Дифференциальная защита трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения (на базе терминала RET670 фирмы «АББ Автоматизация»)

Задание

Выполнить расчет релейной защиты элемента электроэнергетической сети:

а) выбрать тип и основные параметры элемента защиты (марка трансформатора, мощность, тип проводов, схему прилегающей сети) и режим его работы;

б) рассчитать основную или резервную защиту элемента сети:

1) рассчитать схему замещения элемента сети;

2) выбрать реле защиты и схему его включения;

3) рассчитать основные режимы короткого замыкания;

4) рассчитать уставки защиты;

5) выполнить расчет чувствительности защиты;

в) сделать выводы по расчету;

г) нарисовать схему включения защиты на формате А1.

Заданный элемент сети — трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения.

Содержание

• Введение
• 1. Выбор схемы сети
• 2. Выбор защиты
• 3. Выбор уставок дифференциальной защиты
• 3.1 Номинальные параметры
• 3.2 Выравнивание токов
• 3.3 Проверка трансформаторов тока
• 3.4 Расчет уставок, определяющих тормозную характеристику дифференциальной защиты
• 3.5 Расчет уставок дифференциальной отсечки
• 3.6 Коэффициент чувствительности
• Выводы
• Список литературы

Введение

Основными видами повреждений в трансформаторах являются замыкания между фазами внутри кожуха трансформатора и на наружных выводах обмоток, замыкания в обмотках между витками одной фазы (витковые замыкания), замыкания на землю обмоток или их наружных выводов, повреждение магнитопровода трансформатора, приводящее к нагреву. Наиболее часто происходящими считаются короткие замыкания (КЗ) на выводах и витковые замыкания в обмотках[6].

В качестве основной быстродействующей релейной защиты трансформаторов от КЗ между фазами, однофазных КЗ на землю и от замыканий витков одной фазы широкое распространение получила дифференциальная релейная защита.

Эту защиту рекомендуют применять на одиночно работающих трансформаторах мощностью ? 6,3 МВА и на трансформаторах, работающих параллельно, а также на трансформаторах собственных нужд станций мощностью ? 4 МВА.

Достоинствами дифференциальной защиты, охватывающей все обмотки трансформатора или автотрансформатора, считаются быстрота и действие при КЗ как внутри баков, так и вне их, в зоне, ограниченной схемой трансформатора тока. Эта защита также реагирует на витковые короткие замыкания.

Недостатком защиты может являться ее недостаточная чувствительность при КЗ внутри обмоток. Этот недостаток усугубляется, когда применяются грубые защиты с током срабатывания защиты, большим, чем номинальный ток защищаемого элемента.

В таких случаях используют совместно с дифференциальной газовую защиту, реагирующую практически на все повреждения внутри баков, но работающую медленнее.

Принцип работы дифференциальной защиты заключается в следующем: она должна работать при КЗ в трансформаторе, и не должна — при внешнем КЗ. Это достигается особым выполнением схемы защиты. На рисунке 1 показано действие дифференциальной защиты трансформатора.

При КЗ в трансформаторе ток в реле равен сумме вторичных токов:

(1)

Если , то реле срабатывает и отключает трансформатор.

Проблемы дифференциальной защиты трансформаторов (ДЗТ):

а) Выравнивание токов плеч. За счет того, что первичные токи обмоток трансформатора не равны по значению и не совпадают по фазе, в режиме нагрузки или при внешнем КЗ дифференциальная защита может работать неправильно. Для обеспечения условия селективности необходимы специальные меры по выравниванию вторичных токов:

1) установка промежуточного трансформатора тока;

2) учет группы соединения обмоток;

3) установка специальных автотрансформаторов для лучшего выравнивания.

б) Токи небаланса ДЗТ. Возникают вследствие нарушения равенства вторичных токов в реле и могут вызвать неправильную его работу. Для предупреждения этого явления в схемах применяют реле, включаемые через насыщающийся трансформатор тока (НТТ), или реле с торможением от сквозного тока КЗ [5].

Рисунок 1 — Действие дифференциальной защиты трансформатора:

а — внешнее КЗ; б — КЗ в трансформаторе.

Особенности дифференциальной защиты выбранного терминала будут рассмотрены ниже.

1. Выбор схемы сети

Для выбранного элемента сети — трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения — составлена исходная схема (рисунке 1.1),

Рисунок 1.1 — Исходная схема

Трансформатор работает в номинальном режиме.

· Система: Sc = ?; Uc = 35 кВ.

· Т — защищаемый трансформатор собственных нужд ТРДНС — 25000/35:

группа соединений — 11;

Sном=25 МВА;

U_ВН=15,75 кВ;

U_НН=6,3 — 6,3 кВ;

Uк%=10,5%;

Iх=0,65%;

пределы регулирования напряжения под нагрузкой ±8Ч1,25% на стороне ВН.

· ТТ1, ТТ2, ТТ3 — трансформаторы тока со стороны ВН, НН1, НН2 соответственно. Трансформаторы тока со всех сторон соединены по схеме «звезда с нулевым проводом»:

со стороны ВН — ТВТ-10/30. Коэффициент трансформации — 3000/5;

со стороны НН — ТШЛ-10. Коэффициент трансформации 2000/5.

· В составе нагрузки имеется АД — асинхронный двигатель марки 4АЗМ — 6300/6000УХЛ4:

Pном=6300 кВт;

Uном=6 кВ;

Iпуск* = 5,9 о.е; cosц_ном=0,9.[4]

2. Выбор защиты

Защищаемый объект — трансформатор собственных нужд тепловой электростанции, имеющий в составе нагрузки асинхронные двигатели и общеподстанционные потребители (механизмы, обслуживающие станцию в целом).

Это очень ответственный потребитель, поэтому устанавливаемая защита будет микропроцессорная.

Выберем для защиты терминал нового поколения RET670 фирмы «АББ Автоматизация».

Он подходит для защиты двухобмоточных и трехобмоточных трансформаторов, а также шунтирующих реакторов.

Нижняя граница номинальной мощности защищаемого трансформатора ориентировочно может быть установлена 25 МВА (у нашего трансформатора 25 МВА). Терминал должен подключаться, как правило, к группам защитных трансформаторов тока, имеющих соединение вторичных обмоток «звезда с нулевым проводом». Область применения терминала ограничена и охватывает:

а) трансформаторы собственных нужд электрических станций и другие понижающие трансформаторы, имеющие в составе нагрузки мощные двигатели напряжением 6 — 10 кВ;

б) трансформаторы связи и блочные трансформаторы электрических станций;

в) трансформаторы электрических сетей и автотрансформаторы, не имеющие в составе нагрузки со стороны НН мощных двигателей или синхронных компенсаторов[1].

Таким образом, по всех параметрам этот терминал подходит для защиты трансформатора ТРДНС — 25000/35. Его использование также облегчает наличие технического справочного руководства и рекомендаций по применению и выбору уставок на русском языке.

Терминал включает в себя функциональные блоки дифференциальной защиты, максимальной токовой защиты и ряд других.

В данной курсовой работе будет подробно рассмотрена только основная защита — дифференциальная.

3. Выбор уставок дифференциальной защиты

Уставки дифференциальной защиты задаются в относительных единицах. В память терминала RET670 должны вводиться основные технические данные защищаемого трансформатора: номинальные напряжения и номинальные токи обмоток, а также схемы соединения обмоток[1].

3.1 Номинальные параметры

Номинальная мощность — Sном=25 МВА;

Номинальное напряжение с высшей стороны — U_ВН=15,75 кВ;

Номинальное напряжение с низшей стороны — U_НН=6,3 — 6,3 кВ;

Найдем номинальные токи обмоток трансформатора при нулевом положении РПН:

со стороны ВН: ,

со стороны НН1 (НН2): .

Найдем вторичные токи ТТ в номинальном режиме:

со стороны ВН: ,

со стороны НН1 (НН2):.

3.2 Выравнивание токов

Выравнивание токов — одна из проблем дифференциальной защиты трансформатора. В терминале RET670 эта проблема решается путем внесения относительной погрешности выравнивания и учета ее при подсчете уставок. Цифровое выравнивание амплитуд (модулей) токов плеч осуществляется функцией DIFP, 87T на базе задаваемых параметров силового трансформатора и коэффициентов трансформации ТТ. Диапазон цифрового выравнивания достаточно велик.

Для определения погрешности необходимо знать вторичный номинальный ток ТТ Iном.вн(нн),II. Если с рассматриваемой стороны (для ТТ с вторичным номинальным током 1 А) этот ток больше или равен 0,125 А (восьмикратный диапазон цифрового выравнивания), то относительная погрешность =0,02; если этот ток не превышает 0,125 А, то =0,03 (в этом случае выравнивание не обеспечивается). Если с рассматриваемой стороны (для ТТ с вторичным номинальным током 5 А) вторичный номинальный ток меньше или равен 1 А, то погрешность =0,02 и номинальный ток терминала с рассматриваемой стороны рекомендуется взять 1 А; если Iном.вн(нн),II больше 1 А, то номинальный ток принимается равным 5 А и погрешность также равна 0,02 [1].

В нашем случае вторичный номинальный ток ТТ со всех сторон равен 5 А, вторичный ток ТТ в номинальном режиме со стороны высшего и низшего напряжения равен соответственно 1,5273 и 2,8638 А (что больше 1 А), следовательно нас устраивает вторичный номинальный ток ТТ и относительная погрешность со всех сторон равна =0,02.

3.3 Проверка трансформаторов тока

Как известно, полная погрешность ТТ е в установившемся режиме не должна превышать 10% при максимальном токе внешнего КЗ. В переходных режимах КЗ часто происходит насыщение ТТ, которое приводит к увеличению их погрешностей, а следовательно к появлению значительных токов небаланса дифференциальной защиты.

При анализе функционирования используют обобщенные параметры. Основным таким параметром является предельная кратность Kпр — наибольшая кратность первичного тока (о.е.), при котором полная погрешность в установившемся режиме при заданной нагрузке не превышает 5 или 10% (соответственно K₅ и K₁₀). При использовании Kпр требования к ТТ можно сформулировать так:

, (3.1)

где

— приведенная предельная кратность (о.е.);

— номинальный ток первичной обмотки ТТ (А);

Iном — номинальный ток обмотки защищаемого трансформатора (А).

При отсутствии кривых предельных кратностей можно использовать приближенную формулу (3.2):

, (3.2)

где

Kном — номинальная предельная кратность (о.е.);

— сопротивление вторичной обмотки ТТ (Ом);

— номинальное сопротивление нагрузки ТТ (Ом);

— сопротивление нагрузки, определяемое активным сопротивлением соединительных проводов между ТТ и терминалом.

Схема функционирования терминала RET670 предполагает использование групп ТТ звезда с нулевым проводом со всех сторон защищаемого трансформатора. Применение групп ТТ звезда с нулевым проводом приводит к снижению расчетной нагрузки ТТ при трехфазных КЗ (по сравнению с группой ТТ треугольник) и, соответственно, к возрастанию параметра .

а) Проверим выполнение условия со стороны НН.

Для трансформатора тока ТШЛ — 10 по справочным данным [3] определяем параметры:

Kном =25 (о.е.);

=1,2 (Ом);

=0,42 (Ом).

возьмем 1,1 (Ом);

По формуле (3.2) определим Kпр:

По формуле (3.1) проверим выполнение условия:

следовательно, условие >25 со стороны НН1 (НН2) выполняется.

б) Проверка условия >25 с высшей стороны не обязательна, т.к. для трансформаторов тока типа ТВТ-10/30 оно выполняется всегда [1].

3.4 Расчет уставок, определяющих тормозную характеристику дифференциальной защиты

Тормозная характеристика (рис 3.1) формируется на базе основных гармоник дифференциального и тормозного токов [1]. Она задается в относительных единицах (от номинального тока обмотки высшего напряжения) и состоит из трех отрезков прямых линий:

а) первого (горизонтального) — до тормозного тока EndSection 1;

б) второго (наклонного) — до тормозного тока EndSection 2;

в) третьего (наклонного) — до максимально возможного тока.

Рисунок 3.1 — Тормозная характеристика

Минимальный дифференциальный ток срабатывания может задаваться в пределах от 0,1 — 0,6 .

На наклонных участках тормозной характеристики коэффициент наклона (торможения) может вычисляться по формуле (3.3):

(3.3)

где и — соответственно приращения дифференциального и тормозного токов.

Основные уставки функции вынесены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 — Группа уставок дифференциальной функции

Расчет минимального тока срабатывания IdMin* выполняется в относительных единицах. При внешних КЗ или сквозных токах дифференциальный ток срабатывания должен удовлетворять условию:

защита трансформатор тормозной дифференциальный отсечка

, (3.4)

где Kотс = 1,1 — коэффициент отстройки.

Поскольку тормозная характеристика может иметь горизонтальный участок до относительного тормозного тока Ibias*, равного 1,5, то необходимо использовать уточненную формулу для расчета тока небаланса:

, (3.5)

где — коэффициент, учитывающий переходный процесс (о.е.);

— полная относительная погрешность ТТ в установившемся режиме (о.е.);

— относительная погрешность, вызванная регулированием напряжения трансформатора (о.е.);

— относительная погрешность выравнивания токов плеч (о.е.).

Все слагаемые в круглых скобках (3.5) принимаются положительными. Формула (3.5) может использоваться и при расчете коэффициента наклона (торможения), только вместо используется .

Первое приближение минимального тока срабатывания IdMin следует производить по формуле:

, (3.6)

где Kотс = 1,1 — коэффициент отстройки;

Ibнач* — относительный ток начала торможения (уставка параметра EndSection 1);

Расшифровка остальных составляющих такая же, как и в формуле (3.5).

Коэффициент наклона (торможения) на втором участке (параметр SlopeSection 2) можно вычислять по формуле:

, (3.7)

где Ibрасч* — относительное расчетное значение тормозного тока.

В эксплуатационных условиях возможны перегрузки трансформаторов в течении длительного времени. С целью исключения значительного загрубения дифзащиты целесообразно принимать уставку EndSection 2 равной 2,0. При этом Ibрасч*= EndSection 2 и, следовательно, рабочая точка при расчетах в формуле (3.7) будет находиться на втором (наклонном) участке тормозной характеристики.

На третьем (наклонном) участке тормозной характеристики следует принимать без расчетов S3 = 0,65. Это связано с тем, что при токе КЗ, большим 2, возрастают указанные выше информационные параметры переходных режимов и блокировка дифзащиты осуществляется в основном за их счет.

Расчет выполняется методом последовательных приближений. В качестве первого приближения принимаем Ibнач* = 1,25. По формуле (3.6) получим:

где Kотс = 1,1 — рекомендованное значение;

=1,5 — рекомендованное значение при расчете трансформатора, имеющего в составе нагрузки двигатели напряжением 6 — 10 кВ;

=0,1 — рекомендованное значение;

= 0,02 — рекомендованное значение для двухобмоточных и трехобмоточных трансформаторов ;

=0,02 — из расчета тока выравнивания.

Расчетное значение уставка IdMin = 0,2214 лежит в рекомендованном диапазоне (0,1 — 0,6).

Для выполнения расчета коэффициента S2 необходимо посчитать ток небаланса по формуле (3.5), учитывая, что вместо используется :

где = 2,5 — рекомендованное значение для расчета тормозной характеристики.

Коэффициент S2 рассчитываем по формуле (3.7):

,

На втором участке расчетное значение уставки SlopeSection 2не должно превышать 0,5. Данное условие выполняется (см. Таблицу 3.1).

Окончательно принимаем уставки:

IdMin = 0,23;

Ibнач*(EndSection 1)=1,25;

EndSection 2 = 3,0 — по умолчанию;

S2 (SlopeSection 2) = 0,48 (угол наклона равен 25,6 градусам);

S3 (SlopeSection 3) = 0,65 — по умолчанию (угол наклона равен 33 градусам).

3.5 Расчет уставок дифференциальной отсечки

Применение дифференциальной отсечки (ДО) необходимо для повышения быстродействия дифференциальной защиты при больших токах КЗ в защищаемой зоне. ДО реагирует на первую гармонику дифференциального тока. Уставка рассчитывается по двум условиям:

а) условие отстройки от броска намагничивающего тока (БНТ). Уставка должна приниматься не менее 5,0 о.е;

б) условие отстройки от режима максимального тока внешнего КЗ (сквозного тока).

Уставку можно находить из выражения:

(3.8)

где Kотс = 1,1 — коэффициент отстройки (о.е.);

Kнб(1) — отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведенной амплитуде гармонической составляющей сквозного тока (о.е.);

Iскв.макс* — сквозной максимальный ток трехфазного КЗ на шинах НН.

Kнб(1) зависит от разброса с разных сторон защищаемого трансформатора, остаточной намагниченности магнитопроводов ТТ. По рекомендациям производителя [1], при использовании со всех сторон защищаемого ТТ с вторичным номинальным током 5 А следует принимать Kнб(1) равным 0,7, если с какой- либо стороны используется ТТ с номинальным вторичным током 1 А, а с других сторон — с номинальным током 5 А, то следует принимать Kнб(1) равным 1,0.

Из двух полученных условий уставка должна выбираться наибольшая [1].

Составим схему замещения для расчета тока КЗ (рис 3.3) в номинальном режиме:

Рисунок 3.3 — Схема замещения в номинальном режиме

Где Е1 — ЭДС системы, 1 — сопротивление системы, 2 — сопротивление обмотки трансформатора ВН, 3,4 — сопротивление обмотки трансформатора НН, 6,8 — сопротивления асинхронных двигателей, 5,7 — сопротивление нагрузки, Е2,Е4 — ЭДС асинхронных двигателей, Е3,Е5 — ЭДС нагрузок.

Примем Sб = 25 МВА, Uб1 = 15,75 кВ, Uб2 = 6,3 кВ.

Выразим все величины, входящие в схему замещения, в относительных единицах при выбранных базисных условиях. Сопротивления элементов схемы замещения:

;

двигателя:

нагрузки:

Вычислим ЭДС источников, учитывая влияние нагрузок:

Для асинхронного двигателя берется равной

;

Преобразуем схему относительно точки КЗ и вычислим результирующие ЭДС и сопротивления:

Рассмотрим случай, когда нагрузка отключена (рис 3.4):

Рисунок 3.4 — Схема замещения при отключенной нагрузке

Рассмотрим случай, когда отключен АД (рис 3.5):

Рисунок 3.5 — Схема замещения при отключенном АД

Рассмотрим случай, когда отключена нагрузка и АД (рис 3.6):

Рисунок 3.6 — Схема замещения при отключенной нагрузке и АД

Таким образом видно, что наиболее тяжелый случай, когда нагрузка отключена полностью.

Сквозной ток берется в относительных единицах от номинального тока со стороны ВН:

Таким образом, по условию отстройки от максимального сквозного тока уставка будет равна:

Т.к. по первому условию (отстройка от БНТ) уставка должна быть не менее 5 о.е., а по второму она равна 10,86, выбираем наибольшее.

Iдо* = 10,86 (о.е.).

3.6 Коэффициент чувствительности

Коэффициент чувствительности целесообразно определять как отношение

(3.8)

где IdMin — минимальное значение дифференциального тока при КЗ, Idср рассчитывается по формуле (3.4) [1].

В нашем случае трансформатор имеет одно стороннее питание, следовательно, по рекомендациям [1], чувствительность проверять не обязательно.

Выводы

В данной работе были произведены расчеты дифференциальной защиты терминала RET670 фирмы «АВВ Автоматизация» для трансформатора собственных нужд ТРДНС — 25000/35. По полученным данным можно сделать вывод, что эту защиту можно устанавливать на заданный объект, потому что все рассчитанные уставки и коэффициент чувствительности соответствуют диапазонам, приведенным в рекомендациях. Все рассчитанные уставки сведены в таблицу 4.1 и построена тормозная характеристика (рисунок 4.1)

Таблица 4.1 — Список рассчитанных уставок и коэффициентов чувствительности

Рисунок 4.1 — Тормозная характеристика

Список литературы

1. Рекомендации по применению и выбору уставок функции дифференциальной защиты трансформаторов терминала RET670. Методическое пособие.

2. Идельчик В.И., Электрические системы и сети. — М.: Энергоатомиздат, 1989.

3. Королев Е.П., Либерзон Э.М., Расчеты допустимых нагрузок в токовых цепях релейной защиты. — М.: Энергия, 1980.

4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П., Электрическая часть электростанций и подстанций. — М.: Энергоатомиздат, 1989.

5. Федосеев А.М., Релейная защита электроэнергетических систем. — М.: Энергия, 1976.

6. Чернобровов Н.В., Семенов В.А., Релейная защита электроэнергетических систем. — М.: Энергоатомиздат, 2008.