Дифференциальной защиты

Дифференциальная защита установлена на трансформаторе мощностью S = 25 МВА U _ном = 115 ± 16% / 10,5 кВ; u _к = 10,4% при номинальном напряжении, u _к = 9,9% при крайнем отрицательном положении регулятора напряжения, u _к = 11,2% при крайнем положительном положении регулятора напряжения. Трансформатор установлен на подстанции, где двигательная нагрузка не превышает 50% от мощности силового трансформатора. Подстанция питается по линии электропередачи 110 кВ длиной 32 км. Трансформатор может быть поставлен под напряжение только со стороны 110 кВ.

Трансформаторы тока на стороне 110 кВ К _тт= 150/5, на стороне 10 кВ – К _тт =1500/5. Расстояние от ТТ 110 кВ до места установки защиты – 50 м, а от ТТ 10 кВ – 20 м. Контрольный кабель медный сечением 2,5 мм².

1. Определение пригодности установленных трансформаторов тока.

1.1. По условию выравнивания вторичных токов по величине.

0,1· I _{ном т}< I _{ном тт} < 2,5· I _{ном т} (условие фирмы).

Номинальные токи силового трансформатора рассчитываются по формуле

I _{ном т} = S _ном/3• U _ном:

I _ном110=25000/3•115=125,6 А;

I _ном10=25000/3•10,5=1376 А;

0,1•125=12,5<150<2,5•125=312,5 – для ТТ стороны 110 кВ – условие соблюдено;

0,1•1376=137<1500<2,5•1376=3440 –для ТТ стороны 10 кВ –условие соблюдено.

1.2. По условию отстройки от броска тока намагничивания.

Для проверки пригодности ТТ по условию отстройки от броска тока намагничивания необходимо определить амплитудную величину броска тока намагничивания. Поскольку в паспортных данных на трансформатор не приведены величина броска тока намагничивания и сопротивление трансформатора при полном насыщении, то определяем сопротивление трансформатора при полном насыщении по приближенной формуле (П3.18):

X(1) *в=0,094 + 0,74•10,4/100=0,171.

Рассчитываем относительное индуктивное сопротивление прямопоследовательности контура включения по (П3.17), предварительно приведя сопротивление линии электропередачи к базисным условиям:

X_б=1152/25=529 Ом.

Вычисляем сопротивление линии, пренебрегая активным сопротивлением:

X_л = X_уд•L = 0,41•32 = 13,1 Ом или X_л*в = 13,1/529 = 0,025.

Сопротивление контура включения:

X * = 0,025 + 1,1•0,171 = 0,213.

То же в именованных единицах: X = 0,213•529 = 112,7 Ом.

Амплитудное значение броска тока намагничивания по (П3.20) определяем, предварительно приняв коэффициент А=0,39:

I _{бр.нам (ампл)} = 2 115 (1+.39)/ 3•112,7 = 1156 А.

Кратность тока по отношению к амплитудному значению номинального тока ТТ:

К_тт = 1156/ 2 150 = 5.46 < 6,7.

Следовательно, по условию отстройки от броска тока намагничивания предельная кратность ТТ стороны 110 кВ должна составлять

К 10 > 20.

Определяем предельную кратность ТТ при заданной нагрузке ТТ стороны 110 кВ:

R _нагр= R _к + R _пер + R _{вх терм},

где R _к – сопротивление контрольного кабеля;

R _пер – переходное сопротивление соединительных контактов в токовых цепях, R _пер= 0,05 Ом;

R _{вх терм}– входное сопротивление терминала, R _{вх терм} = 0,01 Ом.

Сопротивление контрольного кабеля:

R _к= сL к/ S _к,

где с – удельное сопротивление материала жил кабеля,

для медного кабеля с = 0,029 Ом мм²/м;

R _к = 0,029•50/2,5=0,58 Ом;

R _нагр = 0,58+ 0,05 +0.01= 0,64 Ом.

По кривым предельной кратности для ТТ типа ТВТ-110 для R _нагр = 0,64 определяем К 10=24 > 20, следовательно, требование отстройки от броска тока намагничивания выполняется.

Поскольку ТТ и их вторичная нагрузка не ограничивают требования отстройки от броска тока намагничивания, то уточнение коэффициента А не требуется. Если для данного ТТ отсутствует кривая предельной кратности, но в технических данных приведены величина номинальной предельной кратности К10_ном для номинальной нагрузки и величины активного и индуктивного сопротивления вторичной обмотки ТТ, то фактическая предельная кратность определяется по (П3.13) с учетом (П3.14).

Для ТТ ТВТ-110 кВ: К 10 _ном = 15,0; Z _{н ном} = 1,2 Ом;

R 2 = 0,08 Ом; X 2 = 0,13 Ом;

К _ф=15• (0,084 + 0.8•1,2)2 + (0,13 + 0,6•1,2)2/(0,08 + 0,64)2 + 0,132=26.

1.3. По условию отстройки от переходных режимов.

Приведенная предельная кратность ТТ по (П3.6) для данного ТТ должна составить:

К’ = (К10•I1_{ном тт}/I1_{ном т}) > 20 или

К10 = К’•I1_{ном тт}/I1_{ном тт} = 20•125,6/150 = 16,7 < 24.

Аналогично должны проверяться ТТ стороны 10 кВ (за исключением требования отстройки от тока намагничивания). Однако с учетом небольшой вторичной нагрузки ТТ 10 кВ пригодность ТТ будет обеспечена.

2. Проверка возможности использования самоадаптирующегося торможения.

Условием использования этого торможения является требование, чтобы амплитудное значение броска тока намагничивания было меньше 8-кратного номинального тока трансформатора:

I _{бр нам (ампл)} < 8 I _{ном т};

I _{бр нам(ампл)} = 1156 А;

I _{бр нам (ампл)} / I _ном = 1156/125,6 = 9,2.

Следовательно, применяется традиционное торможение.

3. Определение минимального тока срабатывания по (П3.5) с учетом того, что К_пер = 1,0:

Ids = 1,1 (1,0•0,1 + 0,16/(1 – 0,16) + 0,02) = 0,34.

Принимаем к установке Ids =34%.

4. Определение крутизны первого наклонного участка тормозной характеристики по (П3.9):

Id/It * = 1,1 • (2,0 • 0.1 + 0,16/(1 – 0,16) + 0,02) = 0,4515.

Принимаем к установке Id / It = 45%.

5. Точка изменения крутизны тормозной характеристики по (П3.10):

SLP = 2 + 3/4 • 5,464/3 • 0,45 = 5,25.

Принимаем к установке SLP =5,0.

6. Определение крутизны второго наклонного участка тормозной характеристики по (П3.11):

Id / It2 =65%.

Принимаем к установке Id/It2 =65%.

7. Определение тока срабатывания дифференциальной отсечки.

7.1. Отстройка от броска тока намагничивания по (П3.26):

Id _макс = 1,4 • 5,46 = 7,6.

7.2. Отстройка от максимального значения внешнего короткого замыкания по (П3.27).

Максимальное значение внешнего КЗ будет при 3-фазном повреждении на стороне 10 кВ в режиме минимального сопротивления силового трансформатора. Наименьшим сопротивление трансформатора будет при отрицательном положении анцапф РПН:

115 кВ – 0,16•115 = 96,6 кВ.

u_кз для U = 96,6 кВ равно 9,9%:

Z _тр = (u_к %/100)• U 2_ном/ S _ном = (9,9/100)•96,62/25 = 37 Ом.

Результирующее сопротивление до места короткого замыкания:

Z _У= Z _л+ Z _тр=13,1+37=50,1 Ом.

Ток короткого замыкания I (3)=(115000/3) /50,1=1327 А, что соответствует К =1327/125,6=10,56 In1.

Ток срабатывания дифференциальной отсечки по (П3.27):

Id _макс = 1,2•0,7•10,56 = 8,87 In1.

Принимаем к установке Id _макс=9 In1.

Следует обратить внимание на то, что и при использовании самоадаптирующегося торможения необходимо ввести дифференциальную отсечку, так как если применяется блокировка дифференциальной защиты при неисправности ТТ, то при срабатывании этой блокировки трансформатор остается без дифференциальной защиты. В случае неисправности ТТ активация дифференциальной отсечки позволяет сохранить хотя бы эту защиту.

8. Уставки блокировок по второй и пятой гармоникам принимаются:

I2f/ I1f = 15% c поперечной блокировкой;

I5f/ I1f = 35% с пофазной блокировкой.

Примечание. В случае двухстороннего питания трансформатора необходимо дополнительно выполнить следующие расчеты.

1. Расчет величины броска тока намагничивания при подаче напряжения на трансформатор со стороны низшего напряжения по пункту 1.2 примера. Определить пригодность ТТ стороны низшего напряжения по условию отстройки от броска тока намагничивания, принимая, что со стороны низшего напряжения включение будет трехфазным.

2. Выбрав наибольшее значение броска тока намагничивания при включении со стороны высшего и низшего напряжения, определить возможность использования самоадаптирующегося торможения и рассчитать ток срабатывания дифференциальной отсечки по (П3.26).

3. Выбрав наименьшее значение броска тока намагничивания при включении со стороны высшего и низшего напряжения, определить точку изменения крутизны тормозной характеристики по (П3.10).

4. Выполнить расчет максимального значения тока короткого замыкания, протекающего по трансформатору при трехфазном повреждении на стороне высшего напряжения. Выбрав наибольшее значение тока, протекающего по трансформатору при коротком замыкании на сторонах высшего и низшего напряжения, определить ток срабатывания дифференциальной отсечки по (П3.27).

Список литературы

1. Документация Schneider Electric по Sepam 80 серии. Руководство по измерению, защите, контролю и управлению. Руководство по установке, применению, 2005.

2. Bertrand P., Martin E., Guillot M. Neural networks: a mature technique for protection, Cired 97, Conf. Publication 438.

3. Bertrand P., Gil Garcia F., Castillo L., Neves I.. Field experience with differential transformers relay based on neural network technology, Cired, 2003.

4. Дмитренко А.М. Об использовании предельной кратности трансформаторов при проектировании и анализе поведения дифференциальных защит трансформаторов // Электрические станции. – 2003. – №2.

5. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13 Б. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110'500 кВ. Расчеты. – М.: Энергоатомиздат, 1985.

6. Руководящие указания по релейной защите. Вып.12. Токовая защита нулевой последовательности от замыкания на землю линий 110'500 кВ. Расчеты. – М.: Энергия, 1980.

7. Засыпкин А.С. Релейная защита трансформаторов. – Москва: Энергоатомиздат, 1989.

Приложение 4