Gutdver.ru

Отделка и ремонт
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Защита и автоматика электрических сетей агропромышленных комплексов — Защита трансформаторов 10/0,4 кВ плавкими предохранителями

Защита и автоматика электрических сетей агропромышленных комплексов — Защита трансформаторов 10/0,4 кВ плавкими предохранителями

Понижающие трансформаторы 10/0,4 кВ мощностью до 630 кВ-А включительно, как правило, защищаются плавкими предохранителями.

предохранитель

Общие сведения о предохранителях.

Плавким предохранителем называется коммутационный электрический аппарат, предназначенный для отключения защищаемой цепи посредством расплавления специальных токоведущих частей (плавких вставок) под воздействием тока, превышающего определенное значение, с последующим гашением возникающей электрической дуги.
Принцип действия плавкого предохранителя основан на известном законе Джоуля—Ленца (1841 г.), в соответствии с которым прохождение электрического тока по проводнику сопровождается выделением теплоты, количество которой прямо пропорционально значению тока в квадрате, сопротивлению проводника и времени прохождения тока. Плавкие предохранители были первыми в истории устройствами защиты электроустановок и уже около ста лет успешно применяются для защиты от к. з. таких массовых электроустановок, как трансформаторные подстанции главным образом 10/0,4 кВ и 6/0,4 кВ. Это объясняется тем, что с помощью плавких предохранителей можно выполнить более дешевую и простую в обслуживании защиту от к. з., чем с выключателями, трансформаторами тока и релейной аппаратурой.
По способу гашения электрической дуги, возникающей при расплавлении плавкой вставки, предохранители делятся на три группы:
предохранители для сетей до 1000 В с естественной деионизацией дуги, не имеющие специальных устройств для гашения дуги (СПО, П, ПТ); в настоящее время они не применяются из-за малой отключающей способности и больших размеров;
предохранители с наполнителем (кварцевым песком), где электрическая дуга гасится в канале малого диаметра, который образуется после испарения металла плавкой вставки, между крупинками (гранулами) кварцевого песка; эти предохранители называются кварцевыми;
предохранители с трубками из газогенерирующего материала, из которого при высокой температуре горения электрической дуги обильно выделяются газы, при этом возникает высокое давление (в предохранителях типа ПР напряжением до 1000 В) или продольное дутье (в предохранителях выхлопных типа ПВ, прежнее название —стреляющие типа ПСН), что обеспечивает быстрое гашение электрической дуги.
Выхлопные (стреляющие) предохранители типа ПВ не получили широкого применения для защиты трансформаторов со стороны 10 и 0,4 кВ по нескольким причинам: из-за очень крутых времятоковых характеристик, не обеспечивающих селективность предохранителей 10 кВ с защитными аппаратами на стороне 0,4 кВ, из-за того, что могут применяться только для наружных электроустановок, из-за быстрого старения плавких вставок, не защищенных от воздействия внешней среды.
Кварцевые предохранители типа ПК широко применяются для защиты трансформаторов мощностью до 630 кВ-А как со стороны высшего напряжения 10 кВ (ПКТ-10), так и со стороны низшего напряжения 0,4 кВ (ПН-2). Кроме отечественных предохранителей ПКТ-10, в настоящее время устанавливаются кварцевые предохранители 10 кВ зарубежных фирм, например типа HRG югославского предприятия «Механика» (изготавливаются по лицензии ФРГ), типа HS серии 3-30 предприятия «Трансформаторенверк» имени Карла Либкнехта, Германия [13].
Кварцевые предохранители имеют ряд достоинств: они выпускаются как для внутренней, так и для наружной установки, их плавкие вставки надежно защищены от воздействия внешней среды слоем кварцевого песка и закрыты фарфоровым или стеклянным патроном, поэтому они могут находиться в работе в течение нескольких лет. Гашение дуги в таких предохранителях происходит столь быстро, что ток к. з. не успевает достичь своего максимального значения, поэтому кварцевые предохранители называют токоограничивающими и это их полезное свойство позволяет выбирать аппаратуру более легкую и дешевую.
При правильном выборе параметров кварцевых предохранителей и использовании только калиброванных патронов заводского изготовления эти предохранители способны обеспечить быстрое, надежное и в большинстве случаев селективное отключение поврежденного трансформатора. Для предотвращения опасных неполнофазных режимов, возникающих при срабатывании только одного из трех предохранителей на стороне 10 кВ трансформатора, на закрытых подстанциях плавкие предохранители применяются в сочетании с выключателями нагрузки, такое устройство обозначают ВНП (ВНП-16 и др.). При срабатывании хотя бы одного предохранителя его специальным контактом дается команда на автоматическое отключение ВНП с помощью электромагнита управления в приводе ПРА-17. Выключателем нагрузки трансформатор отключается от сети всеми тремя фазами.

Выбор плавких предохранителей 10 кВ для защиты трансформаторов.

1. По номинальному напряжению:
Uном.пр=Uном.с, (4)
т. е. номинальное напряжение предохранителя Uuом.пр должно соответствовать номинальному напряжению сети
Uhom.c, например, для трансформаторов 10 кВ должны применяться предохранители типа ПКТ-10.
По номинальному току отключения:
(5)
т. е. номинальный ток отключения предохранителя /0.ном по его паспортным данным должен быть больше или равен максимальному значению тока к. з. в месте установки предохранителя. При расчетах токов к. з. следует учитывать подпитку места к. з. электродвигателями.
По номинальному току. Номинальный ток предохранителя /номлр равен номинальному току заменяемого элемента /ном.э. Заменяемым: элементом предохранителя с мелкозернистым наполнителем, например типа ПК, считается патрон (один или несколько) с кварцевым песком, плавким элементом, указателем срабатывания или ударным устройством, собранный в заводских условиях. Номинальный ток предохранителей, защищающих силовые трансформаторы на сторонах 10 и 0,4 кВ, выбирается по табл. 1 в зависимости от мощности трансформатора и типа предохранителя (для трансформаторов 6 кВ эти данные приведены в работе [13]).
Таблица 1
Рекомендуемые значения номинальных токов плавких предохранителей (и их заменяемых элементов) для защиты трехфазных силовых трансформаторов 10/0,4 кВ

Номинальный ток, А

трансформатора на стороне

предохранителя на стороне

Примечание. Предохранители 1—типа ПКТ, страна-изготовитель СССР; 2— типа НН, страна-изготовитель Федеративная Республика Югославия, предприятие «Механика» (по лицензии ФРГ); 3—типа HS— страна-изготовитель Германская Демократическая Республика, предприятие «Трансформаторенверк» им. Карла Либкнехта» (по материалам Заводов-изготовителей).
Указанные в таблице номинальные токи соответствуют перегрузочной способности трансформаторов и предохранителей, обеспечивают отключение трансформатоpa раньше, чем допускается по условию термической стойкости трансформатора. Предохранители типа ПКТ, с номинальными токами, выбранными по табл. 1, обеспечивают селективность ПКТ и предохранителей типа ПН-2, установленных на стороне 0,4 кВ трансформаторов, при условии, что номинальный ток ПН-2 примерно равен номинальному току защищаемого трансформатора на стороне 0,4 кВ, а также с автоматическими выключателями на стороне 0,4 кВ, не имеющими выдержки времени, например серии А-3100. При этом условии проверки селективности предохранителей 10 кВ типа ПКТ и указанных защитных аппаратов 0,4 кВ не требуется. В остальных случаях должна производиться расчетная проверка селективности (см. далее).
Таблица 2
Рекомендуемые значения номинальных токов плавких предохранителей типа ПН-2 для защиты на стороне 0,4 кВ трансформаторов 10/0,4 кВ, для которых допускается длительная перегрузка до 180 % номинальной мощности

Номинальный ток, А, на стороне 0,4 кВ

Примечание. О допустимых перегрузках трансформаторов ТМ и TMBM напряжением 6 и 10 кВ — см. § 7, 8 «Сборника директивных материалов Главтехуправления Минэнерго СССР (Электротехническая часть)).—3-е изд., перераб. и доп.— M.: Эиергсатомиздат, 1985.—304 с.
В табл. 2 приведены рекомендуемые значения номинальных токов предохранителей типа ПН-2 на стороне 0,4 кВ для тех трансформаторов типов ТМ и ТМВМ, для которых директивными материалами Минэнерго СССР разрешена перегрузка до 180% номинальной мощности. На стороне 10 кВ этих трансформаторов нежелательно увеличивать номинальный ток предохранителей, поскольку это ухудшит защиту трансформаторов при внутренних повреждениях и утяжелит выполнение условий селективности между защитой питающей линии 10 кВ и предохранителями на стороне 10 кВ относительно мощных трансформаторов. При
выборе номинальных токов для предохранителей на стороне 10 кВ по табл. 1, а для предохранителей на стороне 0,4 кВ — по табл. 2 их селективная работа при к. з. на шинах 0,4 кВ не обеспечивается. С этим приходится мириться, если обеспечивается селективность действия предохранителей 10 кВ и предохранителей (или автоматов) отходящих линий 0,4 кВ.

Читайте так же:
Как проштробить стену для выключателя

Проверка селективности.

Селективность между предохранителями на сторонах 10 и 0,4 кВ трансформатора обеспечивается, если время плавления предохранителя 10 кВ при всех реально возможных токах оказывается больше времени плавления предохранителя 0,4 кВ /„ло,4:
(6)
Значения времени плавления определяются по типовым времятоковым характеристикам. На рис. 32 приведены для примера времятоковые характеристики плавления предохранителей типа ПКТ напряжением 10 кВ с номинальными токами отключения 12,5 кА (рис. 32,а) и 20 и 31,5 кА

Рис. 32. Времятоковые характеристики плавких предохранителей ПКТ: б —ПКТ 101-10 от 2 до 20 А, /о.ш>м=20 кА; ПКТ 102-10-31,5 и 40, 104-10-100-31,5; ПКТ 104-10-160-20
(рис. 32,6), взятые из каталога «Электротехника СССР», 02.50.02—82, выпущенного в 1983 г.
Коэффициент запаса k3 в выражении (6) учитывает разбросы по времени времятоковых характеристик различных типов предохранителей и рассчитывается по выражению
(7)
где кн

1,5— коэффициент надежности; Dtпл10 и Dtпл0,4— разбросы по времени времятоковых характеристик предохранителей, установленных на сторонах 10 и 0,4 кВ трансформатора.
Для отечественных предохранителей стандартом регламентируется разброс по току, не превышающий 20%. Разброс по времени при токах к. з., соответствующих времени плавления больше 1 с, достигает 40% (при увеличении тока к. з. разброс по времени уменьшается). Таким образом для этих предохранителей коэффициент запаса ^3=1,5-11,4-1,4=3. При согласовании характеристик при больших кратностях тока допускается принимать к3=2,5, так как Дtпл10 при кратности тока, например, 10, составляет не 40, а 25%.

а — ПКТ 101-10-31,5; ПКТ 101-10 от 2 до 20 А, /„ Ном=12,5 кА и др.; /о.ном=31,5 кА; ПКТ 103-10-50-31,5; ПКТ 103-10-80-20; ПКТ
У предохранителей типа HS (ГДР) по данным завода-изготовителя разброс времятоковых характеристик по времени составляет 50%.
Если условие (6) не выполняется, это означает, что при к. з. на шинах 0,4 кВ предохранители 10 кВ могут сработать раньше, чем предохранители 0,4 кВ этого же трансформатора, что, однако, не вызывает дополнительных отключений потребителей. Поэтому для достижения селективности не рекомендуется устанавливать предохранители 10 кВ с более высоким номинальным током, чем указано в табл. 1, так как при этом ухудшаются условия согласования релейной защиты питающей линии 10 кВ с этими предохранителями и увеличивается время отключения к. з.
При невозможности одновременно обеспечить селективную работу предохранителей 10 и 0,4 кВ, а также релейной защиты питающей линии 10 кВ и предохранителей 10 кВ трансформатора более важным считается обеспечение селективности релейной защиты линии 10 кВ и предохранителей 10 кВ трансформатора. Но в таком случае необходимо проверить и обеспечить селективность предохранителей на стороне 10 кВ трансформатора и предохранителей с наибольшим номинальным током на самой мощной линии 0,4 кВ. При к. з. на отходящих линиях 0,4 кВ предохранитель на стороне 10 кВ трансформатора не должен срабатывать раньше, чем защитный аппарат поврежденной линии 0,4 кВ.
Таким же образом производится проверка селективности предохранителей и автоматических выключателей на стороне 0,4 кВ, имеющих регулируемые выдержки времени, которые называются селективными автоматами. Здесь также можно допустить отсутствие селективности предохранителя 10 кВ и автомата 0,4 кВ одного и того же трансформатора при к. з. на шинах 0,4 кВ. Но обязательно должна быть обеспечена селективность при к. з. на любой из линий 0,4 кВ, и тем более должна быть обеспечена селективность предохранителя 10 кВ трансформатора и секционного автомата 0,4 кВ на двухтрансформаторных подстанциях 10/0,4 кВ с устройством АВР на стороне 0,4 кВ.
При проверке селективности предохранителей и автоматов время срабатывания селективных автоматов определяется по их времятоковым защитным характеристикам, которые приводятся в информациях заводов-изготовителей.
При проверке селективности в ряде случаев учитывают малую вероятность возникновения металлического к. з. на шинах 0,4 кВ и определяют время плавления плавких предохранителей 10 кВ при меньших значениях токов к. з. через переходное сопротивление. Значение tпл10 при этом увеличивается, а время срабатывания автомата при работе в независимой части характеристики остается неизменным, и условие селективности (6) может быть выполнено. Однако чем больше мощность трансформатора, тем труднее выполнить это условие. Поэтому трансформаторы 10/0,4 кВ мощностью 1 MB-А и более, а иногда и менее мощные, подключаются к шинам 10 кВ подстанций через выключатели, оборудованные релейной защитой (§ 7).
Чем больше мощность трансформатора 10 кВ и выше номинальный ток плавких предохранителей на стороне 10 кВ, тем труднее обеспечить селективность между релейной защитой питающей линии 10 кВ и предохранителями 110 кВ при всех возможных значениях токов к. з., и особенно, малых значениях при внутренних повреждениях в трансформаторе. Поэтому допускается обеспечивать селективность этих защитных устройств только при двухфазных к. з. на выводах 10 кВ трансформатора. Для селективной работы необходимо, чтобы время плавления предохранителя при расчетном токе двухфазного к. з. было меньше времени работы релейной защиты питающей линии 10 кВ. Время горения электрической дуги в предохранителях допустимо не учитывать, так как дуга погаснет после отключения линии защитой во время бестоковой паузы перед АПВ линии.
Технические данные плавких предохранителей ПКТ, а также некоторых зарубежных предохранителей 10 кВ, условия и примеры их выбора приведены в работах [5, 13].

Релейная защита и автоматика силовых масляных трансформаторов 110 кВ

Силовые масляные трансформаторы – самые дорогостоящие элементы оборудования распределительных подстанций. Трансформаторы рассчитаны на продолжительный срок службы, но при условии, что они будут работать в нормальном режиме, и не будут подвергаться недопустимым токовым перегрузкам, перенапряжениям и другим нежелательным режимам работы.

Для предотвращения повреждения трансформатора, продления его срока службы и обеспечения его работы в нормальном режиме нужны различные устройства защиты и автоматики.

Рассмотрим, какие устройства защиты и автоматики предусмотрены в силовых масляных трансформаторах.

Релейная защита и автоматика силовых масляных трансформаторов 110 кВ

Газовая защита трансформатора

Газовая защита является одной из основных защит трансформатора. Данная защита предназначена для отключения трансформатора 110 кВ от сети в случае возникновения внутренних повреждений в баке силового трансформатора.

Данное защитное устройство устанавливается в маслопроводе, который соединяется бак трансформатора с его расширителем. Основной конструктивный элемент газового реле — поплавок и две пары контактов, которые соединяются при опускании поплавка. При нормальном режиме работы газовое реле заполнено трансформаторным маслом, и поплавок находится в верхнем положении, при этом обе пары контактов разомкнуты.

В случае возникновения межвитковых коротких замыканий обмоток трансформатора, либо в случае так называемого горения стали (нарушения изоляции листов стали магнитопровода) в баке появляются газы, образующиеся при разложении электротехнических материалов под воздействием электрической дуги.

Читайте так же:
Как определить время отключения автоматического выключателя

Образующийся газ попадает в газовое реле и вытесняет из него масло. При этом поплавок опускается и замыкает контакты. В зависимости от количества скапливаемого газа могут замыкаться контакты, действующие на сигнал либо на полное отключение трансформатора от сети.

Срабатывание газового реле может быть также по причине значительного снижения уровня масла в баке силового трансформатора, что свидетельствует о полном отсутствии масла в расширителе. То есть данное устройство также выступает в роли защиты от чрезмерного снижения уровня масла в трансформаторе.

Струйная защита бака РПН

Силовые трансформаторы 110 кВ имеют, как правило, встроенное устройство регулировки напряжения под нагрузкой (РПН). Устройство РПН находится в отдельном отсеке бака трансформатора, изолированного от основного бака с обмотками. Поэтому для данного устройства предусмотрено отдельное защитное устройство — струйное реле.

Все повреждения внутри бака РПН сопровождаются выбросом трансформаторного масла в расширитель, поэтому в случае наличия потока масла мгновенно срабатывает струйная защита, осуществляя автоматическое отключение силового трансформатора от электрической сети.

Реле уровня масла (РУМ)

Газовое реле сигнализирует о полном отсутствии масла в расширителе силового трансформатора, но необходимо вовремя обнаружить недопустимое снижение уровня масла — эту функцию выполняет реле уровня масла (РУМ).

Реле уровня масла устанавливается, как правило, в расширителе основного бака трансформатора, а также расширителе бака РПН, Устройство настраивается таким образом, чтобы поплавок — основной конструктивный элемент реле, замыкал контакты реле в случае снижения уровня масла ниже минимально допустимого значения для данного силового трансформатора.

Данное защитное устройство дает сигнал на срабатывание аварийной сигнализации, что позволяет вовремя обнаружить снижение уровня масла.

Силовой трансформатор на подстанции

Дифференциальная защита трансформатора (ДЗТ)

Дифференциальная защита трансформатора (ДЗТ) является основной защитой трансформатора и служит для защиты от коротких замыканий обмоток трансформатора и токопроводов, находящихся в зоне действия данной защиты.

Принцип действия данной защиты основан на сравнении токов нагрузки каждой из обмоток трансформатора. В нормальном режиме на выходе реле дифференциальной защиты отсутствует ток небаланса. В случае возникновения двух или трехфазного короткого замыкания возникает ток небаланса – дифференциальный ток и реле действует на полное отключение трансформатора от сети.

Зона действия данной защиты — трансформаторы тока каждой из сторон напряжения силового трансформатора. Например, в трехобмоточном трансформаторе 110/35/10 кВ зона действия защиты помимо самого трансформатора включается в себя ошиновку (кабель), которая идет от вводов трансформатора до трансформаторов тока 110 кВ, 35 кВ и 10 кВ.

Токовая ступенчатая защита трансформаторов

Для большей надежности помимо основных защит для силового трансформатора предусматривается резервная защита – ступенчатая токовая защита каждой из обмоток.

Для каждой из обмоток трансформатора предусматривается отдельная максимально токовая защита (МТЗ) на несколько ступеней. Для каждой ступени защиты устанавливается своя уставка срабатывания по току и времени срабатывания.

Если трансформатор питает нагрузки потребителей с большими пусковыми токами, то для предотвращения ложных срабатываний максимальная токовая защита имеет так называемую вольтметровую блокировку – блокировку защиты по напряжению.

Для селективности работы защит трансформатора каждая из ступеней защиты имеет разное время срабатывания, при этом наименьшее время срабатывания имеют вышерассмотренные основные защиты трансформатора. Таким образом, в случае повреждения трансформатора или возникновения короткого замыкания в зоне действия защит сразу срабатывают основные защиты, а в случае их отказа или выведенного состояния защиту трансформатора осуществляют резервные токовые защиты.

Также МТЗ силового трансформатора резервируют защиты отходящих присоединений, питающихся от данного трансформатора, срабатывая в случае их отказа.

МТЗ осуществляет защиту от двух- и трехфазных коротких замыканий. Для защиты от однофазных замыканий на землю обмотка высокого напряжения 110 кВ имеет токовую защиту нулевой последовательности (ТЗНП).

Обмотка среднего напряжения силового трансформатора 35 кВ и низкого напряжения 6-10 кВ питает сети с изолированной нейтралью, в которых однофазные замыкания на землю фиксируют трансформаторы напряжения.

Большинство сетей 6-35 кВ с изолированной нейтралью работают в режиме, при котором однофазное замыкание на землю не считает аварийным и соответственно не отключается автоматически действием защиты от замыкания на землю. Обслуживающему персоналу поступает сигнал о наличии однофазного замыкания на землю, и он приступает к поиску и отключению от сети поврежденного участка, так как продолжительное время работы в таком режиме недопустимо.

Исключение составляют случаи, когда отключение однофазных замыканий в сетях необходимо по требованиям безопасности. В таком случае защита от замыканий на землю может работать на полное отключение трансформатора либо обесточивание одной из его обмоток.

Трансформатор

Защита трансформатора от перенапряжений

Для защиты трансформатора от перенапряжения на ошиновке с каждой стороны трансформатора устанавливают разрядники или ограничители напряжения (ОПН).

Если трансформатор работает в режиме разземленной нейтрали по стороне высокого напряжения 110 кВ, то нейтраль соединяется с заземлением через разрядник или ОПН для того, чтобы защитить обмотку от повреждения в случае превышения напряжения выше допустимых значений при авариях в питающей сети.

Дополнительные защиты трансформатора

Для защиты силового трансформатора предусматривают ряд дополнительных защит, позволяющих исключить развитие незначительных дефектов, отклонений от нормального режима работы в более масштабную аварийную ситуацию.

Защита от перегрузки – действует на сигнал с целью своевременного снижения нагрузки на трансформаторе.

Реле контроля температуры сигнализирует о повышении температуры верхних слоев масла выше установленных (допустимых) значений. Данная защита автоматически включает дополнительные системы охлаждения трансформатора, если таковые имеются. Например, включаются вентиляторы обдува, насосы принудительной циркуляции масла в охладителях. Если температура масла поднимается еще выше, то реле действует на отключение трансформатора от сети.

Защита минимального напряжения осуществляет отключение выключателя вторичной обмотки трансформатора в случае падения напряжения до недопустимых величин.

Автоматика силовых трансформаторов 110 кВ

Если на подстанции работает два трансформатора, то при падении напряжения до недопустимых величин, либо при обесточивании трансформатора защита минимального напряжения воздействует на устройство автоматического включения резерва (АВР). Данное устройство осуществляет включение секционных или шиносоединительных выключателей, обеспечивая питание потребителей от резервного источника питания – силового трансформатора.

На вводных выключателях среднего и низкого напряжения трансформатора может быть реализовано автоматическое повторное включение выключателя (АПВ), одноразово восстанавливающее питание трансформатора в случае его отключения действием той или иной защиты.

Если силовой трансформатор конструктивно имеет устройство регулировки напряжения под нагрузкой (РПН), то для него может быть установлено устройство автоматической регулировки напряжения (АРН). Данное устройство осуществляет контроль напряжения на обмотках трансформатора и обеспечивает автоматическое переключение устройства РПН для обеспечения требуемого уровня напряжения на обмотках.

Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!

Защита трансформатора от перенапряжения и перегрузки

Среди электроустановок, применяемых для преобразования и передачи электроэнергии, трансформаторы являются наиболее дорогими устройствами. Тем не менее они способны работать без перебоя в течении всего срока эксплуатации, и даже более того, но при условии, что на прибор не будут воздействовать аварийные режимы. Для борьбы с любыми нарушениями нормальной работы на практике применяется защита трансформаторов.

Виды повреждений

Повреждения трансформаторов

Рис. 1. Повреждения трансформаторов

Читайте так же:
Выключатели для запуска трехфазного двигателя

В связи с тем, что трансформатор включается в работу совместно с другими устройствами, любые повреждения на питающей линии, в низковольтных цепях или внутри бака одинаково опасны.

Среди актуальных видов аварий следует отметить следующие:

  • Короткое замыкание между обмотками;
  • Замыкание обмотки на корпус;
  • Межфазные замыкания в линии;
  • Межвитковые замыкания;
  • Повреждение встроенного оборудования;
  • Перегрев мест подключения, электрических контактов;
  • Обрыв в цепи, нарушение целостности точек подключения или обмоток;
  • Нарушение крепления железа, расшихтовка листов при ослаблении стяжек ярма с последующим перекрытием или разрушением витков.

Деление защит трансформаторов на основные и резервные

Любой вид повреждения в трансформаторе несет потенциальную опасность, как целостности оборудования, так и надежности работы всей энергосистемы. Поэтому крайне важно грамотно отстраивать работу защит на электростанциях, тяговых и трансформаторных подстанциях, местных КТП и ТП. Для этой цели защита трансформатора условно подразделяется на две категории – основную и резервную.

Основная защита – это такой вид автоматики, который направлен на анализ внутреннего состояния трансформатора (обмоток, железа, дополнительного оборудования). Данный тип охватывает как само устройство, так и прилегающие к нему шины, провода и т.д.

Резервная защита охватывает те нарушения в работе, которые происходят за пределами трансформатора, но могут непосредственно повлиять на его проводники и внутренние элементы. Это всевозможные перегрузки, замыкания и перенапряжения в линиях, на смежных устройствах и т.д.

Основные и резервные защиты

Рис. 2. Основные и резервные защиты

Разновидности защит и их суть

Все защиты для трансформаторов должны обладать достаточным быстродействием, чтобы вовремя отключить опасный режим. Так как при возникновении сверхбольших электрических величин он запросто приведет к разрушению изоляции, отпуску металла, возгораниям и прочим неприятным последствиям.

Для предотвращения перегрузок выполняется установка того или иного вида защиты на трансформатор. Какая именно защита используется на понижающих подстанциях, в оборудовании распределительных устройств, определяется местными условиями и особенностями режима работы.

Продольная дифференциальная защита

Область применения дифференциальной токовой защиты охватывает как сам силовой трансформатор, так и окружающие его присоединения вплоть до измерителей токовой нагрузки. Нормальным режимом работы каждого трансформатора считается равномерное перераспределение нагрузки между всеми тремя фазами, когда электрический ток в каждой из них получается приблизительно одинаковым.

Продольные дифференциальные защиты осуществляют сравнение токовой нагрузки во всех фазах. Так как ток примерно одинаков, то их геометрическая сумма должна равняться нулю. В результате сравнения получается, что токовая составляющая отсутствует или слишком мала для реакции. Но, как только произойдет замыкание одной фазы или сразу между несколькими, токи в них перестанут компенсировать друг друга, и их сумма будет отличаться от нуля, сработает дифференциальная отсечка.

Пример дифференциальной защиты

Рис. 3. Пример дифференциальной защиты

Релейная

Для предотвращения повреждения трансформаторов применяется достаточно большое количество релейных защит. Однако отдельного внимания заслуживает реле контроля уровня масла. Этот вид предусматривает контроль за состоянием изоляционной среды. Конструктивно реле представляет собой поплавок с контактами, который удерживается выше контактов цепи срабатывания.

Если аварийный режим приведет к утечке масла и последующему снижению менее нормы, после которой может произойти пробой, произойдет отключение. Может располагаться в основном баке или иметь резервную релейную защиту в расширителе, которая предварительно даст сигнал о начале процесса.

Тепловая

Основой для тепловой защиты в трансформаторах служит классическая термопара. Место ее расположения определяется типом устройства, его мощностью и габаритами, так как перегрев может привести к нарушению изоляционных свойств, привести к термическому расширению масла.

К наиболее эффективным местам размещения относятся:

  • в верхней части бака;
  • у высоковольтных вводов;
  • в обмотках.

Имеет две ступени – первая производит включение резервных вентиляторов или других средств охлаждения. Вторая, если первой не удалось сбросить перегрев ниже предельного значения, производит отключение трансформатора.

Токовая отсечка

Пример токовой отсечки

Рис. 4. Пример токовой отсечки

Данный вид защиты применяется для отключения повреждения, которое могло возникнуть внутри трансформатора. Она размещается со стороны вводов защищаемого трансформатора, однако воздействие охватывает все обмотки, с которых может быть подано напряжение. Особенностью ее применения является схема питания, которая используется в соответствующей линии.

Так для трехфазных цепей с изолированной нейтралью токовая отсечка должна устанавливаться в двух фазах. А при использовании цепей с глухозаземленной нейтралью защита должна применяться в каждом фазном присоединении. При отключении трансформатора полностью отсутствует какая-либо выдержка времени.

Недостатком отсечки является срабатывание исключительно на токи большой величины. Поэтому некоторые межфазные КЗ, межвитковых или КЗ на землю в цепи с изолированной нейтралью могут остаться незамеченными. На практике это один из самых простых способов, отключающих трансформатор в аварийном режиме.

Газовая защита

Газовое реле, как вид защиты, нашло широкое применение в маслонаполненных трансформаторах, где роль диэлектрика, разделяющего токоведущие элементы и заземленную конструкцию корпуса, выполняет трансформаторное масло. В нормальном режиме работы понижающие трансформаторы не воздействуют на жидкий диэлектрик, и масло пребывает в постоянном физическом состоянии.

Но, в случае возникновения межвитковых замыканий, контакта проводников со сталью или других ситуаций внутри бака горение дуги или разогрев металла приводит к локальному закипанию масла. От этого места и начинается выделение газов, которые поднимаются в верхнюю точку емкости.

Пример газовой защиты

Рис. 5. Пример газовой защиты

Для всей емкости верхняя точка – это расширительный бак, поэтому устанавливают газовое реле в соединительной трубе между расширителем и баком трансформатора. Конструктивно газовая защита представляет собой поплавок, с двумя контактами. При погружении в масло поплавок находится в незамкнутом положении. Как только выделившиеся газы поднимутся по трубе, поплавок упадет и замкнет контакты, масляный трансформатор отключится.

Струйная защита

Используется в трансформаторах с первичными и вторичными обмотками на 110, 35, 10, 6, 3,3кВ, где присутствует возможность переключения величины напряжения под нагрузкой. Устройство РПН, как правило, размещается в отдельном баке внутри основного, который изолирует его от высоковольтных обмоток. Переключение позиций РПН под нагрузкой может обуславливать как штатные коммутационные явления, так и аварийные. Последние приводят к выбросу масла от бака к расширителю.

Для реакции на такие повреждения и устанавливается струйная защита, так как поток масла от РПН активирует измерительный датчик. Далее происходит отключение выключателя, который обесточит обмотки трансформатора.

Максимальная токовая защита

Пример максимальной токовой защиты

Рис. 6. Пример максимальной токовой защиты

Максимальная токовая защита применяется для срабатывания в ответ на токи КЗ, расположенные в непосредственной близости к источнику. Сюда относятся повреждения как на обмотках, так и на ближайших шинах подстанции, в окружающем оборудовании и ит.д.

На практике выделяют большое количество вариантов исполнения МТЗ:

  • От внутренних и внешних КЗ;
  • МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;
  • МТЗ с пуском по напряжению и фильтром напряжения обратной последовательности;
  • Обратной последовательности комбинированная с устройством против трехфазных КЗ;

Помимо аварийных режимов для МТЗ может устанавливаться режим защиты от перегрузки. Для этого устанавливается ток срабатывания в определенных пределах. Уставка выбирается исходя из максимального значения нагрузки, чтобы не происходило срабатывания автоматического выключателя в нормальном режиме работы.

Токовая защита нулевой последовательности

Пример токовой защиты нулевой последовательности

Рис. 7. Пример токовой защиты нулевой последовательности

Читайте так же:
Монтаж бокса для автоматических выключателей

Предназначена для защиты трансформатора от возможного замыкания как одной, так и двух фаз на землю. Это те ситуации, когда в трехфазной системе нарушится симметрия нагрузки и относительно нулевой точки сумма токов больше не будет равна нулю.

Равновесие системы нарушится, что и спровоцирует отключение питания спустя заданный временной промежуток. Часто комбинируется с АПВ, тогда через несколько секунд происходит повторное включение выключателя, на случай если замыкание самоустранилось.

Специальная резервная защита

Специальная резервная защита предназначена для автономного резервирования МТЗ по токовым цепям. Может использоваться как по высокой, так и по низкой стороне трансформатора. Их действие нацелено на первичные и вторичные максимальные токи, которые могут возникнуть в непосредственной близости от защищаемого объекта. Работа СРЗ, как правило, имеет выдержку по времени относительно основных МТЗ по стороне 110 – 220 кВ.

Токовая ступенчатая защита

Как и предыдущий вариант, представляет собой разновидность МТЗ, которая выстраивается в ключе последовательности срабатывания для разных обмоток. Широко используется в цепях, где потребители подключаются к источнику с большими пусковыми токами. Однако чувствительность максимальной защиты имеет дополнительную привязку к напряжению, что и обеспечивает блокировку автоматического отключения в случае запитки слишком мощной нагрузки, так как просадка напряжения не достигает установленного предела.

Ступени отстраиваются с таким временным промежутком, чтобы воздействие на выключатели нагрузки производились после основной токовой защиты.

Защита от минимального напряжения

В случае снижения питающего напряжения возможны два варианта развития событий – удаленное короткое замыкание, которое другими защитами распознается как большая нагрузка или подключение слишком большой суммарной нагрузки. И тот и другой вариант пагубно сказывается на работе трансформатора, поэтому и при аварийном режиме, и при перегрузке устанавливается выдержка времени, после которой происходит один из таких вариантов:

Защита силовых трансформаторов выключателем нагрузки

Комплектная трансформаторная подстанция мощностью 1000 кВ·А однотрансформаторная наружной установки. Служит для приема электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 Гц напряжением 6 или 10 кВ, преобразования ее в электроэнергию напряжением 0,4 кВ и снабжения ею потребителей в районах с умеренным климатом.

Структура условного обозначения

КТП-1000/10/0,4-96 У1:
КТП — комплектная трансформаторная подстанция;
1000 — мощность трансформатора, кВ·А;
10 — класс напряжения трансформатора, кВ;
0,4 — номинальное напряжение на стороне НН, кВ;
96 — год разработки;
У1 — климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ
15150-69.

Нормальная робота КТП обеспечивается в следующих условиях: Высота над уровнем моря не более 1000 м. Температура окружающего воздуха от минус 40 до 40°С. Скорость ветра до 36 м/с (скоростной напор ветра до 800 Па). Окружающая среда не должна содержать токопроводящую пыль, агрессивные газы и пары в концентрациях, снижающих параметры КТП в недопустимых пределах. КТП не предназначена: Для работы в условиях тряски, вибрации, ударов. Для ввода питания со стороны низшего напряжения. Для установки и эксплуатации во взрывоопасных и пожароопасных зонах по ПУЭ и специальных средах по ГОСТ 24682-81. Степень защиты IР23 по ГОСТ 14254-96. Требования безопасности по ГОСТ 12.2.007. 0-75 и ГОСТ 12.2.007.4-75. КТП соответствует ТУ РБ 05544590.021-97.

Технические параметры КТП приведены в таблице.

В соответствии с требованиями технических условий на автоматические выключатели при температуре окружающего воздуха более 40°С должен снижаться номинальный ток автоматических выключателей типа ВА57-35, ВА51-37, ВА51-39, ВА53-43 на 5% на каждые 5°С, ВА51-25 на 2,5% на каждые 5°С, повышения температуры воздуха. Максимально допустимые нагрузки и допустимые аварийные перегрузки силового трансформатора — в соответствии с техническим описанием на него. Допускается по согласованию с заказчиком установка выключателей с токами, отличающимися от указанных в таблице. При этом КТП должна соответствовать требованиям технических условий. Выводы отходящих линий на стороне НН кабельные, ввод на стороне ВН кабельный. Гарантийный срок эксплуатации КТП — 3 года со дня ввода в эксплуатацию, но не позднее 6 мес для действующих и 9 мес для строящихся предприятий со дня поступления КТП на предприятие. Гарантийный срок на комплектующую аппаратуру — в соответствии с указанным в стандартах или технических условиях на нее.

Электрическая принципиальная схема приведена на рис. 1.

&nbsp&nbsp КТП имеет следующие виды защит. На стороне ВН: от междуфазных коротких замыканий. На стороне НН: от перегрузки силового трансформатора; от перегрузки и коротких замыканий линий 0,4 кВ; от коротких замыканий линий наружного освещения, цепей обогрева, освещения КТП, цепей защиты; газовая защита трансформатора (поставляется по заказу). Для защиты силового трансформатора от междуфазных коротких замыканий на стороне высшего напряжения установлены предохранители FU1-FU3. Включение и отключение силового трансформатора осуществляет выключатель нагрузки QW1, который содержит устройство для подачи команды на отключение при перегорании предохранителей FU1-FU3 с помощью контакта микропереключателя SQ3 и электромагнита отключения YА. В цепи отключения выключателя нагрузки также установлен контакт микропереключателя SQ2, замкнутое положение которого соответствует включенному положению выключателя нагрузки. При возникновении перегрузки трансформатора Т1 срабатывает реле тока КА1, подключенное к трансформатору тока ТА4, и включает реле времени КТ1, которое с установленной выдержкой времени включает промежуточное реле КL1. Контакты реле КL1 подают напряжение на независимые расцепители автоматических выключателей, которые и отключают выключатели. Максимальное количество отключаемых линий — восемь. Остальные линии при этом остаются в работе. Количество отходящих линии, отключаемых при перегрузке, определяется на месте эксплуатации. Уставки реле КА1 и КТ1 устанавливаются эксплуатационным персоналом при накладке КТП. Защита от перегрузки и коротких замыканий отходящих линий 0,4 кВ осуществляется комбинированными (максимально токовым и тепловым) расцепителями выключателей QF2-QF11. Защита от коротких замыканий: в цепи линии наружного освещения осуществляется предохранителями FU4-FU6;
в цепях освещения КТП — выключателем SF1 со стороны ввода питания и предохранителем FU7 со стороны 42 В;
в цепях обогрева шкафа РУНН — автоматическим выключателем SF2;
в цепях защиты — предохранителем FU8. При повреждениях внутри бака трансформатора, сопровождающихся выделением газа и понижением уровня масла, предусматривается газовая защита (устанавливается по заказу). При возникновении повреждения, сопровождающегося слабым газообразованием и понижением уровня масла, замыкается контакт 1-2 газового реле КSG1, и защита действует на сигнал. При интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла замыкается контакт 3-4 газового реле КSG1, подавая напряжение на катушку промежуточного реле КL2. При этом замыкается контакт реле КL2, установленный параллельно реле КSG1, и промежуточное реле КL2 становится на самоудержание. Другой контакт реле КL2 запитывает электромагнит отключения YА выключателя нагрузки, и выключатель нагрузки QW1 отключается. Промежуточное реле КL3 предотвращает длительное протекание тока по цепи газовой защиты при помощи контакта КL3 при включенном положении выключателя нагрузки и разомкнутом контакте SQ2. Для измерения температуры верхних слоев масла в баке трансформатор снабжается термометром манометрическим (устанавливается по заказу). Контакты термометра и газового реле выводятся в коробку зажимов, установленную на трансформаторе. Схема КТП позволяет осуществить подачу сигналов от газового реле и термометра манометрического дежурному персоналу. Включение и отключение линий наружного освещения осуществляется магнитным пускателем КМ1. Ручное включение производится при установке переключателя SА6 в положение «Ручн. вкл.», автоматическое включение — при установке переключателя SА6 в положение «Авт. вкл.» с помощью фотореле КV1 и фотодатчика ВL1 (устанавливается на боковой наружной стенке шкафа РУНН). Включение электронагревателей ЕК1-ЕК6 производится вручную и автоматически. Включение вручную производится переводом переключателя SА8 в положение «Ручн. вкл.». При этом запитывается катушка промежуточного реле КL4, замыкаются контакты реле КL4 и подается напряжение на электронагреватели. При переводе переключателя SА8 в положение «Авт. вкл.» электронагреватели ЕК1-ЕК6 включаются автоматически при срабатывании датчика ВК1 через контакты реле КL4. Учет активной и реактивной энергии осуществляется соответственно счетчиками РI и РК, подключенными через испытательную коробку ХТ к трансформаторам тока ТАI-ТА3 и фазам сети. Для местного обогрева счетчиков активной и реактивной энергии с целью обеспечения их надежной работы при температуре ниже 0°С служат резисторы RI-R6, включаемые переключателем SА7 вручную. Контроль напряжения на шинах 0,4 кВ осуществляется с помощью переключателя SА5 и вольтметра РV1, а величина тока на вводе 0,4 кВ контролируется амперметрами РА1-РА3. В КТП устанавливается розетка на напряжение 42 В для включения лампы переносного освещения. Для освещения шкафов трансформаторного ввода и РУНН предусмотрены светильники ЕL1-ЕL4. В КТП имеются механические блокировки, не допускающие: 1) включение заземляющих ножей выключателя нагрузки при включенных главных ножах;
2) включение главных ножей выключателя нагрузки при включенных заземляющих ножах;
3) включение выключателя нагрузки при неполностью взведенном приводе;
4) включение заземляющих ножей при взведенном приводе;
5) взведение привода при включенных заземляющих ножах;
6) повторное взведение привода при включенном выключателе;
7) открывание нижней сетчатой двери шкафа трансформаторного ввода при отключенных заземляющих ножах выключателя нагрузки;
8) отключение заземляющих ножей выключателя нагрузки при открытой нижней сетчатой двери шкафа трансформаторного ввода;
9) открывание верхней сетчатой двери шкафа трансформаторного ввода при закрытой нижней сетчатой двери. Схема механических блокировок приведена на рис. 2.

Читайте так же:
Как испытывается вакуумный выключатель

Блокировки по п.п. 1-6 обеспечиваются конструкцией выключателя нагрузки. Блокировка по п. 9 обеспечивается конструкцией верхней сетчатой двери. Блокировки по п.п. 7, 8 обеспечиваются блок-замками с одинаковым секретом А13, расположенными на: блокировочном устройстве, установленном на ограждении отсека выключателя нагрузки, и нижней сетчатой двери шкафа трансформаторного ввода. ним имеется один ключ, который при работе КТП находится в блок-замке блокировочного устройства внутри шкафа трансформаторного ввода. Для того чтобы снять этот ключ, необходимо отключить выключатель нагрузки и включить ножи заземления выключателя нагрузки. Ключом, снятым с блок-замка блокировочного устройства, следует открыть нижнюю сетчатую дверь шкафа трансформаторного ввода. При этом конструкцией шкафа трансформаторного ввода предусмотрены подпружиненные упоры, препятствующие выдвижению штока блок-замка нижней сетчатой двери, что в свою очередь не позволяет снять ключ с этого блок-замка при открытом положении двери. В шкафу трансформаторного ввода предусматривается установка на верхней сетчатой двери блок-замка с секретом Б4, позволяющего при необходимости блокировать указанную дверь с аппаратом, установленным в начале питающей линии. КТП имеет следующие основные составные части: шкаф трансформаторного ввода, шкаф распредустройства низшего напряжения (РУНН), силовой трансформатор. Конструктивно КТП выполнена из шкафа трансформаторного ввода, силового трансформатора и шкафа РУНН, смонтированных на салазках (рис. 3).

Габаритные, установочные размеры и масса КТП 1 — шкаф трансформаторного ввода;
2 — высоковольтный предохранитель;
3 — кожух; 4 — силовой трансформатор;
5 — распредустройство 0,4 кВ (РУНН) Масса КТП не более 1600 кг (без трансформатора) В шкафу трансформаторного ввода находятся выключатель нагрузки с приводом и высоковольтные предохранители. Включение и отключение выключателя производится согласно техническому описанию на выключатель нагрузки. Для ввода кабелей в дне шкафа трансформаторного ввода имеются отверстия с уплотненями. Для обеспечения безопасности при эксплуатации, а также для предотвращения попадания посторонних предметов и атмосферных осадков, шины, присоединенные к силовому трансформатору, выводы и вводы силового трансформатора помещены в кожух. Шкаф РУНН выполнен с двухсторонним обслуживанием. Для присоединения к кабельным линиям 0,4 кВ у шкафа РУНН в дне имеются отверстия с уплотнениями. В нижней части шкафа РУНН установлены электронагреватели, предназначенные для нагрева воздуха внутри шкафа РУНН и создания нормальных климатических условий для работы аппаратуры. Для безопасного обслуживания аппаратов, провода и ошиновка шкафа РУНН защищены панелями, которые крепятся на петлях. В шкафах РУНН и трансформаторного ввода установлены светильники на напряжение 42 В. Управление освещением осуществляется выключателями, установленными в шкафах трансформаторного ввода и РУНН. Все наружные двери КТП приспособлены для пломбирования, а также снабжены устройствами для фиксации в открытом положении. Габаритные и установочные размеры, а также масса КТП указаны на рис. 3. ОСОБЕННОСТИ МОНТАЖА И ЭКСПЛУАТАЦИИ КТП устанавливается на фундаменте или утрамбованной площадке. Строповку при подъеме КТП следует осуществлять согласно схеме, изображенной на табличке, прикрепленной к двери шкафа РУНН. Подъем КТП производится без силового трансформатора. Для закрепления строп используются выступающие концы труб в салазках КТП. Стропы должны иметь в верхней части распорку, предохраняющую крышку КТП от повреждения при подъеме. Установку КТП необходимо производить с таким расчетом, чтобы ее сторона с датчиком фотореле была направлена в сторону, противоположную дороге, для исключения ложного срабатывания фотореле и отключения линии наружного освещения при кратковременных воздействиях на датчик фотореле света от проезжающего автотранспорта. При температуре воздуха ниже 0°С необходимо включить обогрев счетчика. Перед вводом в эксплуатацию необходимо установить аппаратуру и узлы, поставляемые комплектно, произвести их монтаж и выполнить все указания, изложенные в разделе «Подготовка к работе и включение в сеть» инструкции по эксплуатации на КТП. Запрещается открывать кожух при наличии напряжения на высоковольтном вводе. Запрещается открывать верхнюю сетчатую дверь при наличии напряжения в питающей сети. Выполнение ремонтных и профилактических работ в шкафах РУНН и трансформаторного ввода производится после отключения выключателя нагрузки QW1 и включения его заземляющих ножей с наложением переносного заземления в шкафу РУНН в установленных для этого места со стороны нижних выводов автоматического выключателя QF1. В соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации на выключатель нагрузки при осмотре и наладке выключателя запрещается находиться в зоне движения подвижных контактов. Техническое обслуживание и ремонт выключателя производятся только при отсутствии напряжения на обоих выводах выключателя и во вспомогательных электрических цепях и при невзведенном приводе.

В комплект поставки входят: шкаф трансформаторного ввода и шкаф РУНН, установленные на салазках; силовой трансформатор; монтажные части в соответствии с комплектом монтажных частей; ЗИП согласно ведомости; паспорт на КТП; техническое описание и инструкция по эксплуатации на КТП; схема электрическая соединений. КТП хранят на открытом воздухе или под навесом. КТП поставляются с закрытыми и опломбированными дверями. Аппаратура, детали и узлы согласно комплекту ЗИП и комплекту монтажных частей, а также документации на изделие упаковываются и размещаются в шкафах трансформаторного ввода и РУНН. КТП транспортируются на открытых железнодорожних платформах. Допускается транспортирование автомобильным транспортом при скорости, исключающей повреждение изделия.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector