Схема подключения трансформаторов тока релейная защита. Схема подключения трансформаторов тока

Для подключения реле и измерительных приборов вторичные обмотки ТТ соединяются в различные схемы. Наиболее распространенные схемы приведены на рис. 2.5.

На рис. 2.5, а дана основная схема соединения в звезду, которая применяется для включения защиты от всех видов однофазных и междуфазных КЗ; на рис. 2.5,б – схема соединения в неполную звезду, используемая главным образом для включения защиты от междуфазных КЗ в сетях с изолированными нулевыми точками; на рис. 2.5,в – схема соединения в треугольник, используемая для получения разности фазных токов (например, для включения дифференциальной защиты трансформаторов); на рис. 2.5,г – схема соединения на разность токов двух фаз. Эта схема используется для включения защиты от междуфазных КЗ, так же как схема на рис. 2.5,б на рис. 2.5,д – схема соединения на сумму токов всех трёх фаз (фильтр токов нулевой последовательности), используемая для включения защиты от однофазных КЗ и замыканий на землю.

На рис. 2.5, е дана схема последовательного соединения двух трансформаторов тока, установленных на одной фазе. При таком соединении нагрузка, подключенная к ним, распределяется поровну, т.е. на каждом из них уменьшается в 2 раза. Происходит это потому, что ток в цепи, равный, остаётся неизменным, а напряжение, приходящееся на каждый ТТ, составляет половину общего.

Рис. 2.5. Схемы соединения вторичных обмоток трансформаторов тока

Рассмотренная схема применяется при использовании маломощных ТТ (например, встроенных во вводы выключателей и трансформаторов).

На рис. 2.5, ж дана схема параллельного соединения двух ТТ, установленных на одной фазе. Коэффициент трансформации этой схемы в 2 раза меньше коэффициента трансформации одного ТТ.

Схема параллельного соединения используется для получения нестандартных коэффициентов трансформации. Например, для получения коэффициента трансформации 37,5/5 А соединяют параллельно два стандартных ТТ с коэффициентом трансформации 75/5 А.

Выбор трансформаторов тока

Исходные данные. Все трансформаторы тока выбираются, как и другие аппараты, по номинальному току и напряжению установки и проверяются на термическую и электродинамическую стойкость при КЗ. Кроме того, ТТ, используемые в цепях релейной защиты, проверяются на значение погрешности, которая, как указывалось выше, не должна превышать 10% по току и 7° по углу. Для проверки по этому условию в информационных материалах заводов – поставщиков ТТ и в другой справочной литературе даются характеристики и параметры ТТ:

1. Кривые зависимости 10%-ной кратности

от сопротивления нагрузки

, подключённой к вторичной обмотке ТТ. Десятипроцентной кратностью

называется отношение, т.е. кратность, первичного тока, проходящего через ТТ, к его номинальному току, при которой токовая погрешность ТТ составляет 10% при заданной нагрузке

. Угловая погрешность при этом достигает 7° (рис. 2.4).

Таким образом, зная кратность первичного тока, проходящего через ТТ, можно по кривым 10%-ной кратности для данного типа ТТ определить допустимую нагрузку

, при которой погрешность ТТ не будет превышать 10%. И, наоборот, зная действительное значение нагрузки, которая подключена (или должна быть подключена) к вторичной обмотке ТТ

, можно по кривым 10%-ной кратности определить допустимую кратность первичного тока

при которой токовая погрешность ТТ также не будет превышать 10%.

2. Кривые зависимости предельной кратности К 10 от сопротивления нагрузки

, подключённой к вторичной обмотке (для трансформаторов тока, выпущенных в соответствии с ГОСТ 7746-78 *Е). Согласно указанному ГОСТ предельной кратностьюК 10 называется наибольшее отношение, т.е. наибольшая кратность, первичного тока, проходящего через ТТ, к его номинальному току, при которой полная погрешность ТТ (ε) при заданной вторичной нагрузке не превышает 10%. При этом гарантируемая предельная кратность при номинальной вторичной нагрузке

называется номинальной предельной кратностью.

Аналогично рассмотренному выше, можно, пользуясь кривыми предельной кратности, определить либо допустимую нагрузку по известной кратности первичного тока, либо допустимую кратность первичного тока по известной нагрузке, при которых полная погрешность ТТ не будет превышать 10%.

3. Типовые кривые намагничивания, представляющие собой зависимость максимальных значений индукции (В ) в сердечнике от действующих значений напряжённости магнитного поляН при средней длине магнитного пути; определённом сечении сердечника; номинальном значении магнитодвижущей силы (А ).

(2.11)

Напряжённость магнитного поля (А/см) выражается формулой:

(2.12)

где

– намагничивающий ток, А;– средняя длина магнитного пути, см.

Таким образом, эта характеристика является характеристикой железа, из которого сделан ТТ, а для конкретного трансформатора тока она пересчитывается в вольт-амперную с учётом числа витков и геометрических размеров сердечника.

Определив В по указанной формуле, по кривой намагничивания определяютН , ток намагничивания

, а затем вторичный ток ТТ:

(2.13)

Следует иметь в виду, что ГОСТ допускает 20% отклонение характеристик от типовой. Поэтому рассчитанную характеристику нужно понизить по напряжению на 20%.

Действительные характеристики намагничивания (называются ниже вольт-амперными), представляющие собой зависимость напряжения на зажимах вторичной обмотки ТТ от проходящего по этой обмотке тока намагничивания, т.е.

. Пользуясь действительными характеристиками намагничивания, можно также определить

ии оценить допустимость полученной погрешности. Эта характеристика снимается непосредственно на используемом трансформаторе тока.

Нагрузка вторичной обмотки трансформаторов тока. Нагрузка вторичной обмотки ТТ складывается из последовательно включённых сопротивлений: реле, приборов, жил контрольного кабеля, переходного сопротивления в месте контактных соединении:

Для упрощения расчётов производится арифметическое, а не геометрическое сложение полных и активных сопротивлений. Нагрузка вторичной обмотки ТТ зависит также от схемы их соединения и вида КЗ. Поэтому нагрузка должна определяться для наиболее загруженного ТТ с учётом схемы соединения и для такого вида КЗ, при котором получаются наихудшие результаты.

Расчётные формулы для наиболее распространенных схем соединения вторичных обмоток ТТ и при различных видах КЗ приведены в табл. 2.1.

Таблица 2.1.

Расчёт нагрузки в зависимости от схемы соединения ТТ

Примечания: 1. В формулы по пп. 1–4 должно подставляться наибольшее значение (для наиболее загруженной фазы). 2. Величина во всех случаях принимается равна 0,1 Ом.

Проверка трансформаторов тока по действительным характеристикам намагничивания производится в следующем порядке:

н подключённая к вторичной обмотке с учётом формул, приведённых в табл. 2.1;

2) определяется расчётный первичный и вторичный токи КЗ которые равны максимальному току КЗ в конце защищаемой зоны (для токовых отсечек ток КЗ равен уставке отсечки);

3) определяется расчётный ток намагничивания, равный

;

4) строится наиболее низкая характеристика намагничивания проверяемых ТТ

и по этой характеристике и полученному выше току намагничивания определяется соответствующее ему значение напряженияU 2 ;

5) определяется допустимое сопротивление нагрузки, при котором погрешность ТТ не будет превышать 10% по значению и 7° по углу, по формуле.

(2.15)

Для того чтобы погрешность трансформатора тока не превышала допустимых 10%, рассчитанная в п. 1) нагрузка на его вторичную обмотку не должна превышать значения Z н определённого в п. 5).

Условное обозначение трансформаторов тока:

Номинальный вторичный ток, А (при наличии у трансформатора нескольких вторичных токов указывают все значения через тире)

Номинальный первичный ток, А (при наличии у трансформатора нескольких первичных токов указывают все значения через тире)

Класс точности (при наличии у трансформатора нескольких вторичных обмоток указывают класс точности каждой из них в виде дроби)

Конструктивный вариант исполнения, если их несколько (арабские или римские цифры)

Номинальное напряжение, кВ

М (только для модернизированных изделий)

Обозначение по таблице 3

Обозначение по таблице 2

Обозначение трансформатора

Примечания

1 Буквенная часть условного обозначения представляет серию; совокупность буквенного обозначения, значения номинального напряжения, категории внешней изоляции по длине пути утечки и конструктивного варианта исполнения - тип; приведенное выше обозначение в целом - типоисполнение трансформатора.

2 Для встроенных трансформаторов допускается применение упрощенного условного обозначения.

3 В стандартах на трансформаторы конкретных типов допускается в буквенную часть вводить дополнительные буквы, исключать или заменять отдельные буквы (кроме Т) для обозначения особенностей конкретного трансформатора.

Пример условного обозначения опорного трансформатора тока с литой изоляцией на номинальное напряжение 35 кВ, категории IIпо длине пути утечки внешней изоляции, с вторичными обмотками классов точности 0,5 (одна) и 10Р (три), на номинальный первичный ток 2000 А, номинальный вторичный ток 1 А, климатического исполнения У, категории размещения 1:

ТОЛ-35 - II - 0,5/10 P /10 P /10 P - 2000/1У1

ГОСТ 7746-2001 ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА. Общие технические условия

118.. СХЕМЫ ВКЛЮЧЕНИЯ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ.

Измерительные трансформаторы используют главным образом для подключения электроизмерительных приборов в цепи переменного тока высокого напряжения. При этом электроизмерительные приборы оказываются изолированны­ми от цепей высокого напряжения, что обеспечивает безопас­ность работы обслуживающего персонала. Кроме того, изме­рительные трансформаторы позволяют расширять пределы измерения приборов, т. е. измерять большие токи и напряже­ния с помощью сравнительно несложных приборов, рассчи­танных для измерения малых токов и напряжений. В ряде случаев измерительные трансформаторы служат для подклю­чения к цепям высокого напряжения обмоток реле, обеспечи­вающих защиту электрических установок от аварийных режи­мов.

Типы измерительных трансформаторов. Измерительные трансформаторы подразделяют на два типа - трансформато­ры напряжения и трансформаторы тока. Первые служат для включения вольтметров и других приборов, реагиру­ющих на значение напряжения (например, катушек напряже­ния ваттметров, счетчиков, фазометров и различных реле). Вторые служат для включения амперметров и токовых катушек указанных приборов.

Измерительные трансформаторы изготовляют мощно­стью от пяти до нескольких сотен вольт-ампер; они рассчитаны для совместной работы со стандартными при­борами (амперметрами на 1; 2; 2,5 и 5 А, вольтметрами на 100 и В).

Трансформатор напряже­ ния. Его выполняют в видедвухобмоточного понижа­ющего трансформатора (рис. 3.33,а). Для обеспече­ния безопасности работы обслуживающего персонала вторичную обмотку тщате­льно изолируют от первич­ной и заземляют.

Рис. 3.33. Схема включения (а) и век­торная диаграмма измерительного трансформатора напряжения (б)

Так как сопротивления обмоток вольтметров и других приборов, подключаемых к трансформатору на­пряжения, велики, то он практически работает в режиме холостого хода. В этом режиме можно с достаточной степенью точности считать, чтоU l = U " 2 = U 2 k .

В действительности ток холостого хода I 0 (а также не­большой ток нагрузки) создает в трансформаторе падение напряжения, поэтому, как видно из векторной диаграммы (рис. 3.33, б),

и между векторами этих напряжений имеется некоторый сдвиг по фазе δ u . В результате при изме­рениях образуются некоторые погрешности.

В измерительных трансформаторах напряжения различа­ют два вида погрешностей:

а) относительную погрешность напряжения

б)угловую погрешность δ u ; за ее значение принимают угол между векторами и -. Она влияет на результаты измерений, выполненных с помощью ваттметров, счетчиков, фазометров и прочих приборов, показания которых зависят не только от силы тока и напряжения, но и от угла сдвига фаз между ними. Угловая погрешность считается положительной, если вектор опережает вектор .

В зависимости от значения допускаемых погрешностей стационарные трансформаторы напряжения подразделяют на три класса точности: 0,5; 1 и 3, а лабораторные - на четыре класса: 0,05; 0,1; 0,2 и 0,5. Обозначение класса соот­ветствует значению относительной погрешности у и при номинальном напряжении U l ном . Угловая их погрешность составляет 20... 40 угл. мин.

Выпускаемые промышленностью трансформаторы напря­жения сохраняют класс точности при изменении первичного напряжения от 80 до 120% номинального.

Рис. 3.34. Схема включения измерительного трансформатора тока (а), общий вид проходного изолятора (б) и векторная диаграмма (в):

1 - медный стержень (первичная обмотка); 2 - вторичная обмотка; 3 - магнитопровод

Для уменьшения погрешностей у и иδ и сопротивленияобмоток трансформатора иделают по возможности малыми, а магнитопровод выполняют из высококачественнойстали достаточно большого поперечного сечения, чтобы в рабочем режиме он не был насыщен. Благодаря этому обес­печивается значительное уменьшение тока холостого хода.

Трансформатор тока. Его выполняют в виде двухобмоточ­ного повышающего трансформатора (рис. 3.34,а) или в видепроходного трансформатора, у которого первичной обмот­кой служит провод, проходящий через окно магнитопровода. В некоторых конструкциях магнитопровод и вторичная обмотка смонтированы на проходном изоляторе, служащем для ввода высокого напряжения в силовой трансформатор или другую электрическую установку. Первичной обмоткой трансформатора служит медный стержень, проходящий вну­три изолятора (рис. 3.34, б).

Сопротивления обмоток амперметров и других приборов, подключаемых к трансформатору тока, обычно малы. Поэто­му он практически работает в режиме короткого замыкания, при котором токи I 1 и во много раз больше токаI 0 , и с достаточной степенью точности можно считать, что

В действительности из-за наличия тока холостого хода

в рассматриваемом трансформаторе

и между векторами этих токов имеется некоторый угол, отличный от 180° (рис. 3.34, в). Это создает относительную токовую по­грешность

и угловую погрешность, измеряемую углом δ i , между векто­рами и - . Погрешность δ i считается положительной, если вектор - опережает вектор .

В зависимости от значения допускаемых погрешностей трансформаторы тока подразделяют на пять классов точнос­ти: стационарные - 0,2; 0,5; 1; 3; 10 и лабораторные - 0,01;0,02; 0,05; 0,1; 0,2. Приведенные цифры соответствуют допус­каемой для данного класса токовой погрешности при номи­нальном значении тока. Угловая погрешность составля­ет 10... 120 угл. мин.

Для уменьшения токовой и угловой погрешностей магнитопровод трансформатора тока изготовляют из высоко­качественной стали достаточно большого сечения, чтобы в рабочем режиме он был не насыщен (B = 0,06...0,1 Тл). При этих условиях намагничивающий ток будет мал.

Следует отметить, что размыкание цепи вторичной обмотки трансформатора тока недопустимо. Трансформатор переходит в режим х.х. и его результирующая МДС, в рабочем режимеравная

, становится

(рис. 3.34, в). В резуль­тате резко (в десятки и сотни раз) возрастает магнитный потокв магнитопроводе, а индукция в нем достигает значения В>2 Тл, что приводит к сильному возрастанию магнитных потерь в стали; при этом трансформатор может сгореть. Еще большую опасность представляет резкое повышение напряжения на зажимах вторичной обмотки до нескольких сотен и даже тысяч вольт. Для предотвращения режима холостого хода приотключении приборов следует замыкать вторичную обмотку трансформатора тока накоротко.

Измерительный тр-р тока (ТТ)- Это спец тр-р,работающий в режиме КЗ и предназначен для расширения пределов измерений приборов, реагир на величину тока(амперметр,ток катушки)

Токовый датчик для измерения параметров переменного тока может рассматриваться как разновидность простого трансформатора тока. Трансформатор по существу имеет две катушки на общем железном сердечнике. Напряжение I1подаётся на катушку В1, наводя через общий сердечник напряжение I2 на катушке В2.

Тот же самый принцип используется в токовом датчике (см. рис.). На замкнутом магнитопроводе в виде клещей замкнутых на проводнике, находится катушка B2 , по которой протекает электрический ток I1.

В1 это просто проводник, на котором пользователь проводит измерения, при количестве обмоток, образуемых проводником - равным единице. Токовый датчик замкнутый вокруг проводника вырабатывает выходной ток, значения которого определяются количеством витков на катушке В2, по формуле:

I2 (выход датчика) = (N1 / N2) x I1, где N1 = 1 или, иначе, Выходное значение датчика = I1/N2 (где N2 это число витков на катушке датчика).

Часто бывает очень трудно измерить I1 непосредственно, так как значение силы тока слишком велико, чтобы подавать его непосредственно на цепь измерительного прибора, или просто потому, что недопустимо разрывать цепь. Для обеспечения приемлемого выходного значения на катушке датчика размещается большое количество витков.

коэф-т тр-и по току I 1 =K i *I 2 F 2 =W 2 *I 2

U1-U2-короткозамк контур-размаг тр-р

Количество витков на катушке датчика в большинстве случаев имеют кратные значения (например, 100, 500 или 1000).

Если N2 равно 1000, в этом случае клещи имеют соотношение N1/ N2 или 1/1000, которое обозначается как 1000:1. Ещё один способ выразить соотношение это сказать что выходное значение датчика 1 мА/А - выходное значение 1 мА (I2) для 1А (или 1А@1000А) появляющееся на дисплее датчика. Существует множество других возможных соотношений: 500:5, 2000:2, 3000:1, 3000:5 и так далее - для различного применения. В большинстве случаев токовый датчик используется с цифровым мультиметром. Рассмотрим для примера токовый датчик с соотношением 1000:1 с токовым выходом и соотношением 1мА/A.

Измерительные трансформаторы тока (ТТ) в процессе эксплуатации подвергаются воздействию многочисленных внешних факторов, которые оказывают влияние на их метрологические характеристики. Одним из таких факторов являются токи короткого замыкания. При коротком замыкании ток, протекающий через ТТ, характеризуется следующими особенностями:

большая кратность тока, протекающего через первичную обмотку. Ток короткого замыкания может превышать номинальный первичный ток в сотни раз;

наличие апериодической составляющей в кривой тока;

при отключении тока короткого замыкания ток, протекающий через ТТ, отключается не в момент перехода тока через ноль.

Все эти особенности могут привести к насыщению магнитопровода ТТ вплоть до максимальной индукции насыщения. После ликвидации короткого замыкания, при работе в сети переменного тока магнитопровод ТТ через некоторое время размагнитится и погрешности восстановятся. Время размагничивания зависит как от внешних факторов – значения первичного тока, мощности вторичной нагрузки, так и от конструктивных особенностей ТТ – материала магнитопровода, числа первичных витков и др.

Вопрос №96 Измерительные трансформаторы напряжения погрешности и режимы работы.

Т

рансформатор напряжения – трансформатор небольшой мощности, предназначенный для расширения пределов измерения приборов, реагирующих на напряжения-ваттметры, вольтметры,электросчетчики.

Измерительный трансформатор может также работать как сельсин. Этот режим используется тогда когда требуется измерить угол рассогласования. он состоит из сельсин датчика сельсин трансформатора.ст возбуждается тремя переменными фазовыми напряжениями сд и создает переменное напряжение снимаемое с однофазной обмотки. То есть при повороте ротора сельсин датчика результирующий магнитный поток в трех фазной цепи сельсин трансформатора поворачивается на тот же угол, но в противоположном направлении. Точность в сельсинной схеме измерения рассогласования погрешность характеризуется напряжением на выходной обмотке ст, когда угол рассогласования равен 0.Погрешности могут быть статическими и динамическими. Статическая погрешность вызывается несинусоидальностью кривой взаимоиндукции между однофазной и трех фазной обмотками, а также нессиметрией фазовых обмоток сельсина. Динамические погрешности возникают врезультате появления скорости и достигает значительных величин области больших скоростей.

Обычно допустимая величина угла рассогласования в следящей системе в сравнении с собственной ошибкой сельсинов очень мала. Это означает, что при углах рассогласования, не выходящих за пределы собственной ошибки сельсинов, выходное напряжение измерителя рассогласования либо равно нулю либо на столько мало что не вызывает реакции исполнительного элемента. Поэтому в данных системах достичь высокой точности невозможно.

Схемы соединений трансформаторов тока. а – звездой, б – треугольником, в – неполной звездой, г – на разность токов двух фаз, д – на сумму токов трех фаз.

При помощи трансформаторов тока первичный ток уменьшают до значений, наиболее удобных для питания измерительных приборов и реле. Обычно вторичные токи трансформаторов тока не превышают 1 или 5 А.

Первичные обмотки трансформаторов тока включают в рассечку электрической цепи, а вторичные замыкают на нагрузку (приборы, реле). Размыкание вторичной обмотки трансформатора тока может привести к аварийному режиму, при котором резко возрастает магнитный поток в сердечнике и ЭДС на разомкнутых концах. При этом максимальное значение ЭДС может достигнуть нескольких киловольт. При магнитном насыщении увеличиваются активные потери в магнитопроводе, что приводит его к нагреву и обгорании изоляции обмоток.

Неиспользуемые в эксплуатации вторичные обмотки трансформаторов тока закорачивают при помощи специальных зажимов.

Первичные обмотки трансформаторов тока изолируют от вторичных на полное рабочее напряжение. Однако на случай повреждения изоляции принимаются меры, обеспечивающие безопасность работ во вторичных цепях. Для этого один из концов вторичной обмотки трансформаторов тока заземляют.

19. Максимальная токовая защита. Схемы расчёт МТЗ.

Принцип действия и область применения. Макси­мальная токовая защита срабатывает при увеличении тока защищаемого элемента сверх установленного тока срабатывания (уставки). Причиной увеличе­ния тока трансформатора может быть и поврежде­ние самого трансформатора, и КЗ на шинах или на отходящих элементах НН, а также самозапуск пи­таемых электродвигателей после кратковременного перерыва питания или подключения к работающему трансформатору дополнительной нагрузки при сраба­тывании устройства АВР. Для предотвращения излиш­них срабатываний при токах перегрузки, вызванных самозапуском электродвигателей или подключением дополнительной нагрузки, максимальная токовая защита должна иметь ток срабатывания (уставку), больший, чем максимально возможный ток пере­грузки. А для предотвращения излишних (неселектив­ных) срабатываний при КЗ на отходящих элементах НН максимальная токовая защита трансформатора должна иметь орган выдержки времени, замедляю­щий ее действие на время, необходимое для сраба­тывания защиты поврежденного отходящего эле­мента. Функциональная схема максимальной токовой защиты приведена на рис. 19.

Измерительная часть максимальной токовой за­щиты трансформаторов 10 кВ состоит из двух или из трех максимальных реле тока Т (три реле устанав­ливаются для защиты трансформаторов со схемой со­единения обмоток ∆/Y или Y/∆). Реле тока включе­ны на токи фаз А и С и на ток фазы В, проходящий в обратном проводе схемы соединения трансформато­ров тока ТТ в неполную звезду (рис. 19). Выходное действие реле тока осуществляется по схеме «ИЛИ»„ т. е. защита может действовать при срабатыва­нии одного, двух или трех реле. В логической части должен быть орган выдержки времени В, позволяющий установить время срабатывания защиты в пределах от 0,1 до 1,3 с. Предусматриваются так­же сигнальный орган СО и исполнительный орган НО, распространяющий действие защиты на отклю­чение трансформатора с двух сторон, т. е. действую­щий на отключение выключателя В на стороне 10 кВ и автомата АВ на стороне 0,4 кВ. На трансформато­рах 10/6 кВ действие защиты распространяется на отключение двух выключателей.

Максимальная токовая защита обязательно уста­навливается на всех трансформаторах, и в том числе на всех трансформаторах 10 кВ, независимо от уста­новки других защит (газовой, дифференциальной или отсечки). Это объясняется тем, что максимальная токовая защита защищает не только трансформатор, но и шины НН, а также может резервировать за­щиты и выключатели на отходящих элементах НН, т. е. осуществлять дальнее резервирование.

При проектировании и обслуживании устройств релейной защиты трансформаторов 10 кВ осуществ­ление полноценного дальнего резервирования встре­чает большие трудности. В сетях 0,4 кВ это связано дополнительно с тем, что не всегда учитывается боль­шая вероятность КЗ через переходное сопротивление до 15 мОм и существенное снижение при этом значе­ний токов КЗ. Использование трансформаторов со схемой соединения обмоток Y/Y также снижает зна­чения токов КЗ (при однофазных КЗ на землю по сравнению с трансформаторами со схемой ∆/Y).

Рис. 19. Функциональная схема максимальной токовой защиты трансформатора 10/0,4 кВ

Иногда длина и сечение отходящих линий 0,4 кВ вы­бираются без учета возможностей дальнего резерви­рования при удаленных КЗ. Полноценное дальнее резервирование можно обеспечить только комплексом мероприятий, в который входит выбор наиболее чув­ствительной схемы максимальной токовой защиты, правильный расчет ее тока срабатывания с учетом реально возможных перегрузок, но без увеличения тока срабатывания защиты, установка дополнитель­ных защит специально для целей дальнего резерви­рования при наиболее частых видах КЗ. В этот же комплекс мероприятий должно входить рациональ­ное размещение защитных аппаратов в сети 0,4 кВ, увеличение сечений и уменьшение длины линий 0,4 кВ с целью увеличения токов КЗ до такого уровня, при котором сможет сработать резервирующая защита трансформатора 10/0,4 кВ.

Выбор тока срабатывания. Уставкипо току макси­мальной токовой защиты должны обеспечивать:

несрабатывание защиты на отключение при послеаварийных перегрузках;

согласование действия по току и по времени с за­щитами питающих («последующих») и отходящих («предыдущих») элементов;

необходимую чувствительность при всех видах КЗ в основной зоне и в зоне резервирования.

Кроме того, для схем с дешунтированием ЭО (рис. 16) необходимо обеспечить надежное действие ЭО после дешунтирования.

Для отстройки (обеспечения несрабатывания) за­щиты при послеаварийных перегрузках необходимо выбрать ее ток срабатывания большим, чем возмож­ный ток самозапуска электродвигателей, питаемых от трансформатора, а также большим, чем возможный ток перегрузки при действии АВР, в результате кото­рого к работающему с нагрузкой трансформатору подключается дополнительная нагрузка. Напомним, что самозапуском называется процесс одновременного пуска из заторможенного состояния электродвигате­лей нагрузки после кратковременного перерыва, а за­тем восстановления электроснабжения. Кратковре­менный перерыв может быть вызван отключением питающего элемента, а затем включением его устрой­ством АПВ или подачей напряжения от резервного источника питания с помощью устройства АВР. Тор­можение и последующий самозапуск электродвигате­лей могут произойти также в результате близкого трехфазного КЗ, которое отключается защитой с вы­держкой времени (например, КЗ в точкеК 3 на рис. 17).

Для отстройки от самозапуска электродвигателей нагрузки ток срабатывания защиты выбирается по выражению

где кн - коэффициент надежности (отстройки), учи­тывающий погрешность реле и необходимый запас, в зависимости от типа реле может приниматься равным 1,1 -1,2 (для реле косвенного действия типов РТ-40, РТ-80, РТ-90, а также новых электронных реле РСТ) или 1,2-1,4 (реле прямого действия типа РТВ); кв - коэффициент возврата реле, представляющий собой отношение тока возврата максимального реле к его току срабатывания, равный примерно 0,9-0,95 для электронных реле типа РСТ, 0,8 - для электромеха­нических реле РТ-40, РТ-80 (для индукционного эле­мента) и 0,6-0,7 - для реле РТВ; ксзп - коэффи­циент самозапуска, представляющий собой отношение тока при самозапуске электродвигателей к пред аварийному рабочему току; значение его в основном за­висит от вида нагрузки, т. е. доли асинхронных элек­тродвигателей, участвующих в самозапуске, и может колебаться в очень широких пределах, примерно от 1 при отсутствии электродвигателей или невозмож­ности их самозапуска до примерно 4 при участии в самозапуске максимально допустимого числа элек­тродвигателей; /раб. max - максимальное значение ра­бочего тока (тока нагрузки) защищаемого трансфор­матора; на двухтрансформаторных подстанциях, где оба трансформатора находятся в резерве друг к другу (в неявном резерве), их собственная рабочая на­грузка не должна превышать 0,6-0,7 номинальной (рис. 23). При работе одиночного трансформатора его нагрузка может превышать номинальную на 20 - 40 %.

Для отстройки от тока перегрузки после действия устройства АВР на двухтрансформаторной подстан­ции (рис. 23) ток срабатывания максимальной токо­вой защиты каждого из двух трансформаторов, нахо­дящихся в неявном резерве, выбирается по выражению (записанному для защиты трансформатора Т1)

где кн - коэффициент, учитывающий увеличение тока через трансформатор Т1 из-за понижения напряжения на шинах НН при подключении к нему после АВР заторможенных двигателей другой секции, ранее пи­тавшейся через трансформатор Т 2 ; значение этого ко­эффициента для нагрузки, в основном состоящей из электродвигателей, может находиться в пределах 1,5-2; значения остальных величин такие же, как в выражении (26). Таким образом, ток срабатывания максимальной токовой защиты трансформаторов, на­ходящихся в неявном резер­ве (рис. 23), в зависимости от типа используемых реле и от состава нагрузки, мо­жет получиться равным (2-7)-кратному по отноше­нию к номинальному току трансформатора. Например, при смешанной нагрузке, в которой доля асинхронных электродвигателей, участвующих в самозапуске, не превышает 50%, а другая часть нагрузки не имеет пусковых токов (освещение, нагревательные элемен­ты), приняв ксзп =2, можно определить, что ток сра­батывания максимальной токовой защиты трансфор­маторов будет равен примерно 6,5Iном.тр.- при ис­пользовании реле типа РТВ, примерно 4,5Iном.тр. - при использовании реле РТ-40 или РТ-80, примерно 3,5Iном.тр. - при использовании полупроводниковых (электронных) максимальных реле тока.

20. Токовая отсечка и защита от перегрузки. Расчёт.

Токовой отсечкой называется максимальная токовая защита с ограниченной зоной действия, имеющая в большинстве случаев мгновенное действие.

В отличие от максимальной токовой защиты селективность действия токовой отсечки достигается не выдержкой времени, а ограничением зоны ее действия. Для этого ток срабатывания отсечки отстраивается не от тока нагрузки, а от тока к. з. при к. з. в конце защищаемой линии или в другой определенной точке, где отсечка не должна действовать.

Принцип действия отсечки основан на том, что величина тока к. з. убывает при удалении места к. з. от источника питания. При к. з. в начале линии у места установки защиты величина тока к. з. имеет наибольшее значение и по мере удаления места к. з. от источника питания постепенно уменьшается, поскольку увеличивается сопротивление до места к. з.

Защита от перегрузок , выполняемая с помощью одно­го максимального реле тока, поскольку перегрузка обычно является симметричным режимом. Поскольку перегрузка допустима в течение длительного промежут­ка времени (десятки минут при токе не больше 1,5I т,ном), то защита от перегрузки при наличии дежур­ного персонала должна выполняться с действием на сигнал, а при отсутствии персонала - на разгрузку или на отключение трансформатора.

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.

21. Газовая защита трансформаторов, особенности выполнения дифференциальной защиты трансформаторов.

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 без выдержки времени (ДЗТ) является основной защитой трансформатора и предназначена для защиты от повреждений на выводах, ошиновке, а также от внутренних повреждений трансформаторов.

Отличие дифференциальной защиты трансформаторов от дифференциальной защиты других элементов состоит в том, что в ряде случаев первичные обмотки соединены в разные группы (звезда и треугольник), что требует компенсации углового сдвига между первичной и вторичной обмоткой.

Дифференциальная защита устанавливается на трансформаторах мощностью 6,3 МВ·А и более, а в некоторых случаях может устанавливаться и на трансформаторах меньшей мощности. Защиты действует на отключение трансформатора со всех сторон с запретом АПВ.

Примеры подключения дифференциальной защиты двух- и трехобмоточного трансформатора совместно с максимальной токовой защитой к трансформаторам тока на подстанциях с отделителями и короткозамыкателями на стороне высокого напряжения приведены на рисунке:

В зону действия дифзащиты входят сам трансформатор, ошиновка стороны среднего и низкого напряжения выключатели высокого и низкого напряжения. В том случае, когда трансформатор собственных нужд подключен к ошиновке низкого напряжения трансформатора, он также входит в зону дифзащиты трансформатора:

Со стороны высокого напряжения защита может подключаться к трансформаторам тока на выводах трансформатора, к выносным трансформаторам тока или к трансформаторам тока, встроенным в выключатель на стороне высокого напряжения. На стороне низкого напряжения трансформаторы тока устанавливаются, как правило, во вводной ячейке КРУ. В этом случае в зону действия ДЗТ попадают ошиновка низкого напряжения трансформатора и трансформатор собственных нужд, если он подключается к этой ошиновке.

22. Виды, назначение и основные требования к устройствам автоматики АВР.

При проектировании систем гарантированного электроснабжения (СГЭ), предназначенных для обеспечения работы электроприемников первой категории и особой группы первой категории надежности, возникает задача выбора типа устройства автоматического ввода резерва (АВР).

Рассмотрим основные требования, предъявляемые к этим устройствам при построении СГЭ.

1. Как известно (гл.1.2 ПУЭ), электроприемники первой категории надежности должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания , а для электроснабжения особой группы электроприемников первой категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого источника.

2. В обоих случаях в качестве одного из резервирующих источников питания может использоваться автоматизированная дизель-электрическая электростанция, что требуется учитывать при выборе конкретной схемы АВР.

3. При использовании АВР должны быть приняты меры, исключающие возможность замыкания между собой двух независимых источников питания друг на друга, причем в дополнение к требованиям ПУЭ службы энергонадзора, как правило, требуют наличия не только электрической, но и механической блокировки коммутирующих элементов.

4. Максимальное время переключения резерва зависит от характеристик потребителей электроэнергии, но при наличии в системе источников бесперебойного питания (ИБП) не имеет определяющего значения. Для исключения ложных срабатываний при переключениях АВР на стороне высокого напряжения должна быть предусмотрена возможность регулировки задержки переключения при неисправностях одной из сетей.

5. Важное значение имеет наличие регулировки порогов срабатывания АВР в диапазоне контролируемого напряжения для каждого ввода. Так, например, в случае подключения к выходу АВР ИБП согласование между собой диапазонов входных напряжений обоих устройств позволяет обеспечить своевременное переключение на резервную сеть при отклонении напряжений основной питающей сети за заданные значения и тем самым исключить длительную работу ИБП на батареях при исправной резервной сети.

6. Желательно наличие индикации состояния и возможности ручного управления АВР.

Попытаемся кратко проанализировать преимущества и недостатки различных типов АВР с позиций перечисленных требований.