16.3. Расчёт уставок защиты трансформаторов напряжением 6–10/0,4 кВ

Методика расчета уставок защиты не зависит от вида исполнения устройств релейной защиты, которые в общем случае могут быть электромеханическими, статическими или микропроцессорными (цифровыми). От вида исполнения зависят значения различных коэффициентов (отстройки, включения, надежности согласования и др.), ступеней селективности по току и времени и прочее.

На рис. 16.4 приведена графическая интерпретация условий расчёта уставок защиты силового трансформатора напряжением 6–10/0,4 кВ. Здесь нанесены три зоны действия (три ступени) максимальной токовой защиты трансформатора:

I – защиты от перегрузки;

II – селективной токовой отсечки;

III – мгновенной токовой отсечки.

Расчеты уставок ступенчатых токовых защит рекомендуется начинать с наиболее чувствительной ступени, т.е. защиты от перегрузки [12].

1. Защита от перегрузки.

Защита от симметричных перегрузок на стороне 6–10 кВ предназначена для выявления режима перегрузки защищаемого трансформатора с действием на сигнал. Для подстанций без постоянного дежурного персонала допускается предусматривать действие этой защиты на отключение (при невозможности ликвидации перегрузки другими средствами).

При выполнении защиты от перегрузки с действием «на сигнал» используется, как правило, время-токовая характеристика с независимой от тока выдержкой времени – на рис. 16.4 она показана пунктирными линиями. Кроме того, данная ВТХ используется при выполнении защиты с помощью электромеханических или статических реле. При выполнении защиты от перегрузки с помощью микропроцессорных устройств появилась возможность использования ВТХ с зависимой от тока выдержкой времени – она показана сплошной линией. Такую ВТХ мы будем рассматривать ниже.

Рис. 16.4. Графическая интерпретация условий расчёта уставок защиты трансформатора напряжением 6–10/0,4 кВ

1.1. Ток срабатывания защиты от перегрузки отстраивается от максимального рабочего трансформатора, определяемого с учетом его перегрузки в послеаварийном режиме

,

(16.1)

где К_Н.О – коэффициент надёжности отстройки (несрабатывания) защиты; К_В - коэффициент возврата защиты; – рабочий максимальный ток на стороне ВН трансформатора; – значение номинального тока трансформатора на стороне ВН; К_З.П – коэффициент загрузки трансформаторов двухтрансформаторной ТП в послеаварийном режиме – для трансформаторов с масляным охлаждением К_З.П = 1,6–1,8 [13-2]; для трансформаторов с сухой изоляцией К_З.П = 1,0.

Коэффициент надёжности отстройки К_Н.О, для микропроцессорных защит Sepam принимается равным 1,05, для статических реле – 1,15–1,2.

Коэффициент возврата защиты К_В для микропроцессорных защит составляет К_В = 0,935±0,05, для статических реле – 0,9.

1.1.2. Ток срабатывания защиты от перегрузки на стороне ВН должен быть согласован с нижестоящей защитой, т.е. с защитой от пергрузки вводного автоматического выключателя на стороне 0,4 кВ ТП

,

(16.2)

где К_Н.СОГЛ = 1,3–1,5 – коэффициент надежности согласования; – ток срабатывания защиты от перегрузки на стороне НН трансформатора, приведённый к стороне ВН.

Величина коэффициента надёжности согласования К_Н.СОГЛ зависит от точности срабатывания микропроцессорных расцепителей автоматических выключателей и устройств защиты Sepam. Точность срабатывания расцепителей в зависимости от номинального тока выключателя и типа расцепителя меняется в пределах 20–30 %, а точность срабатывания устройств защиты Sepam составляет 1–3 %. Поэтому необходимо ток срабатывания I_С.П дополнительно сопоставлять с максимальным значением тока срабатывания защиты от перегрузки, определяемого с учетом разброса характеристик и приведённого к стороне ВН

(16.3)

Применение последнего условия рассмотрим в примерах.

За расчётное значение уставки тока I_С.П берётся большее значение, из определённых по пунктам 1.1.1 или 1.1.2.

1.2. Уставка по времени срабатывания защиты от симметричных перегрузок, как правило, принимается t_С.П ≥ 9,0 сек с учетом отстройки от пиковых нагрузок I_ПИК питаемой сети, например от времени пуска или самозапуска электродвигателей [12].

1.3. Защита от перегрузки в качестве резервной может быть использована для защиты от токов КЗ на стороне НН трансформатора. В этом случае проверяется её чувствительность к минимальному току КЗ на сборных шинах 0,4 кВ ТП (по аналогии с защитой от перегрузки автоматических выключателей). Коэффициент чувствительности зависит от ряда факторов, подробно рассмотренных в п. 2.3 данного раздела [13-1]. В частности, при использовании трёхфазной схемы соединения трансформаторов тока и измерительных органов блока Т-20 в полную звезду и при схеме соединения обмоток Δ/Y_Н-11 силового трансформатора Т1 коэффициенты чувствительности для случаев однофазного и двухфазного КЗ на стороне НН трансформатора Т1 можно записать (см. табл. 16.1)

(16.4)

где – токи однофазного и двухфазного КЗ при минимальном режиме работы электрических сетей, приведённые к стороне ВН; К_Т.Н = U_ВН/U_НН – коэффициент трансформации по напряжению силового трансформатора Т1.

1.4. В устройствах Sepam возможна реализация защиты масляных трансформаторов от тепловой перегрузки (код ANSI 49RMS) без применения датчиков температуры. Для сухих трансформаторов иностранного производства в качестве защиты от перегрузки используется тепловая защита 49Т, поставляемая вместе с трансформатором. Тепловая защита состоит из датчиков температуры (термопары), вмонтированных в обмотки трансформатора и преобразователя, выдающего два сигнала перегрузки: первый сигнал – предупредительный при температуре обмотки t = 150 ^оС, второй – на отключение при температуре обмотки t = 160 ^ОС.

2. Селективная токовая отсечка.

Селективная токовая отсечка с выдержкой времени с действием на отключение предназначена для защиты от КЗ всех видов на выводах и внутри трансформатора, а также от внешних КЗ, т.е. от повреждений на шинах распределительного устройства РУ-0,4 кВ ТП и на отходящих линиях НН (на случай отказа их собственных защитных и коммутационных аппаратов).

Ток срабатывания селективной токовой отсечки должны обеспечивать:

– Несрабатывание защиты при возникновении кратковременных пиковых I_ПИК нагрузок.

– Согласование действия по току и по времени с нижестоящими защитами – автоматическими выключателями на стороне низшего напряжения трансформатора.

– Необходимую чувствительность при всех КЗ в зоне резервирования – при отказах срабатывания вводных выключателей НН или выключателей линий напряжением 380 В, отходящих от ТП.

2.1. Выбор тока срабатывания защиты ведется по следующим условиям:

2.1.1. Ток срабатывания селективной токовой отсечки с учетом отстройки от максимально возможного тока нагрузки – пикового тока I_ПИК с учетом самозапуска электродвигателей напряжением 380 В

,

(16.5)

где К_Н.О – коэффициент надежности отстройки (несрабатывания) защиты; К_В – коэффициент возврата защиты; I_ПИК = К_СЗП ∙ – пиковый ток нагрузки; К_СЗП – коэффициент самозапуска, учитывает увеличение рабочего тока за счет одновременного пуска всех электродвигателей, которые затормозились при снижении напряжения во время возникновения внешнего КЗ.

Коэффициент надежности отстройки К_Н.О для микропроцессорных защит принимают 1,1, для статических – 1,2. Коэффициент возврата К_В имеет тоже значение, что и в защите от перегрузки.

Пиковый ток I_ПИК определяется по результатам расчета электрических нагрузок электроприемников, питающихся от рассматриваемой ТП. Расчеты показывают, что коэффициент самозапуска К_СЗП на стороне ВН трансформатора при «спокойной» нагрузке может быть равным 1,1–1,3, а при наличии в нагрузке значительной доли электродвигателей коэффициент К_СЗП может достигать значения 4. При проектировании СЭС и построении её релейной защиты нужно каждый раз рассчитывать коэффициент самозапуска К_СЗП.

2.1.2. Ток срабатывания селективной токовой отсечки должен быть согласован с нижестоящей защитой, т.е. с защитой вводного автоматического выключателя на стороне 0,4 кВ ТП, а при ее отсутствии – с защитой линии 380 В (автоматическим выключателем или плавкой вставкой), отходящей от ТП с наибольшим рабочим током

,

(16.6)

где К_Н.СОГЛ = 1,2–1,3 – коэффициент надежности согласования; – ток срабатывания токовой отсечки (селективной или мгновенной – в зависимости от организации защиты на стороне НН трансформатора) нижерасположенного автоматического выключателя на стороне 0,4 кВ, приведённого к стороне ВН, или номинального тока плавкой вставки , приведённого к стороне ВН.

За расчётное значение уставки тока I_С.СО берётся большее значение, из определённых по пунктам 2.1.1 или 2.1.2.

2.2. Время срабатывания селективной токовой отсечки принимается по условию селективности на ступень больше по отношению к предыдущей защите

,

(16.7)

где t_{С.СО.ПРЕД} – время срабатывания предыдущей защиты – вводного автоматического выключателя 0,4 кВ; Δt - ступень селективности по времени.

Ступень селективности по времени Δt для микропроцессорных защит принимают равной 0,3 сек, для статических реле – 0,4 сек.

На рис. 16.5 показано согласование защит, установленных на стороне высшего напряжения трансформатора (выключатель Q1), с защитами, установленными на вводных автоматических выключателях и QF1. Защитные время-токовые характеристики не должны накладываться друг на друга, т.к. это может приводить к неселективным срабатываниям защит, например, при КЗ на стороне НН в точке А (см. рис. 16.3) может отключиться выключатель Q1 на стороне ВН. Наложение характеристик допускается только в области действия мгновенных токовых отсечек, т.к. время срабатывания t_С.МГН очень мало и может составлять 10–40 миллисекунд.

На рис. 16.5 видно, что уставки тока I_С.СО.Q1 и I_С.СО.QF1 различаются на величину коэффициента надёжности согласования К_Н.СОГЛ. Если погрешности срабатывания защит выключателя QF1 составляет ±10 %, то принимают К_Н.СОГЛ = 1,2, т.е. остаётся ещё 10 %-й запас для разделения время-токовых характеристик защит разных уровней СЭС. Погрешность срабатывания микропроцессорных устройств защиты Sepam составляет не более ±1–3 %. Если погрешность срабатывания защит выключателя QF1 составляет ±15–20 %, то принимают К_Н.СОГЛ = 1,3. На рис. 16.5 также видно, что уставки времени t_С.СО.Q и t_С.СО.QF различаются на ступень селективности Δt = 0,3 с, необходимую для устойчивого разделения срабатывания защит разных уровней СЭС.

Примечание. Аналогичное согласование селективности должно проводиться и для защит от перегрузки и мгновенных токовых отсечек.

Рис. 16.5. Согласование защит силового трансформатора, установленных на стороне ВН, с защитами, установленными на стороне НН

2.3.Чувствительность селективной токовой отсечки. Селективная токовая отсечка должна быть чувствительна к минимальному току КЗ на стороне 0,4 кВ трансформатора – в точке А (рис. 16.3). В зависимости от схемы соединения обмоток трансформатора меньшим будет либо ток двухфазного КЗ при схеме соединения обмоток Δ/Y_Н, либо ток однофазного КЗ на землю – при схеме Y/Y_Н [13, разделы 3 и 4]. Поэтому чувствительность этой защиты должна проверяться к обоим токам.

В табл. 16.1 [13, раздел 6] приведены формулы для определения коэффициента чувствительности в зависимости от:

– измерительной схемы соединения трансформаторов тока ТА и измерительных органов ИО;

– схемы соединения обмоток силового трансформатора (Δ/Y_Н или Y/Y_Н);

– вида короткого замыкания на стороне НН силового трансформатора.

Таблица 16.1

Формулы для определения коэффициента чувствительности в зависимости

Схемы соединения ТТ и ИО, установленных перед трансформатором		Двухфазное КЗ за трансформатором с группой соединения обмоток		Однофазное КЗ на землю за трансформатором с группой соединения обмоток
		Δ/YН-11	Y/YН-0	Δ/YН-11	Y/YН-0
Трехфазная схема соединения ТТ и ИО в полную звезду
Двухфазная, двухрелейная схема соединения ТТ и ИО в неполную звезду
Двухфазная, трёхрелейная схема соединения ТТ и ИО в неполную звезду

Примечания к табл. 16.1. Здесь обозначено: n_T – коэффициент трансформации по току трансформаторов тока; К_U или К_Т.Н – коэффициент трансформации по напряжению силовых трансформаторов 6–10/0,4 кВ.

Согласно нормам ПУЭ коэффициент чувствительности для основной зоны действия защиты (сборные шины напряжением 0,4 кВ ТП) должен быть не менее К_{Ч.СО.ДОП} ≥ 1,5 [1, п.3.2.21] и для зоны резервирования (отходящие от ТП линии напряжением 380 В) – К_{Ч.СО.ДОП} ≥ 1,2 [1, п.3.2.25].

В соответствии с [1, п.3.2.66], если защита на стороне ВН трансформатора имеет недостаточную чувствительность при однофазных КЗ на сборке НН, следует предусмотреть специальную защиту нулевой последовательности, устанавливаемую в нулевом проводе трансформатора со стороны НН. Кроме того, в случае, если сборка на стороне НН находится в непосредственной близости от трансформатора (до 30 м) или соединение между трансформатором и сборкой НН выполнено трехфазным кабелем, допускается специальную защиту не применять.

Если селективная токовая отсечка трансформатора не обеспечивает функцию дальнего резервирования при отказе защит или автоматов присоединений сборки 0,4 кВ, допускается согласно [1, п.3.2.17] не резервировать отключения КЗ за трансформатором.