Защита трансформаторов от перегрузки — принцип действия. Реферат: Релейная защита и автоматика трансформаторов

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).

В соответствии с требованиями ПУЭ на трансформаторах 35/10 кВ мощностью 10 МВА должны быть установлены следующие защиты: газовая защита для выявления повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и понижения уровня масла; продольная дифференциальная токовая защита для выявления внутренних повреждений и повреждений на выводах; МТЗ для выявления внешних КЗ; МТЗ для выявления перегрузок. Выбирается газовая защита на основе реле типа РГЧЗ-66, установленного заводом-изготовителем трансформатора. В защите используются контакты первой (на сигнал) и второй (на отключение) ступеней защиты. Определяются величины, необходимые для выбора уставок устанавливаемой на трансформаторе Т1 дифференциальной защиты (табл. 3.7). Средние значения первичных и вторичных номинальных токов в плечах защиты приведены в табл. 3.8. Таблица 3.7

Окончание табл. 3.7

Проверяется возможность использования дифференциальной токовой отсечки на основе реле РТ-40. Определяется первичный ток небаланса: Таблица 3.8

Здесь k АПЕР - коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей тока КЗ (k АПЕР = 2 для дифференциальной токовой отсечки); k ОДН - коэффициент однотипности (k ОДН = 2); ε - максимальная допустимая погрешность ТТ (ε = 0,1); ΔU РЕГ - диапазон регулирования коэффициента трансформации трансформатора; Δf ВЫР - относительное значение составляющей тока небаланса от неточности выравнивания вторичных токов в плечах защиты: Определяется максимальное значение первичного тока небаланса, приведенного к стороне 10 кВ: Определяется значение тока срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса:
I СЗ = k З × I НБ = 1,3 × 1521 = 1977 А. По условию отстройки от броска тока намагничивания:
I СЗ = (3–4) × I 1НН = (1732–2309) А. Выбрано значение I C3 = 2309 А. Проверяется чувствительность защиты. Коэффициент чувствительности:

Как видно, значение коэффициента чувствительности меньше допустимого (k Ч < 2). Поэтому простая токовая дифференциальная отсечка не может быть использована. Проверяется возможность использования дифференциальной защиты с насыщающимися промежуточными трансформаторами без торможения (на основе реле РНТ-565). Определяется максимальное значение первичного тока небаланса, приведенное к стороне 35 кВ (при предварительных расчетах принимается Δf ВЫР = 0): I НБ = (1 × 1 × 0,1 + 0,09) × 1460 = 277 А. Здесь значение k АПЕР = 1, так как в реле РНТ-565 влияние апериодических составляющих в первичном токе на ток небаланса значительно снижено за счет насыщающихся промежуточных ТТ. Значение первичного тока срабатывания защиты (приведенное к стороне 35 кВ) по условию отстройки от тока небаланса: I C3 = 1,3 × 277 = 360 А. По условию отстройки от броска тока намагничивания при включении: I C3 = k O × I 1BH = 1,3 × 165 = 215 А. Здесь k O - коэффициент отстройки защиты от броска тока намагничивания (при выполнении защиты на реле РНТ-565 принимается равным 1,3). Оба условия будут выполнены, если принять: I C3 = 360 А (218 % среднего номинального тока трансформатора). Проверяется чувствительность. Коэффициент чувствительности:

в реле на стороне ВН 35 кВ, соответствующий минимальному току КЗ, при котором дифференциальная защита должна срабатывать. Требования по чувствительности при предварительных данных выполняются. Определяется число витков обмоток реле (табл. 3.9). Плечо защиты с большим вторичным током (сторона 10 кВ) можно принять за основную сторону и подключить к рабочей (дифференциальной) обмотке реле. Однако подключение может быть произведено только к уравнительным обмоткам реле (10). Чувствительность дифференциальной защиты можно повысить, если ее выполнить с торможением на реле типа ДЗТ-11. Таблица 3.9

Окончание табл. 3.9

Определяются параметры дифференциальной защиты с торможением. Первичный ток небаланса, приведенный к стороне 35 кВ, без учета третьей составляющей тока небаланса, обусловленной неточностью выравнивания м.д.с. плеч защиты: Ток срабатывания защиты выбирается только по условию отстройки от броска тока намагничивания при минимальном коэффициенте трансформации силового трансформатора, соответствующем крайнему положению регулятора:
I СЗ ВН = 1,5 × I 1BH .

Определяются числа витков обмоток реле ДЗТ (табл. 3.10). Таблица 3.10

Окончание табл. 3.10

Cхема включения обмоток реле показана на 11. Определяется число витков тормозной обмотки реле дифференциальной защиты трансформатора, необходимое для того, чтобы реле не срабатывало при максимальном сквозном токе. Тормозная обмотка включается в плечо защиты на стороне НН 10 кВ. Расчетное число витков тормозной обмотки: Здесь I НБ - ток небаланса, приведенный к стороне ВН 35 кВ с использованием минимального коэффициента трансформации силового трансформатора: w P - расчетное число витков рабочей обмотки в плече защиты, где включена тормозная обмотка (w P = 17); tgα - тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной, проведенной из начала координат к тормозной характеристике реле (для реле ДЗТ-11 tgα = 0,87); k 3 - коэффициент запаса (можно принять равным 1,5). Выбирается w T = 5: в тормозной обмотке реле ДЗТ-11 может быть установлено только следующее количество витков: 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13, 18, 24 . Проверяется чувствительность защиты. Коэффициент чувствительности: Здесь I P M1N = 23,6 А - ток в реле на стороне ВН 35 кВ, соответствующий минимальному току КЗ, при котором дифференциальная защита должна срабатывать; I CP - ток срабатывания реле. Как видно, k Ч > 2, и можно констатировать, что дифференциальная защита трансформатора Т1 на основе реле ДЗТ-11 удовлетворяет требованиям по чувствительности и чувствительность ее выше, чем на реле РНТ-565.

Ток срабатывания МТЗ трансформатора Т1 для выявления внешних КЗ определяется по условиям отстройки от токов в максимальных рабочих режимах и от токов самозапуска, возникающих в послеаварийном режиме в обмотках трансформатора Т1: где I РАБ МАХ Т1 и I СЗАП Т1 - максимальный рабочий ток и максимальный ток самозапуска в послеаварийном режиме в обмотке ВН трансформатора соответственно; k З и k В - коэффициент запаса и возврата соответственно. Максимальный рабочий ток трансформатора:
I РАБ МАХ Т1 = k ПЕР × I НОМ Т1 = 1,4 × 165 = 231 А. Здесь k ПЕР - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора (можно принять k ПЕР = 1,4). Максимальный ток самозапуска в обмотке трансформатора Т1 возникает в послеаварийном режиме после отключения защитой линии W6 и восстановления напряжения на шинах 10 кВ подстанции № 2. Этот ток самозапуска обусловлен электродвигателями в нагрузках Н1 и Н2: Здесь U НОМ - номинальное напряжение (для стороны ВН трансформатора U НОМ = 35 кВ); k СЗ Н1 и k СЗ Н2 - коэффициенты самозапуска для нагрузок Н1 и Н2 соответственно. Ток самозапуска на стороне 35 кВ трансформатора Оба указанных условия выполняются, если ток срабатывания определить так: Кроме этого, МТЗ от внешних КЗ должна быть согласована с защитами, установленными на линии W6 и на линиях, отходящих к нагрузкам Н1 и Н2, по току и по времени: Здесь k O - коэффициент отстройки (k O = 1,1); Δt - ступень селективности (Δt = 0,5 с). По условию согласования тока срабатывания
I СЗ Т1 = 1,1 × 370 × 10/35 = 116 А; t CЗ Т1 = 5,5 + 0,5 = 6 с. С учетом этого выбираются
I СЗ Т1 = 356 А; t CЗ Т1 = 5,5 + 0,5 = 6 с. Ток срабатывания реле МТЗ от внешних КЗ (РТ-40 при схеме соединения вторичных обмоток ТТ и катушек реле «неполная звезда - неполная звезда»): Выбирается реле РТ-40/10 с диапазоном уставок от 2,5 А до 10 А. Коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ за трансформатором: Требование по чувствительности выполняется. Выбираются вспомогательные реле. Реле времени для МТЗ от внешних КЗ - ЭВ-132 с диапазоном выдержек времени от 0,5 до 9 секунд и номинальным напряжением питания 220 В. Промежуточные реле - РП-221 с номинальным напряжением питания 220 В. Указательные реле - РУ-21/0,01. Выбираются параметры МТЗ трансформатора Т1 от перегрузки. Первичный ток срабатывания определяется по условию отстройки от максимального рабочего тока трансформатора на стороне ВН 35 кВ, где установлена защита: где k 3 - коэффициент запаса (принимается равным 1,05). Защита подключена к тем же ТТ, что и МТЗ от внешних КЗ. Ток срабатывания реле РТ-40: Выбирается реле РТ-40/6. Выдержка времени защиты от перегрузки должна быть согласована с выдержками времени МТЗ, установленных на всех присоединениях к шине 10 кВ трансформатора (так же как и МТЗ от внешних КЗ): t СЗП Т1 = t СЗ Т1 = 6 с. Реле времени для МТЗ от перегрузок - ЭВ-132 с диапазоном выдержек времени от 0,5 до 9 секунд и номинальным напряжением питания 220 В. Промежуточные реле - РП-221 с номинальным напряжением питания 220 В. Указательные реле - РУ-21/0,01. Схема защиты трансформатора Т1 с дифференциальной защитой на основе реле ДЗТ-11 приведена на 12. На 12, а показаны схемы силовых и вторичных цепей, а на 12, б - схема оперативных цепей защиты.

Вид работы:

Формат файла:

Размер файла:

Защита трансформаторов. Токовые защиты трансформаторов. Газовая защита трансформаторов

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Помощь в написании работы, которую точно примут!

Лекция № 9
Защита трансформаторов. Токовые защиты трансформаторов. Газовая защита трансформаторов
9.1 Виды повреждений и ненормальных режимов работы трансформаторов, виды защит от них
Силовые трансформаторы являются основным видом оборудования подстанций, от исправности которых зависит надёжность электроснабжения потребителей и поэтому должны иметь набор защит, исключающих (уменьшающих) развитие аварий при возникновении аварийных ситуаций.
Основными видами повреждений в трансформаторах и автотрансформаторах являются:
короткие замыкания (КЗ) между фазами,
замыкания одной или двух фаз на землю,
витковые замыкания и замыкания между обмотками разных напряжений,
повреждение магнитопровода, приводящие к нагреву.
На вводах трансформаторов, ошиновке и в кабелях также могут возникать КЗ между фазами и на землю.
К нарушениям нормальных режимов работы трансформаторов относятся:
прохождения через трансформатор сверхтоков при повреждении других связанных с ними элементов,
перегрузка,
выделение газов из масла,
понижение уровня масла и повышение его температуры.
В соответствии с этим и в зависимости от мощности трансформатора, условий их работы, категории потребителя и т.д. применяются следующие типы защиты:
дифференциальная - для защиты при повреждениях обмоток, вводов и ошиновки трансформаторов (будут рассмотрены в следующей лекции);
токовая отсечка мгновенного действия или плавкий предохранитель - для защиты трансформатора при повреждениях ошиновки, вводов и части обмоток со стороны источника питания;
газовая - для защиты при повреждениях внутри бака маслонаполненного трансформатора, сопровождающихся выделением газа, а также при понижении уровня масла от сверхтоков, проходящих через трансформатор при повреждении как самого трансформатора, так и других связанных с ним элементов максимальная токовая или максимальная токовая направленная защита, реагирующая на фазные токи, а также на токи нулевой и обратной последовательностей;
максимальная токовая защита с пуском минимального напряжения, дистанционная защита;
защита от перегрузок и др.
Согласно «Правилам устройства системы электроснабжения железных дорог Российской Федерации (п.7.11,7.12.)» для силового понижающего трансформатора тяговой подстанции предусматриваются следующие виды защит:
дифференциальная токовая;
максимальная токовая защита (МТЗ) со стороны питающего напряжения;
от перегрузки;
от перегрева масла.
Защита трансформаторов плавкими предохранителями
В сетях напряжением 6-10кВ и даже 35кВ в качестве основной защиты трансформаторов мощностью до 1000кВА широко используется плавкие предохранители. Обычно они устанавливаются вместе с выключателем нагрузки. Резервирует действия плавкого предохранителя газовая защита.
Для предотвращения срабатывания предохранителя в нормальном режиме и при бросках тока намагничивания трансформатора плавкую вставку предохранителя выбирают с номинальным током
IВС.НОМ≈(1,5…2)IТР.НОМ
где IТР.НОМ - номинальный ток трансформатора.
Токовая отсечка
Если плавкий предохранитель по своей отключающей способности и другим причинам не проходит в качестве защиты от КЗ и больших перегрузок, то на одиночно работающих трансформаторах мощностью до 6300 кВА и параллельно работающих трансформаторах мощностью менее 4000 кВА для этих целей используется токовая отсечка. Однако она не является полноценной, так как, реагируя только на большие токи повреждения, охватывает своей зоной действия лишь часть трансформатора. Резервирует отсечку максимальная токовая и газовая защиты. Отсечка устанавливается с питающей стороны трансформатора и выполняется с использованием реле прямого действия РТМ, реле РТ-40 или электромагнитного элемента реле РТ-80.
Уставка отсечки
СЗ =КОТС*IК.МАКС(3)
где КОТС - коэффициент отстройки,
КОТС=1,3…1,4 (РТ-40); КОТС=1,5…1,6 (РТ-80);
КОТС=1,8…2 (РТМ);К.МАКС(3) - максимальный ток КЗ при повреждении на выводах трансформатора со стороны нагрузки. Кроме того, отсечка отстраивается от броска тока намагничивания IНАМ при включении трансформатора:СЗ>IНАМ; согласно опыту эксплуатации принимается
СЗ =(3…5)ÌIТР.НОМ
Чувствительность отсечки оценивается отношением:
где IК.МИН(2) - ток двухфазного КЗ у места установки защиты в режиме минимального питания. Отсечка в сочетании с максимальной токовой и газовой защитами обеспечивает хорошую защиту трансформаторов указанных выше мощностей.
Защита трансформаторов от сверхтоков является резервной, предназначенной для отключения их от источников питания как при повреждениях трансформаторов и отказе основных защит, так и при повреждениях смежного оборудования и отказе его защиты или выключателей. При отсутствии специальной защиты шин защита трансформаторов от сверхтоков осуществляет также защиту этих шин.
Резервные защиты от междуфазных повреждений имеют несколько вариантов исполнения:
) МТЗ без пуска по напряжению;
) МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;
) МТЗ обратной последовательности с приставкой для действия при симметричных КЗ.
Резервные защиты от замыкания на землю выполняются в виде токовой защиты нулевой последовательности.
В данной лекции рассмотрим все виды защит, кроме дифференциальной.
К выполнению перечисленных видов защит предъявляются следующие требования:
газовая: двухступенчатая (первая действует на сигнал, а вторая на отключение);
МТЗ на стороне ВН: должна отключать силовой трансформатор со стороны ВН. СН, НН с необходимой чувствительностью;
защита от перегрузки: должна отстраиваться от номинального тока нагрузки (с учётом коэффициента надёжности, коэффициента возврата реле) с выдержкой времени 9с.;
защита от перегрева масла: должна работать на включение обдува вентилятора при превышении 70% номинального тока нагрузки (с учётом коэффициента надёжности и коэффициента возврата реле) с выдержкой времени 9с.
С учётом этих требований строятся различные виды защит:
защита от повреждений: осуществляется такими видами защит, как токовая отсечка, дифференциальная и газовая защита;
защита от внешних КЗ осуществляется при помощи МТЗ (в т.ч. с блокировкой по минимальному напряжению), ДЗ, токовых защит нулевой и обратной последовательностей;
защита от перегрузок, не являющихся такими опасными, как, например, токи КЗ, действует или сигнал (при наличии дежурного персонала) или (при отсутствии дежурного персонала) защита должна действовать на включение вентилятора обдува, разгрузку или отключение при помощи релейной защиты.
2 Примеры токовых защит трансформаторов
2.1Токовая отсечка (ТО)
Принцип действия ТО был рассмотрен выше.
Здесь рассматривается ТО в токовых защитах трансформаторов.
Напомним, что токовая отсечка - это максимальная токовая защита (МТЗ) с ограниченной зоной действия (как правило, без выдержки времени), но может иметь в некоторых случаях выдержку времени.
В отличие от МТЗ, селективность ТО обеспечивается не выдержкой времени, а выбором зоны её действия величиной тока срабатывания и основан на том, что величина тока КЗ убывает при удалении места КЗ от источника питания.
Токовая отсечка наиболее простая и быстродействующая защита от повреждений в трансформаторе. Принцип действия ТО основан на большом различии в токах КЗ на первичной и вторичной сторонах трансформатора. Реагируя только на большие токи КЗ, ТО имеет ограниченную зону действия (ошиновка, вводы, первичная обмотка трансформатора). ТО устанавливается со стороны питания, но при КЗ воздействует на выключатели со стороны высшего и низшего напряжения. ТО применяют для двухобмоточных трансформаторов, не оборудованных дифференциальной защитой. Как правило, ТО применяется совместно с МТЗ. В таких схемах ТО срабатывает без выдержки времени (собственное время срабатывания) при больших токах КЗ, а МТЗ - при меньшем токе. Поэтому ТО защищает от повреждений внутри трансформатора (витковые замыкания, на землю), а МТЗ - от повреждений во вторичной обмотке или на шинах низкого напряжения.
Достоинством отсечки является её простота и быстродействие и в сочетании с МТЗ и газовой защитой.
2.2 Максимальная токовая защита (МТЗ)
МТЗ применяется для защиты силовых трансформаторов от внешних и внутренних КЗ и защищает первичную и вторичную обмотки. Она является относительно медленнодействующей, так как имеет всегда выдержку времени. Применяется в качестве основной для маломощных трансформаторов. Если трансформатор снабжён отдельной быстродействующей защитой от внутренних повреждений, то МТЗ используется для защиты от внешних КЗ и в качестве резервной на случай выхода из строя основных защит.
а) МТЗ двухобмоточного понижающего трансформатора с соединением ТТ в «треугольник» с двумя реле (Ксх.=√3).

Эта защита может использоваться и для защиты от повреждений в маломощных трансформаторах. Для мощных трансформаторов при наличии специальной защиты от внутренних поврежднений, защита от внешних КЗ служит резервом к этой защите.
Наиболее простой защитой от внешних КЗ является МТЗ или более чувствительные, например, МТЗ с блокировкой по напряжению (пуском по напряжению), МТЗ направленные, ДЗ и др.
На рис.9.1. представлена схема МТЗ двухобмоточного понижающего трансформатора с соединением ТТ в «треугольник» с двумя реле. Данная схема МТЗ является наиболее простой защитой от внешних КЗ. Чтобы включить в зону действия защиты сам трансформатор, МТЗ устанавливается со стороны источника питания и должна действовать на отключение выключателя, а сами реле защиты включаются на трансформаторы тока, установленные на выключателе Q2. При возникновении КЗ реле КА1, КА2 сработав, (с выдержкой времени при помощи реле КТ1, КТ2) одновременно действуют на отключение выключателей Q1и Q2. При этом действие выключателя Q2 резервирует действие Q1 (рис.9.1а).
Иногда МТЗ выполняются с двумя выдержками времени: первая (t1) на отключение Q1, а вторая (t2=t1+∆t) на отключение Q2 (рис.9.1,в). Отключение Q2 в этом случае произойдёт при повреждениях в самом трансформаторе.
В данной схеме трансформаторы тока (ТТ) соединены в треугольник с двумя реле. Могут применятся и другие схемы соединений:
в полную звезду с тремя реле;
неполную звезду с тремя или двумя реле;
треугольник с тремя реле.
Выбор схемы соединений ТТ зависит от вида КЗ и схем соединений обмоток трансформаторов.
В таблице 9.1. приведены различные варианты схем МТЗ и формулы для определения наибольшего из вторичных токов Iр.min.(2) при двухфазном КЗ за силовым трансформатором в минимальном режиме работы системы через ток трёхфазного КЗ Iк.min., приведённый к той стороне трансформатора, где установлена защита.
Рис. 9.1 Схема МТЗ двухобмоточного понижающего трансформатора: а) схема токовых сетей; б) схема оперативных цепей; в) структурная схема
КА1, КА2- токовые реле; Q1, Q2- выключатели; КТ1, КТ2-реле времени; КL1, KL2-выходные промежуточные реле; КН1,КН2- указательные реле.
б) МТЗ двух обмоточного понижающего трансформатора с комбинированным пуском (блокировкой) по напряжению и фильтром напряжений обратной последовательности с соединением ТТ в неполную звезду с двумя реле(Ксх.=1) .
МТЗ (рис. 9.1) не всегда удовлетворяет условиям чувствительности, поэтому данную защиту применяют для повышения чувствительности к токам КЗ. В этом виде защит применяют т.н. пусковые органы по напряжению на сторонах низшего напряжения (реле КV1, KV, ZV2 на рис.9.2.). Необходимым условием срабатывания МТЗ является одновременное замыкание контактов токового реле и пускового органа по напряжению.
Таблица 9.1
Схема МТЗКсх.Ток в реле при в месте установки МТЗ или за трансформатором Y∕ Y-12,а.Ток в реле за трансформатором Y ∕ ∆-11,а.Полная звезда с тремя реле1Неполная звезда с двумя реле1Неполная звезда с тремя реле1Треугольник с тремя реле√3Треугольник с двумя реле√3
Рис.9.2 Схема МТЗ двухобмоточного понижающего трансформатора с комбинированным пуском по напряжению и фильтром напряжений обратной последовательности: а)- схема токовых цепей; б)- схема оперативных цепей
трансформатор предохранитель отсечка токовый
КА1, КА2- токовые реле; KV1KV2- реле напряжения;
ZV2- фильтр напряжений обратной последовательности;
В данной схеме используется фильтр напряжений обратной последовательности ZV2.
В случае двухфазного КЗ схема работает следующим образом. При аварийном режиме на выходе ZV2 появляется напряжение обратной последовательности, реле KV2 срабатывает, размыкая свой контакт. Это приводит к обесточиванию реле KV1 и его контакт KV1 в цепи реле KL замыкается и оно срабатывает (замыкается контакт KL1 в цепи реле времени КТ). Если при этом сработали и реле тока КА1 или КА2, то реле КТ сработает и подаст сигнал на отключение выключателей Q1 и Q2.
В случае трёхфазного КЗ напряжение обратной последовательности отсутствует и реле KV2 не срабатывает. Но при таком виде КЗ снижается напряжение на шинах и срабатывает реле минимального напряжения KV1(замыкается его контакт KV1) и (если замкнулись контакты КА1.1 и КА2.2 реле КА1и реле КА2) сработают реле KL и КТ, подавая сигнал на отключение выключателей Q1 и Q2.
в) МТЗ трёхобмоточного понижающего трансформатора.
При внешних КЗ МТЗ трёхобмоточных трансформаторов должна обеспечивать селективное отключение той обмотки, которая непосредственно питает место повреждения. На трёхобмоточных трансформаторах с односторонним питанием устанавливаются три комплекта МТЗ, действующие на соответствующие выключатели (рис.9.3)
Рис. 9.3 Упрощенная схема МТЗ понижающего трёхобмоточного трансформатора
Комплект МТЗ 1(КА1) на обмотке I предназначен для отключения трансформатора при КЗ в нём и резервирования МТЗ 2 (КА2) и МТЗ 3 (КА3) для этого выдержка времени t1 должна быть больше t2 (t1> t2).
На трёхобмоточных трансформаторах, имеющих многостороннее питание, и для особо ответственных трансформаторов может применяться направленная МТЗ с реле направления мощности.
2.3 Газовая защита трансформаторов
Газовая защита (ГЗ) реагирует на выделение из трансформаторного масла газа в результате разложения масла и изолирующих материалов при возникновении в трансформаторе электрической дуги. Будучи легче масла, газы поднимаются и создают сильное давление благодаря которому масло в кожухе трансформатора перемещается и через поплавок и систему контактов подаёт сигнал на отключение. Газовая защита реагирует также и на понижение уровня масла в трансформаторе.
Газовая защита получила широкое распространение в качестве чувствительной защиты от внутренних повреждений трансформаторов.
ГЗ осуществляется с помощью специальных газовых реле. Газовое реле представляет собой металлический кожух, врезанный в маслопровод между баком трансформатора и расширителем. Реле заполнено маслом. Кожух имеет смотровое стекло со шкалой, с помощью которой определяется объем скопившегося в реле газа. На крышке газового реле имеется краник для выпуска воздуха и взятия пробы газа для его анализа, а также расположены контакты для подключения кабеля.
Конструкции газовых реле различаются принципом исполнения реагирующих элементов в виде:
-поплавка;
-лопасти;
а) Поплавковые реле.
У поплавковых реле внутри кожуха укреплены на шарнирах два поплавка, представляющие собой полые металлические цилиндры. На поплавках укреплены ртутные контакты, соединенные гибкими проводами с выводными зажимами на крышке реле. Ртутный контакт представляет собой стеклянную колбочку с впаянными в ее вертикальную часть двумя контактами. Колбочки содержат небольшое количество ртути, которая в определенном положении колбочки замыкает между собой контакты, чем создается цепь через реле. При скорости движении потоков газа и масла порядка 0,5м/с нижний поплавок, находящийся на пути потока опрокидывается и происходит замыкание его ртутных контактов в цепи отключения. Благодаря тому, что при КЗ в трансформаторе сразу возникает бурное газообразование, ГЗ производит отключение с небольшим временем 0,1-0,3сек. Отключающий элемент работает также при большом понижении уровня масла в корпусе реле.

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.