ИЭ / 8 сем (станции+реле) / Экзамен / РЗ 8 сем

При замыкании на корпус обмоток или вводов трансформатора, по заземляющей шине проходит почти весь ток КЗ, лишь его незначительная часть замыкается через жб фундамент, на котором установлен трансформатор.

При внешних однофазных КЗ на землю ток также будет протекать через заземляющую шину трансформатора, от этих токов КЗ защита должна быть отстроена.

Пример: ШЭТ 211.01-1

31

ИЭУ1:

ДЗТ - дифференциальная защита (авто)трансформатора,

ГЗ Т - газовая защита,

ТЗ Т - технологические защиты,

ГЗ РПН - газовая защита РПН,

МТЗ/U ВН - максимальная токовая защита с пуском по напряжению,

ТЗНП ВН - токовая защита нулевой последовательности,

МТЗ/U (НН, СН)* 2 экз. - максимальная токовая защита с пуском по напряжению НН, СН,

ЗНР - защита от неполнофазного режима,

ТЗНП РЗН 2 экз. - токовая защита нулевой последовательности резистор заземления нейтрали,

КИ (НН, СН) 2 экз. - контроль изоляции,

БНН (НН, СН) 4 экз. - блокировка при неисправности цепей напряжения,

ЗП ВН, ЗП (НН, СН) 2 экз. - защита от перегрузки,

КОН Т - контроль отсутствия напряжения на трансформаторе, 32

ТК ЗДЗ - токовый контроль защита от дуговых замыканий,

ПО УРОВ НН - пусковой орган,

РТПО - токовое реле (орган) пуска охлаждения,

УРОВ - устройство резервирования отказа выключателя,

АПВ - автоматическое повторное включение,

КСН - контроль синхронизма и напряжения,

АУВ - автоматика управления выключателем,

РАС - регистрация аварийных событий ИЭУ2:

ДЗО (НН, СН) - дифференциальная защита ошиновки,

РАС - регистрация аварийных событий

33

На трех последних картинках показана цифровая реализация

вышеперечисленных видов защит трансформатора. Собственно, пробовать тут

34

разобраться, глядя тупо на бумагу и не видя самого устройства, я считаю

слишком не рационально потратить время.

Дифференциальная защита

Дифференциальная защита применяется в качестве основной быстродействующей защиты трансформаторов и автотрансформаторов:

•на одиночно работающих трансформаторах (АТ) мощностью 6300 кВА и выше;

•на параллельно работающих трансформаторах (АТ) мощностью 4 000 кВА и выше;

•на трансформаторах мощностью 1 000 кВА и выше, если токовая отсечка не обеспечивает необходимой чувствительности (коэффициент меньше 2),

а максимальная токовая защита имеет выдержку времени более 1 с.

Особенности выполнения дифференциальной защиты трансформаторов

1. В силовом трансформаторе в общем случае токи обмоток высшего, среднего и низшего напряжений IВН, IСН, IНН не равны между собой, а коэффициенты трансформации стандартных ТТ таковы, что практически невозможно с их

35

помощью сделать равными между собой вторичные токи в плечах

дифференциальной защиты.

2.При регулировании коэффициента трансформации трансформатора в диапазоне ±ΔUРПН меняется соотношение между токами на стороне ВН и СН, НН, что, в свою очередь, влияет на ток небаланса.

3.Силовые трансформаторы напряжением 35–110–220/10 кВ имеют, как правило, схемы соединения обмоток Y/Δ. В этом случае возникает фазовый сдвиг между первичными и вторичными токами на угол в 30°.

4.Необходимо учитывать бросок тока намагничивания трансформатора при его включении на холостом ходу.

Намагничивающий ток в нормальном режиме составляет примерно 1—5%

номинального тока трансформатора (АТ) и поэтому вызывает лишь некоторое увеличение тока небаланса.

При включении трансформатора под напряжение в обмотке трансформатора

(АТ) со стороны источника питания возникает бросок намагничивающего тока, величина которого в первый момент времени в 5—8 раз превышает номинальный ток трансформатора, но быстро в течение времени порядка 1с

затухает до величины порядка 20% (в других источниках 5-10%)

номинального тока.

Для предотвращения ложного срабатывания дифференциальной защиты от броска намагничивающего тока ток срабатывания защиты должен быть больше максимального значения намагничивающего тока

kн — коэффициент надежности отстройки, принимаемый равным от 1 до

4, в зависимости от типа реле, используемых в схеме дифференциальной защиты

36

4.Неравенство вторичных токов и разнотипность трансформаторов тока У трансформаторов и автотрансформаторов токи со стороны обмоток

высшего, среднего и низшего напряжений не равны, трансформаторы тока,

выбираемые по номинальным токам обмоток, имеют разные коэффициенты трансформации и различное конструктивное выполнение.

Вследствие этого они имеют различные характеристики и погрешности.

Номинальные токи обмоток трансформаторов (АТ), как правило, не совпадают со шкалой номинальных токов трансформаторов тока. Поэтому при выборе трансформаторов тока принимается трансформатор тока,

номинальный ток которого является ближайшим большим по отношению к номинальному току обмотки трансформатора (АТ).

Трансформаторы тока, устанавливаемые на стороне ВН и НН в общем случае,

имеют различное типоисполнение, разные кратности тока при внешних КЗ,

где кратность тока вычисляется как отношение максимального тока КЗ через ИТТ к номинальному первичному току ИТТ m = (По кратности тока

выбирают ИТТ, чтобы они попали в зону 10% погрешности для их точной работы при внешних КЗ). Что ведет к появлению дополнительной погрешности (погрешность от ИТТ до 10% от Iн) и, следовательно, к росту тока небаланса.

37

6. Неодинаковые схемы соединения обмоток трансформаторов

•Рисунок 4 — Токораспределение и векторные диаграммы токов

Поскольку при переходе через группу, не равную 12, мы имеем сдвиг относительно токов высокой и низкой стороны, при построении защиты нужно учитывать этот момент.

38

Наличие токов небаланса в схеме дифференциальной защиты.

Составляющие тока небаланса:

Расчетный ток небаланса

Ток срабатывания дифференциальных защит выбирается по условиям отстройки от максимальных токов небаланса при внешних КЗ IК.ВНЕШ.МАКС (в

питаемой электрической сети на стороне низшего напряжения трансформатора).

IНБ.РАСЧ.МАКС = IНБ.ПОГР + IНБ.РЕГ + IНБ.ВЫР + IНБ.НАМ

где IНБ.ПОГР – составляющая, обусловленная погрешностью ТТ;

IНБ.РЕГ – составляющая, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора (РПН);

IНБ.ВЫР(IНБ.РЕЛЕ у Попова) – составляющая, вызванная неточностью выравнивания вторичных токов в разных плечах дифференциальной защиты;

IНБ.НАМ – составляющая, вызванная наличием токами намагничивания

(холостого хода) защищаемого трансформатора;

Составляющие тока небаланса. Разнотипность ТТ

Разнотипность ТТ, устанавливаемых со стороны ВН и НН, обусловливает увеличение составляющей тока небаланса, определяемой погрешностью ТТ:

где АПЕР – коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей в первичном токе ТТ при внешнем КЗ;

ОДН – коэффициент однотипности ТТ, максимальное значение которого равно 1;

– полная погрешность ТТ, которая учитывает различие их характеристик намагничивания; при проектировании принимается равной 10% при обязательном выборе ТТ и сопротивления их вторичной нагрузки по кривым предельных кратностей;

К.ВНЕШ.МАКС – периодическая составляющая наибольшего тока внешнего трехфазного КЗ.

39

Составляющие тока небаланса. РПН, неточность выравнивания

Автоматическое регулирование коэффициента трансформации

защищаемого трансформатора нарушает соотношение между первичными

токами 1ВН и 1НН, протекающими по ТТ, установленными со стороны ВН и НН:

∆РПННБ.РЕГ = 100 ∙ К.ВНЕШ.МАКС,

где ∆РПН – диапазон регулирования напряжения двухобмоточного трансформатора.

Ток небаланса НБ.ВЫР , обусловленный неточностью выравнивания вторичных токов 2ВН и 2НН, протекающих по разным плечам дифференциальной защиты (неточность возникает из-за разницы между расчетными и фактическими коэффициентами трансформации ТТ, установленных на стороне ВН и НН):

где СХ.ВН , .ВН – коэффициент схемы (3 для схемы соединения ТТ в треугольник и 1 – в звезду) и коэффициент трансформации ТТ на стороне ВН;

СХ.НН, .НН – тоже на стороне НН;– коэффициент трансформации защищаемого трансформатора.

40