Защита и автоматика трансформаторов подстанций.

На оборудовании подстанций и специальных электроустановках предприятий используются рассмотренные выше защиты с учетом специфики их функционирования, поскольку работа трансформаторов, электродвигателей и других электроустановок более сложная, сопровождающаяся значительным возрастанием тока и изменением напряжения в режимах, отличающихся от нормального. Для надежного функционирования релейной защиты и автоматики этих элементов системы ЭСПП приходится усложнять их схемы, используя различные блокировки, при расчетах параметров защит учитывать дополнительные условия, связанные с различными режимами их работы.

В процессе эксплуатации возможны повреждения в трансформаторах и на их соединениях с коммутационными аппаратами. Могут быть также опасные ненормальные режимы работы, связанные с повреждениями трансформатора или его соединений. В связи с этим возникает необходимость установки на трансформаторах защитных устройств.

Типы устройств релейной защиты трансформато­ров. Для защиты понижающих трансформаторов мощностью 1 MB-А и более от повреждений и не­нормальных режимов (§ 2) предусматриваются сле­дующие основные типы релейной защиты [1, 3, 10].

Продольная дифференциальная защита — от КЗ всех видов в обмотках и на их выводах; применяется на трансформаторах начиная с мощности 6,3 MB-А, но может устанавливаться и на трансформаторах меньшей мощности (но не менее 1 MB-А).

Токовая отсечка без выдержки времени — от КЗ всех видов на выводах трансформатора со сто­роны питания; применяется на трансформаторах, не оборудованных продольной дифференциальной за­щитой.

Газовая защита — от всех видов повреждений внутри бака (кожуха) трансформатора, сопровождаю­щихся выделением газа из трансформаторного масла, а также от понижения уровня масла в баке; в соот­ветствии с ГОСТ 11677—85 газовое реле устанавли­вается на всех масляных трансформаторах с расши­рителем начиная с мощности 1 MB-А, в связи с чем для таких трансформаторов должны быть выполнены и электрические цепи газовой защиты. Для сухих трансформаторов выполняется манометрическая за­щита (§ 2).

Максимальная токовая защита со стороны пи­тания— от КЗ всех видов на выводах и внутри транс­форматора, а также от внешних КЗ, т. е. повреждений на шинах щита НН и на отходящих линиях НН (на случай отказа их собственных защитных и коммута­ционных аппаратов).

Специальная токовая защита нулевой последо­вательности— от КЗ на землю в сети НН, работаю­щей с глухозаземленной нейтралью.

Специальная резервная максимальная токовая защита — от междуфазных КЗ в сети НН (при недо­статочной чувствительности к КЗ в зонах дальнего резервирования максимальной токовой защиты по п. 4).

Максимальная токовая защита в одной фазе — от свертоков, обусловленных перегрузкой; устанав­ливается на трансформаторах начиная с мощности 0,4 MB-А, у которых возможно возникновение пере­грузки после отключения параллельно работающего трансформатора или подключения дополнительной нагрузки в результате действия сетевого или местного устройства АВР.

Защита (сигнализация) от однофазных замыка­ний на землю в обмотке или на выводах трансформа­тора, а также на питающей линии 10 кВ.

Основные защиты — дифференциальная, газовая, токовые максимальные защиты, и в том числе отсечка, действуют на отключение трансформатора как со сто­роны высшего напряжения (выключателем), так и со стороны низшего напряжения (автоматом). Защита от перегрузки может действовать на сигнал, на раз­грузку, а р некоторых случаях на необслуживаемых подстанциях — на отключение трансформатора. на рис. 13 показаны обмотки токовых реле всех перечис­ленных защит, кроме дифференциальной, а также условно — газовая защита 3 и цепи сигнализации однофазных замыканий на землю в сети 10 кв. диф­ференциальная защита рассматривается в § 11. как видно из рис. 13, на понижающих трансформаторах устанавливается несколько типов защит, дополняю­щих и резервирующих друг друга. такое резервирова­ние называется ближним. наряду с ним защита по­нижающих трансформаторов должна осуществлять дальнее резервирование, т. е. с достаточной чувстви­тельностью действовать при всех видах кз на эле­ментах сети нн при отказе их собственных защит или коммутационных аппаратов. несмотря на то, что «правила» [1] в некоторых случаях разрешают не резервировать удаленные кз, в последние годы мно­гие проектные и эксплуатационные организации стре­мятся к достижению полноценного дальнего резерви­рования. еще более сложным оказывается выполне­ние дальнего резервирования защитами питающих линий 10 кв не отключившихся кз за трансформаторами 10 кв, особенно небольшой мощности, а следо­вательно, с большим сопротивлением. очень многие трансформаторы 10 кв не обеспечены дальним резер­вированием, и поэтому особенно важно обеспечить надежное функционирование их собственных защит­ных и коммутационных аппаратов и их взаимное ре­зервирование.

Рис. 13. Типы и реле защит трансформаторов 10/0,4 кВ (обозна­чения приведены в тексте)

Функциональные схемы релейной защиты транс­форматоров 10 кВ. Релейная защита трансформато­ров может выполняться с помощью вторичных реле прямого или косвенного действия. Вторичными назы­ваются реле, включенные через измерительные транс­форматоры тока и напряжения.

Реле прямого действия выполняют функции изме­рительного органа тока (напряжения) и одновремен­но — электромагнита отключения выключателя (ЭО). В нашей стране выпускаются вторичные токовые реле прямого действия мгновенные (РТМ) и с выдержкой времени (РТВ). Они используются, для защиты пони­жающих трансформаторов с высшим напряжением 6 и 10 кВ, имеющих на стороне ВН выключатель.

Рис. 14. Функциональные схемы релейной защиты понижающего трансформатора с реле прямого (а) и косвенного (б) действия

В не­которых случаях с помощью реле прямого действия осуществляется защита трансформаторов 35 кВ, так­же при наличии выключателя на стороне ВН.

Токовые реле прямого действия используются для выполнения токовой отсечки и максимальной токовой защиты (без пускового органа напряжения) на транс­форматорах мощностью, как правило, не более 1,6 MB-А. Это объясняется тем, что реле прямого действия менее точные, чем реле косвенного действия, имеют меньший коэффициент возврата и, следова­тельно, защита с реле прямого действия получается менее чувствительной (§ 8). Функциональная схема защиты с реле прямого действия очень проста (рис. 14,а).

Для защиты более мощных трансформаторов 10/0,4 кВ, 10/6 кВ, 10/10 кВ (§ 1) используются реле косвенного действия. Релейная защита на этих реле имеет значительно более сложную функциональную схему (рис. 14,6). Измерительная часть защиты со­стоит из измерительных органов (реле), которые не прерывно получают информацию о состоянии защи­щаемого объекта от трансформаторов тока ТТ и трансформаторов напряжения ТН.

Рис. 15. Примеры выполнения логических операций с помощью контактных схем и условные обозначения операций

Когда измеряемая величина (ток, напряжение) достигнет заранее за­данного значения, называемого параметром срабаты­вания или уставкой, измерительный орган срабаты­вает и подает сигнал на логическую часть защиты.

Логическая часть релейной защиты предназначена для выполнения логических операций — сложения, умножения, отрицания и задержки.

Логическая операция сложения осуществляется элементом «ИЛИ» и соответствует параллельному соединению замыкающих контактов двух или трех реле (рис. 15, а). Эта операция осуществляется, на­пример, в схемах максимальных и дифференциальных токовых защит трансформаторов, в которых для от­ключения трансформатора достаточно срабатывания лишь одного из токовых реле: А, или В, или С.

Логическая операция умножения осуществляется логическим элементом «И» и соответствует последо­вательному соединению замыкающих контактов (рис. 15,6). Такая операция используется, например, в схеме максимальной токовой защиты Т с пусковым органом напряжения Н. Для отключения трансфор­матора необходимо одновременное срабатывание и токового органа Т, и органа напряжения Я.

Логическая операция отрицания «НЕ» выполня­ется в тех случаях, когда необходимо запретить действие какого-либо одного устройства при срабатыва­нии другого. Например, запретить автоматическое повторное включение (АПВ) трансформатора при срабатывании защит от внутренних повреждений — газовой и дифференциальной. Эта операция осущест­вляется с помощью промежуточного реле П, размы­кающий контакт которого включается в выходную цепь запрещаемого устройства защиты или автома­тики (рис. 15, в).

Логические операции задержки выполняются в ос­новном с помощью различных органов (реле) вре­мени, а при небольших задержках — с помощью спе­циальных промежуточных реле.

Логическая часть действует на отключение выклю­чателей через исполнительный орган защиты, в за­дачу которого входит усиление и размножение команд­ных сигналов. Исполнительный орган состоит из про­межуточных реле, контакты которых рассчитаны на относительно большие токи, потребляемые 30 вы­ключателей. Исполнительный орган действует таким образом, чтобы отключить поврежденный трансформа­тор со всех сторон (рис. 14,6).

Сигнальный орган защиты предназначен для фик­сирования и сигнализации срабатывания отдельных элементов и всей защиты в целом. По сигналам этого органа дежурный персонал узнает о повреждениях и ненормальных режимах на подстанции, а персонал службы релейной защиты анализирует действия за­щитных устройств.

Логическая часть, исполнительный и сигнальный органы защиты, а также электромагниты управления коммутационных аппаратов должны иметь источник питания, который бы обеспечивал их оперативным то­ком. Для измерительной части, выполненной на полу­проводниковых элементах, также требуется источник питания (штриховая линия на рис. 14,6).

Оперативный ток. Оперативным называется ток, обеспечивающий работу логической (иногда и изме­рительной) части релейной защиты, ее исполнитель­ного и сигнального органов, а также электромагнитов управления коммутационных аппаратов (рис. 14,6). Очевидно, что надежное функционирование устрой­ства релейной защиты в целом во многом определя­ется надежностью источников питания и схемы опера­тивного тока.

Источники оперативного токя должны всегда, в любых аварийных режимах обеспечивать такие зна­чения напряжения и мощности, которые гарантируют надежное действие релейной защиты и электромагни­тов управления коммутационных аппаратов.

На подстанциях распределительных сетей могут применяться следующие виды оперативного тока и их источники:

постоянный — аккумуляторные батареи;

переменный — измерительные трансформаторы то­ка ТТ и трансформаторы напряжения ТН, а также трансформаторы собственных нужд ТСН;

выпрямленный — блоки питания (токовые назы­ваются БИТ, напряжения —БПН, БПНС) и другие выпрямительные устройства;

ток разряда конденсаторов — предварительно за­ряженные конденсаторы, собранные в блоки (БК), ко­торые устанавливаются совместно с блоками для заряда конденсаторов (УЗ, БПЗ).

Из всех перечисленных источников оперативного тока самым надежным является аккумуляторная ба­тарея. Это автономный источник, обеспечивающий ра­боту устройств защиты, автоматики и управления даже при полном отключении подстанции от питаю­щей электрической сети. К сожалению, промышлен­ность не выпускает достаточно надежных, дешевых и простых в обслуживании аккумуляторных батарей для подстанций распределительных сетей. Аккумуля­торные батареи устанавливаются только на электро­станциях и на крупных районных подстанциях, где защиты всех элементов, и в том числе трансформа­торов 10 и 6 кВ, выполняются на постоянном опера­тивном токе.

Источники переменного оперативного тока — изме­рительные трансформаторы тока и- напряжения ТТ и ТН, а также трансформаторы собственных нужд ТСН могут обеспечить надежное питание устройств релей­ной защиты только при их совместном использовании. Например, при близких трехфазных КЗ не смогут обеспечить защиту оперативным током ТН и ТСН, так как в этих случаях происходит глубокое, вплоть до нуля, снижение напряжения на подстанции. Но зато ТТ, через первичную обмотку которых проходит основной ток КЗ, могут обеспечить работу и устройств релейной защиты, и электромагнитов управления. Схемы, в которых измерительные трансформаторы тока используются также как источники оперативного тока, называются схемами с дешунтированием электромаг­нитов управления (см. далее). Если же повреждение трансформатора не сопровождается большими токами КЗ, как, например, при витковом замыкании в одной из фаз его обмоток, или вообще не происходит уве­личения тока сверх нормального, например, при уходе масла из бака трансформатора, то в качестве источ­ников оперативного тока для работы соответствующих устройств защиты могут использоваться ТН или ТСН. По этому же принципу строится схема питания устройств защиты выпрямленным оперативным током. Для защиты трансформаторов 10 кВ выпрямленный ток применяется редко. Также редко используется на подстанциях 10 кВ энергия предварительно заряжен­ных конденсаторов, которая может обеспечить ра­боту устройств защиты и автоматики при полном по­гашении подстанции, например при отключении части электродвигателей перед повторной подачей напря­жения на подстанцию, чтобы облегчить пуск (само­запуск) более ответственных электродвигателей. При необходимости отключения электродвигателей 0,4 кВ при погашениях подстанций 10/0,4 кВ, как правило, используют механическую энергию, запасенную в предварительно сжатых пружинах привода магнитных пускателей или автоматических выключателей. Для освобождения пружины используются так называе­мые нулевые расцепители, срабатывающие при исчез­новении напряжения.

Схемы с дешунтированием электромагнитов от включения (ЭО). Для выполнения защиты трансфор­маторов 10 (6) кВ, как и других элементов этого класса напряжения, широко используется принцип дешунтирования ЭО контактами специальных реле с целью подключения ЭО к трансформаторам тока. Принцип работы схемы с дешунтированием 30 по­казан на рис. 16 (условно только для одной фазы). На рис. 16, а положение контактов дешунтирующего специального реле Р показано при нормальном рабо­чем режиме, когда по защищаемому элементу прохо­дит рабочий ток /раб. Электромагнит ЭО шунтирован размыкающим контактом / специального реле Р. До­полнительно цепь 30 разомкнута замыкающим кон­тактом 2 этого же реле для того, чтобы на 30 не было подано напряжение и не создавалась возмож­ность излишнего срабатывания 30 при нарушении цепи шунтирующего контакта 1. В этом режиме вто­ричный ток I_2Раб проходит только через реле P.

При возникновении КЗ на защищаемом элементе (трансформаторе, линии) реле Р срабатывает и пе­реключает свои контакты 1 и 2 в положение, показан­ное на рис. 16,6. При переключении сначала замы­кается контакт 2, а затем размыкается контакт / для того, чтобы не создавался даже кратковременно опасный режим работы трансформатора тока ТТ с разомкнутой вторичной обмоткой. При замыкании контакта 2 и размыкании контакта / электромагнит 30 дешунтируется и по нему проходит тот же вто­ричный ток КЗ /₂к, что и по катушке реле Р. При­меняемые схемы рассчитаны таким образом, что мощность, отдаваемая трансформатором тока ТТ, достаточна для срабатывания стандартного 30 вы­ключателя 6—35 кВ.

В качестве 30 выключателей используется либо специальный электромагнит для схем с дешунтиро­ванием (ЭОтт, ТЭО), либо токовое мгновенное реле прямого действия РТМ. Наименьший ток срабатыва­ния РТМ равен 5 А, ЭОтт и ТЭО —3 А.

Рис. 16. Принцип работы схемы с дешунтированием электромаг­нита отключения ЭО (для одной фазы): а — положение контак­тов реле Р в нормальном режиме; б — после срабатывания реле Р при коротком замыкании

Для схем с дешунтированием 30 применяют два типа стандартных электромеханических реле [11]: РТ-85, РТ-95 — индукционные реле косвенного действия, позволяющие осуществить простую двух­ступенчатую защиту трансформатора 10 кВ (линии, блока линия — трансформатор), состоящую из токо­вой отсечки мгновенного действия и максимальной токовой защиты с обратнозависимой от тока выдерж­кой времени (§ 7, 8);

РП-341 — специальные промежуточные реле со встроенным маломощным выпрямительным устрой­ством, которые выполняют роль исполнительного ор­гана более сложных защит, например максимальной токовой защиты трансформатора с независимой от тока выдержкой времени или дифференциальной за­щиты (§ 8).

Эти реле имеют специальные усиленные переклю­чающие контакты, способные переключить ток КЗ, вторичное значение которого не превышает 150 А при условии, что полное сопротивление дешунтируемых ЭО не превышает 4,5 Ом при токе 3,5 А и 1,5 Ом при токе 50 А [11]. Вторичное значение тока КЗ опреде­ляется по выражению (без учета погрешности транс­форматоров тока)

где I1К— первичное максимальное значение тока че­рез защиту при кз в месте ее установки, а; kсх- коэффициент схемы, показывающий, во сколько раз ток в реле превышает вторичный ток трансформа­тора тока при трехфазном кз на защищаемом эле­менте (§ 7); nт.т — коэффициент трансформации трансформаторов тока.

Для защиты трансформаторов 10 кВ, подключен­ных вблизи крупных районных подстанций 110/10 кВ, условие I2к ≤150 А не всегда может быть выпол­нено. Действительно, при мощности трансформатора 110 кВ более 10 MB-А первичные токи КЗ на шинах 10 кВ превышают 5 кА. При использовании на транс­форматоре 10 кВ мощностью 1 MB-А трансформато­ров тока с nт.т = 100/5 и при kсх=1 (стандартная схема неполной звезды) вторичное значение тока КЗ I2к, вычисленное по выражению (20), намного пре­высит допустимое—150 А. Для уменьшения значе­ния тока I2к можно было бы увеличить коэффициент трансформации Nе,но при этом следует предвари­тельно убедиться в достаточной чувствительности не только реле защиты, но и дешунтируемого электромагнита отключения ЭО при КЗ в конце защищаемой линии и в зонах дальнего резервиро­вания.

На действующих трансформаторных подстанциях 10 кВ, где в результате реконструкции питающей электрической сети могут возрасти токи КЗ (напри­мер, при замене на ближайшей питающей подстанции ПО кВ трансформаторов мощностью 10 MB-А на трансформаторы мощностью 16 или 25 MB-А), сле­дует оценить новое значение I_2к с учетом токовой по­грешности трансформаторов тока [9, 12]. Эта реко­мендация обосновывается тем, что уже при токе I2к = 150 А кратность тока КЗ по отношению к стан­дартному вторичному номинальному току трансфор­маторов тока (5 А) составляет 30, а при такой боль­шой кратности большинство трансформаторов тока этого класса напряжения работает с повышенным на­сыщением магнитопровода и токовыми погрешностя­ми более 10%. Решить вопрос о возможности остав­ления в работе схемы с дешунтированием ЭО можно путем вычисления уточненного значения вторичного тока КЗ I2_К с учетом действительного значения токо­вой погрешности ТТ (§ 8).

Возможность применения схем с дешунтированием ЭО определяется не только условием I_2к ≤150 А, но еще двумя следующими требованиями:

после дешунтирования ЭО, несмотря на возмож­ное снижение вторичного тока ТТ из-за увеличения их токовой погрешности, не должен произойти воз­врат сработавших токовых (промежуточных) реле, дешунтирующих ЭО (рис. 16,6);

должна быть обеспечена достаточная чувствитель­ность ЭО после их дешунтирования, опять-таки с учетом того, что после дешунтирования вторичный ток ТТ может значительно снизиться по сравнению с режимом до дешунтирования ЭО.

Для оценки возможностей выполнения этих требо­ваний необходимо вычислить значение токовой по­грешности трансформаторов тока ТТ после дешунти­рования ЭО (§ 8).