б) Определим вторичные номинальные токи в плечах дифференциальной защиты:
, А, (1.97), А, АТак как основная сторона дифференциальной защиты принимается по большему значению (iн1 и iн2), то в данном случае iн2>iн1.
Сторону напряжением 10 кВ принимаем за основную и все расчеты приводим к основной стороне.
в) Выбирается ток срабатывания защиты из условия отстройки:
1) от броска намагничивания
Iсз = Котс×Iнт2, А, (1.98)
где Котс=1,3-1,4 - коэффициент отсечки для РТН-565
Iсз = 1,3×550,5=716 А;
2) от максимального тока небаланса
Iсз = Котс×Iнб= Котс× (
), А, (1.99)где Котс=1,3 - коэффициент отсечки для РНТ-565.
Составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью (ток намагничивания) трансформаторов тока, питающих дифференциальную защиту определяется по формуле:
= Ка·Кодн·e·Iкмакс, А, (1.100) = 1×1×0,1×4,67=467 Агде Кодн- коэффициент, учитывающий однотипность трансформаторов тока (Кодн=1);
e - коэффициент, учитывающий 10% погрешность трансформаторов тока (e=0,1);
Ка - коэффициент, учитывающий переходной режим (апериодическая составляющая), (Ка=1 для реле с БНТ);
Iкмакс - максимальное значение тока КЗ за трансформатором, приведенная к основной стороне трансформатора.
Составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора:
А, (1.101)где ±DN = ±16 - полный диапазон регулирования напряжения.
АСоставляющая тока небаланса, обусловленная неточностью установки на коммутаторе реле РНТ расчетного целого числа витков обмоток:
,(1.102)где W1расч.,W1 - соответственное расчетное и установленное число витков обмоток реле РНТ для не основной стороны.
На первом этапе установки дифференциальной защиты I // /нб не учитывается, т.е.
Iсз = Котс× Iнб = Котс· (
), А, Iсз= 1,3× (467+747,2) =1578,5 А.За расчетную величину тока срабатывания защиты принимаем большее значение между: Iсз (от намагничивания) = 747,2 А, Iсз (от небаланса) = 1578,5 А.
г) Производится предварительная проверка чувствительности защиты при повреждениях в зоне ее действия.
Кч=
>2, (1.103)где Iкмин - минимальное значение тока КЗ (обычно двухфазное в зоне защиты)
Кч=
= =2,57>2(1.104)Iк. мин=0,87×Iкз, А,
Iк. мин=0,87×4670=4063 А.
Так как коэффициент чувствительности больше двух, то расчет можно продолжать.
д) Определяется ток срабатывания реле, отнесенный к стороне с большим током в плече (основной стороне)
Iср=
, А, (1.105)где nТ, Kсх - берется для основной стороны.
Iср=
= 13,15 А(1.106)е) Определяется расчетное число витков обмотки реле основной стороны Wосн. расч. =
, витков, Wосн. расч. = = 7,6 витка.Полученное число витков обмотки округляем до ближайшего меньшего числа витков, которое можно установить на реле РНТ-565, т.е. Wосн. расч= 7 витков.
ж) Определяется число витков обмотки неосновной стороны
W неосн. расч=
× Wосн. расч, витков, (1.107)где iн1 - вторичный номинальный ток основной стороны;
iн2 - вторичный номинальный ток другого плеча защиты.
W неосн. расч=
=6,6 витков.3) Определяется ток небаланса с учетом I
.I
= × , А,I
= ×4670=424,5 Ае) Повторно определяется первичный ток срабатывания защиты и вторичный ток срабатывания реле:
Iсз=1,3 × (467+747,2+424,5) =2130,3 А
Iср=
×Ксх, А,Iср=
×1= 17,7 А.Полученные значения удовлетворяют требованиям, предъявляемые к дифференциальной защите.
Дифференциальная защита трансформаторов выполняется на реле РНТ-565, имеющий быстронасыщающийся трансформатор и уравнительные обмотки с регулирующими резисторами, с помощью которых можно отстраивать действия защиты. Таким образом, обеспечивается повышенная чувствительность защиты.
Расчет максимальной токовой защиты.
Расчет максимальной токовой защиты для трансформатора ГПП МТЗ устанавливается с высшей стороны трансформатора и действует с выдержкой времени при КЗ.
Ток срабатывания МТЗ выбирается исходя из условия отстройки (несрабатывания) от перегрузки. Ток перегрузки обычно определяется из рассмотрения 2-х режимов:
1. отключение параллельно работающего трансформатора
Iнагр. макс=0,8×Iном. тр, (1.108)
Iнагр. макс=0,8×50,3=40,2 А. (1.109)
2. автоматическое подключение нагрузки при действии АВР
Iнагр. макс= I1+ I2=0,8· (Iном. тр1+ Iном. тр2),
Iнагр. макс=0,8× (100,6+100,6) =161 А.
Ток срабатывания защиты выбирается по формуле:
Iсз=
×Iраб. макс, А, (1.110)где Котс= 1,1-1,2 для реле РТ-40;
Квоз=0,85 - коэффициент возврата реле;
Кзап=2,5 - коэффициент самозапуска обобщенной нагрузки;
Iсз=
× 161=520,9 А.Коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ:
К
>1,5,где Iк. мин - минимальный ток двухфазного КЗ до трансформатора ГПП.
К
=6,6>1,5(1.111)Выдержка времени выбирается из условия селективности на ступень выше наибольшей выдержки времени tп защит присоединений, питающихся от трансформатора
tт=tп+Dt, с,
где tп=0,8 с - выдержка времени защиты, установленной на присоединениях питающихся от данного трансформатора,
Dt=0,5 с - ступень выдержки времени.
tт=0,8+0,5=1,3 с.
Расчет защиты от перегрузки.
Защиту от перегрузки осуществляют одним реле РТ-80 с ограниченно зависимой характеристикой. Защита действует на сигнал с выдержкой времени. Ток срабатывания выбирают из условия возврата реле при номинальном токе трансформатора:
Iсз=
×Iном. тр, А, (1.112)Iсз=
× 50,3= 66 А.(1.113)Время действия защиты от перегрузки выбирается на ступень больше МТЗ:
tпер=tмтз+Dt,с
tпер=1,3+0,5=1,8 с.
Автоматика и сигнализация.
На подстанциях предусматривается следующая автоматика:
1) Автоматическое включение резерва (АВР). АВР питания или оборудования предусматривают во всех случаях, когда электроснабжение вызывает убытки, значительно превышающие стоимость установки устройства АВР. В случае повреждения одного из трансформаторов, происходит его отключение и автоматическое включение секционного выключателя, чем обеспечивается бесперебойное электроснабжение потребителей.
2) Автоматическое повторное включение (АВР) трансформаторов предусматривается для автоматического восстановления их нормальной работы после аварийных отключений, не связанных с внутренними повреждениями трансформатора. АПВ трансформаторов является обязательным на однотрансформаторных подстанциях с односторонним питанием. На двухтрансформаторных подстанциях с односторонним питанием АПВ целесообразно устанавливать в том случае, если отключение одного трансформатора вызывает перегрузку другого и в связи с этим часть потребителей должна отключиться. АПВ позволяет без вмешательства обслуживающего персонала восстановить питание линии после кратковременных КЗ.