1.3.4 Расчет дифференциальной токовой защиты Трансформатор ТДТН 115 (± 16%) /38,5 (±5%) /6 кВ мощностью 40 МВА. Установлен на двухтрансформаторной подстанции. Питание имеется только со стороны ВН, на сторонах ВН и СН трансформаторы работают параллельно. На стороне НН имеется реактор, входящий в зону дифференциальной защиты. Первичная схема подстанции, схема замещения и токораспределение в расчетных режимах приведены на рис.1.4. 110 / 3 кВ 110 / 3 кВ 16,74 Ом 16,74 Ом 804 А 16,5 Ом 16,5 Ом 16,8 Ом 16,8 Ом а) 29 Ом 1142 А 29 Ом 29 Ом б) 126 / 3 кВ 110 / 3 кВ 16,74 Ом в) 126 / 3 кВ 25,11 Ом 25,11 Ом 591 А 1389 А 29 Ом 41,6 Ом 41,6 Ом 41,6 Ом 27,7 Ом 27,7 Ом 988А 28,6 Ом г) е) д) Рис.1.5 Первичная схема (а), схемы для расчета токов КЗ на стороне НН (б, в, д, е) и на стороне СН (г). Примечание. В схеме замещения на рис. сопротивления трансформатора и напряжения питающей системы указаны для крайних реально возможных отклонений регулятора в сторону уменьшения (б, в, г) и увеличения (д, е) напряжения регулируемой обмотки; сопротивления системы указаны для максимального и минимального режима. Расчет по полному диапазону регулирования. Таблица 1.4 - Расчет первичных и вторичных токов сторон трансформатора по полному диапазону регулирования РПН. Обозначение и Наименование величины метод определения Первичный ток на 𝑆ном сторонах защищаемого 𝐼ном = трансформатора, √3 ∙ 𝑈ср.ном соответствующий его номинальной мощности, А Коэффициент трансформации KI трансформатора тока Вторичный ток в плечах 𝐼ном защиты, соответствующий 𝐼 = ном.в номинальной мощности KI защищаемого трансформатора, А Принятые значения Iном Размах РПН,% Размах РПН Числовое значение для стороны 115 кВ 35 кВ 6 кВ 40000 √3 ∙ 115 = 201 = 40000 √3 ∙ 38,5 = 601 1000/5 201 = 1000/5 = 1,01 1000/5 = 40000 √3 ∙ 6,6 = 3503 = 4000/5 601 3503 = = 1000/5 4000/5 = 3,01 = 4,4 1 3 4,4 16 Расчет по используемому диапазону регулирования: За реально возможный диапазон регулирования напряжения принят диапазон от 96,5 кВ до 126 кВ. Середина диапазона равна: 96,5 + (126 - 96,5)/2= 111,25 кВ. Это значение и принимаем за Uопт. Дальнейший расчет сведен в таблицу 1.5. Таблица 1.5 - Расчет первичных и вторичных токов сторон трансформатора по среднему диапазону регулирования РПН. Наименование величины Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, соответствующий его номинальной мощности, А Коэффициент трансформации трансформатора тока Вторичный ток в плечах защиты, соответствующий номинальной мощности защищаемого трансформатора, А Принятые значения Размах РПН,% Обозначение и метод определения 𝐼ном = 𝑆ном √3 ∙ 𝑈ном.ср KI 𝐼ном,в = Числовое значение для стороны 115 кВ 35 кВ 6 кВ 40000 √3 ∙ 111,25 = 208 = 40000 √3 ∙ 38,5 = 601 1000/5 𝐼ном 𝐾ном 𝐼ном Размах РПН 208 = 1000/5 = 1,04 = 40000 √3 ∙ 6,6 = 3503 1000/5 = 4000/5 601 3503 = = 1000/5 4000/5 = 3,01 = 4,4 1,04 3 4,4 100 ∙ (126 − 96,5)/(2 ∙ 111,25 = 13 1.3.5 Расчет дифференциальной отсечки (ДЗТ-1) Согласно [ 5 ] для рассмотренного выше трансформатора производим отстройку от срабатывания при КЗ на стороне НН по формуле (1.1) (рис.1.5 в): Iдиф/Iном ≥ 1,2·0,7·5,5=4,6 А. где Iкз.вн.макс.* =1142 / 208= 5,5 А; Отстройка от срабатывания при КЗ на стороне СН (рис.1.5 г): Iкз.вн.макс.* =1389 / 208= 6,7 А; Iдиф/Iном ≥ 1,2·0,7·6,7=5,6 А. Принимаем уставку дифотсечки Iдиф/Iном = 6 А. 1.3.6 Расчет дифференциальной отсечки (ДЗТ-2) Для рассмотренного трансформатора с учетом табл. 1.5 принимаем: Iд1/Iном = 0,3; Δf добав = 0,04. Расчетный ток небаланса, порождаемый сквозным током, определяется выражением (1.2): Iнб.расч=(2·1·0,1+0,13+0,04) · Iскв=0,37·Iскв Определяем дифференциальный ток: IДИФ = Котс·Iнб.расч = 1,3·0,37·Iскв =0,481·Iскв Определяем коэффициент снижения тормозного тока: Ксн Т = Iторм / Iскв√1(1 — 0,37) = 0,8 Чтобы реле не сработало, коэффициент торможения в процентах должен определяться по выражению (1.6): Кторм ≥ 100·0,481 / 0,8 = 60; Вторая точка излома тормозной характеристики выбирается из диапазона Iт2 / Iном= 1,5 - 2. Принимаем Iт2 / Iном= 1,5. Первая точка излома тормозной характеристики вычисляется в реле автоматически по выражению (1.7): Iт1 / Iном = 0,3·100 /60 = 0,5. Уставка блокировки от второй гармоники Iдг2 / Iдг1, рекомендуется на уровне 12-15%. Принимаем Iдг2 / Iдг1 = 0,15. I диф Зона срабатывания 60 0 1 К торм,% 100 I д1 / I ном 1 tg ( ) I торм 2 I т 2 / I ном Рис. 1.6 Тормозная характеристика защиты. Рассчитаем коэффициент чувствительности для рассматриваемой сети (рис.1.5 а). Первичный ток срабатывания защиты при отсутствии торможения: Iс.з = Iном·(Iд1 / Iном) = 208 - 0,3 = 62,4 А. При проверке чувствительности защиты учитываем, что благодаря направленности торможения при внутренних КЗ тормозной ток отсутствует. Чувствительность при двухфазном КЗ на стороне НН ниже реактора (рис.1.5 д): Кч = 591·0,87 / 62,4 = 8,2. Чувствительность при двухфазном КЗ на стороне НН выше реактора (рис. 1.5 е): Кч = 988·0,87 / 62,4 = 13,8. Чувствительность при КЗ на стороне СН (рис. 1.5 г): Кч=1389 / 62,4= 22,3. Поскольку защита трансформатора достаточно чувствительна при КЗ ниже реактора, установка самостоятельной защиты реактора не требуется. 1.3.7 Сигнализация небаланса в плечах дифференциальной защиты (ДЗТ-3) Выбираем уставки срабатывания защиты от небаланса дифференциальной защиты (ДЗТ-3), действующей на сигнал. Принимаем Iд / Iном = 0,1; T,c = 10. Выбираем уставку для контроля перегрузки по току в трех обмотках трансформатора. Для рассмотренного трансформатора максимальный ток внешнего расчетного КЗ равен 804 А. Относительное значение этого тока равно: Iкз.вн.макс* = 804 / 201 = 4. Уставка отсечки равна: Iдиф/Iном ≥ 1,2·0,7·4 = 3,4. Принимаем уставку Iдиф/Iном = 4.
