Релейная защита трансформаторов

Размещено на http: //www. allbest. ru/

АННОТАЦИЯ

Мусин Талгат Рахатович. Бакалаврская работа на тему: « ». Руководитель проекта док. техн. наук, профессор кафедры «Электроснабжение промышленных предприятий» Никитин Константин Иванович.

Выпуск 2014 г. Направление подготовки бакалавров 140.200.62 «Электроэнергетика».

Пояснительная записка 77 с., 17 табл., 13 источников, 3 приложения.

Объектом выполненной работы является разработка лабораторного стенда микропроцессорной защиты для очных, заочных, очно-заочных форм обучения, а также обучающихся в филиалах ОмГТУ, в том числе с применением дистанционных образовательных технологий по дисциплине «Электроснабжение».

Цель работы:

- разработка стенда микропроцессорной защиты;

Учебно-методический комплекс дисциплины является обязательной составной частью основной образовательной программы (ООП), и представляет собой комплект учебной и методической документации, обеспечивающей полноценную реализацию современной концепции высшего образования РФ при преподавании учебной дисциплины в вузе.

Настоящий учебно-методический комплекс предназначен для студентов старших курсов электроэнергетических специальностей очных, заочных, очно-заочных форм обучения, а также обучающихся в филиалах ОмГТУ, в том числе с применением дистанционных образовательных технологий.

Данным электронным изданием могут пользоваться студенты при подготовке к экзамену, для закрепления учебного материала и получения более глубокой информации по предмету.



СОДЕРЖАНИЕ

АННОТАЦИЯ

ВВЕДЕНИЕ

1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ СВЕДЕНИЯ

1.1 Виды повреждений и ненормальных режимов работы трансформаторов

1.2 Основные виды релейной защиты трансформаторов

1.3 Особенности выполнения дифференциальной защиты трансформаторов

1.4 Отстройка от тока небаланса

1.5 Газовая защита

2. МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

ПРИЛОЖЕНИЕ



ВВЕДЕНИЕ

Целью бакалаврской работы является разработка методического пособия для проведения лабораторных работ на стенде дифференциальной микропроцессорной защиты трансформатора «Сириус Т-3».

Основные задачи:

Силовые трансформаторы являются наиболее ответственными элементами электрических подстанций. В процессе эксплуатации трансформаторов, несмотря на простоту и надежность самих транс-форматоров, не исключена возможность повреждений как в трансформаторах, так и на их соединениях с коммутационными аппаратами. Также могут возникать опасные ненормальные режимы работы, не связанные с повреждением трансформатора или его соединений. Возможность повреждений и ненормальных режимов обусловливает необходимость установки на трансформаторах защитных устройств.

В настоящее время в области релейной защиты и автоматики (РЗиА) трансформаторов широкое применение находят устройства, выполненные на микропроцессорной (МП) элементной базе, как зарубежного, так и отечественного производства. Это связано, прежде всего, с тем, что такие устройства (терминалы) обеспечивают высокую надежность, большую вычислительную мощность и быстродействие, а также высокую точность измерения электрических величин и временных интервалов, что дает возможность снизить ступени селективности и повысить чувствительность терминала.

В то же время следует отметить, что использование в электроэнергетике России МП-терминалов и выполненных на их основе систем защиты, автоматики, контроля и управления отдельными энергообъектами все еще находится в стадии опытной эксплуатации, прежде всего из-за отсутствия достаточного опыта обслуживающего персонала.



1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ СВЕДЕНИЯ

1.1 Виды повреждений и ненормальных режимов работы трансформаторов

трансформатор замыкание электрический ток

К основным видам повреждений и ненормальных режимов работы трансформатора относятся [1]:

1. Междуфазные короткие замыкания на стороне ВН трансформатора. Короткие замыкания (КЗ), называемые междуфазными, могут происходить между наружными выводами обмоток ВН (или НН), расположенными на крышке бака (корпуса) трансформатора или, сравнительно реже, между обмотками внутри бака.

Наиболее опасными для самого трансформатора и для электроприемников прилегающей электрической сети являются трехфазные КЗ на выводах обмотки ВН, поскольку они сопровождаются большими токами КЗ и могут вызвать глубокие понижения напряжения на зажимах других электроприемников. Поэтому все междуфазные КЗ на выводах ВН и внутри трансформатора должны отключаться мгновенно или, в крайнем случае, с минимальным замедлением (до 0,5 с), если это замедление необходимо и обоснованно.

2. Однофазные замыкания на землю (на корпус) на стороне ВН трансформатора. В сетях, работающих с изолированной или компенсированной нейтралью, токи при однофазном замыкании на землю сравнительно малы. Вследствие этого специальная защита от этого вида повреждения на трансформаторах не предусматривается.

В этом случае защита (чаще всего в виде сигнализации) устанавливается на питающей трансформатор линии.

3. Междуфазные КЗ на стороне НН трансформатора. Эти повреждения могут происходить на выводах обмотки НН трансформатора, на сборных шинах НН и на отходящих элементах питаемой сети НН. Наибольшее значение тока при этом соответствует трехфазному КЗ, причем во всех трех фазах токи равны между собой, как на стороне НН, так и на стороне ВН.

4. Однофазные КЗ на стороне НН трансформатора. Эти повреждения характерны для трансформаторов, у которых обмотка НН соединена в звезду с выведенной глухо заземленной нейтралью.

5. Витковые замыкания. Замыкания между витками одной фазы обмотки внутри трансформатора, как правило, не сопровождаются большими токами, как это происходит при междуфазных КЗ. При малой доле замкнувшихся витков (по отношению к общему числу витков обмотки) ток этого вида повреждения может незначительно отличаться от номинального тока трансформатора и это повреждение трудно обнаружить с помощью максимальных токовых защит, реагирующих на увеличение тока сверх номинального.

6. Сверхтоки при перегрузках. Перегрузкой называется ненормальный режим работы трансформатора, при котором ток, проходящий через трансформатор, более чем на 5 % превышает номинальное паспортное значение тока при соответствующем ответвлении обмотки ВН.

Перегрузка трансформаторов не влияет на работу системы в целом, так как она обычно не сопровождается снижением напряжения. Кроме того, сверхтоки перегрузки относительно невелики и их прохождение допустимо в течение некоторого времени, достаточного для того, чтобы дежурный персонал принял соответствующие меры. Предельно допустимые перегрузки по току и температуре для силовых масляных трансформаторов приведены в табл. 1.1 [2].



Таблица 1.1 Предельно допустимые перегрузки по току и температуре для силовых масляных трансформаторов

Параметры	Трансформаторы
	Средней мощности, Sтр100МВА	Большой мощности,Sтр 100 МВА
Кратность тока, отн. ед.	1,5	1,3
Температура масла в верхних слоях, °С	115	115

Для выявления и предотвращения недопустимых перегрузок может выполняться специальная максимально-токовая защита от перегрузки, действующая на сигнал, на разгрузку (путем автоматического отключения части электроприемников) или на отключение трансформатора.

7. Понижение уровня масла в баке трансформатора. Трансформаторное масло обеспечивает охлаждение, а также электрическую изоляцию обмоток трансформатора, поэтому понижение уровня масла более допустимого является опасным ненормальным режимом. Причинами понижения уровня масла может быть резкое снижение температуры окружающего воздуха или повреждение в баке трансформатора.

8. «Пожар стали» магнитопровода. Опасным внутренним повреждением трансформатора является «пожар стали» магнитопровода, который возникает при нарушении изоляции между листами стали сердечника, что ведет к увеличению потерь на гистерезис и вихревые токи. Эти потери вызывают местный нагрев стали, ведущий к дальнейшему разрушению изоляции.

1.2 Основные виды релейной защиты трансформаторов

Согласно работе [3] для защиты понижающих трансформаторов мощностью 1 МВА и более от повреждений и ненормальных режимов работы предусматриваются следующие основные виды релейной защиты.

Максимально-токовая защита. Для защиты трансформаторов небольшой и средней мощности от КЗ в его обмотках, на выводах и в соединениях до выключателей предусматривается токовая защита от многофазных КЗ, которая обычно содержит две ступени:

1) токовая отсечка без выдержки времени;

2) максимально-токовая защита (МТЗ) с выдержкой времени [4].

Защита устанавливается со стороны источника питания непосредственно у выключателя. Срабатывая, защита действует на отключение выключателя. Принципиальная схема защиты представлена на рис.1.

В зону действия отсечки (1-я ступень) на понижающих трансформаторах входит часть обмотки и выводы со стороны ВН, где включены реле отсечки ТО (точка K1 ). При КЗ за трансформатором точка K2 ), а также на отходящих линиях НН отсечка не действует благодаря отстройке от максимального значения тока при КЗ в этой точке.

Рис. 1 Принципиальная схема максимально-токовой защиты трансформатора: ТО - токовая отсечка (1-я ступень); МТЗ - максимально-токовая; ОВВ - орган выдержки времени



Быстродействие является главным достоинством отсечки, так как быстрое отключение уменьшает размеры повреждения трансформатора, обеспечивает продолжение нормальной работы другой нагрузки, подключенной к тому же источнику питания.

Недостатком токовой отсечки является ограниченная зона действия, в связи с чем, отсечка устанавливается как дополнение к МТЗ трансформатора.

Правильная (селективная) работа токовой отсечки обеспечивается выбором тока срабатывания по условию

, (1)

где - коэффициент надежности, значения которого зависят от типа применяемых токовых реле,

-максимальное значение тока КЗ за трансформатором, т.е. в конце зоны действия отсечки, приведенного к стороне ВН, где установлена отсечка.

При выборе тока срабатывания отсечки по приведенному выражению обеспечивается также отстройка от бросков тока намагничивания, возникающих при включениях трансформатора под напряжение.

Согласно работе [2] чувствительность отсечки считается удовлетворительной, если коэффициент чувствительности Kч ?2 при КЗ на вводах высшего напряжения трансформатора (точка K1, рис.1).

Для отключения КЗ на выводах и в соединениях с выключателями на стороне НН (точка K2 ) токовая отсечка без выдержки времени дополняется МТЗ, полностью защищающей трансформатор и являющейся вместе с тем его защитой от сверхтоков внешних КЗ и обеспечивающей тем самым дальнее резервирование. Для предотвращения излишних (не селективных) срабатываний при КЗ на шинах и отходящих элементах НН МТЗ трансформатора должна иметь орган выдержки времени ОВВ, замедляющий ее действие на время, необходимое для срабатывания защиты поврежденного отходящего элемента.

Выбор уставок по току МТЗ осуществляется исходя из следующих условий:

1) несрабатывание защиты на отключение при послеаварийных перегрузках;

2) согласование действия по току и по времени с защитами питающих («последующих») и отходящих («предыдущих») элементов;

3) обеспечение необходимой чувствительности при всех видах КЗ в основной зоне действия и в зоне резервирования.

Для отстройки защиты при послеаварийных перегрузках необходимо выбрать ее ток срабатывания большим, чем возможный ток самозапуска электродвигателей, питаемых от трансформатора, а также большим, чем возможный ток перегрузки при действии АВР, в результате которого к работающему трансформатору подключается дополнительная нагрузка.

Для отстройки от самозапуска электродвигателей нагрузки ток срабатывания защиты определяется по выражению

(2),

где - коэффициент самозапуска, представляющий собой отношение тока при самозапуске электродвигателей к предаварийному рабочему току, =1...3;

- коэффициент возврата реле, kв = 0,8...0,95;

- максимальное значение рабочего тока (ток нагрузки) защищаемого трансформатора с учетом токов допустимой перегрузки (20-40% от номинального).

Время срабатывания защиты выбирается из следующих условий:

1) обеспечения термической стойкости трансформатора;

2) обеспечения селективности по отношению к защитам предыдущих и последующих элементов.

По условию селективности для защит с независимыми характеристиками время срабатывания определяется по выражению

(3),

где - время срабатывания предыдущей защиты (на отходящих элементах НН);

?t - ступень селективности, t = 0,3...0,6c.

Значения коэффициентов чувствительности для МТЗ должны быть [2]:

1) не менее 1,5 при металлическом КЗ в конце основной зоны действия;

2) не менее 1,2 при КЗ в зонах дальнего резервирования.

В случае защиты многообмоточного трансформатора, питающего раздельно работающие секции шин, для защиты от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, со стороны НН должен быть установлен отдельный комплект МТЗ, действующий на отключение выключателя НН.

Защита от сверхтоков перегрузки. На трансформаторах, подверженных перегрузкам, защита, как правило, предусматривается на сигнал (реже на автоматическую разгрузку или отключение) с выдержкой времени. На двухобмоточных трансформаторах защита устанавливается со стороны питания, допустима также установка со стороны НН.

На трехобмоточных трансформаторах с обмотками равной мощности и односторонним питанием защита от перегрузки устанавливается только со стороны питания. Если обмотки имеют разную мощность, то дополнительно устанавливается защита на питаемой обмотке меньшей мощности [2].

Ток срабатывания защиты определяется по выражению

(4).

Выдержка времени принимается на ступень селективности больше, чем время срабатывания защиты трансформатора от внешних КЗ.

Дифференциальная токовая защита. Дифференциальный принцип позволяет выполнить быстродействующую защиту трансформатора, реагирующую на повреждения в обмотках, на выводах и в соединениях с выключателями. При этом она может иметь недостаточную чувствительность только при витковых замыканиях и «пожаре стали».

Продольная дифференциальная защита без выдержки времени выполняется, как правило, на трансформаторах мощностью 6,3 МВА и более. Допускается также предусматривать защиту на трансформаторах мощностью 1 МВА и более, если токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, а МТЗ имеет выдержку времени более 0,5 с. При этом дифференциальная защита должна срабатывать на отключение [2].

Принципиальная схема продольной дифференциальной защиты представлена на рис. 2. [1]. Между трансформаторами тока ТА1 и ТА2 находится зона действия дифференциальной защиты. Вторичные обмотки трансформаторов тока соединяются последовательно, а токовое реле дифференциальной защиты подключается к ним параллельно.

Рис.2 Принципиальная схема продольной дифференциальной защиты трансформатора

В нормальном режиме работы или при внешнем (сквозном) КЗ за пределами зоны защиты (точка K2 на рис.2) вторичные токи трансформаторов тока циркулируют по соединительным проводам (плечам) защиты. В идеальном случае, т.е. при правильно подобранных коэффициентах трансформации трансформаторов тока ТА1 и ТА2 и их работе без погрешностей, значения вторичных токов равны, а направления их в реле КА противоположны, т.е. результирующий ток в реле КА равен нулю. Таким образом, дифференциальная защита не реагирует на повреждения вне ее зоны действия и поэтому может быть выполнена без выдержки времени.

Практически в режиме нагрузки, и особенно при внешнем КЗ, ток в реле КА равен току небаланса, поскольку трансформаторы тока ТА1 и ТА2 имеют разные значения полных погрешностей и вторичные токи не равны между собой.

Для обеспечения несрабатывания дифференциальной защиты в этих режимах реле КА должно быть отстроено от тока небаланса:

(5),

где - ток небаланса.

При КЗ в зоне действия дифференциальной защиты (точка K1 на рис.2) в реле КА проходит вторичный ток КЗ трансформатора тока ТА1.

Особенности выполнения дифференциальной защиты трансформатора

При выполнении продольных дифференциальных защит трансформаторов необходимо учитывать возможность возникновения больших токов небаланса из-за следующих причин [1]:

1) имеется ток намагничивания, проходящий по обмотке трансформатора со стороны питания. При включении силового трансформатора под напряжение бросок тока намагничивания может достигать 5-8-кратного значения номинального тока, но он быстро затухает и через 0,5-1 с. становится уже намного меньше номинального. Эта особенность используется для выполнения грубых, но быстродействующих защит - дифференциальных токовых отсечек;

2) первичные номинальные токи трансформаторов тока сторон ВН и НН силового трансформатора не равны между собой, вследствие чего неравенство характерно и для вторичных токов. Для снижения тока небаланса, вызванного неравенством вторичных токов, производится выравнивание этих токов путем включения в плечи защиты специальных промежуточных автотрансформаторов тока или путем использования выравнивающих обмоток дифференциальных реле;

3) трансформаторы тока сторон ВН и НН, как правило, разнотипные, т.е. имеют разные характеристики, разные сопротивления нагрузки и, как следствие, при внешних КЗ они работают с разными значениями полной погрешности, что увеличивает неравенство значений вторичных токов. Согласно работе [2] необходимо, чтобы трансформаторы тока в схемах релейной защиты работали с полной погрешностью не более 10 %. Для дифференциальных защит 10 % полная погрешность должна обеспечиваться при максимальном значении тока внешнего КЗ;

4) при схеме и группе соединения обмоток силового транс-форматора, отличной от нулевой, имеется фазовый сдвиг между токами сторон ВН и НН, что вызывает недопустимо большой ток небаланса в реле дифференциальной защиты. Для устранения сдвига между вторичными токами вторичные обмотки измерительных трансформаторов тока соединяются по обратной схеме. Например, в трансформаторах со схемой соединения обмоток Y /?11 имеется фазовый сдвиг, равный 30°, между первичными токами соответствующих фаз на сторонах ВН и НН. В этом случае для устранения фазового сдвига между токами в плечах дифференциальной защиты вторичные обмотки трансформаторов тока на стороне ВН соединяются в «треугольник» (соответственно схеме соединения обмотки НН), а на стороне НН - в «звезду» (соответственно схеме соединения обмотки ВН) (рис.3).



Рис.3 Схема включения трансформаторов тока дифференциальной защиты двухобмоточного трансформатора со схемой соединенияобмоток Y/?11

При правильном соединении трансформаторов тока создается фазовый сдвиг вторичных токов в плече ВН на такой же угол 30°, как и для первичных токов в фазах стороны НН и, следовательно, вторичных токов в плече НН. Этим обеспечивается совпадение по фазе вторичных токов, подводимых к дифференциальному реле. Поэтому ток всех фаз в дифференциальном реле при отсутствии других причин возникновения тока небаланса будет равен нулю.

Кроме того, ток небаланса появляется при изменении (регулировании) напряжения на одной из сторон трансформатора с целью поддержки нормального напряжения у потребителей при колебаниях напряжения на шинах ВН. При больших диапазонах регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) и, следовательно, больших изменениях тока на одной из сторон трансформатора приходится принимать специальные меры для обеспечения несрабатывания дифференциальной защиты при внешних КЗ.

Отстройка от тока небаланса

В дифференциальных защитах трансформаторов отстройка от тока небаланса с целью обеспечения несрабатывания защиты при внешних КЗ осуществляется следующими способами:

1) путем выбора тока срабатывания большим, чем максималь-ное расчетное значение тока небаланса IНБ по выражению (5);

2) путем торможения (загрубления) дифференциальной защиты вторичным током внешнего КЗ, протекающего в плечах защиты [1].

Расчетный ток небаланса принято представлять в виде суммы трех составляющих:

где - составляющая, обусловленная разностью намагничивающих токов трансформаторов тока в плечах дифференциальной защиты;

- составляющая, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора (учитывается при расчете дифференциальной защиты трансформаторов с РПН);

- составляющая, обусловленная неравенством вторичных токов в плечах дифференциальной защиты.

В ряде случаев отстройка защиты от токов небаланса для многих режимов работы трансформатора оказывается недостаточно чувствительной. Значительно улучшает чувствительность применение процентного торможения, реализуемого путем подключения к трансформатору дополнительной тормозной обмотки.

При применении такого торможения ток срабатывания защиты растет с ростом тока КЗ и защита во всех режимах остается чувствительной к КЗ.

Следует учитывать, что тормозная обмотка подключается на ток КЗ, а не на дифференциальный ток. Поэтому при выполнении защиты важен выбор стороны силового трансформатора, к которой целесообразно подключить тормозную обмотку, чтобы обеспечить минимальное торможение при КЗ в зоне защиты и максимальное торможение при внешних КЗ.

Чувствительность дифференциальной защиты определяется при металлическом КЗ на выводах защищаемого трансформатора. В соответствии с работой [3] требуется обеспечить коэффициент чувствительности не менее 2,0. Допускается снижение требуемого коэффициента чувствительности до 1,5 в следующих случаях (если обеспечение коэффициента 2,0 и более связано со значительным усложнением защиты или технически невозможно):

1) при КЗ на выводах НН трансформаторов мощностью менее 80 МВА;

2) в режиме включения трансформатора под напряжение, а также для кратковременных режимов его работы (например, при отключении одного из трансформаторов на двухтрансформаторной подстанции);

3) при КЗ за реактором, установленным на стороне НН трансформатора и входящим в зону его дифференциальной защиты.

Газовая защита. Газовая защита предназначена для защиты силовых трансформаторов с масляным заполнением, снабженных расширителями, от всех видов внутренних повреждений, сопровождающихся выделением газа, ускоренным перетеканием масла из бака в расширитель, а также от утечки масла из бака трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение.

Основным элементом газовой защиты является газовое реле, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем [4]. Наиболее распространены следующие типы газовых реле, устанавливаемых на трансформаторах: поплавковые типа ПГ-22, ПГЗ-22 (выпуск прекращен в середине 60-х гг.), РГП-68 (разработано ОАО «Пермэнерго»), чашечковые типа РГЧЗ-66 и реле Бухгольца типа BF-80/Q.

Газовое реле типа РГЧЗ-66. Конструктивное исполнение реле РГЧЗ-66 представлено на рис.4. Основными элементами реле являются две плоскодонные алюминиевые чашки 1 и 2, которые поворачиваются вместе с подвижными контактами 4 на осях 3. Эти контакты замыкаются с неподвижными контактами 5 при опускании чашек. В нормальном режиме при наличии масла в кожухе реле чашки удерживаются пружинами 6 в положении, указанном на рис.4. Система отрегулирована так, что масса чашки с маслом является достаточной для преодоления силы пружины при отсутствии масла в кожухе реле. Поэтому понижение уровня масла сопровождается опусканием чашек и замыканием соответствующих контактов. При этом замыкание контактов верхней чашки действует на сигнал, а нижней - на отключение.

При интенсивном газообразовании возникает сильный поток масла и газов из бака в расширитель через газовое реле. На пути потока находится лопасть 7, действующая вместе с нижней чашкой на общий контакт. Лопасть поворачивается и замыкает контакт в цепи отключения трансформатора, если скорость движения масла и газов достигает определенного значения, установленного на реле.



Рис. 4 Газовое реле защиты трансформатора типа РГЧЗ-66

Предусмотрены три уставки срабатывания отключающего элемента по скорости потока масла: 0,6; 0,9; 1,2 м/c. При этом время срабатывания реле t = 0,05, К=0,5 c. Уставка по скорости потока масла определяется мощностью и характером охлаждения трансформатора.



2. МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ

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 и ненормальные режимы работы:

Рис. 5

- 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.

- сверхтоки при перегрузке.

Разновидности защит.

Для защиты СТ от повреждений и различных ненормальных режимов работы сегодня применяются следующие разновидности защит:

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.

Принцип действия и область применения. Дифференциальная токовая защита относительно редко устанавливается на трансформаторах 10 кВ, однако «Правила» допускают установку этой защиты в тех случаях, когда, например, токовая отсечка трансформаторов от 1 до 2,5 MB-А не удовлетворяет требованиям чувствительности. Поэтому далее кратко рассматриваются принцип действия и схемы дифференциальных защит трансформаторов 10/6 и 10/10 кВ с выключателями и трансформаторами тока на обеих сторонах.

Принципиальная схема продольной дифференциальной защиты с циркулирующими токами показана на рис. 2.1.1. для одной фазы какого-либо элемента, имеющего в начале и в конце одинаковые по значению первичные токи ( ). Между трансформаторами тока1ТТ и 2ТТ находится зона действия дифференциальной защиты. Вторичные обмотки этих ТТсоединяются последовательно (конец 1ТТ с началом 2ТТ), а токовое реле дифференциальной защиты ТД подключается к ним параллельно.

При КЗ в точке К за пределами зоны действия дифференциальной защиты (такое КЗ называется внешним или сквозным), а также в нормальном режиме нагрузки вторичные токи трансформаторов тока, соответственно и , циркулируют по соединительным проводам (плечам) защиты (рис. 2.1.1, а). При одинаковых коэффициентах трансформации трансформаторов тока 1ТТ и 2ТТ и их работе без погрешностей значения вторичных токов и равны между собой, а направления их в реле ТД -- противоположны. Следовательно, в рассматриваемом идеальном случае ток в реле ТД равен нулю.

Таким образом, по принципу действия дифференциальная защита не реагирует на повреждения вне ее зоны действия, т. е. на соседних элементах (линиях, двигателях и т. п.), и поэтому может быть выполнена без выдержки времени. Эта защита относится к группе защит с абсолютной селективностью.

Рис.6 Принципиальная схема продольной дифференциальной защиты с циркулирующими токами: а -- токораспределение при КЗ вне зоны действия (внешнем КЗ); б -- то же при КЗ в зоне действия защиты

Практически в режиме нагрузки, и особенно при внешнем КЗ, ток в реле ТД не может быть равен нулю, поскольку трансформаторы тока 1ТТ и 2ТТ имеют разные значения полных погрешностей и даже при равных первичных токах вторичные токи и не равны между собой. Ток в реле ТД в режимах нагрузки и внешнего КЗ называется током небаланса.

Для обеспечения несрабатывания дифференциальной защиты в этих режимах ток срабатывания реле ТД () выбирается большим, чем ток небаланса:

и (2.1.1.)

где -- коэффициент надежности, принимаемый для современных дифференциальных защит примерно равным 1,3.

При КЗ в зоне действия дифференциальной защиты (рис. 2.1.1, б) в случае двустороннего питания защищаемого элемента направления первичного и вторичного тока изменяются на угол 180°. При этом в реле ТД проходит сумма токов КЗ:

и реле ТД срабатывает на отключение поврежденного элемента от источников питания. При одностороннем питании в реле ТД проходит один из токов КЗ: или .

При этом дифференциальная защита также должна срабатывать на отключение. Режим одностороннего питания является расчетным при оценке чувствительности дифференциальной защиты, которая производится с помощью коэффициента чувствительности

где или ( 2.1.2.)



Отстройка от тока небаланса. В дифференциальных защитах трансформаторов отстройка от тока небаланса с целью обеспечения несрабатывания защиты при внешних КЗ осуществляется в основном двумя способами:

- путем выбора тока срабатывания большим, чем максимальное расчетное значение тока небаланса , по выражению (2.1.1.); этот способ используется для защит с реле серии РНТ-560, а также с РТ-40;

- путем торможения (загрубления) дифференциальной защиты вторичным током внешнего КЗ, циркулирующим в плечах защиты; этот способ используется для защит с реле серии ДЗТ-10.

И в том, и в другом случаях необходимо определить максимальное расчетное значение тока небаланса при внешнем КЗ. Расчетное значение тока небаланса. Расчетный ток небаланса в дифференциальных защитах трансформаторов принято представлять в виде суммы трех составляющих:

(2.1.3.)

где -- составляющая, обусловленная разностью намагничивающих токов трансформаторов тока в плечах дифференциальной защиты; в практических расчетах ее принято считать равной току намагничивания или полной погрешности е худшего из трансформаторов тока защиты;

-- составляющая, обусловленная регулированием напряжения и, следовательно, изменением первичного тока только на регулируемой стороне трансформатора; -- составляющая, вызванная неточностью выравнивания МДС с помощью уравнительных обмоток реле с НТТ.

Первая из составляющих, характерная для дифференциальной защиты любого из элементов электроустановок,



(2.1.4.)

где -- периодическая составляющая тока при расчетном внешнем трехфазном металлическом КЗ; -- относительное значение тока намагничивания, равное полкой погрешности трансформаторов тока; при проектировании принимается равным 0,1 при обязательном выборе трансформаторов тока и сопротивления их вторичной нагрузки по кривым предельных кратностей, при обслуживании защиты может быть определено по фактическим вольт-амперным характеристикам ТТ; -- коэффициент апериодичности, учитывающий переходный режим; для реле с НТТ может быть принят равным 1, а для реле тока без НТТ (например, РТ-40) принимается равным 2; -- коэффициент однотипности, при разнотипных ТТ принимается равным 1.

Вторую составляющую тока небаланса необходимо учитывать только при расчете дифференциальной защиты трансформаторов с РПН, когда относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на одной из сторон трансформатора, ?U > 0,05:

(2.1.5.).

Третья составляющая, обусловленная неравенством вторичных токов в плечах дифференциальной защиты I2ном.вн и I2ном.нн, при отсутствии устройств для выравнивания токов или МДС определяется по выражению

(2.1.6.)



При выполнении дифференциальной защиты с реле серий РНТ-560 или ДЗТ-10, имеющими уравнительные обмотки (рис.), третья составляющая тока небаланса, обусловленная неточностью выравнивания МДС с помощью уравнительных обмоток, вычисляется по выражению

(2.1.7.)

где -- расчетное число витков уравнительной обмотки; -- принятое (целое) число витков уравнительной обмотки; .-- то же, что в выражениях (2.1.4.)и (2.1.5.). Схема дифференциальной токовой отсечки, выполненной на максимальных реле тока типа РТ-40 (без специальных устройств для выравнивания вторичных токов). Схема приведена на рис. Выбор тока срабатывания производится по выражениям (2.1.1.)- (2.1.6.).

Рис. 7 Схема дифференциальной токовой отсечки трансформатора со схемой соединения обмоток Y/?-11, выполненная на реле типа РТ-40 (а) и расчетная схема к примеру выбора тока срабатывания дифференциальной отсечки (б)



Для примера рассчитывается дифференциальная токовая отсечка трансформатора ТМ-4000/10, напряжением 10/6,3 кВ, мощностью 4 MB -А; напряжение КЗ = 7,5%. Максимальное и минимальное значения тока при трехфазном КЗ за трансформатором одинаковы: 2600 А, отнесенных к напряжению 10 кВ. Номинальные токи трансформатора, определенные по выражениям (2) и (3), равны 231 А -- для стороны ВН и 367 А -- для стороны НН.

Выбираются ТТ с коэффициентом для обеих сторон, но с учетом схемы соединения ТТ на стороне ВН в треугольник, вторичный номинальный ток в этом плече защиты = 5 А (231*5*1,73/400), в другом = 4,59 А (367*5/400). Значения этих токов указаны на расчетной схеме (рис. 2.1.3,б).

Ток небаланса определяется по выражениям (2.1.4.)-- (2.1.6.):

Ток срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса по выражению (2.1.1.) будет = 1,3*863= 1122 А или 486% номинального тока трансформатора. При таком токе срабатывания также обеспечивается отстройка (несрабатывание) этой защиты при БТН в момент включения трансформатора под напряжение.

Ток срабатывания реле по выражению



(2.1.8.)

(реле РТ-40/50).

Коэффициент чувствительности по выражению (2.1.2.)

где =1,5*2600/ (400/5) = 48,7 А -- ток в реле ТДА или ТДС (рис.2.1.3, а) при двухфазном КЗ за трансформатором со схемой соединения обмоток

Y/?-11. Коэффициент чувствительности для этой схемы может быть вычислен и по первичным токам:

Несмотря на то, что значение коэффициента чувствительности соответствует требуемому, дифференциальная защита, имеющая, как правило, ток срабатывания, в 4--5 раз превышающий номинальный ток трансформатора, не может считаться эффективной. Более чувствительную дифференциальную защиту можно выполнить на реле серии РНТ-560.

Токовая отсечка (ТО), не имеющая выдержки времени, способная защитить трансформатор от всех КЗ со стороны источника питания. Применяется в тех случаях, когда трансформатор не оборудован дифференциальной защитой.

Принцип действия и область применения

Токовой отсечкой называется быстродействующая максимальная токовая защита с ограниченной зоной действия. Применительно к понижающим трансформаторам в зону действия отсечки входит только часть обмотки трансформатора со стороны ВН, где включены реле отсечки (рис. 2.2.1). При к.з. за трансформатором (точка К1) отсечка ни в коем случае не должна приходить в действие. Это условие обеспечивается тем, что ток срабатывания отсечки выбирается большим, чем максимальный ток к. з. в точке К1.

Благодаря этому токовая отсечка трансформатора не может сработать и при к. з. на отходящих линиях НН (точка К2) и, следовательно, может быть выполнена без выдержки времени.

Рис. 8 Первичная схема, поясняющая зоны срабатывания и несрабатывания токовой отсечки понижающего трансформатора

Токовая отсечка относится к группе защит с абсолютной селективностью. Достоинством ее является быстродействие при отключении к.з. на выводах и в части обмотки ВН трансформатора (точка К3) т. е. там, где токи к. з. имеют наибольшие значения, поскольку они не ограничиваются сопротивлением самого трансформатора. Следует иметь в виду, что выполнение токовой отсечки на трансформаторе ускоряет отключение к. з. не только в защищаемом трансформаторе, но и на питающих линиях, поскольку максимальные токовые (или дистанционные) защиты этих линий по условиям селективности с отсечками трансформаторов могут иметь минимальные выдержки времени при срабатывании, а именно 0,4 с. Достоинством токовой отсечки является также простота выполнения. Недостаток токовой отсечки в том, что она не защищает трансформатор при к. з. на выводах НН и в части обмотки, а также не способна резервировать к.з. на отходящих линиях НН.

В соответствии с ПУЭ токовой отсечкой должны оборудоваться все понижающие трансформаторы с высшим напряжением 3 кВ и выше, мощностью до 6,3 MBА, если отсечка имеет достаточную чувствительность. Чувствительность определяется расчетом при выборе тока срабатывания отсечки.

Схемы выполнения и расчет тока срабатывания

Из рассмотрения принципа действия токовой отсечки видно, что селективность (избирательность) ее работы обеспечивается только выбором тока срабатывания по условию

(2.2.1)

где --максимальное значение тока трехфазного к. з. за трансформатором, т. е. вне зоны действия отсечки, приведенного к стороне ВН, где установлена отсечка; -- коэффициент надежности, значения которого зависят от типа применяемых токовых реле: 1,3--1,4 --для реле типа РТ-40 и примерно 1,6 -- для реле РТ-80 (ИТ-80) и РТМ.

Ток определяется при максимальном режиме питающей системы (когда сопротивление системы имеет минимально возможное значение), а для трансформаторов РПН дополнительно следует принимать и минимально возможное значение сопротивления защищаемого трансформатора при крайнем положении его регулятора напряжения.

Ток срабатывания токовых реле отсечки (уставка) определяется по выражению, общему для всех вторичных токовых реле, т. е. реле, включенных через трансформаторы тока:

(2.2.2.)

где -- первичный ток срабатывания отсечки, выбранный по условию (2.2.1); -- коэффициент трансформации трансформаторов тока ТТ на стороне ВН трансформатора; коэффициент схемы при симметричном режиме, показывающий, во сколько раз ток в реле защиты (отсечки) больше, чем вторичный ток трансформаторов тока.

Для схемы соединения трансформаторов тока в звезду для всех видов к. з. (рис. 2.2.2, а). Для схемы соединения трансформаторов тока на разность токов двух фаз (рис. 2.2.2, б) при симметричном нагрузочном режиме и при трехфазном к. з.

, но для двухфазных к. з. А -- В и В -- С значение . Из сравнения этих схем, применяемых для выполнения отсечки трансформаторов 6--35 кВ, видно, что при одинаковых значениях и ток срабатывания (уставка) токовых реле в схеме рис. 2.2.2, б, по условию (2.2.2.), получится в раз большим, чем для схемы рис. 2.2.2, а. Это имеет очень большое значение при оценке чувствительности, которая осуществляется с помощью так называемого коэффициента чувствительности



(2.2.3.)

где -- минимальное значение тока в реле при металлическом двухфазном к. з. на выводах ВН защищаемого трансформатора (точка К на рис.); -- ток срабатывания реле (уставка), вычисленный по условию(2.2.2.). Значение по ПУЭ должно быть равно примерно 2.

Для схемы на рис., а при всех вариантах двухфазного к. з. и для схемы на рис., б при к. з. между фазами А и В, В и С и, следовательно,

(2.2.4.)

где -- минимальное значение первичного тока при трехфазном к. з. на выводах ВН защищаемого трансформатора, вычисленное при наибольшем сопротивлении питающей системы.

Таким образом, при одном и том же значении и для схем на рис., а и б токи в реле при двухфазных к. з. между фазами А и В, В и С оказываются одинаковыми. Но, поскольку в схеме на рис.2.2.2,б ток срабатывания реле больше, чем в схеме на рис., у последней будет более высокий коэффициент чувствительности. Это и определяет ее преимущественное применение.



Рис. 9 Схемы включения максимальных реле тока токовой отсечки

Для защиты трансформаторов с ВН 110 кВ широко применяются схемы соединения трех трансформаторов тока в треугольник (рис.). В этой схеме каждое из трех реле (1, 2, 3) включено на разность токов двух соответствующих трансформаторов тока. Следовательно, при симметричном режиме ток в реле в раз больше вторичного тока трансформатора тока. Поэтому для схемы треугольника , и, следовательно, ток срабатывания реле (уставка), вычисленный по выражению (2.2.2.), будет в раз больше, чем при прочих равных условиях для реле схемы на рис. 2.2.2, а. Однако при установке трех токовых реле при любом из вариантов двухфазного к.з. в одном из реле пройдет удвоенное значение тока двухфазного к. з. И коэффициент чувствительности окажется даже больше, чем для схемы на рис. 2.2.2,а, в раза. Но если сделать отсечку двухрелейной, исключив, например, реле 2 на рис., коэффициент чувствительности снизится в 2 раза из-за того, что при одном из вариантов двухфазного к.з. (В и С в данном случае) удвоенный ток пройдет по той цепи, в которой нет реле, а в двух других реле пройдет лишь однократный ток двухфазного к. з.\

Отсечка, выполненная по схеме рис., реагирует также на однофазные к.з. на выводах и в обмотке ВН. Однако эта схема относительно редко применяется для выполнения токовой отсечки, поскольку в настоящее время на всех трансформаторах 110 кВ стремятся устанавливать продольную дифференциальную защиту, имеющую значительно меньший ток срабатывания, чем токовая отсечка, и поэтому обычно достаточно чувствительную к к. з. на стороне ВН и при двухрелейном исполнении.

Газовая защита, предохраняющая СТ от внутренних повреждений, которые сопровождаются выделениями газов из трансформаторного масла, и от понижения рабочего уровня масла в баке.

Она используется преимущественно для трансформаторов мощностью более 1 МВА и оборудованные расширителями.

Принцип действия и область применения

Газовая защита в соответствии с ГОСТ 10472--71 предназначена для защиты силовых трансформаторов с масляным заполнением, снабженных расширителями, от всех видов внутренних повреждений, сопровождающихся выделением газа, ускоренным перетеканием масла из бака в расширитель, а также от утечки масла из бака трансформатора.

Измерительным органом газовой защиты является газовое реле. Газовое реле представляет собой металлический сосуд с двумя поплавками (элементами), который врезается в наклонный трубопровод, связывающий бак трансформатора с расширителем. При нормальной работе трансформатора газовое реле заполнено трансформаторным маслом, поплавки находятся в поднятом положении и связанные с ними электрические контакты-- разомкнуты. При незначительном повреждении в трансформаторе (например, витковое замыкание) под воздействием местного нагрева из масла выделяются газы, которые поднимаются вверх, к крышке бака, а затем скапливаются в верхней части газового реле, вытесняя из него масло. При этом верхний из двух поплавков (элементов) опускается вместе с уровнем масла, что вызывает замыкание его контакта, действующего на предупредительный сигнал. При серьезном повреждении внутри трансформатора происходит бурное газообразование и под воздействием выделившихся газов масло быстро вытесняется из бака в расширитель. Поток масла проходит через газовое реле и заставляет сработать нижний поплавок (элемент), который дает команду на отключение поврежденного трансформатора. Этот элемент срабатывает также и в том случае, если в баке трансформатора сильно понизился уровень масла (например, при повреждении бака и утечке масла).

Газовая защита является очень чувствительной и весьма часто позволяет обнаружить повреждение в трансформаторе в самой начальной стадии. При серьезных повреждениях трансформатора газовая защита действует достаточно быстро: 0,1--0,2 с (при скорости потока масла не менее чем на 25% выше уставки). Благодаря этим достоинствам газовая защита обязательно устанавливается на всех трансформаторах мощностью 6,3 MB-А и более, а также на всех внутрицеховых понижающих трансформаторах, начиная с мощности 630 кВ-А. Допускается установка газовой защиты и на трансформаторах от 1 до 4 MB-А. На трансформаторах с РПН дополнительно предусматривается отдельная газовая защита устройства РПН.

Типы газового реле и схемы газовой защиты

Первые газовые реле появились около 50 лет назад. Это были так называемые поплавковые реле. В СССР они имели обозначение ПГ-22 и ПГЗ-22 (поплавковое газовое Запорожского трансформаторного завода). В качестве поплавков использовались полые запаянные металлические цилиндры. Контакты выполнялись в виде стеклянных колбочек, частично заполненных ртутью. Каждый из этих ртутных контактов жестко связан с соответствующим поплавком. При опускании верхнего поплавка или опрокидывании потоком масла нижнего поплавка соответствующий ртутный контакт поворачивается и ртуть внутри него переливается таким образом, что замыкает впаянные в колбочку электрические контакты, создавая цепь на сигнал или на отключение.

В связи с большим количеством неправильных действий газовых защит, в том числе из-за конструктивных недостатков реле ПГ-22 и ПГЗ-22, в 1950-х годах было предложено несколько новых конструкций газовых реле. Наибольшее распространение получило разработанное в Челябэнерго газовое реле РГЧ-61, промышленный выпуск которых освоил Запорожский трансформаторный завод (РГЧЗ-66).

С начала 1970-х годов на отечественных трансформаторах устанавливается газовое реле Бухгольца типа BF-80/Q производства Германской Демократической Республики. В соответствии с ГОСТ 10472--71 все газовые реле должны иметь два элемента и обеспечивать замыкание двух независимых электрических цепей: сигнальной и отключающей. Правилами предусматривается возможность перевода действия отключающего элемента газовой защиты на сигнал. Источниками оперативного тока для газовой защиты могут служить: аккумуляторная батарея, блоки питания, предварительно заряженные конденсаторы и трансформатор собственных нужд (или трансформатор напряжения). Использование в качестве источника переменного оперативного тока ТСН (или TJH) допустимо только в том случае, если для дифференциальной и максимальной токовой защит этого же трансформатора используется другой источник оперативного тока -- трансформатор тока или предварительно заряженный конденсатор. При таком сочетании источников оперативного тока повышается надежность защиты трансформатора. Использование для всех защит трансформатора, и в том числе газовой, в качестве источника оперативного тока только предварительно заряженных конденсаторов допустимо лишь при условии обеспечения надежного их заряда не только от источника переменного напряжения 6 или 10 кВ, но и от тока к.з.



Рис. 10 Часть принципиальной схемы выходных оперативных цепей защиты трансформатора, в том числе газовой, с предварительно заряженными конденсаторами

На рис. приведена часть принципиальной схемы выходных цепей защиты трансформатора, в которой источником оперативного тока служат предварительно заряженные конденсаторы БК. Разряд конденсаторов на катушку выходного промежуточного реле РП происходит при срабатывании газовой защиты (замыкается контакт РГО), а также дифференциальной ДЗ или максимальной токовой защиты МТЗ. Одновременно с РП срабатывает соответствующее указательное реле РУ, обеспечивая действие аварийной сигнализации. Промежуточное реле действует своими контактами на отключение выключателей всех сторон трансформатора, а также на включение короткозамыкателя или на запуск устройства передачи отключающего импульса. Источниками оперативного тока при выполнении каждой из этих операций служат отдельные блоки конденсаторов (на схеме не показаны). Кроме того, один из замкнувшихся контактов реле РП обеспечивает его самоудерживание.

Это необходимо потому, что при бурном газообразовании и большой скорости потока масла контакт отключающего элемента РГО может замыкаться лишь кратковременно.

С помощью отключающего устройства (накладки) ОУ можно перевести действие отключающего элемента РГО на сигнал (это положение 2 устройства ОУ).

На рис. приведена принципиальная схема отключающих цепей газовой защиты на переменном оперативном токе. Источником оперативного тока служит трансформатор собственных нужд ТСН, включенный со стороны НН трансформатора 10 или 6 кВ. В этой схеме, как и в предыдущей, предусмотрена возможность перевода действия отключающего элемента РГО на сигнал с помощью перестановки отключающего устройства ОУ в положение 1. Имеется также цепь самоудерживания промежуточного реле РП через его замыкающий контакт РП1 и размыкающий контакт РПКЗ, который размыкается после включения короткозамыкателя, когда самоудерживания уже не требуется, но оно могло бы продолжаться, если питание цепей оперативного напряжения производится от ТСН соседнего, неповрежденного трансформатора. Контакты РП2 и РЯ3 действуют соответственно на электромагнит включения короткозамыкателя ЭВКЗ и на электромагнит отключения выключателя 10(6) кВ ЭОВу а на трехобмоточном трансформаторе -- и на электромагнит отключения выключателя 35 кВ (на схеме не показан). Все электромагниты предназначены для питания от источника переменного напряжения 220 В. У этих же коммутационных аппаратов имеются и другие ЭВ и ЭО, предназначенные для работы от трансформаторов тока или от предварительно заряженных конденсаторов при действии дифференциальной или максимальной токовой защит трансформатора.



Рис. 11 Принципиальная схема отключающих цепей газовой защиты на переменном оперативном токе

Максимальная токовая (МТЗ), способная защитить от КЗ внутри бака и на его выводах, а также от всех внешних замыканий. В данном случае при повреждениях на шинах и на отходящих фидерах и отказе собственных выключателей происходит отключение трансформатора вводными выключателями.

Для МТЗ требуются следующие измерительные преобразователи: трансформаторы тока (ТТ) или другие измерительные преобразователи, связанные с фазными цепями ВН; трансформаторы тока нулевой последовательности (ТНП); в сетях с малыми токами замыкания на землю ТНП применяют, если в данной защищаемой цепи требуется защита от замыканий на землю; трансформаторы тока, включаемые в цепь заземления нейтрали силовых трансформаторов;

Схемы включения ТТ приведены на рис.



Рис. 12 Схемы включения ТТ в системах релейной защиты максимального тока: а - в сетях с глухозаземленной нейтралью; б -- в сетях с незаземленной нейтралью; в -- то же с включением ТТ на разность токов двух фаз; г -- ТНП для защиты от замыканий на землю; д -- ТТ в цепи заземления нейтрали защищаемого силового трансформатора

В случае применения электронных реле тока для МТЗ используют промежуточные измерительные преобразователи (ПИП) с аналоговым выходом постоянного тока 0--5 мА (реже 0--20 мА) или другие, подключаемые к ТТ; потребляемая мощность ПИП составляет обычно от 0,2 до 0,5 ВА. При применении микропроцессорных защитных устройств для МТЗ используют ПИП с цифровым выходом.

Для защиты от токов КЗ, которая всегда действует на отключение защищаемой цепи, ток срабатывания равен:

,(2.4.1)

где -- ток срабатывания защиты от КЗ;

-- максимальный рабочий ток защищаемой цепи;

-- коэффициент, учитывающий толчки тока от самозапуска электродвигателей, = 1,2--2,4;

- коэффициент возврата реле, kв = 0,8...0,95.

=1,05--1,4 (меньшие значения относятся к электронным реле).

Выбранный ток срабатывания проверяют на требуемую чувствительность защиты. При КЗ основная защита должна иметь , резервная .

Выдержку времени защиты от КЗ выбирают по условиям обеспечения избирательности действия защиты всех элементов данной сети, т.е.

(2.4.2.)

где -- времена срабатывания защит последующего и предыдущего элементов соответственно;

-- ступень избирательности (селективности) с учетом точности уставок, разброса времени срабатывания реле и собственного времени отключения выключателя предыдущего элемента (отсчет ведут от приемника к источнику).

...