ТЕМА: ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

     Екатеринбург, 2011 

СОДЕРЖАНИЕ

  Введение………………………………………………………………............4

1. Исходные данные для проектирования релейной защиты………...............5

2. Назначение устройств релейной защиты ЭЭС и предъявляемые к ним требования………………………………………………………………….…...5

3. Выбор устройств релейной защиты понижающих

трансформаторов……………………………………………………….……....8

4. Расчёт токов короткого замыкания……………………………...….....….11

5. Расчёт устройств релейной защиты понижающих

трансформаторов…………………………………………………….…….......14

5.1. Расчет дифференциальной токовой защиты трансформатора, выполненной на реле серии ДЗТ-11…………………………………….........14

5.2. Расчет дифференциальной токовой защиты трансформатора, выполненной на реле типа РНТ-565..............................................................19

5.3.  Максимальная токовая защита с пуском по напряжению

для трансформатора……………………………………………………………21

5.4.    Расчет МТЗ от перегрузки…………………………………………......23

Заключение……………………………………………………………………...24 Список использованных источников………………………………………...25

Приложение 1. Перечень элементов схемы релейной защиты……………...26 
 

ВВЕДЕНИЕ

    Устройства  релейной защиты являются одним из основных видов противоаварийной автоматики современных электроэнергетических систем (ЭЭС). Они обеспечивают ликвидацию аварийных ситуаций путем быстрого выявления и отключения поврежденных элементов ЭЭС, а также сигнализируют о ненормальных режимах работы различного оборудования. Поэтому нормальное функционирование ЭЭС без устройств релейной защиты невозможно.

    Создание  линий электропередач высокого и  сверхвысокого напряжений, электростанций с агрегатами большой мощности, развитие магистральных и распределительных  сетей усложняет процесс управления ЭЭС в аварийных режимах, что в свою очередь требует постоянного совершенствования устройств релейной защиты на базе новых технических средств.

    В курсовой работе по дисциплине «Релейная защита» описываются типы релейных защит, применяемых на понижающих трансформаторах, их назначение и выполняемые действия. Проводится расчет параметров следующих защит понижающих трансформаторов: дифференциальной защиты, максимальной токовой защиты с пуском по напряжению от коротких замыканий, максимальной токовой защиты от перегрузок.

1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

Рис.1.1. Схема сети 

    На  рис.2.1 представлена схема сети. В узле №10 установлены 2 трансформатора  ТРДН 25000/110 с исходными данными:

    -S_ном=25 МВА,

    -U_вн=115 кВ,

    -U_нн=10,5 кВ,

    -x_т= 55,55 Ом,

    -пределы  регулирования: ±9ּ1,78%,

    - Х_С=10 Ом, Uc=115кВ

Задачи  при выполнении курсового  проекта:

    - познакомиться с принципами работы  типичных схем релейной

       защиты;

    - ознакомиться с требованиями, предъявляемыми  к релейной защите;

    - рассчитать токи короткого замыкания  трансформатора;

- выполнить  выбор установленных типовых  схем релейной защиты             трансформатора;

    - выполнить расчет выбранных защит;

    - выполнить принципиальную схему  релейной зашиты. 

2. НАЗНАЧЕНИЕ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ЭЭС И ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К НИМ ТРЕБОВАНИЯ 

   Нормальная  работа электроустановок и потребителей электроэнергии нарушается при возникновении  повреждений и ненормальных режимах, которые сопровождаются возрастанием тока, снижением или повышением напряжения и частоты. В этом случае возможны повреждения оборудования и нарушения  синхронизма в электроэнергетической  системе (ЭЭС). В связи с этим возникает необходимость в создании и применении различных автоматических устройств, защищающих ЭЭС и ее элементы от опасных последствий повреждений и ненормальных режимов. Большинство повреждений в ЭЭС приводит к возникновению различного вида коротких замыканий (к.з.) - наиболее опасных и тяжелых видов повреждений, которые сопровождаются значительным возрастанием тока, снижением напряжения и сопротивления. Ток короткого замыкания (I_кз), протекая по элементам ЭЭС, может вызвать разрушения, размеры которых тем больше, чем больше величина I_кз и время его протекания. Последнее следует из электродинамического и термического действия.

   Снижение  напряжения при к.з. нарушает работу потребителей и может вызвать  остановку асинхронных двигателей, что приводит к расстройству технологического процесса на предприятиях. Снижение напряжения может вызвать нарушение устойчивости в ЭЭС и привести к дальнейшему тяжелому развитию аварии.

   Релейная  защита (РЗ) представляет собой автоматическое устройство, предназначенное для  защиты ЭЭС и ее элементов от опасных  последствий повреждений и ненормальных режимов. РЗ производит автоматическую ликвидацию аварии (при возникновении ненормальных режимов) или ее локализацию (отключение поврежденного элемента).

   В ЭЭС действие РЗ тесно связано  с устройствами автоматики, предназначенными для быстрого автоматического восстановления нормального режима и питания  потребителей. Например, устройство АПВ  силового трансформатора запускается  при срабатывании его максимальной токовой защиты и блокируется при срабатывании основных защит трансформатора (дифференциальной и газовой).

РЗ  должна удовлетворять следующим  требованиям:

     Селективность  (избирательность) - основное требование к РЗ. Заключается в способности РЗ отключать при к.з. только поврежденный элемент, хотя ток к.з. протекает и по другим неповрежденным элементам ЭЭС. Для различных типов защит селективность обеспечивается различными способами. При селективной работе РЗ не происходит излишних отключений оборудования и потребителей, тем самым минимизируется ущерб от аварийной ситуации.

     Быстродействие - способность работать с минимально допустимой выдержкой времени. Без выдержки времени могут работать только защиты, обладающие абсолютной селективностью (дифференциальные, высокочастотные, первые ступени токовых защит – токовые отсечки). Для сетей с уровнем номинального напряжения 110-220 кВ предельное время отключения коротких замыканий составляет 0,3-0,5 с, а для сетей 330-500 кВ - 0,15 с. Такие жесткие ограничения по скорости отключения коротких замыканий в сетях высокого напряжения определяются в первую очередь условиями обеспечения динамической устойчивости в энергосистеме. На низких напряжениях (6-35 кВ) время отключения к.з. может достигать нескольких секунд. Быстродействие РЗ находится в противоречии с их селективностью.

     Чувствительность  - способность РЗ реагировать на те отклонения от нормального режима, которые возникают в результате повреждения.

   4. Надежность - способность зашиты безотказно действовать в пределах установленной для нее зоны и не работать ложно в режимах, при которых действие РЗ не предусматривается. Иначе говоря, при функционировании РЗ не должно быть случаев отказов и ложной работы. Для повышения надежности работы РЗ используются устройства диагностики - тестового контроля и функционального диагностирования. Кроме того, повышению надежности способствует и перевод РЗ на новую современную элементную базу - интегральные микросхемы и микропроцессорную технику. Последнее улучшает и характеристики РЗ с точки зрения ее быстродействия и чувствительности, уменьшает вес и габариты устройств РЗ, сокращает потребление электроэнергии, облегчает ремонт и эксплуатацию устройств РЗиА. 

3. ВЫБОР УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Основными видами повреждений в трансформаторах  являются:

• замыкания между фазами внутри бака (корпуса) трансформатора и на наружных выводах обмоток;
• замыкания в обмотках между витками одной фазы (так называемые витковые замыкания);
• замыкания па землю обмоток или их наружных выводов (однофазные замыкания);
• повреждения изоляции между листами стали магнитопровода, приводящие к появлению местного нагрева и «пожару стали».

    Ненормальные  режимы работы трансформаторов обусловлены  внешними короткими замыканиями (КЗ) и перегрузками, повышением напряжения, а также понижением уровня масла в баке, которое может произойти, например, вследствие его повреждения.

    В соответствии с правилами устройств  электроустановок (ПУЭ) и руководящими указаниями по релейной защите (РУ по РЗ) [3, 4] на понижающих трансформаторах с высшим номинальным напряжением 110-220 кВ устанавливаются следующие защиты:

• дифференциальная токовая защита;
• газовая защита;
• максимальные токовые защиты (МТЗ) с комбинированным пуском по напряжению от КЗ;
• максимальная токовая защита от перегрузки.

    Схема, поясняющая подключение устройств  релейной защиты к трансформаторам тока (ТТ) понижающего трансформатора, показана на рис. 1.

    Дифференциальная  токовая защита является основной быстродействующей защитой трансформатора от всех видов КЗ в обмотках и на их наружных выводах. Подключается она к ТТ на сторонах высшего напряжения (ВН) и низшего напряжения (НН) трансформатора и действует на отключение всех его выключателей и на сигнал без выдержки времени. В целях повышения надежности действия и чувствительности защиты рекомендуется ее трехфазное трехрелейное исполнение с использованием дифференциальных реле типа РНТ-565 (РНТ-566) без торможения или типа ДЗТ-11 и ДЗТ-21 с торможением.

    Дифференциальная  токовая защита с реле РНТ и ДЗТ-11 используется на трансформаторах мощностью до 40 МВА включительно, причём, защита с реле ДЗТ-11 обеспечивает, как правило, более высокую чувствительность.

    Газовая защита используется 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 напряжению являются 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 перегрузки установлены 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. 

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

    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

    Ток срабатывания защиты для основной стороны:

     ,

    где k_сх = - коэффициент схемы для ∆ 110 кВ.

    Найдем  число витков тормозной обмотки:

    Для определения I_нб.рас расчетным является ток А внешнего трехфазного КЗ в точке К1 (рис. 5.3 а) в максимальном режиме системы и при раздельной работе трансформаторов. Результаты расчета представлены в таблице 6.1.3.

     ,    (5.1.1)                                                                                      

     ,     (5.1.2)                                                                                         

    где – коэффициент апериодичности , (БНТ отстраивают от апериодической составляющей Iкз); – коэффициент однотипности т.т. (так как трансформаторы тока разные); – относительная погрешность трансформаторов тока (т.т. выбираются по кривым 10% погрешности).

     А 
 

Таблица. 5.1.3

Число витков тормозной  обмотки БНТ

     ,          (5.1.3)                                                                                                

    где - относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на защищаемом трансформаторе, равна половине суммарного диапазона регулирования на соответствующей стороне.

      А

                 (5.1.4)                                                                                   

      А

      А

                    (5.1.5)                                                                                  

    Определим чувствительность защиты при внутреннем двухфазном КЗ в точке К1 (рис 2.3 а) в минимальном режиме работы системы, когда торможение отсутствует.

                (5.1.6)                                                                                                           

     >1,5

    В соответствии с ПУЭ k_ч допускается не менее 1,5. Следовательно, рассмотренная защита может быть использована для защиты трансформатора, так как имеет достаточную чувствительность.

    Определяем  чувствительность защиты при КЗ в  защищаемой зоне, при наличии торможения, т.е. когда трансформаторы работают параллельно. Ток КЗ в этом режиме, приведенный к стороне ВН трансформатора, равен . Этот же ток, пересчитанный на сторону 10,5 кВ, равен

     .

    Ток через тормозную обмотку, которая  включена на сторону НН:

                (5.1.7)                                                                                                  

     .

    Определим намагничивающую силу торможения:

                    (5.1.8)                                                                                               

    По  рабочей обмотке реле протекает сумма токов с ТТ высокой стороны и ТТ с низкой стороны. Рабочая намагничивающая сила реле равна

     ,             (5.1.9)                                                                                     

     А,            (5.1.10)