Для трансформаторов (автотрансформаторов) с обмоткой высшего напряжения 3 кВ и выше должны быть предусмотрены устройства защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы (ПУЭ): многофазных замыканий в обмотках и на выводах; однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью; витковых замыканий в обмотках; токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ; токов в обмотках, обусловленных перегрузкой; понижения уровня масла; однофазных замыканий на землю в сетях напряжением 3—10 кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованиям безопасности.
Для трансформаторов напряжением свыше 3 кВ применяют следующие основные виды защит: 1) плавкими предохранителями и открытыми плавкими вставками; 2) релейная следующих типов — токовая отсечка без выдержки времени; продольная дифференциальная; газовая; максимальная токовая с пуском или без пуска по напряжению; максимальная токовая от токов, обусловленных перегрузкой; специальная токовая нулевой последовательности от однофазных КЗ на землю сети НН, работающей с глухозаземленной нейтралью.
Для автотрансформаторов напряжением 220 кВ и выше рекомендуется, кроме вышеперечисленных, применять защиту от однофазных замыканий на землю на стороне 6—35 кВ.
Защита плавкими предохранителями. Плавкие предохранители в сетях промышленных предприятий применяют для защиты трансформаторов напряжением 6—10 кВ мощностью до 1000 кВ • А (комплектные трансформаторные подстанции, трансформаторы собственных нужд подстанций и т. д.). Расчетные выражения по выбору плавких предохранителей 6—10 кВ для защиты трансформаторов приведены в табл. 1, а рекомендуемые значения номинальных токов плавких вставок предохранителей — в табл. 2.
Токовая отсечка. Токовой отсечкой должны быть оборудованы понижающие трансформаторы с высшим напряжением 3 кВ и выше, мощностью до 6,3 MB • А при условии обеспечения ею достаточной чувствительности защиты (1гц :> 2). Основными недостатками токовой отсечки являются неполная защита трансформатора (часть обмотки не входит в зону действия защиты) и неспособность резервирования КЗ на отходящих линиях НН. Достоинства отсечки — простота исполнения и быстродействие.
Плавкие предохранители типа ПК-6 (10) для защиты трансформаторов
Исходные данные для выбора | Определяемый параметр предохранителя | Расчетное |
Номинальное напряжение сети | Номинальное напряжение предохранителя и плавкой вставки |
|
Максимальное значение КЗ в месте установки защиты /к< накс | Номинальный ток отключения предохранителя /ном 0 |
|
Номинальный ток трансформатора /ном>(гр | Номинальный ток плавкой вставки /ном_ вс |
|
Номинальный ток предохранителя /ном,пр |
|
Рекомендуемые значения номинальных токов плавких вставок предохранителей для трехфазных силовых трансформаторов 6 (10)/0,4 кВ
Мощность трансформатора, кВ*А | Номинальный ток,- А | Мощность трансформатора, кВ-А | Номинальный ток, А | ||||||
трансформатора на стороне | плавкой | трансформатора на стороне | плавкой | ||||||
6 кВ | 10 кВ | 6 кВ | 10 кВ | 6 кВ | 10 кВ | 6 кВ | 10 кВ | ||
25 | 2,4 | 1,44 | 8 | 5 | 160 | 15,4 | 9,25 | 32 | 20 |
40 | 3,83 | 2,30 | 10 | 8 | 250 | 24 | 14,4 | 50 | 40 |
63 | 6,05 | 3,64 | 16 | 10 | 400 | 38,3 | 23,1 | 80 | 50 |
100 | 9,6 | 5,80 | 20 | 16 | 630 | 60,5 | 36,4 | 160 | 80 |
Ток срабатывания отсечки по условию селективности выбирают по выражению (11), а ток срабатывания реле отсечки — по выражению (7.9). При этом Iмакс — максимальное значение тока трехфазного КЗ sa трансформатором, приведенное к стороне ВН, т. е. к месту установки защиты. Ток /к* макс определяют при минимальном сопротивлении питающей сети и при минимальном значении сопротивления транс- .форматора с учетом РПН. Коэффициент надежности принимают равным 1,3—1,4 для релеРТ-40 и 1,6 — для реле РТ-80 и РТМ.
Чувствительность токовой отсечки проверяют при двухфазном КЗ на выводах ВН защищаемого трансформатора. Минимальный коэффициент чувствительности можно определить по выражению (10).
Продольная дифференциальная защита должна устанавливаться на трансформаторах мощностью 6,3 MB А и более, а также на трансформаторах 4 MB • А при их параллельной работе. Дифференциальную защиту можно предусмотреть на трансформаторах меньшей мощности, но не менее 1 MB • А, в тех случаях, когда токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, а максимальная защита имеет время срабатывания более 0,5 с или при установке трансформатора в районе, подверженном землетрясениям.
Рис. 1. Схемы соединения обмоток реле ДЗТ-11 (а), трансформаторов тока и реле для защиты двухобмоточных (б), двухобмоточных расщепленных (е), трехобмоточных (г) трансформаторов: w1, w2 - первая и вторая уравнительные обмотка реле; wраб рабочая обмотка; wторм — тормозная обмотка: КАSI; K.AS2; KAS3— реле тока с торможением типа ДЗТ-11
В основном Дифференциальные защиты трансформаторов в России выполняют на реле серии РНТ и ДЗТ. Расчет защиты состоит в определении токов срабатывания защиты и реле, числа витков обмоток реле и коэффициента чувствительности.
Первичный ток срабатывания защиты с реле РНТ-565 выбирают по условиям отстройки от броска тока намагничивания при включении ненагруженного трансформатора под напряжение и максимального тока небаланса при переходных режимах внешних КЗ.
Как правило, для современных понижающих трансформаторов с РПН при выборе тока срабатывания дифференциальной защиты с реле серии РНТ определяющим условием является отстройка от максимального тока небаланса при переходных режимах внешних КЗ.
Расчет продольной дифференциальной защиты трансформаторов напряжением 110 (220) кВ с реле ДЗТ-11
|
| Обозначение и расчетная формула | |
№ | Величина | Двух обмоточный трансформатор | Трех обмоточный трансформатор |
| Исходные данные для расчета |
| |
1 | Номинальная мощность защищаемого трансформатора, кВ • А |
| |
| вн | ||
| СН | ||
3 | НН | ||
| на стороне ВН* | ||
4 | на стороне СН* | ||
| на стороне ВН | ||
| на стороне СН | ||
5 | на стороне НН Коэффициент трансформации трансформаторов тока: | ||
| на стороне ВН | ||
| на стороне СН | ||
6 | на стороне НН Минимальное значение тока трехфазного КЗ на выводах НН, приведенное к напряжению ВН, А: | ||
| на среднем ответвлении РПН | ||
| на крайнем ответвлении РПН | ||
| Определение уставок и чувствительности защиты | ||
7 | Номинальный ток защищаемого трансформатора на стороне ВН, А |
|
|
8 | Первичный ток срабатывания защиты по условию отстройки от бросков тока намагничивания при включении трансформатора под напряжение, А |
|
|
9 | Ток срабатывания реле, приведенный к стороне ВН, А |
|
|
10 | Расчетное число витков обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны ВН |
|
|
U | Принятое число витков обмотки реле, включаемых со стороны ВН |
|
|
|
| Обозначение и расчетная формула | |
№ | Величина | Двухобмоточный | Трехобмоточный |
12 | Расчетное число витков обмотки реле, включаемых со стороны СН |
| |
13 | Принятое число витков обмотки реле, включаемых со стороны СН | ||
14 | Расчетное число витков обмотки реле, включаемых со стороны НН | ||
15 | Принятое число витков обмотки реле, включаемых со стороны НИ | ||
16 | Расчетное число витков тормозной обмотки по условию отстройки от тока небаланса при КЗ на стороне СИ** | ||
17 | Расчетное число витков тормозной обмотки по условию отстройки от тока небаланса при КЗ на стороне НН** | ||
.18 | Принятое число тормозной обмотки* * * | ||
19 | Минимальное значение тока в реле при двухфазном КЗ на выводах , А: | ||
| на среднем ответвлении РПН | ||
| на крайнем ответвлении РПН | ||
№ |
| Обозначение и расчетная формула | |
Величина | Двухобмоточный | Трех обмоточный трансформатор | |
20 | Минимальное значение коэффициента чувствительности защиты: |
|
|
| на крайнем ответвлении РПН |
|
|
* Принята равной половине суммарного диапазона регулирования напряжения.
** е = 0,1 —полная погрешность трансформаторов тока; tg а — тангенс угла наклона к горизонтальной оси касательной, проведенной из начала координат к тормозной характеристике реле, соответствующей минимальному торможению. Для реле ДЗТ-11 tg а = 0,87.
*** Для реле ДЗТ-11 выбирают из ряда чисел: 1; 3; Б; 7; 9; 11; 13; 18; 24.
Примечания: 1. Расчетные выражения приведены для схем защиты по рис. 39 (для двухтрансформаторных подстанций при раздельной работе трансформаторов на сторонах СН и НН).
2. Расчетные выражения для определения kч (kч') трехобмоточных трансформаторов (пп. 19; 20) справедливы при соотношении напряжений КЗ между обмотками UK в н—н> н > Uк> Б< н_с. н.
Например, для трехобмоточных трансформаторов напряжением 110 кВ ток срабатывания защиты по условию отстройки от максимального тока небаланса примерно в три раза выше, чем по условию отстройки от броска тока намагничивания. Дифференциальная защита, ток срабатывания которой выбран по условию отстройки от тока небаланса, зачастую оказывается грубой и малоэффективной. Поэтому для защиты трансформаторов напряжением 110 кВ и выше целесообразнее применять реле серии ДЗТ, которое благодаря наличию тормозной обмотки обеспечивает несрабатывание защиты от токов небаланса при внешних КЗ. Первичный ток срабатывания защиты с реле ДЗТ определяют только по условию отстройки от броска тока намагничивания при включении ненагруженного трансформатора под напряжение.
На рис. показаны примеры выполнения принципиальных схем включения реле ДЗТ-11 для защиты трансформаторов. Порядок расчета продольной дифференциальной защиты с реле ДЗТ-11 двух- и трехобмоточных трансформаторов (с односторонним питанием) со схемами соединений обмоток соответственно Y/Д (Y/Д — Д) и Y/Y/Д приведен в табл. 46, а расчетные значения параметров защиты для трансформаторов 110 и 220 кВ, выпускаемых в настоящее время в России — в табл. 47.
Наименьший коэффициент чувствительности продольной дифференциальной защиты трансформаторов должен быть около 2. При этом допускается снижение коэффициента чувствительности до значения около 1,5 при КЗ на выводах низшего напряжения трансформаторов менее 80 MB • А (определяется с учетом регулирования напряжения), а также в режиме включения трансформатора под напряжение и для кратковременных режимов его работы. Коэффициент чувствительности относится и к дифференциальной защите трансформатора при КЗ за реактором, установленным на стороне НН и входящим в зону этой защиты.
Результаты расчета дифференциальной защиты (реле ДЗТ-11) двухобмоточных трансформаторов 110 и 220 кВ
Тип трансформатора | Номи | Коэф | Ток | Число витков | |
включенных в плечи защиты | тормозной | ||||
ТМН-6300/110 | 115 | 100/5 | 48,2/4,17 | 24 | - |
И | 600/5 | “ | 24 | 13 | |
800/5 | - | 32 | 18 | ||
6.6 | 600/5 | - | 14 | 7 | |
800/5 | - | 19 | 9 | ||
1000/5 | — | 24 | 13 | ||
ТДН-10000/110 | 115 | 100/5 | 77/6,67 | 15 | - |
150/5 | 75,3/4,35 | 23 | - | ||
11 | 600/5 | - | 15 | 7; (9)* | |
800/5 | - | 20 | 11 | ||
1000/5 | - | 25 | 13 | ||
6.6 | 1000/5 | - | 15 | 7; (9)* | |
1500/5 | — | 22; (23)* | 11 | ||
2000/5 | - | 30 | 18 | ||
ТДН-16000/110 | 115 | 150/5 | 124/7,14 | 14 | - |
200/5 | 122/5,26 | 19 | - | ||
11 | 1000/5 | — | 15; (16)** | 9 | |
1500/5 | - | 23; (24)** | 11; (13)** | ||
2000/5 | — | 31 | 18 | ||
Тип трансформатора | Номи | Коэф | Ток | Число витков | |
включенных в плечи защиты | тормозной | ||||
ТДН-16000/110 | 6,6 | 1500/5 | - | 14 | 7 |
2000/5 | - | 19 | 11; (9)»* | ||
ТРДН-25000/110 | 115 | 200/5 | 193/8,33 | 12 | — |
300/5 | 193/5,56 | 18 | — | ||
10,5 | 800/5 | - | 8 | Б | |
1000/5 |
| 9 | 6 | ||
1500/5 | - | 14 | 7 | ||
2000/5 | - | 19 | 9 | ||
3000/5 | - | 28 | 18 | ||
6,3 | 1500/5 | - | 9 | 5 | |
2000/5 | - | 11 | 7 | ||
3000/5 | - | 17 | 9 | ||
ГРДН-32000/Ц0 | 115 | 300/5 | 247,5/7,14 | 14 | - |
10,5 | 1000/5 | - | 7 | 5 | |
1500/5 | - | 11 | 7 | ||
2000/5 | - | 15 | 9 | ||
3000/5 |
| 22 | 11 | ||
| 150 0/5 | - | 7 | 5 | |
6,3 | 2000/5 | - | 9 | 5 | |
| 5000/5 |
| 13 | 7 | |
Тип трансформатора | Номинальное напр я жение обмоток,- кВ | Коэф | Ток срабатывания A, | Число витков | |
включенных в плечи защиты | тормозной | ||||
ТРДН-40000/110 | 116 | 300/5 | 316/9,09 | 11 | - |
400/6 | 308/6,67 | 15 | - | ||
600/5 | 302/4,35 | 23 | - | ||
10,6 | 1500/5 |
| 9 | 5 | |
2000/5 | — | 12 | 7 | ||
3000/5 |
| 18; (17)*** | 9 | ||
6,3 | 2000/5 | — | 7 | 5 | |
3000/6 | — | 11; (10)*** | 7 | ||
ТРДЦН-63000/110 | 116 | 600/5 | 495/7,14 | 14 | - |
10,5 | 2000/5 |
| 7 | 5 | |
3000/5 |
| 11 | 7 | ||
4000/5 | - | 15 | 9 | ||
5000/5 | *- | 18 | 9 | ||
6,3 | 3000/5 | - | 7 | 5 | |
1000/5 | - | 9 | 5 | ||
5000/5 |
| 11 | 7 | ||
ТРДЦН-80 000/110 | 115 | 600/5 | 630/9,09 | 11 | « |
| 750/5 | 620/7.14 | 14 | - | |
10,5 | 000/5 | — | 9 | 5 | |
000/5 | - | 12 | 7 | ||
|
| 000/5 | - | 14; (15) *4 | 9 |
Тип трансформатора | Номи | Коэф |
| Число витков | |
Ток срабатывания, А, | включенных в плечи защиты | тормозной | |||
ТРДЦН-80000/110 | 6,3 | 3000/5 | - | 5 | 3 |
4000/5 | - | 7 | 5 | ||
5000/5 | - | 9 | 5 | ||
ТРДЦН-125000/110 | 115 | 1000/5 | 964/8,34 | 12 | - |
10,5 | 3000/5 | - | 6 | 5 | |
4000/5 | - | 8 | 5 | ||
5000/5 | - | 9 | 7 | ||
ТРДН-32000/220 | 230 | 200/5 | 121,8/5,26 | 19 | - |
11 | 1000/5 | - | 8 | 5 | |
1500/5 | - | 12 | 5 | ||
2000/5 | - | 16 | 7 | ||
3000/5 | — | 24 | 11 | ||
6,6 | 1500/5 | - | 7 | 3 | |
2000/5 |
| 9 | 5 | ||
3000/5 |
| 14 | 7 | ||
ТРДЦН-63 000/220 | 230 | 300/5 | 248/7,14 | 14 | - |
400/5 | 243/5,26 | 19 | - | ||
И | 2000/5 |
| 8 | 5 | |
3000/5 | — | 12 | 7; (5)*5 | ||
4000/5 | - | 15; (16)*5 | 7 | ||
5000/5 |
| 19; (20) *5 | 9 | ||
Тип трансформатора | Номи | Коэф | Ток | Число витков | |
включенных в плечи защиты | тормозной | ||||
ТРДЦН-63000/220 | 6,6 | 3000/Б | - | 7 | 3 |
4000/5 | - | 9 | 5 | ||
5000/5 | - | 12 | 7; (5)*6 | ||
ТРДЦН-100000/220 | 230 | 400/5 | 386/8,33 | 12 | - |
600/5 | 386/5,56 | 18 | - | ||
11 | 3000/5 | - | 7 | 5 | |
4000/Б | - | 10 | 5 | ||
5000/5 | - | 12 | 7 | ||
ТРДЦН-160000/220 | 230 | 600/5 | 630/9,09 | И | - |
750/5 | 620/7,14 | 14 | - | ||
11 | 3000/5 | - | 5 | 3 | |
4000/5 | - | 6 | 3 | ||
S0 00/5 | “ | 8 | Б | ||
Примечание. В скобках указаны числа витков при коэффициенте трансформации трансформаторов тока на стороне высшего напряжения: * —. 150/5; **—200/5; *** — 300/5; *4 —750/5; — 400/5.
Если коэффициент чувствительности дифференциальной защиты трансформатора при повреждениях за реактором (при среднем положении регулятора РПН) окажется менее 1,5, то для защиты реакторов предусматривается отдельная защита, обычно дифференциальная с реле РНТ-565 или максимальная токовая. Допускается не обеспечивать чувствительность дифференциальной защиты трансформатора при КЗ за реактором при наличии других защит, охватывающих реактор и удовлетворяющих требованиям чувствительности при КЗ в этой точке.
Рис. 2. Схемы включения токовых реле максимальных токовых защит понижающих трансформаторов:
а — неполная звезда с двумя реле; б — неполная звезда с тремя реле; в — треугольнике тремя реле; г — треугольник с двумя реле
Газовая защита от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла должна быть предусмотрена для трансформаторов мощностью 6,3 MB. А И более, а также для внутрицеховых понижающих трансформаторов мощностью 0,63 MB А и более. Газовую защиту можно устанавливать также на трансформаторах мощностью 1—4 MB * А. Для защиты устройства РПН следует предусматривать отдельную газовую защиту. Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла. Допускается выполнение газовой защиты с действием только на сигнал на трансформаторах, которые установлены в районах, подверженных землетрясениям, и на внутрицеховых понижающих трансформаторах мощностью 2,5 MB • А и менее, не имеющих выключателей со стороны ВН.
Максимальную токовую защиту в качестве защиты от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, устанавливают на всех понижающих трансформаторах напряжением 3 кВ и выше вне зависимости от их мощности (исключение составляют лишь трансформаторы, защищаемые плавкими предохранителями). Максимальную токовую защиту двухобмоточных трансформаторов устанавливают со стороны основного питания, а при питании трансформатором раздельно работающих секций — со стороны питания и со стороны каждой секции. На трехобмоточных трансформаторах, присоединяемых к сетям тремя выключателями, максимальную токовую защиту устанавливают со всех сторон трансформатора. При этом допускается не устанавливать защиту на одной из сторон трансформатора, а выполнять ее со стороны основного питания так, чтобы она с меньшей выдержкой времени отключала выключатели стой стороны, на которой защита отсутствует.
На рис. 2 показаны наиболее часто встречающиеся схемы включения реле максимальных токовых защит понижающих трансформа» торов. Схему неполной звезды с тремя реле (рис. 2, б) применяют для защиты трансформаторов напряжением 6—10 кВ со схемами соединения обмоток Д/Y- и Y/Д. Схему неполной звезды с двумя реле (рис. 2, а) применяют для защиты трансформаторов напряжением 6—10 кВ со схемами соединения обмоток Y/Y- при наличии специальной токе вой защиты нулевой последовательности от КЗ на землю на стороне НН. Схему треугольника с двумя реле (рис. 2, г) применяют для защиты двухобмоточных трансформаторов со схемами соединения обмоток у/Д (у/Д — Д). Схему треугольника с тремя реле применяют (рис. 2, в) для защиты трех обмоточных трансформаторов со схемами соединения у/у/&, а также для защиты двухобмоточных трансформаторов у/Д в тех редких случаях, когда двухрелейная схема не обеспечивает необходимую чувствительность при двухфазном КЗ на стороне ВН.
Ток срабатывания максимальной токовой защиты /с 3, выполненной без пуска по напряжению, определяют по выражению (7.1), где ka = 1,1...1,2 — для реле РТ-40, РТ-80, РТ-90 и 1,2...1,4 — для реле РТВ; kB = 0,8 — для реле РТ-40, РТ-80, РТ-90 и 0,6...0,7 — для реле РТВ. Максимальный рабочий ток защищаемого трансформатора в выражении (7.1) должен учитывать аварийные перегрузки трансформаторов (для двухтрансформаторной подстанции /'раб макс == = (1,3.„1,4) /ном-тр). При преобладающей двигательной нагрузке для расчета тока срабатывания защиты используют также выражение (4).
Согласование максимальной токовой защиты трансформатора по чувствительности и по времени с защитами предыдущих элементов производится аналогично согласованию защит линий напряжением 6— 10 кВ.
Ток срабатывания реле и чувствительность максимальных токовых защит трансформаторов можно определить соответственно по выражениям (9) и (10). При этом значение коэффициентов kcx и k4 определяется по табл. 2. Наименьший коэффициент чувствительности защиты должен быть равным около 1,5 в основной зоне и около 1,2 в зоне резервирования.
2. Значения коэффициентов kcx и k4
Схемы выполнения макси- мальной токовой защиты | Коэффициент схемы при симметричном режиме kсх | Значения коэффициента k ц для определения чувствительности при двухфазном КЗ | Схемы выполнения макси- | Коэф- | Значения коэффициента /Ц для определения чувствительности при двухфазном КЗ | ||
|
|
|
| ||||
Неполная звезда с тремя реле (рис. 40, а) | 1 |
| 0,5 | Треугольник с двумя реле (рис. 40, е) |
| 1 |
|
Неполная звезда о двумя реле (рис. 40, б) | 1 |
| 1 | Треугольник с тремя реле (рис. 40, г) |
| 0,5 |
|
Следует отметить, что максимальная токовая защита трансформатора без пуска по напряжению зачастую не удовлетворяет требованиям чувствительности. В этом случае защиту дополняют пусковым органом напряжения, состоящим из реле минимального напряжения и фильтра-реле напряжения обратной последовательности или из трех реле минимального напряжения (рис. 3).
Рис. 3. Пусковые органы напряжения максимальных токовых защит трансформаторов: а — комбинированный: б— с тремя реле минимального напряжения (KVZ — фильтр-реле напряжения обратной последовательности РНФ-1М; KV—реле минимального напряжения РН-50)
Ток срабатывания защиты с пуском по напряжению определяют по выражению (1), где ft„= 1,2; kB = 0,8;
К. з = !> а ''раб. макс принимают равным номинальному току трансформатора. Расчетные значения токов срабатывания максимальных токовых защит и реле защит трансформаторов напряжением 110 и 220 кВ по ГОСТ 12965—74 и 15957—70* приведены в таблице 3.
3. Расчетные уставки максимальной токовой защиты с пуском по напряжению понижающих трансформаторов 110—220 кВ с РПН
Мощность трансформатора, MB • А | Ном- | Коэф- | Ток сраба- | Мощность трансформатора, MB • А | Ном- | Коэф- | Ток сраба- |
2,5 | 110 | 100/5 | 19,7/1,7 | 40 | 115 | 300/5 | 301,8/8,7 |
6,3 | 115 | 100/5 | 47,4/4,1 | 400/5 | 301,8/6,53 | ||
600/5 | 301,8/4,35 | ||||||
10 | 115 | 100/5 | 75,4/6,53 | 230 | 200/5 | 150,9/6,53 | |
150/5 | 75,4/4,35 | 300/5 | 150,9/4,35 | ||||
16 | 115 | 150/5 | 120,7/6,96 | 63 | 115 | 600/5 | 475,1 /6,85 |
230 | 300/5 | 237,6/6,85 | |||||
200/5 | 120,7/5,22 | 400/5 | 237,6/5,14 | ||||
25 | 115 | 200/5 | 188,7/8,16 | 80 | 115 | 600/5 | 603,5/8,7 |
750/5 | 603,5/6,96 | ||||||
300/5 | 188,7/5,44 | 100 | 230 | 400/5 | 377,4/8,16 | ||
230 | 200/5 | 94,3/4,08 | 600/5 | 377,4/5,44 | |||
32 | 115 | 300/5 | 241,4/6,96 | 125 | 115 | 1000/5 | 942/8,15 |
160 | 230 | 600/5 | 603,5/8,7 | ||||
230 | 200/5 | 120,7/5,22 | 750/5 | 603,5/6,96 |
Примечания: 1. В таблице приведены уставки защиты на стороне ВН трансформатора; схема соединения трансформаторов тока — треугольник.
2. Реле защиты— РТ-40.
Защита от перегрузок.
На трансформаторах мощностью 400 кВ * А и более в зависимости от вероятности и значения возможной перегрузки следует предусматривать максимальную токовую защиту от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал. Для подстанций без постоянного дежурства персонала допускается действие этой защиты на автоматическую разгрузку или отключение (при невозможности ликвидации перегрузки другими средствами). Максимальную токовую защиту от перегрузки устанавливают на стороне ВН двухобмоточных трансформаторов без расщепленных обмоток и с соединенными параллельно расщепленными обмотками НН. Для двухобмоточных трансформаторов с расщепленными обмотками защиту устанавливают на каждой расщепленной обмотке. На трехобмоточных трансформаторах с односторонним питанием защиту от перегрузки устанавливают на стороне питания и на стороне обмотки меньшей мощности. При одинаковой мощности трех обмоток защиту можно устанавливать только со стороны питания.
Ток срабатывания защиты от перегрузки можно определить по выражению
где коэффициент надежности kH = 1,05, а коэффициент возврата kB = = 0,85. Ток срабатывания реле определяют по выражению (9). Расчетные значения токов срабатывания защит от перегрузок и их реле, установленных на стороне ВН трансформаторов 110 и 220 кВ, приведены в табл. 4
Специальная токовая защита нулевой последовательности от однофазных КЗ на землю. Специальную токовую защиту нулевой последовательности (СТЗНП) устанавливают в нулевом проводе трансформатора с соединением обмотки НН в звезду с заземленной нейтралью. Эту защиту применяют при недостаточной чувствительности максимальной токовой защиты, установленной на стороне ВН трансформаторов до 35 кВ при однофазных КЗ на землю в сети НН (для повышения чувствительности при однофазных КЗ за трансформаторами Y/y максимальную защиту можно выполнять в трехрелейном исполнении) или автоматов (предохранителей) на выводах НН.
Ток срабатывания СТЗНП выбирают по условию отстройки от максимальной асимметрии фазных токов, определяемой наибольшим допустимым в нормальном режиме током в заземленной нейтрали обмотки НН. Для трансформаторов со схемой соединения обмоток Y/-f этот ток равен 0,25 I ном.тр, а для трансформаторов А/Y- — 0,75 I ном.тр.
Ток срабатывания реле защиты этих трансформаторов соответственно можно найти по выражениям
где /гн = 1,5...2 — коэффициент надежности.
4. Уставки защиты от перегрузки трансформаторов напряжением 110—220 кВ с РПН
Мощ- ность транс- форматора, МВ • А | Номинальное напряжение обмотки, на которой установлена защита, кВ | Коэффициент трансформации трансформаторов тока | Ток сраба- | Ток сраба- | Мощ- | Номинальное напряжение обмотки, на которой установлена защита, кВ | Коэффициент трансформации трансформаторов тока | Ток срабатывания защиты, А | Ток срабатывания реле, А |
Сторона ВН трансформатора * | Сторона НН трансформатора (трансформаторы с расщепленной обмоткой НН) ** | ||||||||
2,5 | 110 | 100/5 | 16,2 | 1.4 | 25 | 6,3 | 1500/5 | 1416 | 4,72 |
6,3 | 115 | 100/5 | 39,1 | 3,38 |
|
| 2000./5 |
| 3,54 |
10 | 115 | 100/5 |
| 5,37 |
|
| 3000/5 |
| 2,36 |
|
| 150/5 | 62 | 3,58 |
|
| 1000/5 | 850 | 4,25 |
16 | 115 | 150/5 |
| 5,72 |
| 10,5 | 1500/5 |
| 2,83 |
|
| 200/5 | 99,2 | 4,29 | 32 | 6,3 | 2000/5 | 1812 | 4,53 |
25 | 115 | 200/5 | 155 | 6,71 |
|
| 3000/5 |
| 3,02 |
|
| 300/5 |
| 4,47 |
| 10,5 | 1500/5 | 1086 | 3,62 |
| 230 | 200/5 | 77,5 | 3,35 |
| 2000/5 |
| 2,72 | |
32 | 115 | 300/5 | 198,4 | 5,72 | 40 | 6,3 | 3000/5 | 2262 | 3,77 |
| 230 | 200/5 | 99,2 | 4,29 |
| 10,5 | 1500/5 | 1360 | 4,53 |
40 | 115 | 300/5 | 248,3 | 7,16 |
|
| 2000/5 |
| 3,4 |
|
| 400/5 |
| 5,37 |
|
| 3000/5 |
| 2,27 |
|
| 600/5 |
| 3,58 | 63 | 6,3 | 3000/5 | 3570 | 5,95 |
|
| 200/5 |
| 5,37 |
|
| 4000/5 |
| 4,46 |
| 230 | 300/5 | 124,2 | 3,58 |
| 10,5 | 3000/5 | 2142 | 3,57 |
63 | 115 | 600/5 | 391,2 | 5,64 | 80 | 6,3 | 4000/5 | 4528 | 5,66 |
| 230 | 300/5 | 195,6 | 5,64 |
|
| 5000/5 |
| 4,53 |
| 400/5 |
| 4,23 |
| 10,5 | 3000/5 | 2718 | 4,53 | |
80 | 115 | 600/5 | 496,7 | 7,16 | 100 | 11 | 3000/5 | 3246 | 5,41 |
|
| 750/5 |
| 5,73 |
|
| 4000/5 |
| 4,06 |
100 | 230 | 400/5 | 310,2 | 6,71 | 125 | 10,5 | 3000/5 | 4250 | 7,08 |
600/5 |
| 4,47 |
|
| 4000/5 |
| 5,31 | ||
125 | 115 | 1000/5 | 776 | 6,71 |
|
| 5000/5 |
| 4,25 |
160 | 230 | 600/5 | 496,7 | 7,16 | 160 | 11 | 3000/5 | 5190 | 8,65 |
|
| 750/5 |
| 5,73 |
|
| 4000/5 |
| 6,5 |
|
|
|
|
|
| 5000/5 |
| 5,19 | |
**Схема соединения трансформаторов тока - неполная звезда
Для промышленных электроустановок, если сборка на стороне низшего напряжения с аппаратами защиты присоединений находится на расстоянии до 30 м от трансформатора или соединение между трансформатором и сборкой выполнено трехфазными кабелями, СТЗНП допускается не применять. При использовании СТЗНП допускается не согласовывать ее с защитами элементов, отходящих от сборки на стороне НН. Коэффициент чувствительности защиты определяют по выражению
где /мин — минимальное значение тока однофазного КЗ на стороне НН трансформатора. Коэффициент чувствительности должен быть кч>- 1,5.
