Реферат: Релейная защита и автоматика трансформаторов

Напряжение срабатывания 2РН отстраивается от на­пряжения небаланса U_{нб, раб} на выходе фильтра ФНОП в рабочем режиме:

где k_отс и k_в — коэффициенты отстройки и возврата реле; U_ном и K_U — номинальное напряжение и коэффициент трансформации трасформатора напряжения ТН.

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

(1)

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

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

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

где k_отс = 1,05 — коэффициент, учитывающий погреш­ность в значении тока срабатывания.

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

ГАЗОВАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРА

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

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

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

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

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

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

Рис. 3. Принципиальная схема газовой защиту трансформатора,

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

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

ПРОДОЛЬНАЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРА

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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