Выбор схемы питания собственных нужд, включая число, тип и мощность трансформаторов собственных нужд. 2 страница

На 10 кВ: ОПН-10У1.

Выбор плавких предохранителей в цепи ТСН.

При выборе предохранителей используются следующие соотношения:

, где

– наибольший рабочий ток цепи, равный расчетному току продолжительного режима;

Предварительно выбран кварцевый предохранитель ПКТ101-10-31.5-12,5УЗ. [5]

Предохранитель ПКТ101-6-31,5-20УЗ удовлетворяет всем расчетным условиям.

Выбор плавких предохранителей в цепи РУ НН (10 кВ).

Выбран кварцевый предохранитель ПКН001-10УЗ. [5]

1.7. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения.

Выбор измерительных трансформаторов тока (TА).

Выбор производится по следующим условиям:

· напряжению электроустановки ;

· току ;

· конструкции;

· электродинамической стойкости ;

· термической стойкости

Выбор измерительных трансформаторов тока приведен в приложении 3.

Таблица 1.10. Выбранные измерительные трансформаторы тока.

Выбор измерительных трансформаторов напряжения (TV).

Выбор производится по следующим условиям:

· напряжению электроустановки ;

· конструкции и схеме соединения обмоток;

Выбор измерительных трансформаторов напряжения приведен в приложении 3.

Таблица 1.11. Выбранные измерительные трансформаторы напряжения.

2. Релейная защита трехобмоточного трансформатора.

2.1. Виды повреждений трансформаторов.

Электротехническая промышленность постоянно проводит большую работу по улучшению конструкции и повышению качества изготовления трансформаторов. Тем не менее многолетний опыт эксплуатации силовых трансформаторов в распределительных сетях 6-110 кВ указывает на относительно большую вероятность отказа (повреждения) трансформаторов по сравнению с другими элементами сети (шинами, ячейками распределительных устройств). К основным видам повреждения трансформаторов относятся:

· трехфазные и двухфазные К.З. между обмотками внутри бака (корпуса) трансформатора или между наружными выводами обмоток, расположенными на крыше бака;

· однофазные замыкания обмотки или ее наружного вывода на корпус трансформатора, т.е. на землю; возможны также двухфазные к.з. на землю (для трансформаторов, работающих в сети с глухозаземленной нейтралью) и двойные замыкания на землю в двух разных точках, из которых одна – в трансформаторе или на его наружном выводе (для сетей с изолированной или компенсированной нейтралью);

· замыкания между витками одной фазы обмотки, называемые витковыми замыканиями

Анализ повреждений трансформаторов говорит о том, что наибольшее число отказов происходит из-за повреждений на наружных выводах, из-за нарушений витковой изоляции обмоток и из-за ненадежной работы переключателей ответвлений обмоток. Причинами к.з. на наружных выводах обмоток, называемых высоковольтными вводами, могут быть перекрытия внутренней изоляции из-за увлажнения трансформаторного масла, которым заполнен ввод, а также перекрытия по внешней стороне высоковольтного ввода из-за загрязнения фарфора, случайного попадания посторонних предметов, атмосферных перенапряжений.

Наиболее опасными для самого трансформатора и для элементов прилегающей электрической сети являются междуфазные к.з – трехфазные или двухфазные. Они сопровождаются большими токами, как правило, во много раз превосходящими номинальный ток трансформатора, и могут вызывать глубокие понижения напряжения в сети. При возникновении таких повреждений трансформатор должен быть немедленно отключен от всех источников питания, чтобы предотвратить дальнейшее развитие повреждения и, в особенности, возникновение пожара трансформатора. Наряду с этим быстрое отключение поврежденного трансформатора предотвращает распространение аварии на другие участки сети, обеспечивает нормальное электроснабжение потребителей. Для этих целей все трансформаторы оборудуются устройствами защиты либо в виде плавких предохранителей, либо в виде релейной защиты.

Междуфазные к.з. наиболее вероятны на наружных выводах обмоток трансформатора. Двухфазное, а в особенности трехфазное к.з. внутри бака трансформатора считается весьма маловероятным из-за большой прочности междуфазной изоляции.

Однофазное к.з. в сетях с глухозаземленными нейтралями (110 кВ и выше) также сопровождаются большими токами, соизмеримыми с токами трехфазного к.з.. В сетях с изолированной или компенсированной нейтралью (6 - 35 кВ) замыкания на землю сопровождаются малыми токами (как правило, не более 30 А).

Значения токов при витковых замыканиях зависят от числа замкнувшихся витков. Чем меньше число замкнувшихся витков, тем меньше ток повреждения, приходящий со стороны источника питания. При малой доле замкнувшихся витков по отношению к общему числу витков обмотки ток повреждения может быть меньше номинального тока трансформатора. Например, при замыкании одного витка ток к.з. со стороны источника питания может находиться по современным данным в пределах 0,4 – 0,7 от номинального тока трансформатора. Поэтому витковые замыкания трудно обнаружить. В настоящее время из всех применяемых стандартных защит трансформаторов только газовая защита реагирует на витковые замыкания, поскольку они сопровождаются, как правило, горением электрической дуги или местным нагревом, а это приводит к разложению трансформаторного масла и изоляционных материалов и образованию летучих газов. Эти газы вытесняют масло из бака трансформатора в расширитель и вызывают действие газовой защиты. Ведутся разработки новых защит повышенной чувствительности, способных реагировать на витковые замыкания в обмотках трансформаторов.

Причинами возникновения витковых замыканий могут быть частые междуфазные к.з. в питаемой сети (внешние к.з. или сквозные, как их называют), в время которых динамическое действие больших токов вызывает деформацию обмоток трансформатора и механическое разрушение витковой изоляции. Причиной повреждения витковой изоляции также может быть длительная перегрузка трансформатора токов выше номинального. Перегрузки и внешние к.з. относятся к ненормальным режимам, которые рассматриваются ниже.

2.2. Виды ненормальных режимов работы трансформаторов.

Ненормальными режимами работы трансформаторов являются:

· сверхтоки при перегрузках;

· сверхтоки, вызванные внешними к.з.;

· понижение уровня масла (для масляных трансформаторов);

Сверхтоки при перегрузках. В соответствии с Инструкцией по эксплуатации трансформаторов допустимые значения тока перегрузки и длительность его прохождения через трансформатор определяются по-разному для перегрузок, вызванных неравномерностью графика нагрузки и аварийными ситуациями. Аварийные перегрузки допускаются в исключительных случаях, например при выходе из строя одного из параллельно работающих трансформаторов подстанции или при срабатывании устройств АВР на подстанции или в сети, в результате чего к работающему трансформатору подключается дополнительная нагрузка.

Для выявления и предотвращения недопустимых перегрузок выполняется максимальная токовая защита, действующая при увеличении тока через трансформатор сверх заданного значения тока срабатывания защиты. Учитывая, что перегрузка является, как правило, симметричным режимом, т.е. во всех трех фазах трансформатора проходят одинаковые токи перегрузки, эта защита выполняется с помощью одного максимального реле тока, включенного на ток одной из фаз трансформатора.

Сверхтоки, вызванные внешними к.з. При близких к.з. на элементах питаемой сети низшего или среднего напряжения через понижающий трансформатор проходят токи, намного превышающие его номинальный ток. Эти токи, называемые сверхтоками к.з, оказывают вредное термическое и динамическое воздействие на обмотки трансформатора. Для ограничения длительности термического воздействия тока к.з. необходимо отключать трансформатор, причем тем быстрее, чем больше значение сверхтока внешнего к.з. Эту задачу выполняет максимальная токовая защита или плавкие предохранители.

Понижение уровня масла. Трансформаторное масло обеспечивает не только электрическую изоляцию обмоток, но и их охлаждение. Поэтому понижение уровня масла в трансформаторе ниже допустимого представляет большую опасность. Причинами понижения уровня масла могут быть резкое снижение температуры окружающего воздуха или течь в баке трансформатора. О понижении уровня масла сигнализирует газовая защита, которой оборудуются трансформаторы мощностью 630 кВА и выше. В дополнение к газовой защите на трансформаторах могут устанавливаться датчики низкого уровня масла, действующие на сигнал.

2.3. Типы релейной защиты трансформаторов

Для защиты понижающих трансформаторов от повреждений и ненормальной работы в соответствии с Правилами и основании расчета применяются следующие основные типы релейной защиты.

1. Продольная дифференциальная защита – от коротких замыканий в обмотках и на их наружных выводах, для трансформаторов мощностью, как правило, 6,3 МВА и выше; с действием на отключение трансформатора.

2. Газовая защита – от всех видов повреждений внутри бака трансформатора, сопровождающихся выделением газа из трансформаторного масла, а также от понижения уровня масла, для масляных трансформаторов мощностью, как правило, 6,3 МВА и выше; с действием на сигнал и на отключение.

3. Максимальная токовая защита (с пуском и без пуска по напряжению) – от сверхтоков, обусловленных внешними междуфазными короткими замыка-ниями на сторонах НН или СН трансформатора, для всех трансформаторов, независимо от мощности и наличия других типов релейной защиты; с действием на отключение.

4. Максимальная токовая защита в одной фазе – от сверхтоков, обусловленных перегрузкой, для трансформаторов начиная с 400 кВА, у которых возможна перегрузка после отключения параллельно работающего трансформатора или после срабатывания местного или сетевого АВР; с действием на сигнал или на автоматическую разгрузку.

2.4. Расчёт дифференциальной токовой защиты трехобмоточного трансформатора.

Расчет дифференциальной токовой защиты понижающего трехобмоточного трансформатора 230/38,5/11 кВ мощностью 63 МВА. Трансформатор имеет встроенное регулирование напряжения под нагрузкой (РПН) в нейтрали высшего напряжения в пределах номинального и переключения без возбуждения (ПБВ) ответвлений обмотки среднего напряжения трансформатора в пределах .

Трансформатор установлен на двухтрансформаторной подстанции. Предусматривается питание трансформаторов со стороны ВН и параллельная работа трансформаторов на стороне 220 и 35 кВ.

Пример рассчитан в именованных единицах. Сопротивления, приведенные к стороне высшего напряжения, на рисунках указаны в омах. Сопротивления защищаемого трансформатора рассчитаны при двух крайних реально возможных положениях регулятора. Реально возможный диапазон регулирования принят от минимального значения напряжения регулируемой обмотки до напряжения, соответствующего максимальному рабочему напряжению сети (252 кВ).

Определение напряжения в зависимости от положения переключателя РПН.

Минимальное положение переключателя РПН:

Максимальное положение переключателя РПН:

Определение сопротивления трансформатора при различных положениях переключателя РПН.

Максимальное положение переключателя РПН:

Минимальное положение переключателя РПН:

Определение сопротивления линии «Система – Подстанция» на стороне ВН:

Определение сопротивления системы:

Определения сопротивления реактора:

Расчет защиты, выполненной с реле серии ДЗТ-11.

Определяются первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности. По этим токам определяются соответствующие вторичные токи в плечах защиты, исходя из коэффициентов трансформации трансформаторов тока и коэффициентов схемы.

Таблица 2.1.

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение для стороны
220 кВ	35 кВ	10 кВ
Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, соответствующий его номинальной мощности, А
Схема соединения трансформаторов тока	–
Коэффициент трансформации трансформаторов тока		300/5	2000/5	4000/5
Вторичный ток в плечах защиты, соответствующий номинальной мощности защищаемого трансформатора, А

Выбор стороны, к трансформаторам тока которой целесообразно присоединить тормозную обмотку реле.

В соответствии с рекомендациями тормозную обмотку целесообразно включить на сумму токов трансформаторов тока, установленных на сторонах среднего и низшего напряжений. Так как при подключении тормозной обмотки только к трансформаторам тока, установленным на одной из сторон (среднего или низшего напряжения) защищаемого трансформатора, определяющим условием для выбора тока срабатывания защиты остается отстройка от внешнего КЗ.

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

– коэффициент, используемый при отстройке защиты от броска намагничивающего тока.

– коэффициент выгодности.

Определяются числа витков рабочей обмотки НТТ реле для основной стороны 220 кВ (стороны с наибольшим вторичным током в плече защиты) и для других сторон – 35 и 10 кВ, исходя из значения минимального тока срабатывания защиты.

Таблица 2.2.

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение
Ток срабатывания реле на основной стороне, А
Число витков обмотки НТТ реле для основной стороны: расчетное принятое
Число витков рабочей обмотки НТТ реле для стороны 35 кВ: расчетное принятое
Число витков рабочей обмотки НТТ реле для стороны 10 кВ: расчетное принятое

Выбор необходимого числа витков тормозной обмотки НТТ реле.

Для этого рассматриваются внешние КЗ между тремя фазами в максимальном режиме работы системы. При включении тормозной обмотки на сумму токов трансформаторов тока, установленных на сторонах среднего и низшего напряжений, расчетным является КЗ на стороне НН при параллельной работе трансформаторов. Исходя из полученных значений токов, определяется первичный ток небаланса и необходимое число витков тормозной обмотки.

Рис. 2.1. Схема замещения в максимальном режиме работы системы.

Таблица 2.3.

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение
Результирующий ток в тормозной обмотке, А
Первичный расчетный ток небаланса с учетом составляющей , А
Число витков то-рмозной обмотки НТТ реле: расчетное принятое

Определение чувствительность защиты при металлических КЗ в защищаемой зоне, когда торможение отсутствует.

Рассматривается КЗ между двумя фазами на стороне низшего напряжения при раздельной работе трансформаторов в минимальном режиме работы системы.

Рис. 2.2. Схема замещения в минимальном режиме работы системы.

Коэффициент чувствительности:

Определение чувствительности защиты при КЗ в защищаемой зоне, когда имеется торможение.

Рассматривается КЗ между двумя фазами на стороне низшего напряжения при параллельной работе трансформаторов в минимальном режиме работы системы.

Рис. 2.3. Схема замещения в минимальном режиме работы системы при параллельной работе трансформаторов

Первичный ток в защите на сторонах 220 и 35 кВ при рассматриваемом КЗ:

Вторичный ток, подводимый к рабочей обмотке НТТ реле на стороне 220 кВ:

Вторичный ток, подводимый к рабочей обмотке НТТ реле на стороне 35 кВ и тормозной обмотке:

Определяем рабочую и тормозную МДС НТТ реле:

В соответствии с п.3.2.9 [8] по характеристике срабатывания реле (рис. 3.3 б.), соответствующей максимальному торможению, графически определяется рабочая МДС срабатывания реле ; для рассматриваемых условий , – по характеристике, соответствующей максимальному торможению, .

Коэффициент чувствительности защиты при рассматриваемом КЗ с торможением:

Т.к. при металлических КЗ в защищаемой зоне, когда торможение отсутствует коэффициент чувствительности меньше допустимого, необходимо принять меры.

Уточнение значений коэффициенты отстройки от броска намагничивающего тока дифференциальной токовой защиты трансформатора выполненной с реле серии ДЗТ-11.

Согласно [10] , где – относительное индуктивное сопротивление включаемой обмотки трансформатора при включении одной фазы и полном насыщении стержней и ярм магнитопровода трансформатора по отношению к базовому сопротивлению .

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: