Шабад Расчёты РЗА распредсетей 2012

160

увеличения количества дешунтируемых ЭО не всегда дает возможность применить эту схему из-за недостаточной чувствительности ЭО. Рассмотрим условия проверки чувствительности раздельно для реле защиты и ЭО применительно к современным типовым схемам защиты трансформаторов и в соответствии с «Правилами» [1].

Рис. 2.2. Схема (а) и векторные диаграммы (б) токов прямой и обратной последовательностей и полных токов на сторонах высшего и низшего напряжений при двухфазном КЗ на стороне низшего напряжения трансформатора со схемой соединения обмоток при коэффициенте трансформации, равном 1

Чувствительность защит трансформаторов на переменном оперативном токе, выполненных по схеме с дешунтированием ЭО и ЭВ (отключающих и включающих катушек), и расчетные условия применения этих схем. Как указывалось в § 1.1, чувствительность защит на переменном оперативном токе, выполняемых по схеме с дещунтированием отключающих катушек (рис. 1.5 и 1.21), следует проверять с учетом действительной токовой погрешности трансформаторов тока, причем коэффициенты чувствительности вычисляются отдельно для реле защиты и ЭО. Для типовых схем защит трансформаторов, выполняемых с дешунтирующими реле типа РП-341 (рис. 1.21), проверку чувствительности измерительных органов (реле тока максимальных токовых и дифференциальных защит) и токового реле времени типа РВМ-12 (РВМ-13) достаточно произвести для режима до дешунтирования ЭО по выражению (1.5), а реле РП-341 после дешунтирования ЭО по выражению (2.2):

где Iр.мин – из табл. 2.1; f – действительная токовая погрешность трансформаторов тока после дешунтирования ЭО,%; kв – коэффициент возврата реле типа РП-341, принимается не превышающим 0,3– 0,4 и уточняется при наладке защиты; Iс.р – ток срабатывания реле РП-341, 5 или 2,5 А. Проверка чувствительности реле тока дифференциальной и максимальной защит и реле времени РВМ-12 (РВМ-13) в режиме после дешунтирования не производится, так как реле РП-341 после срабатывания самоудерживается своими замыкающими контактами (РП1, РП2 на рис. 1.21).

161

Благодаря небольшому значению тока срабатывания и низкому коэффициенту возврата реле РП-341 коэффициент чувствительности по выражению (2.2) оказывается

не меньше, чем в режиме до дешунтирования ЭО, даже при больших значениях f, вплоть до 60–70%. Поэтому самым важным является определение чувствительности (надежности срабатывания) ЭО или ЭВ.

Для ЭО (ЭВ) чувствительность определяется по выражению (2.2а):

kу – коэффициент учитывающий уменьшение тока в ЭО по сравнению с током в измерительных реле защиты при двухфазном КЗ за защищаемым трансформатором, применяется в случаях, когда количество реле и ЭО различно (табл. 2.2); f – то же, что в выражении (2.2).

Например, для типовой схемы «треугольник с тремя реле», но с двумя ЭО (табл. 2.2) расчетный ток в реле при двухфазном КЗ за трансформатором со схемой соединения обмоток Iр.мин = 3 Iк (3)/nт (табл. 2.1), а ток в ЭО – в два раза меньше, что учитывает kу = 2 (табл. 2.2).

Значение действительной токовой погрешности f в выражении (2.2а) определяется при токе надежного срабатывания ЭО (не менее чем 1,4Iс.ЭО ) по методике, рассмотренной в главе 1. Для встроенных трансформаторов тока (например, ТВТ-110) в ряде случаев следует определять значение полной погрешности , которое с запасом можно использовать в выражениях (2.2) и (2.2а), поскольку всегда f . В свою очередь, % = Iнам%

Ток намагничивания может быть вычислен по типовым или фактическим вольт-амперным характеристикам (или характеристикам намагничивания) трансформаторов тока. В том и в другом случаях предварительно вычисляется действующее значение напряжения на зажимах вторичной обмотки трансформатора U2ТТ, необходимое для надежной работы ЭО (ЭВ) при расчетном двухфазном КЗ:

kн = 1,4 1,8; k(2)сх.ЭО коэффициент схемы ЭО, значения приведены в табл. 2.2;

z(2)н.расч расчетное сопротивление вторичной нагрузки трансформаторов тока при двухфазном КЗ за трансформатором в режиме после дешунтирования ЭО cм. § 1.5; z2ТТ – сопротивление вторичной обмотки трансформаторов тока. Из выражения (2.3) видно, что U2ТТ имеет разные значения для разных схем защиты и схем соединения обмоток защищаемого трансформатора и разных типов трансформаторов тока.

В условиях эксплуатации Iнам определяется по фактическим вольт-амперным характеристикам: U2ТТ = f(Iнам), которые снимаются у всех устанавливаемых трансформаторов тока.

162

163

Продолжение табл. 2.2

Для предварительных расчетов можно использовать имеющиеся вольт-амперные характеристики однотипных трансформаторов тока. При этом в задании на наладку защиты следует указать основные точки использованной характеристики, чтобы при наладке убедиться в том, что снятые фактические характеристики не расположились ниже принятых для предварительного расчета.

Например, для двухобмоточного трансформатора по табл. 2.2 k(2)сх ЭО=

= 1,5; примем z(2)н.расч = 3 rпр + 3 zр + 3 zЭО + rпер = 10 Ом; zТТ = 0,22 Ом;

Iс ЭО = 5А и определим по формуле (2.3) для трансформаторов тока типа ТВТ (при двух последовательно включенных вторичных обмотках):

U2TT 1, 4 5 (10 2 0,22) 49 B. 1,5

По вольт-амперной характеристике: U2ТТ = f(Iнам), приведенной на рис. 2.3, а, снятой для последовательно включенных вторичных обмоток двух сердечников

определяем, что Iнам 1 А. По отношению к расчетному току: 1,4 5/1,5 = 4,66 А, Iнам 22%, и, следовательно, принимаем = f = 22%. Для проверки чувствительности ЭО (ЭВ) с током срабатывания 5 А по выражению (2.2а) примем, что ток трехфазного КЗ за этим трансформатором составляет примерно 8Iном, т.е. при мощности 6,3 МВ А ток КЗ составляет около 250 А. Ток в реле (табл. 2.1) для схемы

срабатывании дифференциальной защиты, для которой kч 2, а для ЭО – должен

быть на 20% выше [1]. Если этот пример расчета выполнить для трехобмоточного трансформатора такой же мощности и таким же значением тока КЗ на стороне СН (35 кВ), то по табл. 2.1 для схемы защиты с тремя реле (рис. 2.1, в) получим ток реле Iр = 1,73 250/30 = 14,4 А. Но при расчете чувствительности ЭО (ЭВ) по выражению (2.2а) необходимо учесть kу = 2 (табл. 2.2), поскольку в приводах, как

164

что недопустимо мало. Для трансформатора 10 МВ А при тех же расчетных условиях коэффициент чувствительности ЭО (ЭВ) может быть в 1,6 раза выше, но также

меньше требуемого. Даже для трансформаторов 16 МВ А чувствительность ЭО (ЭВ) может оказаться меньше требуемой.

Рис. 2.3. Вольт-амперные характеристики (а) трансформаторов тока типа ТВТ-110, снятые в условиях эксплуатации, и типовая кривая намагничивания (б) стали марки 3411 ( = 35 мм), применяемой для изготовления трансформаторов тока

При недостаточной чувствительности ЭО (ЭВ) на трансформаторах 110 кВ относительно небольшой мощности либо не применяют схему защиты с дешунтированием ЭО (ЭВ), либо дополнительно к ней осуществляют включение короткозамыкателя или отключение выключателей с помощью предварительно заряженных конденсаторов. В типовых схемах защиты трансформаторов небольшой мощности используются только предварительно заряженные конденсаторы, что не является достаточно надежным. Таким образом, возможность применения схемы с дешунтированием ЭО (ЭВ) должна быть определена расчетами чувствительности по выражениям (2.2) и особенно (2.2а).

В некоторых случаях с целью применения схем с дешунтированием ЭВ для этих же трансформаторов устанавливаются более мощные (выносные) трансформаторы тока, например типа ТФН, ТФНД (новое обозначение ТФЗМ), с меньшими, как указано выше, коэффициентами трансформации, а в отдельных энергосистемах переделывают

стандартные ЭВ (ЭО) для уменьшения их тока срабатывания до 3 – 3,5А. В последнем случае надо учитывать увеличение их сопротивления. Рекомендуется выполнять дополнительную (выносную) защиту трансформатора.

При проектировании обычно определяют по типовым характеристикам намагничивания худшего сорта стали, из которой выполняются магнитопроводы трансформаторов тока. Вычисление производится следующим образом:

1. Определяется значение максимальной магнитной индукции (в теслах) в магнитопроводе трансформатора тока:

165

где U2TT – действующее значение напряжения на вторичной обмотке трансформатора тока, необходимое для надежной работы ЭО (ЭВ) или реле при расчетном КЗ,

определяется по формуле (2.3), В; f частота, равная 50 Гц; 2 действительное

число витков вторичной обмотки трансформатора тока; Q сечение магнитопровода (сердечника) трансформатора тока, м2.

2. По кривой намагничивания стали трансформатора тока Вмакс = f(H) находится действующее значение напряженности поля H (в амперах на метр) в магнитопроводе трансформатора тока. При этом берется кривая намагничивания наихудшего сорта стали.

3. Определяется действующее значение тока намагничивания (в амперах), приведенное к вторичной обмотке трансформатора тока

(рис. 2.3, а), что вполне вероятно, поскольку практически трансформаторы тока могут изготавливаться из лучших сортов стали, по сравнению с принятым в качестве расчетного (рис. 2.3, б).

Проверка чувствительности токовых защит трансформаторов со схемами соединения обмоток «звезда–звезда» и «треугольник–звезда с выведенной нейтралью» на стороне 0,4 кВ ( и ). Для защит таких трансформаторов производится проверка чувствительности не только при двухфазных КЗ, но и при

однофазных КЗ на землю на стороне 0,4 кВ. В табл. 2.3 приведены выражения для определения расчетных токов в реле типовых схем максимальной токовой защиты на стороне 6(10) кВ указанных трансформаторов при однофазных КЗ на землю на стороне 0,4 кВ. Расчетные выражения составлены на основании векторных диаграмм полных токов в месте однофазного КЗ и после трансформации симметричных составляющих через трансформаторы со стандартными схемами соединения обмоток

Коэффициент трансформации трансформатора при этом условно принят равным 1 для наглядности сравнения между собой полных токов КЗ, проходящих на сторонах высшего и низшего напряжений трансформатора. Векторная диаграмма полных токов на стороне высшего напряжения трансформатора (рис. 2.4, а) имеет такой вид из-за того, что симметричные составляющие нулевой последовательности не могут

166

проходить в обмотке высшего напряжения, соединенной в звезду, поскольку одинаковое направление этих токов здесь невозможно. Поэтому полный ток в поврежденной фазе на стороне 6(10) кВ составляет 2/3 полного тока однофазного КЗ в месте повреждения. Из векторной диаграммы токов на стороне высшего напряжения

трансформатора -11 (рис. 2.4, б) видно, что полные токи на этой стороне в 3 раз меньше полного тока однофазного КЗ в месте повреждения. Это объясняется, вопервых, тем, что симметричные составляющие нулевой последовательности не выходят за пределы обмотки высшего напряжения трансформатора, соединенной в треугольник, и, таким образом, отсутствуют в линейных токах на этой стороне трансформатора, и,

во-вторых, поворотом системы векторов токов прямой последовательности на + 30 , а

системы векторов токов обратной последовательности на 30º при трансформации со стороны звезды на сторону треугольника.

При недостаточной чувствительности максимальной токовой защиты при однофазных КЗ на стороне 0,4 кВ на трансформаторе дополнительно устанавливается специальная защита нулевой последовательности (см. примеры 1 и 2).

напряжению питающей стороны трансформатора, где установлена максимальная токовая защита; nт – коэффициент трансформации трансформаторов тока этой защиты.

167

Рис. 2.4. Векторные диаграммы токов при однофазном КЗ на стороне низшего напряжения трансформаторов со схемой соединения обмоток (а) и (б)

168

Особенности расчетов токов КЗ для выбора уставок защит трансформаторов с большим диапазоном регулирования напряжения (РПН). Как известно, на современных трансформаторах распределительных сетей 35 кВ и выше устанавливаются автоматические регуляторы напряжения, имеющие целью поддержать на шинах низшего напряжения (НН) трансформатора номинального напряжения при эксплуатационных изменениях напряжения на стороне высшего напряжения (ВН). Это достигается регулированием коэффициента трансформации трансформатора с помощью изменения напряжения, чаще всего со стороны ВН. Исключение составляют

трансформаторы 110 кВ мощностью 2,5 МВ А, у которых устройство РПН на стороне НН (ГОСТ 12965-85). При изменении напряжения регулируемой стороны ВН обратно пропорционально ему изменяется ток на этой стороне, но при использовании всех отрицательных ответвлений обмотки РПН (рис. 2.19) с номинальными напряжениями –

– 5% и ниже номинальный ток не должен превышать 1,05 номинального тока стороны ВН (ГОСТ 11677-85).

При регулировании напряжения на стороне ВН изменяется и сопротивление рассеяния трансформатора, отнесенное к стороне ВН (хтр), причем характер этого изменения зависит от конструктивных особенностей трансформатора. Для понижающих трансформаторов 110 кВ общего назначения (ГОСТ 12965-85) при

уменьшении коэффициента трансформации ( UРПН) сопротивление хтр уменьшается по сравнению со средним его значением, а при увеличении коэффициента

трансформации (+ UРПН) – увеличивается. В этом ГОСТе приведены расчетные значения напряжений КЗ (в процентах) не только для среднего положения регулятора РПН (uк.ср), но и для его положений на крайних ответвлениях регулируемой обмотки (РО): uк.мин и uк.макс. Эти значения отнесены к номинальной мощности трансформатора и напряжениям среднего и крайних ответвлений РО соответственно (см. приложение), причем крайнему «минусовому» ответвлению РО ( UРПН) соответствует uк.мин, а крайнему «плюсовому» ответвлению uк.макс. Есть примеры, когда «минусовому» ответвлению соответствует uк.макс и наоборот. Однако и в этих случаях «минусовому» ответвлению РО соответствует хтр.мин (ГОСТ11920-85 для трансформаторов 35 кВ).

Для трансформаторов 110 и 35 кВ, у которых при UРПН напряжение КЗ uк (в процентах) меньше среднего, а при + UРПН – больше среднего значения хтр (в омах), отнесенных к регулируемой стороне ВН, определяются по выражениям:

трансформатора, МВ А; U РПН = UРПН/100 – половина полного (суммарного) диапазона регулирования напряжения на стороне ВН трансформатора ( UРПН – в

169

процентах). Если напряжение Uмакс.ВН по формуле (2.8) оказывается больше максимально допустимого для данной сети (табл. В-1), то Uмакс.ВН в выражении (2.8) следует принимать по табл. В-1. Величину uк (в процентах) для положения регулятора, соответствующего UВН = Uмакс необходимо определить или экспериментально или путем интерполяции по известным значениям uк.ср и uк.макс . Для существующих понижающих трансформаторов распределительных сетей 35 и 110 кВ с достаточной точностью в практических расчетах можно принимать искомое uк примерно равным паспортному uк.макс . Например, у трансформатора с коэффициентом трансформации

При нежелательном отсутствии паспортных данных величины хтр. мин и хтр. макс могут быть определены экспериментально. Для предварительных расчетов можно использовать параметры однотипных трансформаторов или параметры, приведенные в ГОСТ. У современных понижающих трансформаторов 110 кВ распределительных

пределах 2–2,5 и даже больше. У трансформаторов 35 кВ (ГОСТ 11920-85) мощностью

4 и 6 МВ А при UРПН = 9% это отношение равно примерно 1,8 (для трансформаторов 35 кВ меньшей мощности это отношение значительно меньше).

Очевидно, что большое различие в значениях хтр вызывает и значительные различия в значениях Iк. макс и Iк.мин токах, протекающих по регулируемой стороне ВН при КЗ за трансформатором. Значения I(3)к.макс необходимо для расчета Iс.з дифференциальных защит, расчетной проверки трансформаторов тока, согласования характеристик зависимых максимальных защит и др.; расчетная схема для вычисления этого тока используется также для приближенного определения тока самозапуска нагрузки.

Значения Iк.мин необходимо для вычисления коэффициента чувствительности защит. Вычисление максимально возможного тока КЗ I(3)к.макс следует

производить при наименьшем сопротивлении питающей системы в максимальном ее

режиме (хс.макс, отнесенном к Uср сети ВН) и сопротивлении хтр.мин, вычисленном по формуле (2.7). Значения ЭДС питающей системы на стороне ВН защищаемого

трансформатора при точном расчете токов КЗ должны быть получены из электрических расчетов сети во всех возможных режимах ее работы. Однако это достаточно трудно

которое обеспечивается автоматикой РПН. В целях упрощения практических расчетов определение I(3)к.макс для выбора уставок релейной защиты понижающих трансформаторов с РПН можно производить по выражению (2.9) из работы [9]: