Методическое пособие. 
Релейная защита 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 и ненормальные режимы работы:

• — 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.

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.).

Для примера рассчитывается дифференциальная токовая отсечка трансформатора ТМ-4000/10, напряжением 10/6,3 кВ, мощностью 4 MBА; 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.

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.

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 10 472–71 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 10 472–71 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.

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.

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.

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).

Для электромагнитных реле= 0,5 с, для индукционных = 0,6—0,7с, для электронных = 0,3—0,4 с.

Если защита последующего элемента выполнена без замедления, то выбирают на 0,1 с меньше.

Микропроцессорные устройства защиты от токов КЗ могут работать без выдержки времени и основываться на измерении мгновенных значений тока через определенные промежутки с одновременным анализом динамики изменения тока. При анализе могут использоваться также данные измерения напряжения.

Заключение

о необходимости отключения защищаемой цепи вырабатывается на основании трех—пяти последовательных измерений, что обеспечивает значительно большее быстродействие защиты, чем в случае применения других систем реле.

В сетях напряжением 6 и 10 кВ широко распространены схемы МТЗ с применением встроенных в привод выключателя ВН расцепителей максимального тока с зависящей или независящей от тока c выдержкой времени. На рис. 2.4.2. приведены варианты таких схем в однофазном изображении. Шунтирование расцепителя в нормальных режимах работы и дешунтирование при КЗ (рис. 2.4.2, б—д) применяют в целях снижения нагрузки ТТ и увеличения чувствительности защиты.

Реле защиты от замыканий на землю и ТНП обычно выбирают совместно по специальному расчету или монограммам. Ток уставки реле при этом находится в пределах от 10 до 50 мА. Защита от замыканий на землю, действующая на сигнал, работает без выдержки времени.

Защита от сверхтоков перегрузки. 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 (автотрансформаторов) обычно бывает симметричной. Поэтому защита от перегрузки выполняется с помощью МТЗ, включенной на ток одной фазы. Защита действует с выдержкой времени на сигнал, а на необслуживаемых подстанциях — на разгрузку или отключение трансформатора. На двухобмоточных трансформаторах защита о перегрузки устанавливается со стороны основного питания. На трехобмоточных трансформаторах при двухстороннем питании — со стороны основного питания и со стороны обмоток, где питание отсутствует, а при трехстороннем питании — со всех трех сторон. На автотрансформаторах с трехсторонним питанием защита от перегрузки устанавливается со стороны основного питания КА1, со стороны высшего напряжения КА2 и со стороны выводов обмотки автотрансформатора к нулевой точке (нейтрали) КА3 для контроля за перегрузкой общей части обмотки. Кроме того, на повышающих автотрансформаторах с трехстороннем питанием устанавливается защита от перегрузки стороны среднего напряжения КА4 в режиме когда в обмотке НН нет тока. Необходимость этой защиты вызвано тем, что в таком режиме пропускная мощность автотрансформатора снижается. Защита КА4 вводится в действие контактом реле КА5, который замыкается при исчезновении тока в обмотке НН.

Ток срабатывания защиты от перегрузки определяется по формуле:

(2.5.1.).

где — ток срабатывания защиты; - коэффициент надежности;

— коэффициент возврата реле, kв = 0,8…0,95.

Ток срабатывания устройства по формуле :

(2.5.2.).

— коэффициент трансформации тока.

Токовая защита нулевой последовательности (ТНЗП), необходимая для защиты от коротких замыканий в сети низкого напряжения, которая работает в режиме глухозаземлённой нейтрали.

Принцип действия и область применения. Специальная токовая защита нулевой последовательности от однофазных КЗ на землю устанавливается на понижающих трансформаторах с соединением обмотки НН в звезду с выведенной нейтралью, которая глухозаземлена (в отличие от нейтралей, которые могут заземляться через индуктивное или активное сопротивление).

Измерительным органом защиты нулевой последовательности является одно максимальное реле тока Т0, включенное через трансформатор тока и в заземленную нейтраль (рис.). В нормальном режиме работы трансформатора со строго симметричной нагрузкой всех трех фаз и при отсутствии в сети НН токов высших гармоник ток в нейтрали трансформатора теоретически равен нулю. Практически ток в нейтрали, называемый током небаланса, не равен нулю и иногда может достигать больших значений, что ведет к перегреву трансформатора и уменьшает срок его службы. Поэтому ГОСТ 11 677–85 (а также предыдущие его издания) ограничивает допустимое значение тока небаланса в нулевом проводе: не более 0,25 номинального (фазного) для трансформаторов со схемой соединения обмоток Y/Y и не более 0,75 — для трансформаторов ?/Y. От этого допустимого тока небаланса защита нулевой последовательности, как правило, должна быть отстроена.

При однофазном КЗ на землю на шинах или в сети НН через заземленную нейтраль проходит ток (рис.), вызывающий срабатывание защиты нулевой последовательности. Ток однофазного КЗ на землю в сети с глухозаземленной нейтралью называют утроенным током нулевой последовательности.

= 3,.

поэтому и защита от КЗ на землю называется зашитой нулевой последовательности. Она относится к группе так называемых фильтровых защит, реагирующих на симметричные составляющие обратной или нулевой последовательности токов (напряжений) КЗ. По сравнению с токовыми защитами, реагирующими на наличие фазных токов (например, максимальной токовой защитой), фильтровые токовые защиты всегда имеют более высокую чувствительность к несимметричным КЗ, поскольку их не нужно отстраивать от сверхтоков при самозапусках и перегрузках, которые являются симметричными режимами и не сопровождаются появлением токов обратной и нулевой последовательности. Недостатком фильтровых защит является их бездействие при трехфазных симметричных КЗ.

Выполнение специальной токовой защиты нулевой последовательности требует относительно больших затрат, особенно при необходимости прокладки длинного контрольного кабеля от основного щита НН до КРУ-10 кВ для передачи импульса на отключение выключателя 10 кВ трансформатора. Поэтому раньше имелись некоторые допущения, позволявшие не выполнять эту защиту. Однако на практике защиту нулевой последовательности всегда стремились устанавливать, главным образом, для целей дальнего резервирования однофазных КЗ в сети 0,4 кВ. При этом следует помнить, что для дальнего резервирования эта защита должна быть не только чувствительной по току, но и быстродействующей, поскольку весьма часто однофазные КЗ на элементах 0,4 кВ быстро переходят в трехфазные, при которых защита нулевой последовательности не работает.

Особенности современных устройств.

Из всех вышеперечисленных мер, основными считаются дифференциальная и газовая, которые без выдержки времени отключают трансформатор со всех сторон, сохраняя его в целостности и сохранности.

При этом, защита от перегрузки, считающаяся вспомогательной, действует на сигнал при достижении 115% от номинальной нагрузки. В некоторых случаях, когда дальние подстанции обслуживаются бригадами ОВБ, данная защита может быть введена и на отключение трансформатора.

Итогом работы всех перечисленных выше видов защиты становиться сокращение времени ремонта повреждённого оборудования и быстрое восстановление нормального электроснабжения у отключенных потребителей. Сегодня все разработчики современных типов защит для СТ стараются оборудовать их на основе микропроцессорной техники, которая полностью лишена недостатков электромеханических реле (например, зависания контактов).

При этом, постепенный уход от механики позволяет на порядок повысить общую надёжность работы всего электрооборудования электрической подстанции.

Лабораторная работа.

Перед проведением исследований работы защит трансформатора необходимо:

• 1. Изучить основные виды повреждений и ненормальные режимы работы силовых трансформаторов, и теорию основных видов защит;
• 2. Изучить технику безопасности при выполнении лабораторных работ;
• 3. Ознакомиться с правилами эксплуатации устройства МП защиты «Сириус-Т3»;

З, а п р е щ, а е т с я:

• 1. Производить работы без предварительного инструктажа по ТБ и записи в соответствующем журнале.
• 2. Одному человеку без надзора проводить лабораторные испытания.
• 3. Включать стенд без разрешения преподавателя.
• 4. Проводить регулирование уставок реле и переключения в схемах, находящихся под напряжением (под током).
• 5. Оставлять без присмотра на длительное время установку во включенном состоянии, например, при проведении расчетов.
• 6. Исправлять повреждения установки и приборов самостоятельно, без ведома преподавателя или лаборанта.
• 7. Уходить из лаборатории без разрешения преподавателя.
• 8. После окончания лабораторной работы «закрытие» работы производится с согласия преподавателя, который должен убедиться в правильностирезультатов.

«Исследование работы защиты силового трансформатора от сверхтоков перегрузки».

Цель: изучить работу защиты трансформатора от сверхтоков перегрузки и получить практические навыки расчета уставок защиты.

Порядок выполнения работы:

• 1. Подать напряжение на силовую часть стенда, включив автоматический выключатель Q1. При этом должен загореться световой индикатор Н, расположенный справа от него.
• 2. Согласно варианту задания выбрать схему соединения обмоток трансформатора в блоке «схема соединения», переключив переключатель S1 в соответствующее положение (Y/ Y; Y/?; ?/ Y).
• 3. Согласно варианту задания выбрать напряжение обмотки НН трансформатора в блоке «Напряжение НН», переключив переключатель S2 в соответствующее положение (12В; 24В; 36В).
• 4. Подать напряжение на блок питания терминала защиты, нажав на кнопку Q2. При этом загорится световой индикатор «Питание» на лицевой панели терминала.
• 5. Во время подачи питания начинается процесс самотестирования устройства, после которого фиксируется пропадание оперативного питания устройства при предыдущем отключении. На дисплее блока появляется надпись «Сбой питания», включается звуковая сигнализация и загорается индикатор «Внешняя неисправность».

Для сброса сигнализации и перевода устройства в рабочее состояние необходимо нажать кнопку «Сброс» на устройстве.

• 6. Рассчитать номинальные токи сторон ВН и НН трансформатора. Значения токов ввести в группе уставок «Общие» устройства «Сириус-Т».
• 7. Согласно варианту задания рассчитать значение тока срабатывания защиты от перегрузки Iсз по формуле (2.5.1.).
• 8. Рассчитать значение тока срабатывания устройства Icp по формуле (2.5.2.).

Результат исследований занести в таблицу.

Таблица 2.1.

№ варианта.	Iном.вн (В).	Iном.нн (В).	Iс.з.(А).	Iс.р.(А).

• 9. Вычисленное значение уставки ввести в группу уставок «Уставки Перегруз» устройства «Сириус-Т», при этом время срабатывания защиты необходимо задать самостоятельно.
• 10. При помощи амперметров зафиксировать токи сторон ВН и НН и убедиться в неработоспособности защиты в нормальном режиме работы трансформатора.
• 11. Смоделировать перегрузку трансформатора, нажав кнопку «Перегрузка» на лицевой панели стенда.

Проследить за срабатыванием защиты — включением звуковой и световой сигнализации и зафиксировать токи сторон ВН и НН трансформатора в режиме перегрузки. Устранить перегрузку трансформатора, отключив кнопку «Перегрузка», при этом сигнализация отключается, а устройство защиты переходит в нормальный (следящий) режим работы.

12. После проведения исследования вывести защиту от перегрузки путем изменения соответствующих уставок в группе «Уставки Перегруз» устройства «Сириус-Т3» и отключить стенд, отключив автоматический выключатель Q1.

Пример расчета защиты:

Таблица 2.2.

Sном. (В•А).	Uвн. (В).	Uнн. (В).	Кт.	Кн.	Ксх.	Кв.	Котс.	Кнб.	Кс.з.	Схема соединения обмоток трансформатора.
			1,2.	1,02.		0,8.	1,05.	1,3.	1,2.	Y/Y.

.

Результаты расчетов сведем в таблицу.

Таблица 2.3.

Iном.вн (В).	Iном.нн (В).	Iс.з.(А).	Iс.р.(А).
0,656.	4,009.	5,111.	4,259.

2. «Исследование работы дифференциальной защиты силового трансформатора».

Цель: изучить работу дифференциальной защиты трансформатора от коротких замыканий и получить практические навыки расчета уставок защиты.

Порядок выполнения работы:

• 1. Подать напряжение на силовую часть стенда, включив автоматический выключатель Q1, при этом должен загореться световой индикатор Н1, расположенный справа от него.
• 2. Согласно варианту задания выбрать схему соединения обмоток трансформатора в блоке «схема соединения», переключив переключатель S1 в соответствующее положение (Y/ Y; Y/?; ?/ Y).
• 3. Согласно варианту задания выбрать напряжение обмотки НН трансформатора в блоке «Напряжение НН», переключив переключатель S2 в соответствующее положение (12В; 24В; 36В).
• 4. Подать напряжение на блок питания терминала защиты, нажав на кнопку Q2, при этом загорится световой индикатор «Питание» на лицевой панели терминала.
• 5. Во время подачи питания начинается процесс самотестирования устройства, после которого фиксируется пропадание оперативного питания устройства при предыдущем отключении. На дисплее блока появляется надпись «Сбой питания», включается звуковая сигнализация и загорается индикатор «Внешняя неисправность».

Для сброса сигнализации и перевода устройства в рабочее состояние необходимо нажать кнопку «Сброс» на устройстве.

• 6. Рассчитать номинальные токи сторон ВН и НН трансформатора. Значения токов ввести в группе уставок «Общие» устройства «Сириус-Т».
• 7. Согласно варианту задания по выражению (3.2.1.) рассчитать значение уставки по току срабатывания защиты .

(3.2.1.).

8. По выражению (2.1.8.) рассчитать параметры для дифференциальной защиты.

Результы исследований занести в таблицу.

Таблица 2.4.

№ варианта.	Iном.вн (В).	Iном.нн (В).	Iс.з.(А).	Iс.р.(А).

• 9. Вычисленные значения уставок ввести в группы уставок «ДЗТ-1», «ДЗТ-2» устройства «Сириус-Т3», при этом время срабатывания защиты необходимо задать самостоятельно.
• 10. Смоделировать короткое замыкание трансформатора, путем включения кнопки Q2 («Внутреннее КЗ») при этом загорится световой индикатор Н2, расположенный справа от неё.
• 11. Проследить за срабатыванием ДЗТ трансформатора, зафиксировать параметры срабатывания устройства, сравнить их с расчетными.
• 12. После проведения исследования вывести ДЗТ путем изменения соответствующих уставок в группе «Уставки ДЗТ» устройства «Сириус-Т3» и отключить стенд, отключив автоматический выключатель Q1.

Таблица 2.5 Пример расчета защиты.

Sном. (В•А).	Uвн. (В).	Uнн. (В).	Кт.	Кн.	Ксх.	Кв.	Котс.	Кнб.	Кс.з.	Схема соединения обмоток трансформатора.
			1,2.	1,02.		0,8.	1,05.	1,3.	1,2.	Y/Y.

.

Результаты расчетов сведем в таблицу Таблица 2.6.

Iном.вн (В).	Iном.нн (В).	Iс.з.(А).	Iс.р.(А).
0,656.	4,009.	0,895.	0,445.

«Исследование работы максимальной токовой защиты силового трансформатора».

Цель: изучить работу максимальной токовой защиты трансформатора от коротких замыканий и получить практические навыки расчета уставок защиты.

Порядок выполнения работы:

• 1. Подать напряжение на силовую часть стенда, включив автоматический выключатель Q1, при этом должен загореться световой индикатор Н1, расположенный справа от него.
• 2. Согласно варианту задания выбрать схему соединения обмоток трансформатора в блоке «схема соединения», переключив переключатель S1 в соответствующее положение (Y/ Y; Y/?; ?/ Y).
• 3. Согласно варианту задания выбрать напряжение обмотки НН трансформатора в блоке «Напряжение НН», переключив переключатель S2 в соответствующее положение (12В; 24В; 36В).
• 4. Подать напряжение на блок питания терминала защиты, нажав на кнопку Q2, при этом загорится световой индикатор «Питание» на лицевой панели терминала.
• 5. Во время подачи питания начинается процесс самотестирования устройства, после которого фиксируется пропадание оперативного питания устройства при предыдущем отключении. На дисплее блока появляется надпись «Сбой питания», включается звуковая сигнализация и загорается индикатор «Внешняя неисправность».

Для сброса сигнализации и перевода устройства в рабочее состояние необходимо нажать кнопку «Сброс» на устройстве.

6. Рассчитать номинальные токи сторон ВН и НН трансформатора. Значения токов ввести в группе уставок «Общие» устройства «Сириус-Т».

Согласно варианту задания по формулам (2.4.1) и (2.5.2.) рассчитать значения тока срабатывания защиты Iсз и тока срабатывания реле Iср. Максимальный рабочий ток принять равным номинальному току на стороне высшего напряжения:

.

Результат исследований занести в таблицу.

Таблица 2.6.

№ варианта.	Iном.вн (В).	Iном.нн (В).	Iс.з.(А).	Iс.р.(А).

• 7. Вычисленное значение уставки ввести в группу уставок «МТЗ» устройства защиты, при этом временем срабатывания защиты необходимо задаться самостоятельно.
• 8. Смоделировать короткое замыкание трансформатора, путем включения кнопки Q3 («Внешнее КЗ»), при этом загорится световой индикатор Н3, расположенный справа от неё. Проследить за срабатыванием защиты. После чего зафиксировать параметры срабатывания устройства, сравнить их с расчетными.
• 9. Проследить за срабатыванием МТЗ трансформатора, зафиксировать параметры срабатывания устройства, сравнить их с расчетными.
• 10. После проведения исследования вывести МТЗ путем изменения соответствующих уставок в группе «Уставки МТЗ» устройства «Сириус-Т3» и отключить стенд, отключив автоматический выключатель Q1.

Пример расчета защиты:

Таблица 2.7.

Sном. (В•А).	Uвн. (В).	Uнн. (В).	Кт.	Кн.	Ксх.	Кв.	Котс.	Кнб.	Кс.з.	Схема соединения обмоток трансформатора.
			1,2.	1,02.		0,8.	1,05.	1,3.	1,2.	Y/Y.

.

Результаты расчетов сведем в таблицу.

Таблица 2.8.

Iном.вн (В).	Iном.нн (В).	Iс.з.(А).	Iс.р.(А).
0,656.	4,009.	1,033.	1,86.

Варианты заданий для выполнения исследований.

Таблица 2.9.

№ вар.	Sном (ВА).	Uвн (В).	Uнн (В).	Кт.	Кн.	Ксх.	Кв.	Котс.	Кнб.	Кс.з.	Схема соединения обмоток трансформатора.
				1,2.	1,02.		0,8.	1,05.	1,3.	1,2.	Y/Y.
				1,4.	1,03.		0,82.	1,07.	1,3.	1,4.	Y/?
				1,6.	1,04.		0,84.	1,09.	1,3.	1,6.	?/Y.
				1,8.	1,05.		0,86.	1,15.	1,3.	1,8.	Y/Y.
					1,06.		0,88.	1,17.	1,3.	1,6.	Y/?
				2,2.	1,07.		0,9.	1,19.	1,3.	1,4.	?/Y.
				1,8.	1,08.		0,92.	1,25.	1,3.	1,2.	Y/Y.
				1,6.	1,09.		0,94.	1,27.	1,3.	1,3.	Y/?
				1,4.	1,1.		0,95.	1,29.	1,3.	1,5.	?/Y.

ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ Таблица 2.10.

Наименование.	Стоимость.	Количество.	Итог, руб.
Трансформатор ОСМ 1−0,16-УХЛЗ.	855 руб.	3 шт.
Трансформатор ОСМ 1−0,063-УХЛЗ.	670 руб.	3 шт.
Резистор регулируемый.	500 руб.	6 шт.
Переключатель ALCLR-22 на 3 положения.	115 руб.	1 шт.
Переключатель AKS-22 на 2 фположения.	114 руб.	2 шт.
Тумблер на 2 положения.	25 руб.	9 шт.
Кнопка КЗ.	15 руб.	2 шт.
Автоматический выключатель 3ф, 16 А.	500 руб.	1 шт.
Кабель ВВГ 3×1,5.	19 руб/м.	50 м.
Кабель ВВГ5×2,5.	43руб/м.	5 м.
Вилка силовая 3-ф., 32А, 400 В, IP44 (5-п).	335 руб.	1 шт.
Индикатор питания.	10 руб.	1 шт.
Модуль Сириус-Т3.	115 000 руб.	1 шт.
Стоимость затраченного времени из расчета зарплаты инженера.	22 000 руб.
Корпус стенда.		1 шт.

Общий итог: 147 183 рубля.

Цены взяты с сайтов:

• — http://www.ielectro.ru/
• — http://www.rele.ru/
• — http://omsk.pulscen.ru/
• — http://shopelektro.ru/
• — http://yugkabel.ru/
• — http://www.terra-kip.ru/