и включение отделителя производятся вручную.

Также на подстанции выберем устройства автоматического повторного включения и автоматического включения резерва. Устройства двукратного автоматического повторного включения предусматриваются на воздушных линиях и одиночных трансформаторах, оборудованных выключателями. Устройства автоматического включения резерва предусматриваются на секционных выключателях напряжением 10 и 35 кВ.

ЛИТЕРАТУРА

 

1. Правила устройства электроустановок, Раздел III. Защита и автоматика. /Под редакцией Кролева С.Г. - М.: Энергоиздат, 1981, 80 с.

. Методические указания по выбору устройств релейной защиты в сетях 0,38-35 кВ сельскохозяйственного назначения. - РУМ, 1976, ноябрь.

. Методические указания по расчету электрических в сетях 0,38-110 кВ сельскохозяйственного назначения. - РУМ, 1981, ноябрь.

. Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распред. сетей. - Л.: Энергия, 1976, 288 с.

. Чернобровов Н.В. Релейная защита. - М.: Энергия, 1974, 680 с.

. Элекстроснабжение сельскохозяйственного производства. Справочник / Под ред. Будзко И.А. - М.: Колос, 1977, 352 с.

. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 4. Защита понижающих трансформаторов. - М.: Госэнергоиздат, 1962.

. Кривенков В.В., Новелла В.Н. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. - М.: Госэнергоиздат, 1981, 328 с.

. Глушков Б.В., Рыжков С.А. Методические указания для выполнения курсовой работы по дисциплине «Релейная защита и автоматика». 1984