Проектирование релейной защиты понижающих трансформаторов (стр. 2 из 5)

Газовая защитаиспользуется от всех видов повреждений внутри бака трансформатора, сопровождающихся выделением газа из трансформаторного масла, а также от понижения уровня масла в баке.

Газовая защита выполняется с помощью:

- газового реле типа ВF-80/Q,реагирующего на повреждения в баке трансформатора;

- газового реле типа RS-1000 (или URF-25/10), действующего при повреждениях в контакторном объеме устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) трансформатора.

Газовое реле бака трансформатора содержит два элемента: сигнальный и отключающий. Сигнальный элемент срабатывает при повреждениях, сопровождающихся слабым газообразованием (например, витковые замыкания и повреждения изоляции между листами стали магнитопровода), а также при понижении масла в трансформаторе до его уровня. Действует он на сигнал без выдержки времени.

При повреждениях, вызывающих бурное выделение газа (например, при коротких замыканиях), повышается давление внутри бака и создается переток масла в сторону расширителя, воздействующий на отключающий элемент. Последний срабатывает при превышении заданной на реле скорости движения потока масла. Отключающий элемент реле срабатывает также при снижении масла в трансформаторе до его уровня. Действует он на отключение всех выключателей трансформатора и на сигнал без выдержки времени.

Газовое реле отсека РПН имеет один отключающий контакт, срабатывающий при повреждениях внутри его бака и действующий на полное отключение трансформатора и на сигнал без выдержки времени.

Максимальные токовые защиты с пуском по напряжениюявляются защитами от сверхтоков, обусловленных внешними междуфазными КЗ. Устанавливаются они на сторонах ВН и НН трансформатора. Защиты выполняются двухфазными с использованием токовых реле типа РТ-40.

Для повышения чувствительности МТЗ имеют комбинированный пусковой орган по напряжению, состоящий из фильтра-реле напряжения обратной последовательности типа РНФ-1М и минимального реле напряжения типа РН-54, включенного на междуфазное напряжение. Питание пусковых органов по напряжению осуществляется от трансформаторов напряжения секций сборных шин 6-10 кВ.

МТЗ стороны НН трансформатора, установленные на ответвлениях к I и II секциям шин 6-10 кВ, подключены к трансформаторам тока ТАЗ и ТА4 и выполнены двухфазными. Предназначены они для отключения КЗ на шинах 6-10 кВ и для резервирования отключения КЗ на элементах, присоединенных к этим шинам. С меньшей выдержкой времени защиты действуют на отключение выключателей ()2 и ()3, а с большей - на отключение всего трансформатора. Одновременно подается сигнал о срабатывании зашит.

МТЗ стороны ВН трансформатора подключена к трансформаторам тока ТА2, соединенным в треугольник. Такое выполнение защиты предотвращает неселективное действие ее при замыканиях на землю в сети 110-220 кВ, когда нейтраль трансформатора заземлена. Предназначена она для резервирования отключения КЗ на шинах НН, а также для резервирования основных защит трансформатора. Защита действует на сигнал и на отключение всех выключателей трансформатора с выдержкой времени, равной большей выдержке времени МТЗ стороны НН трансформатора.

Максимальные токовые защиты от перегрузкиустановлены на стороне НН, подключены к трансформаторам тока ТАЗ и ТА4, выполнены с использованием тока одной фазы и одного токового реле типа РТ-40. Защиты действуют на сигнал с выдержкой времени при длительном превышении током нагрузки номинального тока трансформатора.

На двухобмоточных трансформаторах без расщепления вторичной обмотки или при параллельном соединении частей вторичной обмотки МТЗ от перегрузки устанавливается со стороны ВН и подключается к трансформаторам тока ТА2.

4. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Схема на стороне высшего напряжения (данные из курсового проекта по ЭЧС) схема №110-5Н – «мостик с выключателем в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов».

Рис.4.1 Схема подстанции №10: а – параллельная работа; б – раздельная работа.

Схема замещения представлена на рис.5.2.

Параметры схемы замещения приведены к ступени 110 кВ.

Система:

Е_с = 115/

= 66,4 (кВ); x_с = 10 Ом.

ВЛ (данные из курсового проекта по ЭСС):

; ; ;

x_тв =

Ом;

x_тн =

Ом.

Рис.4.2. Схема замещения электрической сети для расчета тока КЗ на стороне НН

Рис. 4.3. Схема замещения сети для расчета токов КЗ:

а – при раздельной работе трансформаторов; б – при параллельной работе трансформаторов.

(4.1)

1) Раздельная работа трансформатора (рис. 4.2 а).

Значение тока КЗ в точке К1 в максимальном режиме системы:

.

Значение тока КЗ в точке К1 в минимальном режиме работы системы (обрыв линии 1-8 рис.4.2):

.

Ток двухфазного КЗ в этом режиме:

.

2) Параллельная работа трансформаторов (рис. 4.3 б).

Суммарное значение тока внутреннего КЗ в точке К1 в минимальном режиме системы (обрыв линии 1-8 рис 4.1):

.

Ток, протекающий через один трансформатор:

А.

Ток двухфазного КЗ, протекающий через каждый трансформатор:

.

5. РАСЧЕТ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

5. 1. РАСЧЕТ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ТОКОВОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА, ВЫПОЛНЕННОЙ НА РЕЛЕ СЕРИИ ДЗТ-11

Определяем первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности. По этим токам определены соответствующие вторичные токи в плечах защиты, учитывая коэффициент трансформации трансформаторов тока n_т и коэффициентов схемы k_сх. Расчеты представлены в табл. 5.1.1.

Таблица. 5.1.1.

Расчет первичных и вторичных токов в плечах дифференциальной защиты

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение
		115 кВ	10,5 кВ
Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, А	Iном=	=125,51	=1374,6
Схема соединения трансформаторов тока	-	∆	Y
Коэффициент трансформации трансформаторов тока		200/5	2000/5
Вторичный ток в плечах защиты, А	Iном в =	=5,43	=3,436

В соответствии с принятыми правилами тормозная обмотка включается на сумму токов трансформаторов тока, установленных в цепи каждой из расщепленных обмоток низшего напряжения.

Минимальный ток срабатывания защиты определяется по условию отстройки от броска намагничивающего тока при включении нагруженного трансформатора под напряжение:

.

Определим ток срабатывания реле на основной стороне, числа витков рабочей обмотки БНТ для реле ДЗТ-11 для основной стороны 110 кВ и для не основной стороны 10 кВ исходя из значения минимального тока срабатывания защиты. Расчеты представлены в табл. 5.1.2.

Таблица. 5.1.2

Число витков обмоток БНТ и НТТ

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение
Ток срабатывания реле на основной стороне, А		=8,15
Число витков обмотки БНТ реле для основной стороны:-расчетное-принятое		12
Число витков обмотки НТТ реле для не основной стороны:-расчетное-принятое		=18,9619

Ток срабатывания защиты для основной стороны: