Тепловая защита трансформатора принцип действия. Защита силовых трансформаторов

МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АВИАЦИОННЫЙ ИНСТИТУТ

(технический университет)

Кафедра 309

Реферат на тему:

«Релейная защита и автоматика трансформаторов»

Выполнил:

Студент группы 02-509

Лешков А.М.

Профессор кафедры 309

Бочаров В.В.

Москва 2002

Общие сведения о релейной защите………………………………………………..3

Повреждения и ненормальные режимы работы трансформаторов………………4

Виды и назначение автоматических устройств трансформатора…………………4

Токовые защиты трансформаторов…………………………………………………5

Газовая защита трансформатора……………………………………………………8

Продольная дифференциальная токовая защита трансформатора……………….9

Отключение трансформаторов от устройств релейной защиты при отсутствии выключателя на стороне высшего напряжения…………………………………..15

Схема защиты трансформатора на переменном оперативном токе……………..17

Особенности АПВ трансформаторов……………………………………………...19

Автоматическое включение резервного источника питания при отключении трансформатора……………………………………………………………………..19

Автоматическое регулирование коэффициента трансформации (АРКТ)………22

Список литературы…………………………………………………………………24

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЕ

Все электроустановки оборудуются устройствами релейной за­щиты, предназначенными для отключения защищаемого участка в цепи или "элемента в случае его повреждения, если это поврежде­ние влечет за собой выход из строя элемента или электроустанов­ки в целом. Релейная защита срабатывает и тогда, когда возника­ют условия, угрожающие нарушением нормального режима работы электроустановки.

В релейной защите электроустановок защитные функции воз­ложены на реле, которые служат для подачи импульса на автома­тическое отключение элементов электроустановки или сигнала о нарушении нормального режима работы оборудования, участка электроустановки, линии и т. д.

Реле представляет собой аппарат, реагирующий на изменение какой-либо физической величины, например тока, напряжения, давления, температуры. Когда отклонение этой величины оказы­вается выше допустимого, реле срабатывает и его контакты, за­мыкаясь или размыкаясь, производят необходимые переключения с помощью подали или отключения напряжения в цепях управле­ния электроустановкой.

К релейной защите предъявляют следующие требования:

селективность (избирательность) - отключение только той ми­нимальной части или элемента установки, которая вызвала нару­шение режима;

чувствительность - быстрая реакция на определенные, заранее заданные отклонения от нормальных режимов, иногда самые не­значительные;

надежность - безотказная работа в случае отклонения от нор­мального режима; надежность защиты обеспечивается как пра­вильным выбором схемы и аппаратов, так и правильной эксплуа­тацией, предусматривающей периодические профилактические проверки и испытания.

Необходимая скорость срабатывания реле определяется проек­том в зависимости от характера технологического процесса. Иногда для сведения до минимума ущерба от возникших повреждений релейная защита должна обеспечивать полное отключение в течение сотых долей секунды.

По своему назначению реле разделяют на реле управления и реле защиты.

Реле управления обычно включают непосредственно в электри­ческие цепи и срабатывают они при отклонениях от технологического процесса или изменениях в работе механизмов. Реле защиты включают в электрические цепи через измерительные трансформа­торы и только иногда непосредственно. Они срабатывают при не­формальных или аварийных режимах работы установки. Реле характеризуется следующими показателями:

уставка - сила тока, напряжение или время, на которые отрегулировано данное реле для его срабатывания;

напряжение (или ток) срабатывания - наименьшее или на­ибольшее значение, при котором реле полностью срабатывает;

напряжение (или ток) отпускания - наибольшее значение, при котором реле отключается (возвращается в исходное положение); коэффициент возврата - отношение напряжения (или тока) отпускания к напряжению (или току) срабатывания.

По времени срабатывания различают реле мгновенного дейст­вия и с выдержкой времени.

ПОВРЕЖДЕНИЯ И НЕНОРМАЛЬНЫЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ

К повреждениям трансформаторов относят:

междуфазные к.з. на выводах и в обмотках (последние возникают гораздо реже, чем первые);

однофазные к.з. (на землю и между витками обмотки, т. е. витковые замыкания);

«пожар стали» сердечника.

К ненормальным режимам относятся:

перегрузки , вызванные отключением, например, одного из параллельно работающих трансформаторов. Токи перегрузки относительно невелики, и поэтому до­пускается перегрузка в течение времени, определяемого кратностью тока перегрузки по отношению к номиналь­ному;

возникновение токов при внешних к. з ., представляющих собой опасность в основном из-за их теплового действия на обмотки трансформатора, посколь­ку эти токи могут существенно превосходить номиналь­ные. Длительное прохождение тока внешнего к. з. мо­жет возникнуть при неотключившемся повреждении на отходящем от трансформатора присоединении;

недопустимое понижение уровня масла , вызываемое значительным понижением температуры я другими причинами.

Повреждения и ненормальные режимы работы предъявляют определенные требования к устройствам автоматического управления трансформаторами, рас­сматриваемые ниже.

ВИДЫ И НАЗНАЧЕНИЕ АВТОМАТИЧЕСКИХ УСТРОЙСТВ ТРАНСФОРМАТОРА

На трансформаторах устанавливаются следующие защиты:

защита от коротких замыканий, действующая на от­ключение поврежденного трансформатора и выполняе­мая без выдержки времени (для ограничения размеров повреждения, а также для предотвращения нарушения бесперебойной работы питающей энергосистемы). Для защиты мощных трансформаторов применяются продоль­ные дифференциальные токовые защиты, а для мало­мощных трансформаторов - токовые защиты со ступен­чатой характеристикой выдержки временя. Кроме того, при всех повреждениях внутри бака и понижениях уров­ня масла применяется газовая защита, работающая на неэлектрическом принципе;

защита, от токов внешних к. з., основное назначение которой заключается в предотвращении длительного прохождения токов к. з. в случае отказа выключателей или защит смежных элементов путем отключения транс­форматора. Кроме того, защита может работать в каче­стве основной (на трансформаторах малой модности, а также при к. з. на шинах, если отсутствует специаль­ная защита шин). Защиты от внешних к. з. обычно вы­полняются токовыми или (значительно реже) дистанци­онными - с выдержками времени;

защита от перегрузок, выполняемая с помощью одно­го максимального реле тока, поскольку перегрузка обычно является симметричным режимом. Поскольку перегрузка допустима в течение длительного промежут­ка времени (десятки минут при токе не больше 1,5I т,ном), то защита от перегрузки при наличии дежур­ного персонала должна выполняться с действием на сигнал, а при отсутствии персонала - на разгрузку или на отключение трансформатора.

На трансформаторах предусматриваются следующие устройства автоматики:

автоматическое повторное включение, предназначен­ное для повторного включения трансформатора после его отключения максимальной токовой защитой. Требо­вания к АПВ (автоматическое повторное включение) и способы его осуществления аналогичны рассмотренным ранее устройствам АПВ линий. Основ­ная особенность заключается в запрещении действия АПВ трансформаторов при внутренних повреждениях, которые.отключаются дифференциальной или газовой защитой;

автоматическое включение резервного трансформато­ра, предназначенное для автоматического включения секционного выключателя при аварийном отключении одного из работающих трансформаторов или при потере питания одной из секций по другим причинам;

автоматическое отключение и включение одного из параллельно работающих трансформаторов, предназна­ченное для уменьшения суммарных потерь электроэнер­гии в трансформаторах;

автоматическое регулирование напряжения, предна­значенное для обеспечения необходимого качества элек­троэнергии у потребителей путем изменения коэффици­ента n трансформации понижающих трансформаторов подстанций, питающих распределительную сеть. Для изменения n под нагрузкой трансформаторы оборуду­ются устройствами РПН (регулятором переключения от­паек обмотки трансформатора под нагрузкой). Автома­тическое изменение n осуществляется специальным регу­лятором коэффициента трансформации (АРКТ), воздей­ствующим на РПН..

ТОКОВЫЕ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Трансформаторы малой мощности до 750 кВ*А при напряжении 10 кВ и до 3200 кВ*А при напряжении 35 кВ тупиковых подстанций, а также цеховые трансформато­ры обычно коммутируют выключателями нагрузки ВНП. Для защиты таких трансформаторов от внутренних к. з. допускается применение (рис. 1) предохранителей (например, типа ПК). Номинальный ток плавкой вставки I вс,ном выбирается из тех же условий, что и для линий. Кроме того, необходимо учитывать возможность нежелательного срабатывания предохранителей при бросках тока намагничивания, вызванных включением трансфор­матора под напряжение. С учетом указанных условий I вс,ном = (1,5…2,5)I т,ном. Селективность защиты обеспе­чивается согласованием время-токовой характеристики предохранителя с характеристиками защит отходящих присоединений со стороны низшего напряжения транс­форматора.

Рис. 1. Защита трансформа­тора малой мощности с помощью предохранителей.

Для упрощения и удешевления подстанций систем электро­снабжения, подключаемых ответвлением к линии электропередачи, применяются открытые плавкие вставки (ОП), а также управ­ляемые предохранители.

Недостатками защит трансформаторов, выполненных с помощью плавких вставок, являются:

нестабильность их защит­ных характеристик, которая может привести к недопусти­мому увеличению времени отключения трансформатора при некоторых видах внут­ренних повреждений;

трудность согласования с защитами смежных участ­ков.

Токовая защита транс­форматоров выполняется с использованием вторичных максимальных реле тока (прямого или косвенного действия). При этом следует иметь в виду, что трансфор­маторы малой мощности представляют для токов к. з. относительно большое сосре­доточенное сопротивление. Поэтому защитоспособность первой ступени (отсечки без выдержки времени) получается удовлетворительной. Учитывая это, защиту обычно выполняют двухступенчатой. Первой ступенью защиты является токовая отсечка, ток срабатывания которой вы­бирается большим максимального тока при к. з. за транс­форматором. Чувствительность первой ступени считается удовлетворительной, если k ч = 2 при к. з. на стороне высшего напряжения трансформатора. Вторая ступень представляет собой максимальную токовую защиту, вы­держка времени которой согласована с выдержками вре­мени защит отходящих присоединений. Чувствительность максимальной токовой защиты проверяется по току при к, з. на стороне низшего напряжения. Работа токовой за­щиты как резервной проверяется при к. з. в конце элементов, присоединенных к шинам низшего напряжения (при этом желательно иметь k ч >= 1.2).

При параллельной работе двух трансформаторов сле­дует иметь в виду, что в случае к. з. на низшей стороне максимальные токовые защиты (вторые ступени) транс­форматоров могут отключить оба трансформатора. Если имеется секционный выключатель, то этот недостаток устраняется тем, что установленная на нем защита име­ет меньшую выдержку времени.

Для повышения чувствительности максимальная то­ковая защита дополняется пуском от реле напряжения обратной последовательности (при несимметричных к. з.) и от реле минимального напряжения (при симметричных к. з.) (рис. 2).

При несимметричном к. з. на выходе фильтра ФНОП появляется напряжение, пропорциональное напряжению обратной последовательности, максимальное реле напря­жения 2РН срабатывает и обусловливает срабатывание минимального реле напряжения 3РН. Если при этом для реле 1РТ I p > I c , p , то защита срабатывает. При сим­метричном к. з. срабатывает ЗРН и реле тока 1РТ.

Ток срабатывания защиты при этом выбирается по условию отстройки от номинального тока, а не от тока самозапуска электродвигателей, питаемых от защищае­мого трансформатора, что и обусловливает повышение чувствительности защиты.

где k отс и k в - коэффициенты отстройки и возврата реле; U ном и K U - номинальное напряжение и коэффициент трансформации трасформатора напряжения ТН.

Напряжение срабатывания ЗРН отстраивается от минимального значения напряжения в месте установки ТН с учетом самозапуска электродвигателей

(1)

Коэффициент чувствительности защиты по напряже­нию должен быть не ниже k ч = 1,2¸1,3, причем k ч, при симметричном к. з. можно определять не по напряже­нию срабатывания минимального реле ЗРН, а по на­пряжению его возврата, так как симметричное к. з. в начальный момент времени является несимметричным, а следовательно, ЗРН срабатывает в результате сраба­тывания 2РН. Такое взаимодействие реле повышает чувствительность защиты по напряжению при симмет­ричных к. з.

Если трансформатор с высшим напряжением 110 кВ имеет глухозаземлённую нейтраль, то при однофазном к. з. в сети 110 кВ через нейтраль трансформатора будут проходить токи нулевой последовательности, для отклю­чения которых на трансформаторе устанавливается спе­циальная токовая защита нулевой последовательности. Измерительный орган защиты, которая устанавливается только при наличии питания со стороны НН или СН, со­стоит из одного реле тока 2РТ (рис. 2), подключен­ного к ТТ, установленному в цепи заземления нейтрали трансформатора. Ток срабатывания защиты выбирается из условия надежной отстройки от тока небаланса в за­земляющей цепи при внешних междуфазных к. з. и со­гласуется с токами срабатывания защит от однофазных к. з., установленных на линиях, примыкающих к защи­щаемому трансформатору. Значение тока срабатывания обычно находится в пределах 100-200А. Время сраба­тывания защиты (реле РВ) должно быть на ступень се­лективности больше времени срабатывания наиболее медленно действующей защиты от однофазных к. з. при­мыкающих к трансформатору лин-ий электропередачи, При питании трансформатора только со стороны высше­го напряжения защита обычно не устанавливается.

Защита трансформатора от перегрузки, выполняемая одним реле, имеет ток срабатывания

где k отс = 1,05 - коэффициент, учитывающий погреш­ность в значении тока срабатывания.

На трехобмоточных трансформаторах с односторон­ним "питанием защита от перегрузки устанавливается со стороны питания. При существенно различных мощнос­тях обмоток устанавливается дополнительно защита на питаемой обмотке меньшей мощности.

ГАЗОВАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРА

Обмотки большинства трансформаторов помещены в бак, залитый маслом, которое используется как для изо­ляции обмоток, так и для их охлаждения. При возник­новении внутри бака электрической дуги к. з., а также при перегреве обмоток масло разлагается, что сопро­вождается выделением газа. Это явление и использует­ся для создания газовой защиты.

Защита выполняется с помощью газового реле, уста­новленного в трубе, соединяющей бак трансформатора с расширителем. Газовое реле состоит из кожуха и двух расположенных внутри него поплавков, снабженных ртутными контактами, замыкающимися при изменении их положения. Оба поплавка шарнирно укреплены на вертикальной стойке. Один из них расположен в верхней части, а второй - в центральной. При слабом газообра­зовании (газ скапливается в верхней частей кожуха ре­ле), а также при понижении уровня масла верхний по­плавок опускается, что приводит к замыканию его кон­тактов. При бурном газообразовании потоки масла устремляются в расширитель, что приводит к замыка­нию контактов обоих поплавков. .Контакты верхнего по­плавка носят название сигнальных, а нижнего - основ­ных контактов газового реле.

Движение масла через газовое реле, вызванное к. з. внутри бака трансформатора, обычно является толчко­образным: Поэтому замыкание основных контактов мо­жет быть ненадежным (перемежающимся), что учиты­вается, при выполнении схемы газовой защиты транс­форматора.

На рис. 3 изображена схема газовой защиты на пе­ременном оперативном токе. Выходное промежуточное реле защиты РП самоудерживается до отключения вы­ключателя 1В со стороны питания.

Поскольку газовая защита может сработать ложно, например, вследствие выхода воздуха из бака трансфор­матора после доливки свежего масла, в схеме защиты предусмотрены переключающее устройство ПУ и резис­тор R, с помощыо которых действие газовой защиты мо­жет быть переведено на сигнал.

Достоинствами газовой защиты являются простота выполнения, срабатывание при всех видах повреждения внутри бака трансформатора, высокая чувствительность.

Рис. 3. Принципиальная схема газовой защиту трансформатора,

Однако газовая защита, естественно, не срабаты­вает при повреждениях вне бака трансформатора. По­этому она не может быть единственной основной защи­той трансформатора.

Трансформаторы мощностью 1 МВ*А и более обыч­но поставляются комплектно с газовой защитой.

ПРОДОЛЬНАЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРА

На трансформаторах мощностью более 7,5 МВ*А в качестве основной защиты устанавливается продольная дифференциальная токовая защита. Принцип действия защиты аналогичен защите линий элек­тропередачи. Однако особенности трансфор­матора как объекта защиты приводят к тому, что I нб в дифференциальной защите трансформатора значитель­но больше, чем в дифференциальных защитах других элементов системы электроснабжения. "Ъсвовными фак­торами, которые необходимо учитывать при выполнении дифференциальной защиты трансформатора, являются следующие.

Бросок тока намагничивания при включении трансформатора под напря­жение или при восстановлении напря­жения после отключения внешнего к. з. Ток намагничивания трансформатора (рис. 4, а) I нам = I 1 п - I 11 п в нормальном режиме работы невелик и составляет 2-3% номинального тока I т,ном. После отклю­чения внешнего к. з., как и при включении трансформа­тора под напряжение, возникающий бросок тока намаг­ничивания может превышать номинальный ток /т,ном в 6-8 раз.

Рис. 4. Изменение потока и тока намагничивания при включении трансформатора под напряжение.

а - поясняющая схема; б -изменение тока намагничивания; в - изменения напряжения и магнитного потока; г - характеристика намагничивания.

Значение тока при броске зависит от момента вклю­чения трансформатора под напряжение. Наибольшее зна­чение бросок тока намагничивания имеет при включении трансформатора в момент, когда мгновенное значение напряжения U равно нулю (рис. 4, в, г). В этом случае магнитный поток Ф t в сердечнике трансформатора в на­чальный период времени содержит большую апериодиче­скую составляющую Ф a и превышает при переходном процессе установившееся значение Ф уст практически в 2 раза. Поскольку зависимость Ф = f(I нам) нелинейна, то i нам увеличивается по отношению к установившемуся зна­чению в сотни раз, но остается обычно меньшим максимальных переходных токов внешних (сквозных) к. з. Бросок тока намагничивания может содержать большую апериодическую слагающую, а также значительный про­цент высших гармоник (прежде всего второй). Затуха­ние броска происходит медленнее, чем тока к. з. В ре­зультате кривая броска тока намагничивания i нам,бр (рис. 4, б) может оказаться смещенной по одну сторону оси времени.

Указанные характерные особенности броска тока намагничива­ния используются для обеспечения отстроенности дифференциаль­ной токовой защиты трансформатора, поскольку при отстройке за­щиты по току срабатывания она имеет очень низкую защитоспособность, а при отстройке по времени - теряет быстроту сраба­тывания.

Схемы соединения обмоток трансфор­матора . Если обмотки высшего и низшего напряже­ния трансформатора соединены не по схеме Y/Y -12, а по какой-то другой схеме, то между токами фаз транс­форматора на сторонах высшего и низшего напряжения существует фазовый сдвиг. Так, при широко распростра­ненной схеме соединения обмоток трансформатораY/D-11 фазовый сдвиг составляет ÐI 1 п I 11 п = 30 эл. град. Поэтому при одинаковых схемах соединения вторичных обмоток групп 1ТТ и 2ТТ трансформаторов тока (на сто­ронах высшего и низшего напряжения) в дифференци­альной цепи защиты при внешнем к. з, проходит значи­тельный ток, равный примерно половине вторичного тока ТТ при внешнем к. з.

Поэтому схемы соединения групп 1ТТ и 2ТТ должны быть такими, чтобы указанный сдвиг по фазе отеутствовал (ÐI 1 п I 11 п = 0). При этом возможны два варианта: вторичные обмотки группы 1ТТ соединяются в треуголь­ник, а группы 2ТТ - в звезду или вторичные обмотки группы 2ТТ - в треугольник, а 1ТТ - в звезду. Схема соединения обмоток ТТ в первом случае ясна из рис. 5. Предпочтение всегда отдается первому варианту, так как соединение в треугольник вторичных обмоток ТТ, установленных со стороны звезды силового трансфор­матора, предотвращает возможное неправильное сраба­тывание дифференциальной защиты при внешних одно­фазных к. з. (когда нейтраль трансформатора заземле­на), поскольку соединение в треугольник предотвраща­ет попадание токов нулевой последовательности в реле защиты. При соединении вторичных обмоток 1ТТ в треугольник токи в цепи циркуляции от 1ТТ (I’ 1 в) в ÖЗ раз больше вторичных токов 1ТТ (I 1 в). Поэтому коэффици­ент трансформации 1ТТ выбирается равным I т Y ном ÖЗ/5, где I т Y ном - номинальный ток трансформатора со сто­роны обмотки силового трансформатора, соединенной в звезду.

Рис. 5. Схема соединения ТТ дифференциальной токовой защиты трансформатора Y/D-11 и векторные диаграммы.

Несоответствие коэффициентов транс­формации ТТ расчетным значениям . Для обеспечения равенства токов в цепи циркуляции должно соблюдаться соотношение

соответственно для трансформаторов с соединением об­моток по схеме Y/Y и Y/D. Выпускаемые промышлен­ностью трансформаторы тока имеют дискретную шкалу коэффициентов трансформации. Поэтому в общем слу­чае I’ 11 в ¹I’ 1 в что вызывает дополнительный ток небаланса в реле защиты.

Регулирование коэффициента транс­формации трансформатора . При регулирова­нии коэффициента трансформации трансформатора со­отношение между первичными, а следовательно, и меж­ду вторичными токами 1ТТ и 2ТТ изменяется, что также приводит к появлению тока небаланса в дифференциаль­ной цепи защиты. Различия типов ТТ, их нагрузок и кратностей токов внешнего к. з. Трансформаторы тока ТТ дифференциальной защиты трансформатора устанавливаются на сторонах трансформатора, имеющих различное напряжение, поэтому они не могут быть оди­наковыми. Кроме того, схемы соединения вторичных об­моток ТТ также различны, а следовательно, трансфор­маторы тока имеют разную нагрузку. Различны у раз­ных групп ТТ (особенно в случае трехобмоточного трансформатора) и кратности тока внешнего к.з. по от­ношению к их номинальным токам. Все это обусловли­вает разные погрешности" у разных групп ТТ, что при­водит к появлению повышенных токов небаланса в диф­ференциальной цепи защиты при внешних к. з.

Рассмотренные выше факторы обусловливают приме­нение защит различной сложности и с использованием разных способов обеспечения их защитоспособности и отстроенности. В простейшем случае в качестве РТД (рис, 5) используют обычное реле тока без замедле­ния (такую защиту называют дифференциальной отсеч­кой). Однако защитоспособность ее мала из-за того, что защита получается весьма грубой. Для повышения чув­ствительности применяют реле и схемы, основные из ко­торых (реле с промежуточными насыщающимися транс­форматорами в дифференциальной цепи, реле с торможением) были рассмотрены применительно к про­дольной дифференциальной защите линий. В ряде слу­чаев применяются и более сложные принципы (особен­но для обеспечения отстроенности защиты от бросков тока намагничивания трансформатора).

Наибольший (расчетный) ток небаланса в дифферен­циальной цепи защиты может иметь место при включе­нии трансформатора под напряжение или при внешнем к. з. Поэтому ток небаланса должен определяться в обо­их случаях.

При включении трансформатора под напряжение действующее значение броска тока намагничивания I бр.нам в первый период равно (6-8)I т,ном. где I т,ном - номинальный ток трансформатора.

При внешнем к. з., сопровождающемся прохождени­ем через ТТ защиты наибольших токов к. з., ток неба­ланса

I нб = I" нб + I" нб + I"’ нб, (1)

где I" нб I" нб I"’ нб - токи небаланса, обусловленные соответ­ственно погрешностями ТТ, регулированием коэффици­ента трансформации трансформатора и неравенством то­ков в цепи циркуляции от различных групп ТТ.

Раскрывая выражения для отдельных составляющих тока небаланса (1), можно записать:

I нб,расч = (k одн k апер e + DU* рег + Df выр)I к,ве, max (2)

где k одн =1-коэффициент однотипности; k апер - коэф­фициент, учитывающий наличие апериодической состав­ляющей в первичном токе ТТ при внешнем к. з.; e=0,1 -допустимая относительная погрешность ТТ; DU* рег =DU рег /U ном - относительный диапазон изменения на­пряжения на вторичной стороне трансформатора при ре­гулировании коэффициента трансформации под нагруз­кой устройством РПН; Df выр = (I’ 1 в -I’ 11 в)/ I’ 1 в - относитель­ное значение тока небаланса в дифференциальной цепи защиты, обусловленное несоответствием расчетных и фактических коэффициентов трансформации ТТ.

Значения коэффициента k апер в (2) и коэффициен­та, учитывающего отстройку от броска тока намагни­чивания, выбираются разными в зависимости от типа применяемого РТД. Так, для дифференциальной отсечки ток срабатывания определяется как

I с,з = k отс I бр,нам;(3)

I с,з = k отс I нб,расч. (4)

При этом в (4) k отс » 2, а выражение (3) с учетом некоторого затухания переходного значения I бр,нам в течение собственного времени срабатывания электроме­ханического реле принимает вид:

I с,з = (3.5¸4.5) I т,ном (5)

и, как правило, является определяющим. Ток срабаты­вания реле дифференциальной токовой отсечки

I c,p = I с,з Ö3/K 1TT, (6)

если I с,з отнесен к стороне Y трансформатора, где вто­ричные обмотки 1ТТ соединены в треугольник. Диффе­ренциальная отсечка считается приемлемой, если при двухфазном к. з. на выводах низшего напряжения транс­форматора k ч >= 2. Несмотря на низкую чувствительность дифференциальной отсечки ее достоинство заключается в обеспечении быстроты срабатывания при наибольших кратностях тока к. з.

При использовании реле с насыщающимися промежу­точными трансформаторами РНТ выбор тока срабаты­вания защиты I с,з производится по выражениям;

I с,з = (1 ¸ 1,3I) т,ном (7)

I с,з = k отс (I’ нб + I” нб) (8)

В (8) неучет I” нб объясняется возможностью ском­пенсировать эту составляющую (в первом приближении) с помощью промежуточного насыщающегося трансфор­матора тока ПНТТ с несколькими первичными обмотка­ми (рис. 5,5), когда для предотвращения попадания в реле защиты тока небаланса, обусловленного неравен­ством токов I’ 11 в и I’ 1 в в цепи циркуляции, производится выравнивание м. д. с. первичных обмоток w 1 , w 2 проме­жуточных трансформаторов тока так, что I’ 1 в w 1 » I’ 11 в w 2 , т. е. E в,т »0 и I р »0.

Кроме того, в (8) при расчете I’ нб значение коэф­фициента k апер принимается равным единице.

Существуют специальные реле дифференциальной защиты серии РНТ, содержащие максимальное реле тока, включенное на вторичную обмотку ПНТТ. Они ха­рактеризуются постоянной м. д. с. срабатывания (F c,p = const)

Рис. 5.5 Схема включения реле РНТ в дифференциальной токовой защите трансформатора

Принципиальная схема дифференциальной защиты трансформатора с РНТ (в однолинейном изображении) представлена на рис. 5,5.

Следует отметить, что определение составляющей расчетного тока небаланса I” нб обусловленной регулированием напряжения защищаемого трансформатора, и расчетных чисел витков обмоток промежуточных на­сыщающихся трансформаторов тока реле защиты произ­водится с учетом одинакового максимального регулиро­вания ±DU max в обе стороны по отношению к среднему положению переключателя РПН, принимаемого в каче­стве расчетного. Такой учет регулирования напряжения соответствует определению оптимальной уставки защи­ты только при условии независимости сопротивления трансформатора и тока к. з. от положения переключа­теля РПН.

Для повышения чувствительности дифференциальной токовой защиты трансформатора предусматривают более эффективную (по сравнению с защитой с РНТ) отстрой­ку от броска тока намагничивания трансформатора, ис­пользуя: несинусоидальность броска тока намагничива­ния; наличие в нем апериодической слагающей; наличие провалов (ниже заданного уровня) в кривой тока I нам,пер. В настоящее-время желательнона мощных трансформаторах устанавливать защиту с током срабатывания (0,2-0,3)I т,ном. Дифференциальные защиты, применяе­мые в эксплуатации, можно разделить на три группы: с токовыми реле; с реле РНТ; с реле с торможением.

Наибольший ток срабатывания имеют защиты первой группы (дифференциальные токовые отсечки). Ток срабатывания защит второй группы значительно меньше. Наиболее распространенной разновидностью таких защит является уже рассмотренная защита с применением промежуточных насыщающихся ТТ в дифференци­альной цепи. Недостатком этой защиты является, небольшое замед­ление из-за наличия некоторой апериодической слагающей в то­ке к. з.

Еще меньший ток срабатывания могут иметь зашиты третьей группы.

В настоящее время выпускается полупроводниковая дифференциальная токовая защита типа ДЗТ-21 , ток срабатывания которой равен примерно 0,3I т,ном.

ОТКЛЮЧЕНИЕ ТРАНСФОРМАТОРОВОТ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ПРИ ОТСУТСТВИИ ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ НА СТОРОНЕ ВЫСШЕГО НАПРЯЖЕНИЯ

В настоящее время в системах электроснабжения все более широко применяются понизительные подстанции без выключателей на стороне высшего напряжения. Та­кие подстанции выполняются по упрощенным схемам присоединения к сети системы электроснабжения (по блочным схемам линия - трансформатор или отпайка­ми от линий электропередачи). Для отключения повреж­дений в понизительных трансформаторах таких подстанций применяются следующие способы:

установка на выводах высшего напряжения транс­форматоров плавких предохранителей; » фиксация и ликвидация повреждений в трансформа­торе с помощью защит, установленных на питающих концах линии;

установка короткозамыкателей, автоматически вклю­чаемых при срабатывании защит трансформатора и вы­зывающих к. з, на выводах высшего напряжения, кото­рое ликвидируется затем защитами питающего конца линии;

передача отключающего сигнала по высокочастотно­му каналу (на базе проводов линии) или по жилам спе­циального кабеля от защит трансформатора на отклю­чение выключателя питающего конца линий.

Если защиты питающего конца линии не обеспечива­ют необходимой чувствительности при повреждениях в обмотках трансформатора и на его вывоДах низшего на­пряжения или имеют большие выдержки временнгто для отключения повреждения используются защиты транс­форматора, Действующие в сочетании с короткозамыка-телем.

Включение короткозамыкателя осуществляется от защиты трансформатора, а отключение - вручную. В се­тях с заземленной нейтралью короткозамыкатель уста­навливается в одной фазе, а в сетях с изолированной нейтралью он выполняется двухполюсным с общим при­водом и устанавливается на двух фазах.

После включения короткозамыкателя возникает од­нофазное (или двухфазное) к. з. на выводах высшего напряжения трансформатора. При этом срабатывают быстродействующие защиты, установленные на питающих концах линии. Допускается однократное АПВ пи­тающей линии (хотя оно может вызвать увеличение раз­меров повреждения трансформатора). Когда к одной линии подключены ответвлениями два или несколько трансформаторов, на каждом из них дополнительно уста­навливают отделители (трехполюсные разъединители с автоматическим управлением). Отключение отделителя поврежденного трансформатора осуществляется автома­тически в бестоковую паузу после отключения питаю­щей линии. После АПВ восстанавливается питание не­поврежденных трансформаторов, оставшихся подклю­ченными к линии.

В простейшем случае для отключения отделителя используется специальное реле прямого действия - блокирующее реле отделителя (БРО), установленное в приводе отделителя и подключенное к трансформатору тока, включенному в цепи короткозамыкателя. Под воз­действием тока к. з. взводится боек БРО. После отклю­чения защитой питающей линии и исчезновения тока в цепи короткозамыкателя БРО срабатывает и отключает отдел-итель. Однако такая схема автоматического отклю­чения отделителя не нашла широкого распространения из-за присущих ей недостатков: малой надежности БРО и необходимости оснащения линии двукратным АПВ, поскольку при одновременном срабатывании быстродейст­вующих защит линии и трансформатора (при повреж­дении в трансформаторе) отделитель в первую бестоко­вую паузу может не отключиться.

Более надежной является схема автоматического от­ключения отделителя, использующая в качестве источ­ника оперативного тока предварительно заряженную (от зарядного устройства УЗ) батарею конденсаторов С, по­казанную на рис. 6. При включении короткозамыкате­ля К реле тока РТ размыкающим контактом запрещает отключение отделителя О, пока не отключится выклю­чатель питающей линии. Катушка отключения отделите­ля Кб подключается к.конденсатору С после возврата реле РТ и срабатывания реле РП. Задержка при сраба­тывании реле.РЯ предотвращает недопустимое отключе­ние отделителя при прохождении через него тока к. з., ес­ли вспомогательные контакты К 1 замкнутся раньше ос­новных контактов короткозамыкателя.

Следует отметить некоторые особенности защиты трансформа­торов упрощенных подстанций при наличии короткозамыкателей и отделителей. 1. Если в качестве единственной основной защиты применяет­ся газовая защита-(трансформаторы небольшой мощности), то она должна обеспечить включение короткозамыкателя при любых по­вреждениях внутри бака трансформатора. Поэтому трансформатор собственных нужд (ТСН) или трансформатор напряжения (ТН) уже не может служить источникам оперативного тока для газовой " защиты, поскольку при повреждении силового трансформатора оперативное напряжение может значительно снижаться. Единст-

Рис. 6. Схема отключения отделителя с. применением батарей предварительно заряженных конденсаторов.

венным надежным источником оперативного тока в данном случае могут быть батареи предварительно заряженных конденсаторов.

2. Для включения короткозамыкателя на стороне высшего на­пряжения трансформатора (и для отключения выключателя на стороне низшего напряжения) часто используют энергию предва­рительно заряженных конденсаторов при невозможности ис­пользования схем с дешунтированием электромагнитов включения короткозамыкателя и отключения выключателя (когда вторичные токи к. з. составляют более 150 А). Такие случаи характерны для трансформаторов 110 кВ малой мощности (2,5; 4; 6,3 МВ*А) при использовании встроенных во вводы трансформатора трансформа­торов тока (типа ТВТ-110). Вместе с тем зарядные устройства, включаемые на ТСН или ТН, не могут обеспечить заряд раз­ряженных конденсаторов при включении трансформатора на трех­фазное к. з. на его выводах или на шинах НН подстанции. Поэтому заряд конденсаторов в этих случаях обеспечивается применением специального зарядного устройства, питающегося как от цепей на­пряжения, так и от цепей тока.

3. Вследствие кратковременности разряда конденсатора серь­езные требования предъявляются к качеству наладки и состоянию аппаратуры (короткозамыкателей и отделителей). Загрязнения, окисление, загустение смазки могут привести к недолустимому за­медлению действия этих аппаратов.

Применение подстанций с короткозамыкателями на "стороне высшего напряжения характеризуется увеличе­нием времени отключения поврежденного участка из-за сравнительно большого собственного времени включе­ния короткозамыкателей. Этот недостаток можно исклю­чить, если вместо короткозамыкателей использовать те­леотключение. При передаче команды телеотключения лр кабелю предусматривается постоянный контроль со­стояния его жил с помощью специального устройства (например, .типа УК-1)

В эксплуатации применяется также передача отклю-,.4 чающего импульса по в. ч. каналу, организованному по проводам линии электропередачи с помощью специаль­ной аппаратуры в. ч. обработки и специаль­ных устройств высокочастотного телеотключения (ВЧТО).

При повреждении трансформатора и срабатывании его защиты одновременно с отключением выключателя и запретом его АПВ подается по линиям сигнал телеотключения (ТО) к передатчику. Сигнал по каналу связи подается на входы приемников питающих подстанций, вызывая срабатывание на них промежуточных реле, от­ключающих головные выключатели. С целью повышения надежно­сти при осуществлении устройства телеотключения сохраняется и

короткозамыкатель.

СХЕМА ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА НА ПЕРЕМЕННОМ ОПЕРАТИВНОМ ТОКЕ

На рис. 7 представлена схема защиты трансфор­матора отпаечной подстанции. Оба контакта газовой за­щиты (как сигнальный, так и отключающий) питаются от трансформатора собственных нужд ТСН (рис. 7, а). Это допустимо, поскольку имеется дифференциальная защита, которая, являясь основной, резервирует дейст­вие газовой защиты в случае отказа последней при по­вреждениях трансформатора, сопровождающихся зна­чительным снижением напряжения на шинах собствен­ных нужд. Резистор 2СД (рис. 7, в), подключенный параллельно обмотке реле; ЗРП (типа РП-26), "увеличи­вает ток в обмотке указательного реле 2РУ (типа РУ-21) для обеспечения более четкой его работы. Реле ЗРП, сработав, самоудерживается через размыкающий.вспо­могательный контакт короткозамыкателя 1К.. Резистор 1СД необходим для работы 2РУ при переводе действия газовой защиты отключающим устройством 2ОУ на сигнал.

Дифференциальная защита (1РНТ, 2РНТ) (рис. 7,б) выполнена на реле РНТ-363 (с насыщающимися трансформаторами) и действует на промежуточные вы­ходные реле 1РП и 2РП

Рис. 7. Схема защиты трансформатора отпаечной подстанции, имеющего встроенные трансформаторы тока.

(типа РП-341). Пуск реле РП-341 осуществляется замыкающими контактами реле 1РНТ, 2РНТ. Мощные контакты реле 1РП и 2РП, пере­ключаясь, подключают трансформаторы тока к электро­магнитам включения короткозамыкателя 1ЭВК, 2ЭВК. и электромагнитам отключения 1ЭО и 2ЭО выключателя стороны низшего напряжения трансформатора. При под­ключении электромагнитов возрастает нагрузка на пи­тающие их трансформаторы тока. Для предотвращения возврата пускового реле из-за увеличения нагрузки в то­ковых цепях контакты реле 1РП и 2РП подключены па­раллельно контактам пусковых реле защиты. Таким об­разом, реле РП-341 самоудерживается за счет тока, проходящего по его обмотке, независимо от положения контактов пусковых реле. Чтобы обеспечить надежную работу электромагнита, его ток срабатывания должен быть не более 0,8 тока срабатывания действующей на него защиты. Поскольку чувствительность основных токовых защит должна быть не менее 1,5, то при мини­мальном токе к. з., при котором она обеспечивается, чув­ствительность электромагнита будет не менее 1,5/0,8 » 2. Соблюдение этого условия важно, потому что при малых токах, близких к току срабатывания, электро­магнит работает замедленно и защита питающей линии может сработать раньше, чем сработает электромаг­нит короткозамыкателя. Это в свою очередь приведет к неуспешному АПВ выключателя линии.

ОСОБЕННОСТИ АПВ ТРАНСФОРМАТОРОВ

На однотрансформаторной подстанции АПВ трансформатора является обязательным. Осуществление на" двухтрансформаторной подстанции АПВ трансформато­ров рекомендуется, если при отключении одного транс­форматора оставшийся в работе трансформатор не мо­жет обеспечить питание нагрузки без отключения части, потребителей.

Запрет АПВ. при повреждении внутри бака трансфор­матора осуществляется с помощью сигнального контакта газового реле.

Для осуществления АПВ трансформатора использу­ются те же устройства, что и для АПВ линии. При этом АПВ должно действовать с выдержкой времени для ис­ключения его срабатывания при внутренних к. з., сопро­вождающихся бурным газообразованием, когда отклю­чающий контакт газового реле замыкается раньше, чем сигнальный.

АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ РЕЗЕРВНОГО ИСТОЧНИКА ПИТАНИЯ ПРИ ОТКЛЮЧЕНИИ ТРАНСФОРМАТОРА

На подстанциях широкое распространение получили устройства автоматического включения секционного вы­ключателя С В при исчезновении питания на одной из секций шин низшего напряжения.

Схема АВР СВ, выполненная с помощью реле РПВ-358, представлена на рис. 8. Пуск АВР осуществляется при соблюдении следующих условий: несоот­ветствие положения ключа управления (фиксируемого с помощью реле 1РПФ, обмотки которого не показаны

Рис. 8. Схема АВР СВ с устройством выявления потери питания и проверкой значения встречного напряжения.

на рис. 8,г) и выключателя 1В (рис. 8, а) (фикси­руемого с помощью реле РПО, срабатывающего при от­ключении выключателя). При этом подается «минус» на зажим 5 комплектного устройства РПВ-358 и происхо­дит срабатывание АВР. Действие АВР контролируется замыкающим контактом реле 2РПФ, который замыкает­ся в случае срабатывания защиты от внутренних повреждений в трансформаторе или защиты от потери питания.

Аналогичная цепь пуска АВР предусмотрена на рис. 8, г и при отключении трансформатора Т2, питающе­го вторую секцию подстанции IIс-(рис. 8, а). Цепь пуска АВР контролируется также размыкающим кон­тактом РПФ, который замкнут при отключенном СВ.

Двухпозиционное реле РПФ срабатывает и переклю­чает свои контакты при отключении СВ ключом управ­ления КУ (фиксируя тем самым отключенное положение выключателя) и при включении выключателя по любой причине от контактов электромагнита включения СВ (фиксируя включенное положение выключателя).

В рассматриваемой схеме АВР предусмотрен также - контроль отсутствия напряжения на резервируемой секции шин, который осуществляется последовательно вклю­ченными размыкающими контактами реле минимального напряжения 1РН и 2РН, подающими «плюс» на зажим 6 комплектного устройства РПВ-358. Контроль отсутствия напряжения необходим для предотвращения несинхронного включения резервного источника питания на оста­точное напряжение тормозящихся крупных синхронных. или асинхронных двигателей. Затухание э. д. с. синхрон­ного электродвигателя при неотключенном возбуждении будет происходить по мере уменьшения частоты враще­ния, а при гашении поля -- по мере уменьшения тока в обмотке возбуждения.

Пуск АВР при исчезновении напряжения, на секциях шин, когда выключатель питающего трансформатора останется включенным, с помощью минимальных реле напряжения может оказаться неэффективным, посколь­ку синхронные двигатели и конденсаторные батареи мо­гут длительно поддерживать остаточное напряжение на шинах, потерявших питание. Поэтому в рассматриваемой схеме пусковой орган АВР дополнен устройством, реагирующим на снижение частоты и изменение на­правления активной мощности. Этот пусковой орган срабатывает при снижений частоты, если активная мощ­ность через питающую линию или трансформатор стала равной нулю или изменила направление.

Устройство состоит из реле частоты РЧ (рис. 8, в), промежуточных реле РПЧ и РПМ, реле направления мощности 1РМ, 2РМ (рис. 8,б) и реле време­ни РВ.

К реле мощности подводятся линейное напряжение и ток отстающей фазы: U bc и -I с; U ca и -I a . При таком включении и внутреннем угле, равном 30°, реле имеет положительный момент при направлении активной мощ­ности к шинам и отрицательный - при направлении ак­тивной мощности от шин; реле подключается таким об­разом, чтобы при направлении мощности к потребителю контакты его были замкнуты. Необходимость двух реле направления мощности объясняется тем, что при двух­фазном к. з. за трансформатором одно из реле может сработать "неправильно. Уставка срабатывания по часто­те реле РЧ принимается равной 48-48,5 Гц. Для облегчения работы контактов реле направления мощно­сти и уменьшения нагрузки на трансформатор напряже­ния напряжение на обмотки реле мощности подается после снижения частоты. Если срабатывание реле час­тоты будет обусловлено снижением частоты в энергоси­стеме, контакты РЧ замкнутся, сработает реле РПЧ, а реле времени (с уставкой 0,3-0,5 с) не сработает, так как контакты реле РПМ останутся разомкнутыми (мощ­ность направлена к шинам, и контакты 1РМ и 2РМ замк­нуты).

Если срабатывание реле РЧ произойдет вследствие затухания напряжения на шинах подстанции при поте­ре питания, контакты реле направления мощности оста­нутся разомкнутыми и реле времени сработает.

Запрет АВР осуществляется подачей «плюса» на за­жим 8 от замыкающего контакта РПФ, который замкнут при включенном СВ.

Важно отметить, что" устройство АВР СВ должно работать только при потере питания (отключении питающей линии) и при внутренних повреждениях трансформатора. В остальных случаях отключения выключателя на низшей стороне трансформатора (от токовых защит) должно работать АПВ шин низшего напряжения путем повторного включения основного источника (трансформато­ра). Такое разграничение действия устройств АПВ и АВР СВ вы­звано тем, что при включении секционного выключателя на к. з. имеется опасность отключения второго трансформатора и полного обесточения потребителя (при отказе защиты секционного выклю­чателя или неисправности самого выключателя). Для реализации указанного сочетания действия устройств АПВ и АВР СВ в схемах защиты трансформатора устанавливается специальное реле 2РПФ, запоминающее работу защит от внутренних повреждений и потери питания.

В отдельных случаях запрещается работа устройства АВР при наличии замыкания на землю в резервируемой или резервирующей сети из-за опасения повышенной вероятности перекрытия другой фазы вследствие коммута­ционных перенапряжений в момент включения СВ. При этом может возникнуть двойное замыкание на землю - одно на резервирующей части сети, другое - на резерви­руемой. Действие АВР должно также запрещаться, если основной источник питания будет отключен от АЧР.

АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ТРАНСФОРМАЦИИ (АРКТ)

С целью поддержания требуемого уровня напряжения широко распространено регулирование напряжения U п у потребителей (рис. 9) путем изменения коэффици-

Рис. 9. Поясняющая схема (а) и характеристика изменения на­пряжения у потребителя при наличии АРКТ (б).

ента трансформации трансформаторов понижающих под­станций, питающих распределительную сеть. Для изме­нения коэффициента трансформации под нагрузкой трансформаторы оборудуются устройствами РПН (пере­ключение отпаек под нагрузкой). Автоматическое изме­нение n т осуществляется специальным регулятором АРКТ, воздействующим на РПН.

В общем случае электрическая сеть, получающая пи­тание от шин подстанции, может быть разветвленной и питать значительное количество нагрузок. При этом наи­более выгодно поддерживать неизменным напряжение в некоторой контролируемой точке, представив развет­вленную сеть в виде эквивалентной линий с одной на­грузкой на конце. Поскольку значение напряжения U п при данном напряжений на шинах U ш зависит от паде­ния напряжения в эквивалентной линии (U п = U ш – Z э,л I п) , то напряжение U ш должно быть тем больше, чем больше нагрузка потребителя. Такое регулирование напряжения получило названий встречного регулирования.

Неизменность напряжения в контролируемой точке сети при различных режимах нагрузки может быть обес­печена, если смоделировать на входе измерительного ор­гана АРКТ напряжения, существующие в регулируемой цепи. Для этого к нему необходимо подвести напряже­ние

U п = U ш – sI п

Измерительный орган АРКТ является регулятором по отклонению напряжения от заданного значения U КОНТР, пропорционального напряжению в контролируе­мой точке. Если sI п будет равно падению напряжения в эквивалентной линии Z э,л (от шин подстанции до контролируемой точки), т, е. sI п = Z э,л I п, то при наличии АРКТ напряжение у потребителя (в контролируемой точке) бу­дет соответствовать заданному значению. Из сказанного следует необходимость ввести в измерительный орган напряжения АРКТ сигнал, пропорциональный току на­грузки. Целесообразно использовать суммарный ток на­грузки, поскольку при различных графиках изменения нагрузок потребителей регулирование по суммарному току более точно отвечает необходимому закону регули­рования.

Измерительный орган подключается к трансформа­тору напряжения ТН и трансформаторам тока ТТ (рис. 9, а).

При отключении выключателя В (рис. 9, а) АРКТ необхо­димо вывести из работы, что производится вспомогательным кон­тактом В путем отсоединения выхода АРКТ от приводного меха­низма ПМ устройства РПН. *

На двухтрансформаторных подстанциях, работающих с отключенным СВ, АРКТ устанавливается на каждом трансформаторе. При отключении одного из трансформаторов и включении секцион­ного. выключателя следует убедиться (у АРКТ остающегося в ра­боте трансформатора) в правильности поддержания напряжения при встречном регулировании и при необходимости изменить зна­чение s.

Особенностями АРКТ являются релейность действия, наличие зоны нечувствительности U нч выбираемой большей, чем ступень изменения напряжения DU ст при переключении одной отпайки:

U нч = (1.25¸1.3) DU ст

Переключение отпаек необходимо производить с вы­держкой времени, обеспечивающей отстройку от крат­ковременных колебаний напряжения (например, при пуске электродвигателей). Поэтом при выходе напря­жения у потребителя из зоны нечувствительности регу­лятора (рис. 9, б) АРКТ через время t ср = 1¸2 мин воздействует на РПН.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Кривенко В.В., Новелла В.Н. «Релейная защита и автоматика систем электроснабжения» М., «Энергоиздат», 1981

2. Крюков В.И. «Обслуживание и ремонт электрооборудования подстанций и распределительных устройств», М., «Высшая школа», 1983

Как известно, силовой трансформаторы (далее - СТ ) – это наиболее ответственные и дорогие элементы в схемах любых электрических подстанций, поэтому крайне необходимо грамотно подходить в организации их защиты. Только такой подход позволяет полностью исключить возможность повреждения от всех видов коротких замыканий и ненормальных режимов.

Виды повреждений . В процессе эксплуатации трансформаторов могут возникать следующие виды повреждений:

3-х и 2-х фазные КЗ на стороне низкого напряжения;
- однофазные замыкания на корпус на стороне высокого напряжения;
- межвитковые замыкания;
- короткие междуфазные замыкания за трансформатором;
- короткие однофазные замыкания за трансформатором.

Разновидности защит . Для защиты СТ , имеющих мощность более 1МВА, от внутренних повреждений и различных ненормальных режимов сегодня применяются следующие ее разновидности:

Продольная дифференциальная защита , которая предохраняет от всех видов КЗ, как в обмотках, так и на их выводах. Как правило, устанавливается на трансформаторы мощностью 6,3МВА и выше. Зона действия ограничивается трансформаторами тока на высокой и низкой сторонах трансформатора.

9.1. Виды повреждений трансформаторов и типы используемых защит

9.1.1. Повреждения трансформаторов и защиты от них

Виды повреждений :

1. замыкания между фазами внутри бака трансформатора и на наружных выводах обмоток;

2. замыкания в обмотках между витками одной фазы (витковые замыкания );

3. замыкания на землю обмоток;

4. повреждение магнитопровода – пожар железа .

Наиболее часто встречающиеся повреждения – КЗ на выводах и витковые замыкания. Многофазные КЗ происходят реже. В трехфазных трансформаторах они маловероятны вследствие большой прочности междуфазной изоляции; в трансформаторных группах, составленных из трех однофазных трансформаторов, замыкания между фазами практически невозможны.

При витковых замыканиях токи, как правило, небольшие, поэтому защиты трансформаторов, предназначенные для действия при витковых замыканиях, а также при замыканиях на землю в обмотке, работающей на сеть с изолированной нейтралью, должны обладать высокой чувствительностью.

Для ограничения разрушений защита трансформаторов должна действовать быстро. Повреждения, сопровождаемые большим током должны отключаться без выдержки времени (время действия защиты составляет 0,05 – 0,1 с.).

Виды защит трансформаторов от повреждений :

1. Дифференциальная – мгновенная защита обмоток, вводов и ошиновок трансформатора.

2. Токовая отсечка – защита ошиновки, вводов и части обмотки со стороны высокого напряжения.

3. Газовая – защита от повреждений внутри бака, сопровождающихся выделением газа, а также при понижении уровня масла.

4. Защита от замыканий на корпус.

9.1.2. Ненормальные режимы трансформаторов и защита от них

К ненормальным режимам трансформаторов относят появление в их обмотках сверх токов при внешних КЗ, качаниях и перегрузках и повышение напряжения.

1. Внешние КЗ

При КЗ на шинах или отходящей от шин линии через трансформатор протекает ток КЗ, существенно превышающий ток нормального режима. При длительном протекании сверх тока обмотки трансформатора недопустимо нагреваются.

Для защиты трансформатора в этом случае используется максимальные токовые защиты (обычная, или с блокировкой минимального напряжения), направленная защита, токовая защита нулевой последовательности. В зону действия данных защит должны входить шины подстанции (1-ая зона защиты) и все присоединения, отходящие от этих шин (2-ая зона защиты). Эти защиты резервируют действие основных защит сборных шин и отходящих линий, а также являются резервными защитами при повреждении самого трансформатора.

2. Перегрузка

Перегрузку трансформатора порядка 1,5 – 2 от номинального значения можно допускать в течение десятков минут. Мощные трансформаторы имеют меньшее допустимое время перегрузки . Кратковременные перегрузки возникают при самозапуске двигателей напряжением 6-10 кВ, подключении мощной нагрузки и др., отключения трансформатора при этом не требуется. Более длительная перегрузка при подключении нагрузки от АВР, отключения параллельно работающего трансформатора, могут быть в течение десятков минут устранены персоналом или автоматикой.

Защита трансформатора от перегрузки должна действовать на отключение только в том случае, когда перегрузка не может быть устранена персоналом или автоматикой. В остальных случаях защита действует на сигнал .

Защита от перегрузки выполняется с помощью токовых реле.

3. Повышение напряжения

В сетях 500-750 кВ при одностороннем отключении длинных линий с большой емкостной проводимостью вероятно опасное для трансформаторов повышение напряжения. При повышении напряжения увеличивается магнитная индукция в магнитопроводе трансформатора. Возрастает ток намагничивания и вихревые токи, что может вызвать пожар железа сердечника.

9.2. Дифференциальная защита трансформаторов

9.2.1. Назначение и принцип действия дифференциальной защиты

Дифференциальная защита (ДЗ) предназначена для защиты от КЗ между фазами, на землю и от витковых замыканий. Принцип действия ДЗ такой же как у продольной дифференциальной защиты линий – основан на сравнении величин и направлении токов до и после защищаемого элемента. Распределение токов при КЗ в трансформаторе и вне его продемонстрировано на рис. 9.2.1.

Задачей при проектировании защиты является уравновешивание вторичных токов в плечах защиты так, чтобы ток в реле отсутствовал и ДЗ не работала при нагрузке и внешних КЗ (рис. 9.2.1. а)). При КЗ в трансформаторе (рис. 9.2.1. б)), если I P > I C . P . – реле сработает и отключит трансформатор.

9.2.2. Особенности дифференциальной защиты трансформаторов

Дифференциальная защита трансформаторов имеет ряд особенностей по сравнению с продольной дифференциальной защитой линий.

1. Первичные токи обмоток трансформатора не равны по величине и в общем случае не совпадают по фазе.

В режиме нагрузки и внешнего КЗ: I II >I I , отношение токов - равно коэффициенту трансформации силового трансформатора.

2. В трансформаторе с соединением обмоток Y / D - токи I I и I II различаются и по величине и по фазе: угол сдвига зависит от группы соединения обмоток трансформатора. Наиболее распространённое соединение обмоток Y / D –11 гр. Векторные диаграммы распределения токов в обмотках трансформатора с такой группой соединения показаны на рис. 9.2.2.

В связи с вышеизложенным необходимы специальные меры по выравниванию вторичных токов по величине: , а при разных схемах соединения обмоток и по фазе, с тем, чтобы поступающие в реле токи в нормальном режиме и при внешнем КЗ были равны.

Пояснение к рис.:

I AI , I BI , I CI – токи в фазах обмотки, соединенной в звезду;

I A , I B , I C - токи в фазах обмотки, соединенной в треугольник.

Фазные токи сдвига не имеют. Однако, в месте установки трансформатора ТА2 проходят токи, равные геометрической разности фазных токов, так в фазе А проходит ток: I AII = I A – I B . Ток I AII сдвинут относительно I AI на угол 330° .

9.2.3. Меры по выравниванию вторичных токов

9.2.3.1. Компенсация сдвига токов I 1 и I 2 по фазе

Выравнивание вторичных токов в плечах защиты по фазе осуществляется соединением в треугольник вторичных обмоток трансформаторов тока, установленных на стороне звезды силового трансформатора (см. рис. 9.2.3.).

Такой способ обеспечивает компенсацию сдвига фаз не только при симметричной нагрузке и трехфазных КЗ, но и при любом несимметричном повреждении.

9.2.3.2. Выравнивание величин токов I 1 и I 2

Выравнивание величин вторичных токов в плечах дифференциальной защиты осуществляется подбором коэффициентов трансформации n T 1 и n T 2 трансформаторов тока и параметрами, специально для этой цели установленных, промежуточных автотрансформаторов или трансформаторов (см. рис. 9.2.4.).

Коэффициенты трансформации n T 1 и n T 2 выбираются таким образом, чтобы вторичные токи в плечах защиты, по возможности, совпадали I 1 = I 2 (рис. 9.2.4. а)).

При соединении обмоток силового трансформатора Y / Y :

(9.1.)

где:N – коэффициент трансформации силового трансформатора.

При соединении обмоток по схеме Y / D :

Ток в плече, подсоединенном к трансформаторам тока включенным в треугольник , а в плече присоединенномк трансформаторам тока, соединенным в звезду , с учетом этого:

(9.2.)

Задаваясь одним из коэффициентов трансформации, например n TII можно найти, пользуясь выражениями (9.1.) или (9.2.), расчетное значение второго n TI , но он, как правило, получается нестандартным. Используют трансформатор тока с стандартным значением коэффициента трансформации, ближайшим к расчетному значению, а компенсация оставшегося неравенства вторичных токов осуществляется с помощью выравнивающих автотрансформаторов или трансформаторов

Использование автотрансформатора (см. рис. 9.2.4. б)):

Коэффициент трансформации автотрансформатора n a подбирается так, чтобы его вторичный ток I 2 a был равен току I 1 в противоположном плече защиты:

(9.3.)

Использование трансформатора (см. рис. 9.2.5.):

В данном случае используется промежуточный компенсирующий трансформатор с тремя первичными обмотками: w y 1 и w y 2 - уравнительные , включаются в плечи защиты; w ∂ - дифференциальная , включаемая на разность токов I 1 – I 2 . Вторичная обмотка w 2 питает дифференциальное реле КА .

Число витков обмоток подбирается из условия:

9.2.4. Токи небаланса в дифференциальной защите

9.2.4.1. Общие сведенья

При внешних КЗ и нагрузке обеспечить полный баланс вторичных токов, поступающих в реле не удается:

I нб = I 1 – I 2 (9.5.)

В общем случае ток небаланса можно разложить на ряд составляющих:

I нб = I нб.ТА + I нб.рег + I нб.ком + I нб.нам (9.6.)

где:I нб.ТА – ток небаланса из-за погрешностей трансформаторов тока;

I нб.рег – погрешность при изменении коэффициента трансформации N силового трансформатора;

I нб.ком – ток небаланса из-за неточности компенсации токов в плечах защиты;

I нб.нам – составляющая, вызванная наличием тока намагничивания I нам у силового трансформатора.

Составляющая I нб.ТА имеет наибольшую величину и является основной:

I нб.ТА = I II нам – I I нам (9.7.)

где:I I нам , I II нам - токи намагничивания трансформаторов тока.

I нб.рег - Компенсация неравенства первичных токов, осуществляемая с помощью компенсирующего трансформатора или вспомогательного автотрансформатора, обеспечивается при определенном значении коэффициента трансформации силового трансформатора N . Этот коэффициент может изменяться, особенно значительно у силовых трансформаторов оснащенных РПН. Обычно параметры компенсирующих устройств подбираются для среднего значения N . При отклонении от него на ± D N появляется ток небаланса:

(9.8.)

где:I скв - сквозной ток, протекающий через трансформатор.

I нб.ком - Появляется в тех случаях, когда регулирующие возможности компенсирующих устройств не позволяют подобрать расчетные значения w y или n a , необходимые для полной компенсации.

I нб.нам - Ток намагничивания I нам силового трансформатора нарушает расчетное соотношение между первичным и вторичным токами силового трансформатора:

I нб.нам = I нам (9.9.)

В нормальном режиме I нам составляет 1–5% от I ном . Ток намагничивания резко возрастает при увеличении напряжения на трансформаторе, при КЗ ток намагничивания резко уменьшается.

9.2.4.2. Причины повышенного тока небаланса в дифференциальной защите трансформаторов и автотрансформаторов

Величина тока небаланса достигает значительной величины у трансформаторов с РПН, из-за составляющей - I нб.рег .

Из-за конструктивных ограничений часто бывает значительна составляющая I нб.ком .

Особенна велика составляющая I нб.ТА – причины этого:

1. Конструктивная разнотипность трансформаторов тока, применяемых на стороне высшего и низшего напряжения силовых трансформаторов. Особенно резко отличаются характеристики трансформаторов тока, встраиваемых в вводы масляных выключателей (U НОМ = 35 кВ и выше), от характеристик выносных трансформаторов тока, применяемых на напряжении 10 и 6 кВ.

2. Большое сопротивление нагрузки, присоединенной ко вторичным обмоткам трансформаторов тока и значительным различием сопротивлений плеч.

3. У трех обмоточных трансформаторов, кратность токов при внешних КЗ для различных групп трансформаторов тока получаются неодинаковыми. Через одну группу протекает суммарный ток КЗ, через две другие лишь часть этого тока. В результате группа ТА3 (см. рис. 9.2.6.) будет намагничиваться сильнее, токи намагничивания этих трансформаторов увеличатся.

9.2.4.3. Расчет тока небаланса

Ток небаланса оценивается по приближенной формуле, исходя из предположения, что при максимальном токе короткого замыкания, погрешность трансформаторов тока не превышает 10%:

I нб.ТА = k одн 0,1 I к.макс (9.10.)

где:k одн - коэффициент однотипности, учитывающий различие в погрешности трансформаторов тока, образующих дифференциальную схему; k одн = 0,5–1. При существенном различии условий работы и конструкций трансформаторов тока - k одн = 1.

Значение полного тока небаланса:

9.2.4.4. Меры для предупреждения действия защиты от токов небаланса

Простейшее решение: I C.P. > I нб – значительно ограничивает чувствительность защиты. Ток небаланса стараются уменьшить. Так как основной составляющей является I нб.ТА , главный путь уменьшения тока небаланса – правильный подбор трансформаторов тока и их вторичной нагрузки. Трансформаторы тока не должны насыщаться при максимальном значении тока сквозного КЗ.

Однако, даже после принятых мер, ток небаланса все равно остается достаточно большим. Для исключения ложного действия защиты от токов небаланса применяют:

1. дифференциальные реле, включенные через быстро насыщающиеся вспомогательные трансформаторы (БНТ);

2. дифференциальныереле с торможением.

9.2.4.5. Токи намагничивания силовых трансформаторов и автотрансформаторов при включении их под напряжение

При включении силовых трансформаторов возникает резкий бросок тока намагничивания, имеющий затухающий характер (рис. 9.2.7.).

Изменение тока I нам во времени характеризуется следующими особенностями:

1. Кривая тока носит асимметричный характер, пока ток I нам не достигнет установившегося значения;

2. кривая может быть разложена на апериодическую составляющую и синусоидальные токи различных гармоник. Апериодическая составляющая имеет весьма большое удельное значение в токе I нам ;

3. Время затухания токов определяется постоянными времени трансформатора и сети, и может достигать 2-3 секунд. Чем мощнее трансформатор, тем дольше продолжается затухание;

4. Первоначальный бросок тока может достигать 5-10 кратного значения номинального тока трансформатора. У мощных трансформаторов кратность меньше, чем у маломощных.

Ток I нам , появляется только в одной обмотке силового трансформатора (той, на которую подается напряжение при его включении (рис. 9.2.8.)). Для предотвращения ложных действий дифференциальной защиты, под влиянием I нам принимают специальные меры :

1. Замедление защиты примерно на 1 секунду (широко применялся ранее). При этом теряется наиболее ценное свойство защиты – её быстродействие;

2. Блокировка при понижении напряжения;

3. Торможение от токов высших гармоник; (опыт эксплуатации отверг эти два способа, они были недостаточно надежны, приводили к чрезмерному усложнению защиты).

В настоящее время применяются следующие два способа:

1. Использование БНТ (быстро насыщающегося трансформатора), через который включаются дифференциальные реле. БНТ не пропускает апериодический ток, который составляет значительную часть тока намагничивания;

2. Отстройка от тока намагничивания по величине I нам С.З. На этом принципе работают дифференциальные отсечки .

Преимущество обоих способов:

1. простота;

2. надежность;

3. быстрота действия.

9.2.5. Схемы дифференциальных защит

9.2.5.1. Дифференциальная токовая отсечка

Схемы токовых цепей дифференциальной токовой отсечки (ДТО) могут выполняться в 2-х вариантах: по полной 3-х фазной схеме с тремя реле, и упрощенной схеме в 2-х фазном исполнении на стороне треугольника силового трансформатора с двумя реле (рис. 9.2.9.).

На трансформаторах большой и средней мощности следует применять 3-х фазную схему, как более совершенную.

Основным условием правильной работы ДТО является отстройка тока срабатывания от намагничивающего тока, возникающего при включении силового трансформатора. Для облегчения отстройки устанавливаются промежуточные реле с временем действия 0,04-0,06 с. (К этому моменту ток намагничивания спадает практически в два раза. (см. рис. 9.2.7.)):

Из-за большой величины тока срабатывания, защита недостаточна чувствительна к витковым замыканиям.

(9.13.)

Достоинства ДТО :

1. Простота принципа действия;

2. Быстрота действия.

Недостатки ДТО :

Ограниченная чувствительность.

ДТО применяется на силовых трансформаторах малой мощности.

9.2.5.2. Дифференциальная защита с токовыми реле, включенными через БНТ

9.2.5.2.1. Общие сведенья

Схема дифференциальной защиты с реле тока РНТ-565 показана на рис. 9.2.10.

Применение БНТ позволяет выполнить простую и быстродействующую защиту, надежно отстроенную от токов небаланса и бросков намагничивания.

БНТ плохо трансформирует апериодические токи. В реле защиты попадает лишь переменная составляющая тока небаланса и броска намагничивающего тока силового трансформатора. (см. рис. 9.2.11. – осциллограммы токов в обмотках БНТ.) Временные зависимости наглядно показывают резкое снижение тока в реле и эффективность насыщающегося трансформатора.

За счет насыщения сердечника БНТ, обусловленного подмагничивающим действием апериодического тока, трансформация переменной составляющей также ухудшается, что ещё больше уменьшает ток в реле.

После затухания апериодической составляющей нормальные условия для трансформации периодического тока восстанавливаются.

Подмагничивающие действие апериодического тока, приводит к замедлению защиты при повреждении в её зоне. Трансформация уменьшается настолько, что ток в обмотке реле меньше тока срабатывания. Время замедления – 0,03 –0,01 секунды. Это является недостатком схемы дифференциальной защиты с БНТ.

Пояснения к рис.:

а) – при включении силового трансформатора под напряжение; б) – при сквозном КЗ. (I нам - ток намагничивания в первичной обмотке; I P - ток намагничивания во вторичной обмотке; I K - ток сквозного КЗ на плече дифференциальной защиты; I нб - ток небаланса в первичной обмотке; - ток небаланса во вторичной обмотке БНТ).

Ток срабатывания защиты должен отстраиваться от переменной составляющей переходных токов намагничивания и небаланса:

Реле РНТ-565 совмещает в себе устройство выравнивания вторичных токов защиты и БНТ. На рис. 9.2.10. : w y1 , w y2 – уравнительные обмотки, позволяют выровнять магнитный поток при неравенстве токов I 1 и I 2 при сквозных КЗ. w ¶ - рабочая (дифференциальная) обмотка. В РНТ-565 используется токовое реле типа РТ-40.

Число витков уравнивающих обмоток регулируется отпайками и подбирается так, чтобы при внешних КЗ ток в обмотке реле КА был равен нулю. (См. формулу 9.4.)

Ток срабатывания защиты регулируется изменением числа витков обмотки w ¶ .

На магнитопроводе реле РНТ имеется короткозамкнутая обмотка w к . Она повышает степень отстройки реле от токов небаланса и бросков намагничивающих токов силового трансформатораособенно, когда эти токи имеют незначительную апериодическую составляющую, что понижает эффективность действия БНТ. Короткозамкнутая обмотка ограничивает периодический ток, возникающий во вторичной обмотке РНТ. Конструктивно размещение обмоток реле РНТ-565 показано на рис. 9.2.12.

Работа БНТ:

Ток I ¶ , поступающий в обмотку w ¶ создает магнитодвижущую силу F ¶ = I ¶ w ¶ , которая образует в среднем стержне магнитный поток Ф ¶ , замыкающийся по крайним стержням магнитопровода.

В общем случае ток I ¶ состоит из переменной I ¶ .п. и апериодической I ¶ .а. составляющих. Соответственно этому образуются два магнитных потока Ф ¶ .п. и Ф ¶ .а. .

Переменный поток Ф ¶ .п. , замыкаясь по стержню 2 , наводит в обмотке w 2 , ЭДС Е 2 . Апериодический поток Ф ¶ .а. ., медленно изменяющийся во времени, не создает ЭДС в w 2 и полностью затрачивается на намагничивание магнитопровода.

Переменная составляющая потока Ф ¶ .п. ,наводит в витках короткозамкнутой обмотки w к ЭДС Е к и ток I к . Короткозамкнутая обмотка создает потоки Ф к и Ф ’ ¶ направленные встречно потоку Ф ¶ .п. и заметно компенсируют его. В результате по магнитопроводу протекает остаточный поток Ф п < Ф ¶ .п. (где Ф ¶ .п. – магнитный поток при отсутствии короткозамкнутой обмотки).

Таким образом короткозамкнутая обмотка уменьшает переменный магнитный поток, создаваемый периодическим током I ¶ .п. , питающим обмотку w ¶ .

Рис. 9.2.12.

9.2.5.2.2. Варианты схем включения обмоток реле РНТ

Варианты схем включения обмоток реле РНТ-565 показаны на рис. 9.2.13. :

а)У 2-х обмоточных трансформаторов для компенсации неравенства токов в плечах защиты достаточно использовать только одну уравнительную обмотку (включается в плечо с меньшим током.

б)Для повышения точности компенсации применяются схемы с включением двух уравнительных обмоток.

в)Схема с использованием только уравнительных обмоток.

г)Защита 3-х обмоточных трансформаторов. Уравнительные обмотки включаются в плечи с меньшими токами. Плечо с большим током подсоединяется непосредственно к дифференциальной обмотке реле.

9.2.5.2.3. Расчет уставок дифференциальной защиты на реле РНТ-565

Самостоятельная работа студентов. (Расчет подробно изложен в методических указаниях к курсовой работе, а для 3-х обмоточного трансформатора в пособии по релейной защите к дипломному проектированию.

9.2.5.3. Дифференциальная защита с реле имеющим торможение

9.2.5.3.1. Общие сведенья

Чувствительность дифференциальной защиты силовых трансформаторов может быть повышена применением дифференциального реле с торможением. (Принципиальная схема токовых цепей дифференциальной защиты с реле ДЗТ-11 для двухобмоточного трансформатора представлена на рис. 9.2.14.)

Ток срабатывания защиты под влиянием тока, протекающего в тормозной обмотке реле, возрастает, что повышает надежность отстройки защиты от появляющихся токов небаланса.

9.2.5.3.2. Характеристика реле с торможением

При КЗ в зоне (рис. 9.2.15.) ток повреждения I K , протекающий по тормозной обмотке, загрубляет реле, но несмотря на это чувствительность тормозного реле выше, чем у реле с БНТ без торможения.

Для обеспечения достаточной надежности действия защиты при повреждениях в зоне и селективности при внешних КЗ коэффициент торможения (наклон характеристики реле) принимается равным 30-60%, а начальный ток I C.P.0 при I T =0 – 1,5-2 А (30-40% от I номТА ).

9.2.6. Оценка дифференциальных защит трансформаторов

Достоинства :

Быстрое и селективное отключение повреждений как самого трансформатора, так и его выводов и ТВЧ.

Применение :

Согласно ПУЭ, дифференциальные защиты устанавливаются:

на одиночно работающих трансформаторах мощностью 6300 кВА и выше;

на параллельно работающих трансформаторах мощностью 4000 кВА и выше, если токовая отсечка не обеспечивает необходимой чувствительности при КЗ на выводах низкого напряжения (k Ч <2) , а МТЗ имеет выдержку времени > 1.

На маломощных трансформаторах используются дифференциальные отсечки.

Если на трансформаторах с РПН и трех обмоточных трансформаторах реле с БНТ не удовлетворяет требованию чувствительности применяют тормозное реле типа ДЗТ.

9.3. Токовая отсечка трансформаторов

Токовая отсечка самая простая быстродействующая защита от повреждений в силовых трансформаторах. Данная защита реагирует только на большие по величине токи и охватывает своей зоной действия лишь часть трансформатора.

На трансформаторах, питающихся от сети с глухозаземленной нейтралью, отсечка устанавливается на трех фазах. Принципиальная схема токовой отсечки показана на рис. 9.3.1.

Ток срабатывания

Ток срабатывания токовой отсечки отстраивается от максимального тока КЗ при повреждении за трансформатором:

I С.З. = k Н I КЗ.макс (9.15.)

где:k Н - коэффициент надежности, =1,25-1,5 – в зависимости от точности токовых реле.

1,25-1,3 – для реле РТ-40;

1,4-1,5 – для реле РТ-80,90.

Рис. 9.3.2.

9.4. Газовая защита

9.4.1. Принцип действия и устройство газового реле

Образование газов в кожухе трансформатора и движение масла в сторону расширителя могут служить признаком повреждения внутри трансформатора (см. рис. 9.4.1.).

Существует три разновидности газовых реле, к устаревшим конструкциям относят поплавковые и лопастные ; современные газовые реле – чашечного типа.

Конструкция чашечного газового реле представлена на рис. 9.4.2.

Реле имеет два элемента – сигнальный и отключающий (чашки 1 и 2). Чашка может вращаться вокруг оси 3. 4-5 – подвижный контакт; 6-7 – неподвижный контакт; 8-9 – противодействующие пружины; 12 – лопасть на нижней чашке, вращающаяся на оси.

Если в кожухе реле и в чашках нет масла, то контакты разомкнуты. Та же, если кожух реле заполнен маслом. При понижении уровня масла в реле, под весом масла в чашке контакт замыкается. При бурном газообразовании, под действием потока масла лопасть 12 поворачивается и замыкает контакты.

При небольших повреждениях в трансформаторе образование газа происходит медленно, он поднимается к расширителю, проходя через реле, газ заполняет верхнюю часть её кожуха, вытесняя оттуда масло – замкнется контакт 4-6.

При значительном повреждении в трансформаторе, газообразование протекает бурно, под влиянием давления, масло приходит в движение, лопасть 12 замыкает контакты 5-7.

Реле способно различать степень повреждения в трансформаторе. при малых – сигнал, при больших – отключение.

Газовая защита реагирует и на понижение уровня масла – вначале на сигнал, затем на отключение.

Схема включения газового реле представлена на рис. 9.4.3. Для предупреждения неправильного отключения трансформатора, отключающая цепь газовой защиты после доливки масла или включения нового трансформатора переводится на сигнал (до 2-3 суток) до тех пор, пока не прекратится выделение воздуха, отмечаемые по работе защиты на сигнал.

9.4.2. Оценка газовой защиты

Достоинства :

1. Простота;

2. Высокая чувствительность;

3. Малое время действия при значительных повреждениях.

Газовая защита является наиболее чувствительной защитой трансформаторов от повреждений его обмоток и особенно витковых замыканий, на которые дифференциальная защита реагирует только при замыкании большого числа витков, а МТЗ и отсечка не реагируют совсем.

Недостатки :

1. Не действует при повреждениях на выводах трансформатора;

2. Должна выводиться из работы после доливки масла.

Применение

Обязательно устанавливается на трансформаторах мощностью 6300 кВА и выше, а также на трансформаторах 1000-4000 кВА не имеющих дифференциальной защиты или отсечки и если МТЗ имеет выдержку времени более 1 секунды. При наличие быстродействующих защит, её применение допускается. На внутрицеховых трансформаторах мощностью 630 кВА и выше обязательна к применению, независимо от наличия других быстродействующих защит.

9.5. Защита от сверхтоков

9.5.1. Назначение защиты от сверхтоков

Защита от сверхтоков служит для отключения трансформаторов при КЗ на сборных шинах или на отходящих от неё присоединениях, если защиты или выключатели этих элементов отказали (см. рис. 9.5.1.). Одновременно защита от сверхтоков используется и для отключения при повреждении в самом трансформаторе. Однако, имея выдержку времени (по условиям селективности) она может использоваться лишь в качестве резервной.

Наиболее простой защитой от внешних КЗ является МТЗ. В тех случаях, когда чувствительность её недостаточна, применяют МТЗ с блокировкой по напряжению.

Понизительные трансформаторы защищаются МТЗ. Кратность тока КЗ обычно значительна и достаточна для действия МТЗ.

Повышающие трансформаторы, устанавливаемые на электрических станциях находятся в худших условиях. МТЗ может иметь недостаточную чувствительность. Кратность тока КЗ невелика. Здесь применяются защиты реагирующие на ток обратной и нулевой последовательности. Также используются МТЗ с пуском по напряжению.

9.5.2. Максимальная токовая защита трансформаторов

9.5.2.1. Защита 2-х обмоточных понизительных трансформаторов

Принципиальная схема МТЗ двухобмоточных понизительных трансформаторов представлена на рис. 9.5.2. По соображениям надежности целесообразно воздействовать на оба выключателя Q1 иQ2, с тем, чтобы при внешних КЗ один выключатель резервировался вторым.

В сети с глухозаземленной нейтралью защита выполняется по 3-х фазной схеме, а в сети с изолированной нейтралью – по 2-х фазной с 1,2 или 3-мя реле, в зависимости от нужной чувствительности. Причем схема с одним реле, включенным на разность токов 2-х фаз на трансформаторах с соединением обмоток звезда/треугольник – не применяется .

Выбор уставок

Ток срабатывания защиты должен быть больше тока перегрузки, не требующей быстрого отключения трансформатора.

(9.16.)

где:I раб.макс – рабочий максимальный ток в режиме длительно возможной перегрузки.

Коэффициент чувствительности:

(9.17.)

где:I кз.мин – минимальный ток сквозного КЗ при повреждении в конце зоны действия МТЗ, установленной на трансформаторе.

Выдержка времени:

t TP = t W + D t (9 .18.)

где:t W – наибольшая выдержка времени защиты присоединения (линий, отходящих от шин низкого напряжения трансформатора);

D t – ступень селективности.

9.5.2.2. Защита трансформаторов с расщепленной обмоткой нижнего напряжения, или работающих на две секции шин

Принципиальная схема защиты представлена на рис. 9.5.3.

9.5.2.3. Защита трехобмоточных трансформаторов

9.5.2.3.1. Защита трехобмоточных трансформаторов при отсутствии питания со стороны обмотки среднего напряжения

Принципиальная схема защиты представлена на рис. 9.5.4.

При внешних КЗ защита должна обеспечивать отключение только той обмотки трансформатора, которая непосредственно питает место повреждения. Комплект со стороны низкого напряжения действует на отключение выключателя этой обмотки. Другой комплект со стороны высокого напряжения действует с двумя выдержками времени, с меньшей на отключение обмотки среднего напряжения и с большей на отключение всех выключателей трансформатора.

9.5.2.3.2. Защита трехобмоточных трансформаторов, имеющих 2-х и 3-х стороннее питание

МТЗ на трехобмоточных трансформаторах, имеющих 2-х или 3-х стороннее питание для обеспечения селективности должна быть направленной (см. рис. 9.5.5.).

При КЗ в точке К2 выдержка времени защиты 2 должна быть меньше защиты 1 . При КЗ в точке К1 , наоборот, защита 1 должна срабатывать раньше, т.е. простая МТЗ не может обеспечить селективности. Защиту 2 необходимо выполнить направленной, с выдержкой времени t’ 2 , так, чтобы она действовала при КЗ на шинах II . При КЗ на шинах I и III , защита II должна работать, несмотря на запрет реле направления мощности (как МТЗ, но с выдержкой t’’ 2 >t 1 и t 3 .

Принципиальная схема защиты комплекта 2 представлена на рис 9.5.6.

Реле KV1 замыкает свой контакт KV1.1 и промежуточное реле KL срабатывает. При трехфазном КЗ реле KV1 замыкает свой контакт KV1.1 .

9 .6. Защита трансформаторов от перегрузки

9.6.1. Подстанция с персоналом

Защита действует на сигнал. Токовое реле включено на ток одной фазы.

(9.19.)

где:k H – составляет – 1,05

Время срабатывания защиты отстраивается от выдержек времени максимальных защит присоединений, чтобы избежать излишних сигналов при КЗ и кратковременных перегрузках.

t ПЕР = t МТЗ + D t (9.20.)

9.6.2. Подстанция без персонала

Защита от перегрузки выполняется трехступенчатой.

Первая ступень срабатывает при малых перегрузках. Действие защиты на сигнал, передаваемый с помощью телемеханики на дежурный пункт.

t 1 = t МТЗ + D t (9.21.)

Вторая ступень от больших перегрузок. Действует на отключение части малоответственных потребителей, разгружая трансформатор до допустимого значения.

t 2 < t доп (9.22.)

где:t доп – допустимое время перегрузки.

Третья ступень действующая на отключение, если вторая ступень не осуществит разгрузки.

При неравной мощности обмоток или 2-х и 3-х стороннем питании защиту от перегрузки ставят на всех обмотках.

9.6.4. Защита от перегрузки автотрансформаторов

Защита от перегрузки устанавливается со стороны низкого и высокого напряжений, а также со стороны нейтрали для контроля за перегрузкой общей части обмотки. Кроме того, на повышающих автотрансформаторах с трехсторонним питанием устанавливается защита со стороны среднего напряжения в режиме, когда в обмотке низкого напряжения нет тока (в таком режиме пропускная мощность автотрансформатора снижается).

Страница 11 из 24

Глава четвертая

ПРИНЦИПЫ ВЫПОЛНЕНИЯ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
4-1. Типы релейной защиты трансформаторов
Для защиты понижающих трансформаторов от повреждений и ненормальных режимов в соответствии с Правилами и на основании расчета применяются следующие основные типы релейной защиты.
1. Продольная дифференциальная защита - от коротких замыканий в обмотках и на их наружных выводах, для трансформаторов мощностью, как правило, 6,3 MB-А и выше; с действием на отключение трансформатора.
2. Токовая отсечка без выдержки времени - от коротких замыканий на наружных выводах ВН трансформатора со стороны питания и в части обмотки ВН, для трансформаторов, не оборудованных продольной дифференциальной защитой; с действием на отключение.
3. Газовая защита - от всех видов повреждений внутри бака (кожуха) трансформатора, сопровождающихся выделением газа из трансформаторного масла, а также от понижения уровня масла, для масляных трансформаторов мощностью, как правило, 6,3 MB-А и выше; с действием на сигнал и на отключение.
4. Максимальная токовая защита (с пуском или без пуска по напряжению) - от сверхтоков, обусловленных внешними междуфазными короткими замыканиями на сторонах НН или СН трансформатора, для всех трансформаторов, независимо от мощности и наличия других типов релейной защиты; с действием на отключение.
5. Специальная токовая защита нулевой последовательности, устанавливаемая в нулевом проводе трансформаторов со схемой соединения Y/У и Л/У - от однофазных к.з. на землю в сет НН, работающей с глухозаземленной нейтралью (как правило, 0,4 кВ); с действием на отключение.
Максимальная токовая защита в одной фазе - от сверхтоков, обусловленных перегрузкой, для трансформаторов начиная с 400 кВ-А, у которых возможна перегрузка после отключения параллельно работающего трансформатора или после срабатывания местного или сетевого АВР; с действием на сигнал или на автоматическую разгрузку.
Сигнализация однофазных замыканий на землю в обмотке* ВН или на питающем кабеле трансформаторов, работающих в сетях с изолированной нейтралью (с малым током замыкания на землю), к которым относятся сети 3-35 кВ.
Наиболее важные защиты - дифференциальная и газовая - могут применяться и на трансформаторах мощностью менее
MB-А. Так, например, Правила разрешают предусматривать дифференциальную защиту на трансформаторах 1 -
MB-А в тех случаях, когда токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности (§ 5-2), а максимальная токовая защита имеет выдержку времени tc. з ^ 0,6 с. Газовую защиту также стремятся устанавливать на трансформаторах меньшей мощности: от 1 до 4 MB-А, а на внутрицеховых трансформаторах - начиная с 630 кВ-А.
Таким образом, на понижающих трансформаторах релейная защита осуществляется с помощью нескольких типов защит, дополняющих и резервирующих друг друга. Такое резервирование называется ближним . Оно осуществляется не только установкой на трансформаторе (или на другом элементе) двух защит, действующих при одних и тех же видах повреждений, но и путем разделения их цепей, например включения продольной дифференциальной и максимальной токовых защит на разные трансформаторы тока, применения разных источников оперативного тока, установки двух выходных реле . Для повышения эффективности ближнего резервирования следует стремиться к повышению чувствительности защит, к применению более совершенных типов защиты, например дифференциальной защиты вместо токовой отсечки для трансформаторов мощностью менее MB*А.
Перечисленные типы защит рассматриваются в соответствующих главах. Примеры сочетания нескольких типов защит на трансформаторе приведены на рис. 4-1.
Наряду с ближним резервированием защита понижающего трансформатора должна осуществлять дальнее резервирование, т. е. действовать при к.з. в сети НН или СН в случаях отказа собственной защиты или выключателя поврежденного элемента этих сетей. Осуществлять дальнее резервирование способны лишь защиты с относительной селективностью . Из перечисленных защит трансформаторов к ним относятся только максимальная токовая защита от внешних междуфазных к. з. (п. 4) и специальная токовая защита нулевой последовательности от однофазных к.з. на землю в сети 0,4 кВ (п. 5). При разработке схем этих защит и при выборе параметров срабатывания (уставок) следует стремиться к увеличению их чувствительности. Для повышения эффективности дальнего резервирования могут применяться и более сложные типы защит: дистанционные, фильтровые токовые защиты обратной последовательности, как это сейчас делается для мощных трансформаторов и автотрансформаторов.

Рис. 4-1. Типы защит понижающих трансформаторов с высшим напряжением 35-110 кВ (а) и 6-35 кВ (б)
ТД-токовая дифференциальная; ТНВ - максимальная токовая с пуском по напряжению с выдержкой времени; Г -газовая; Г-токовая отсечка; TqB - специальная токовая защита нулевой последовательности от к. з. на землю
Однако до сего времени в целом проблема дальнего резервирования полностью не решена. Современные защиты трансформаторов далеко не во всех случаях обладают достаточной чувствительностью при к. з. на отходящих реактированных кабельных линиях 6 и 10 кВ или при удаленных к.з. на длинных сельских линиях 6 и 10 кВ. В свою очередь повреждения внутри и за понижающими трансформаторами относительно малой мощности очень часто не резервируются защитами питающих линий. Это вынужденно допускается Правилами . Тем большее значение приобретает надежное функционирование собственных защит каждого элемента и их взаимное резервирование.

На сегодняшний день практически все электрические сети на подстанциях должны иметь надежную защиту от перегрузки. Чтобы обеспечить надежную защиту, вам необходимо знать, как выполняется защита трансформатора от перегрузки.

В этой статье мы рассмотрим основные виды защиты и принцип их работы.

Защита трансформатора от перегрузки: основные виды

Все оборудование, которое используется в силовых установках должно быть надежно защищено от образования кратковременных перегрузок. Защита трансформатора от перенапряжений может потребоваться, чтобы проверить, какие нагрузки сможет выдержать устройство. Для защиты обычно специалисты используют предохранители. Если один трансформатор выполнит аварийное завершение работы, тогда другие устройства смогут полностью компенсировать номинальное напряжение. Именно этот процесс позволит обеспечить надежную работу устройства.

Теперь мы решили предоставить вашему вниманию основные виды защиты силовых трансформаторов:

1. Предохранители и специальные трехфазные выключатели.
2. Использование дифференциальной защиты устройства.
3. Газовая защита трансформатора.
4. Пожарная защита.
5. Сигнальная страховка с помощью компьютерных программ.

Это основные виды защиты, которые могут использоваться на сегодняшний день.

Трехфазные выключатели и предохранители

Этот вид защиты может применяться для мощных распределительных сетей. Также при необходимости вы достаточно легко сможете обеспечить защиту от грозовых скачков. Выключатели считаются достаточно эффективными и применять их можно для стабилизации напряжения. При необходимости можете прочесть про .

Принцип работы газовой защиты

В типовой защите силового трансформатора вы сможете найти газовое реле. Реле состоит из двух отделений, которые выполняют разнообразные функции. Первая камера будет служить для контроля нагнетающего газа из масла. Ее необходимо установить возле расширительного бака. Когда масло дойдет до определенного уровня, тогда бак начнет его выпускать в определенных количествах. В этой ситуации сигнализатором будет служить специальный поплавок.

Индикатор не всегда будет показывать уровень масла. Иногда это устройство будет контролировать проходимость газов диагностируя работу трансформатора. Настроить правильную работу этого реле сможет специальный работник. Второе отделение устройства будет подключено к контуру трансформатора и будет его соединять, открывая путь для поднимающегося газа.

Мембрана в расширительном баке будет выступать в качестве индикатора изменения давления. Если давление повысится, тогда этот процесс сожмет мембрану и диафрагма начнет двигаться. Также движение может происходить в результате изменения атмосферного давления. В результате этого процесса трансформатор прекратит свою работу. Мембрана газового реле – это нежная антикоррозийная деталь, которая может перестать работать корректно при малейшем повреждении.

Автоматическая релейная защита

Реле защиты в трансформаторе представляет небольшую емкость, в которой будет находиться масло. Эту деталь могут использовать в трансформаторах дуговой плавки. Устройство необходимо для защиты трансформатора от перенапряжения. Реле состоит из поплавка и специального резервуара. Поплавок необходимо закрепить на шарнире, чтобы он мог свободно двигаться в зависимости от уровня масла. На поплавок также устанавливают специальный ртутный выключатель. Его положение будет зависеть от уровня масла.

Нижний элемент может состоять из специального реле. Эта пластина будет закреплена специальными шарнирами. Основные элементы реле также могут иметь специальные камеры, клеммы и сигнальные кабеля.

Принцип действия релейной защиты трансформатора считается достаточно простым. Он считается специальным механическим приводом, который способен самостоятельно отключить трансформатор, если в нем возникнут определенные неисправности. Конечно, этот процесс не решит проблему, но сможет значительно продлить срок службы вашего устройства. Если вы не знаете , тогда можете про него прочесть.

Принцип действия токовой дифференциальной защиты

Обычно дифференциальная или тепловая защита может устанавливаться в высоковольтных трансформаторах. Также выключатели должны иметь контроллеры.

Эта защита может иметь определенные преимущества:

1. С помощью реле вы можете обнаружить неисправности в ТМГ.
2. Дифференциальное реле реагирует на любые повреждение цепей.
3. Защитные устройства могут обнаружить практически все ошибки.

Дифференциальная защита имеет простой принцип работы. Реле также способно сравнивать первичный и вторичный ток. Как видите, технологические способы защиты трансформатора основаны на равенстве номинальных показателей. Особое внимание, вам необходимо уделять защите масляных трансформаторов. Решить подобные задачи можно благодаря использованию микропроцессорных технологий.

Микропроцессор самостоятельно может контролировать уровень масла. Если оно достигнет критического уровня, тогда защита самостоятельно отключит устройство. Обычно эту технологию используют для собственных сетей. В правилах ПУЭ указано, что программная защита трансформатора должна применяться для устройств с мощностью от 6 Кв до 35 кВ. Расчет установки должен проводить сотрудник, который обладает необходимыми знаниями. Купить устройства для защиты трансформаторов вы сможете практически в любом городе. Надеемся, что эта информация будет полезной и интересной.