ЗМІСТ

Перелік скорочень

ВСТУП

1 РЕЖИМИ РОБОТИ ТА, ЗАХИСТ ТРАНСФОРМАТОРІВ

1.1 Пошкодження і ненормальні режими роботи трансформаторів

1.2 Види і призначення автоматичних пристроїв трансформатора

1.3 Струмові захисти трансформаторів

1.4 Подовжній диференціальний струмовий захист трансформатора.

1.5 Відключення трансформаторів від пристроїв релейного захисту за відсутності вимикача на стороні вищої напруги

2 РОЗРАХУНОК, ТА АВТОМАТИЧНЕ ВКЛЮЧЕННЯ ДЖЕРЕЛА ЖИВЛЕННЯ

2.1 Особливості АПВ трансформаторів

2.2 Автоматичне включення резервного джерела живлення при відключенні трансформатора

2.3 Автоматичне регулювання коефіцієнта трансформації (АРКТ)

2.4 Вибір і розрахунок захисту трансформатора

3 ВПРОВАДЖЕННЯ ТА РОЗРАХУНОК НОВОГО РЕЛЕ ЗАХИСТУ

3.1 Мікропроцесорні блоки релейного захисту та автоматики БЭМП

3.2 Призначення та основні типи захисту трансформаторів

3.3 Захист від пошкоджень обмоток трансформатора

3.4 Диференціальній захист

3.5 Струмова відсічка

ВИСНОВКИ

СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ

ВСТУП

Всі електроустановки обладналися пристроями релейного захисту, призначеними для відключення ділянки в колі, якщо пошкодження спричиняє за собою вихід з ладу елементу або електроустановки в цілому. Релейний захист спрацьовує і тоді, коли виникають умови, загрозливі порушенням нормального режиму роботи електроустановки. У релейному захисті електроустановок захисні функції покладені на реле, які служать для подачі імпульсу на автоматичне відключення елементів електроустановки або сигналу про порушення нормального режиму роботи устаткування, ділянки електроустановки, лінії і так далі. Реле є апарат, що реагує на зміну якої-небудь фізичної величини, наприклад струму, напруги, тиску, температури. Коли відхилення цієї величини виявляється вищим допустимого, реле спрацьовує і його контакти, замикаючись або розмикаючись, проводять необхідні перемикання з допомогою подали або відключення напруги в ланцюгах управління електроустановкою. До релейного захисту пред'являють наступні вимоги: селективність (вибірковість) — відключення тільки тієї мінімальної частини або елементу установки, яка викликала порушення режиму; чутливість — швидка реакція на певні, заздалегідь задані відхилення від нормальних режимів, іноді самі незначні; надійність — безвідмовна робота у разі відхилення від нормального режиму; надійність захисту забезпечується як правильним вибором схеми і апаратів, так і правильною експлуатацією, що передбачає періодичні профілактичні перевірки і випробування. Необхідна швидкість спрацьовування реле визначається проектом залежно від характеру технологічного процесу. Іноді для зведення до мінімуму збитку від виниклих пошкоджень релейний захист повинен забезпечувати повне відключення протягом сотих доль секунди. По своєму призначенню реле розділяють на реле управління і реле захисту.

Реле управління зазвичай включають безпосередньо в електричні ланцюги і спрацьовують вони при відхиленнях від технологічного процесу або змінах в роботі механізмів. Реле захисту включають в електричні ланцюги через вимірювальні трансформатори і лише іноді безпосередньо. Вони спрацьовують при неформальних або аварійних режимах роботи установки. Реле характеризується наступними показниками:

уставка — сила струму, напруга або час, на яких відрегульовано дане реле для його спрацьовування;

напруга (або струм) спрацьовування — найменше або найбільше значення, при якому реле повністю спрацьовує;

напруга (або струм) відпуску — найбільше значення, при якому реле відключається (повертається в початкове положення); коефіцієнт повернення — відношення напруги (або струму) відпуску до напруги (або струму) спрацьовування.

За часом спрацьовування розрізняють реле миттєвої дії і з витримкою часу.

1.1 Пошкодження і ненормальні режими роботи трансформаторів

До пошкоджень трансформаторів відносять:

міжфазні КЗ на виводах і в обмотках (останні виникають набагато рідше, ніж перші); однофазні КЗ (на землю і між витками обмотки, тобто витковые замикання); «пожежа сталі» сердечника. До ненормальних режимів відносяться: перевантаження, викликані відключенням, наприклад, одного з паралельно працюючих трансформаторів. Струми перевантаження відносно невеликі, і тому допускається перевантаження протягом часу, визначуваного кратністю струму перевантаження по відношенню до номінального; виникнення струмів при зовнішніх КЗ, що є небезпекою в основному через їх теплову дію на обмотки трансформатора, оскільки ці струми можуть істотно перевершувати номінальні. Тривале проходження струму зовнішнього КЗ може виникнути при пошкодженні, що не відключилося, на приєднанні, що відходить від трансформатора; неприпустиме пониження рівня масла, що викликається значним пониженням температури я іншими причинами.

Пошкодження і ненормальні режими роботи пред'являють певні вимоги до пристроїв автоматичного управління трансформаторами, що розглядаються нижче.

1.2 Види і призначення автоматичних пристроїв трансформатора

На трансформаторах встановлюються наступні захисту: захист від коротких замикань, що діє на відключення пошкодженого трансформатора і виконувана без витримки часу (для обмеження розмірів пошкодження, а також для запобігання порушенню безперебійної роботи живлячої енергосистеми). Для захисту могутніх трансформаторів застосовуються подовжні диференціальні струмові захисту, а для малопотужних трансформаторів — струмові захисту із ступінчастою характеристикою витримки часу. Крім того, при всіх пошкодженнях усередині бака і пониженнях рівня масла застосовується газовий захист, що працює на неелектричному принципі; захист, від струмів зовнішніх КЗ, основне призначення якої полягає в запобіганні тривалому проходженню струмів КЗ у разі відмови вимикачів або защит суміжних елементів шляхом відключення трансформатора. Крім того, захист може працювати як основна (на трансформаторах малої модності, а також при КЗ на шинах, якщо відсутній спеціальний захист шин). Захисту від зовнішніх КЗ зазвичай виконуються струмовими або (значно рідше) дистанційними — з витримками часу; захист від перевантажень, що виконується за допомогою одного максимального реле струму, оскільки перевантаження зазвичай є симетричним режимом. Оскільки перевантаження допустиме протягом тривалого проміжку часу (десятки хвилин при струмі не більше 1,5Iт,ном), то захист від перевантаження за наявності чергового персоналу повинен виконуватися з дією на сигнал, а за відсутності персоналу — на розвантаження або на відключення трансформатора.

На трансформаторах передбачаються наступні пристрої автоматики:

автоматичне повторне включення, призначене для повторного включення трансформатора після його відключення максимальним струмовим захистом. Вимоги до АПВ (автоматичне повторне включення) і способи його здійснення аналогічні розглянутим раніше пристроям АПВ ліній. Основна особливість полягає в забороні дії АПВ трансформаторів при внутрішніх пошкодженнях, які вимикаються диференціальним або газовим захистом; автоматичне включення резервного трансформатора, призначене для автоматичного включення секційного вимикача при аварійному відключенні одного з працюючих трансформаторів або при втраті живлення однієї з секцій по інших причинах; автоматичне відключення і включення одне з паралельно працюючих трансформаторів, призначене для зменшення сумарних втрат електроенергії в трансформаторах; автоматичне регулювання напруги, призначене для забезпечення необхідної якості електроенергії у споживачів шляхом зміни коефіцієнта n трансформації знижувальних трансформаторів підстанцій, що живлять розподільну мережу. Для зміни n під навантаженням трансформатори обладналися пристроями РПН (регулятором перемикання відпаювань обмотки трансформатора під навантаженням). Автоматична зміна n здійснюється спеціальним регулятором коефіцієнта трансформації (АРКТ), що впливає на РПН.

1.3 Струмові захисти трансформаторів

Трансформатори малої потужності до 750 кВ*А при напрузі 10 кВ і до 3200 кВ*А при напрузі 35 кВ тупикових підстанцій, а також цехові трансформатори зазвичай комутують вимикачами навантаження ВНП. Для захисту таких трансформаторів від внутрішніх КЗдопускається застосування (рис. 1) запобіжників (наприклад, типу ПК). Номінальний струм плавкої вставки I вс, ном вибирається з тих же умов, що і для ліній. Крім того, необхідно враховувати можливість небажаного спрацьовування запобіжників при кидках струму намагнічення, викликаних включенням трансформатора під напругу. З урахуванням вказаних умов I вс, ном = (1,5.2,5)Iт,ном. Селективність захисту забезпечується узгодженням время-токовой характеристики запобіжника з характеристиками защит приєднань, що відходять, з боку нижчої напруги трансформатора.

Рис. 1.1 Захист трансформатора малої мощности за допомогою запобіжників.

Для спрощення і здешевлення підстанцій систем електропостачання, що підключаються відгалуженням до лінії електропередачі, застосовуються відкриті плавкі вставки (ОП), а також керовані запобіжники.

Недоліками защит трансформаторів, виконаних за допомогою плавких вставок, є: нестабільність їх захисних характеристик, яка може привести до неприпустимого збільшення часу відключення трансформатора при деяких видах внутрішніх пошкоджень; трудність узгодження із защитами суміжних ділянок.

Струмовий захист трансформаторів виконується з використанням вторинних максимальних реле струму (прямої або непрямої дії). При цьому слід мати на увазі, що трансформатори малої потужності представляють для струмів КЗ відносний великий зосереджений опір. Тому захистоздатність першого ступеня (відсічення без витримки часу) виходить задовільною. Враховуючи це, захист зазвичай виконують двоступінчатою. Першим ступенем захисту є струмове відсічення, струм спрацьовування якої вибирається великим максимального струму при КЗ за трансформатором. Чутливість першого ступеня вважається задовільною, якщо kч = 2 при КЗ на стороні вищої напруги трансформатора. Другий ступінь є максимальним струмовим захистом, витримка часу якої узгоджена з витримками часу защит приєднань, що відходять. Чутливість максимального струмового захисту перевіряється по струму при КЗ на стороні нижчої напруги. Робота струмового захисту як резервною перевіряється при КЗ в кінці елементів, приєднаних до шин нижчої напруги (при цьому бажано мати kч >= 1.2).

При паралельній роботі двох трансформаторів слід мати на увазі, що у випадку КЗ на нижчій стороні максимальні струмові захисту (другі ступені) трансформаторів можуть відключити обидва трансформатори. Якщо є секційний вимикач, то цей недолік усувається тим, що встановлений на нім захист має меншу витримку часу.

Для підвищення чутливості максимальний струмовий захист доповнюється пуском від реле напруги зворотної послідовності (при несиметричних КЗ) і від реле мінімальної напруги (при симетричних КЗ) (Рис.2).

При несиметричному КЗ на виході фільтру ФНОП з'являється напруга, пропорційна напрузі зворотної послідовності, максимальне реле напруги 2РН спрацьовує і обумовлює спрацьовування мінімального реле напруги 3РН. Якщо при цьому для реле 1РТ Ip > Ic,p, то захист спрацьовує. При симетричному КЗспрацьовує ЗРН і реле струму 1РТ.

Струм спрацьовування захисту при цьому вибирається по умові налагодження від номінального струму, а не від струму самозапуска електродвигунів, що живляться від трансформатора, що захищається, що і обумовлює підвищення чутливості захисту.

Напруга спрацьовування 2РН відбудовується від напруги небаланса Uнб, раб на виході фільтру ФНОП в робочому режимі:

де kотс і kв — коефіцієнти налагодження і повернення реле; Uном і KU — номінальна напруга і коефіцієнт трансформації трасформатора напруги ТН.

Рис. 1.2. Захист трансформатора від зовнішніх КЗ і перевантажень.

Напруга спрацьовування ЗРН відбудовується від мінімального значення напруги в місці установки ТН з урахуванням самозапуска електродвигунів

(1)

Коефіцієнт чутливості захисту по напрузі повинен бути не нижче kч = 1,2ё1,3, причому kч, при симетричному КЗ можна визначати не по напрузі спрацьовування мінімального реле ЗРН, а по напрузі його повернення, оскільки симетричне КЗ у початковий момент часу є несиметричним, а отже, ЗРН спрацьовує в результаті спрацьовування 2РН. Таку взаємодію реле підвищує чутливість захисту по напрузі при симетричних КЗ

Якщо трансформатор з вищою напругою 110 кВ має глухозаземленну нейтраль, то при однофазном КЗ у мережі 110 кВ через нейтраль трансформатора проходитимуть струми нульової послідовності, для відключення яких на трансформаторі встановлюється спеціальний струмовий захист нульової послідовності. Вимірювальний орган захисту, який встановлюється тільки за наявності живлення з боку НН або СН, складається з одного реле струму 2РТ (Рис. 2), підключеного до ТТ, встановленому в ланцюзі заземлення нейтралі трансформатора. Струм спрацьовування захисту вибирається з умови надійного настроєння від струму небаланса в заземляючому ланцюзі при зовнішніх міжфазних КЗ і узгоджується із струмами спрацьовування защит від однофазних КЗ встановлених на лініях, що примикають до трансформатора, що захищається. Значення струму спрацьовування зазвичай знаходиться в межах 100—200А. Час спрацьовування захисту (реле РВ) повинен бути на ступінь селективності більше часу спрацьовування найбільш захисту, що поволі діє, від однофазних КЗ що примикають до трансформатора ліній електропередачі, При живленні трансформатора тільки з боку вищої напруги захист зазвичай не встановлюється.

Захист трансформатора від перевантаження, що виконується одним реле, має струм спрацьовування

де kотс = 1,05 — коефіцієнт, що враховує погрішність в значенні струму спрацьовування.

На триобмоткових трансформаторах з одностороннім "живленням захист від перевантаження встановлюється з боку живлення. При істотно різних потужностях обмоток встановлюється додатково захист на живленій обмотці меншої потужності.

1.4 Подовжній диференціальний струмовий захист трансформатора

На трансформаторах потужністю більше 7,5 Мв*а як основний захист встановлюється подовжній диференціальний струмовий захист. Принцип дії захисту аналогічний захисту ліній електропередачі. Проте особливості трансформатора як об'єкту захисту приводять до того, що Iнб в диференціальному захисті трансформатора значно більше, чим в диференціальних захистах інших елементів системи електропостачання. Основними чинниками, які необхідно враховувати при виконанні диференціального захисту трансформатора, є наступні.

Кидок струму намагнічення при включенні трансформатора під напругу або при відновленні напруги після відключення зовнішнього КЗ Струм намагнічення трансформатора (рис. 4, а) Iнам = I1п— I11п в нормальному режимі роботи невеликий і складає 2—3% номінального струму Iт,ном. Після відключення зовнішнього КЗ як і при включенні трансформатора під напругу, виникаючий кидок струму намагнічення може перевищувати номінальний струм Іт,ном в 6—8 разів.

Рис. 1.3 Зміна потоку і струму намагнічення при включенні трансформатора під напругу.

а — пояснююча схема; б — изменение струму намагнічення; у — зміни напруги і магнітного потоку; г — характеристика намагнічення.

Значення струму при кидку залежить від моменту включення трансформатора під напругу. Найбільше значення кидок струму намагнічення має при включенні трансформатора в мить, коли миттєве значення напруги U рівне нулю (Рис. 1.3, в, г). В цьому випадку магнітний потік Фt в сердечнику трансформатора в початковий період часу містить велику аперіодичну складову Фа і перевищує при перехідному процесі стале значення Фуст практично в 2 рази. Оскільки залежність Ф = f(Iнам) нелінійна, то iнам збільшується по відношенню до сталого значення в сотні разів, але залишається зазвичай меншим максимальних перехідних струмів зовнішніх (крізних) КЗ Кидок струму намагнічення може містити велику що аперіодичну складає, а також значний відсоток вищих гармонік (перш за все другий). Загасання кидка відбувається повільніше, ніж струму КЗ В результаті крива кидка струму намагнічення Iнам,бр (рис. 1.3, б) може опинитися зміщеній по одну сторону осі часу.

Вказані характерні особливості кидка струму намагнічення використовуються для забезпечення отстроенности диференціального струмового захисту трансформатора, оскільки при настроєні захисту по струму спрацьовування вона має дуже низьку захистоздатність, а при настроєні за часом — втрачає швидкість спрацьовування.

Схеми з'єднання обмоток трансформатора. Якщо обмотки вищої і нижчої напруги трансформатора сполучені не по схемі Y/Y -12, а по якійсь іншій схемі, то між струмами фаз трансформатора на сторонах вищої і нижчої напруги існує фазове зрушення. Так, при широко поширеній схемі з'єднання обмоток трансформатора Y-D фазове зрушення складає I1пI11п = 30 эл. град. Тому при однакових схемах з'єднання вторинних обмоток груп 1ТТ і 2ТТ трансформаторів струму (на сторонах вищої і нижчої напруги) в диференціальному ланцюзі захисту при зовнішньому до. з, проходить значний струм, рівний приблизно половині вторинного струму ТТ при зовнішньому КЗ

Тому схеми з'єднання груп 1ТТ і 2ТТ повинні бути такими, щоб вказане зрушення по фазі отеутствовал (РI1пI11п = 0). При цьому можливі два варіанти: вторинні обмотки групи 1ТТ з'єднуються в трикутник, а групи 2ТТ — в зірку або вторинні обмотки групи 2ТТ — в трикутник, а 1ТТ — в зірку. Схема з'єднання обмоток ТТ в першому випадку ясна з Рис. 1.4. Перевага завжди віддається першому варіанту, оскільки з'єднання в трикутник вторинних обмоток ТТ, встановлених з боку зірки силового трансформатора, запобігає можливому неправильному спрацьовуванню диференціального захисту при зовнішніх однофазних КЗ (коли нейтраль трансформатора заземлена), оскільки з'єднання в трикутник запобігає попаданню струмів нульової послідовності в реле захисту. При з'єднанні вторинних обмоток 1ТТ в трикутник струми в ланцюзі циркуляції від 1ТТ (I’1в) в ЦЗ разів більше вторинних струмів 1ТТ (I1в). Тому коефіцієнт трансформації 1ТТ вибирається рівним IтYном ЗЦ5, де IтYном — номінальний струм трансформатора з боку обмотки силового трансформатора, сполученої в зірку.

Рис. 1.4. Схема з'єднання ТТ диференціального струмового захисту трансформатора Y/-11 Dі векторні діаграми.

Невідповідність коефіцієнтів трансформації ТТ розрахунковим значенням. Для забезпечення рівності струмів в ланцюзі циркуляції повинне дотримуватися співвідношення

відповідно для трансформаторів із з'єднанням обмоток по схемі Y/Y і Y/D. Трансформатори струму, що випускаються промисловістю, мають дискретну шкалу коефіцієнтів трансформації. Тому в загальному випадку I’11в № I’1в що викликає додатковий струм небаланса в реле захисту.

Регулювання коефіцієнта трансформації трансформатора. При регулюванні коефіцієнта трансформації трансформатора співвідношення між первинними, а отже, і між вторинними струмами 1ТТ і 2ТТ змінюється, що також приводить до появи струму небаланса в диференціальному ланцюзі захисту. Відмінності типів ТТ, їх навантажень і кратностей струмів зовнішнього КЗТрансформатори струму ТТ диференціального захисту трансформатора встановлюються на сторонах трансформатора, що мають різну напругу, тому вони не можуть бути однаковими. Крім того, схеми з'єднання вторинних обмоток ТТ також різні, а отже, трансформатори струму мають різне навантаження. Різні у різних груп ТТ (особливо у разі триобмоткового трансформатора) і кратності струму зовнішнього КЗ по відношенню до їх номінальних струмів. Все це обумовлює різні погрішності у різних груп ТТ, що приводить до появи підвищених струмів небаланса в диференціальному ланцюзі захисту при зовнішніх КЗ

Розглянуті вище чинники обумовлюють застосування захистів різної складності КЗ використанням різних способів забезпечення їх защитоспособности і отстроенности. У простому випадку як РТД (рис,1.4) використовують звичайне реле струму без уповільнення (такий захист називають диференціальним відсіченням). Проте защитоспособность її мала через те, що захист виходить вельми грубим. Для підвищення чутливості застосовують реле і схеми, основні з яких (реле з проміжними трансформаторами, що насищаються, в диференціальному колі, реле з гальмуванням) були розглянуті стосовно подовжнього диференціального захисту ліній. У ряді випадків застосовуються і складніші принципи (особливо для забезпечення отстроенности захисту від кидків струму намагнічення трансформатора).

Найбільший (розрахунковий) струм небаланса в диференціальному ланцюзі захисту може мати місце при включенні трансформатора під напругу або при зовнішньому КЗ Тому струм небаланса повинен визначатися в обох випадках.

При включенні трансформатора під напругу значення кидка струму намагнічення Iбр.нам, що діє, в перший період рівне (6—8)Iт,ном. де Iт,ном— номінальний струм трансформатора.

При зовнішньому КЗ, що супроводжується проходженням через ТТ захисту найбільших струмів КЗ, струм небаланса

Iнб = I'нб + I"нб + I"’нб (1)

де I'нб I"нб I"’нб — струми небаланса, обумовлені відповідно погрішностями ТТ, регулюванням коефіцієнта трансформації трансформатора і нерівністю струмів в ланцюзі циркуляції від різних груп Тт.

Розкриваючи виразу для окремих складових струму небаланса (1), можна записати:

Iнб,расч = (kоднkаперe + DU*рег + Dfвыр)Iк,ве,max (2)

де kодн = 1—коэффициент однотипності; капер — коефіцієнт, що враховує наявність аперіодичної складової в первинному струмі ТТ при зовнішньому КЗ; e = 0,1 — допустимая відносна погрішність ТТ; DU*рег = Uрег /Uном — відносний діапазон зміни напруги на вторинній стороні трансформатора при регулюванні коефіцієнта трансформації під навантаженням пристроєм РПН; Dfвир = (I’1в - I’11в ) I’1в — відносне значення струму небаланса в диференціальному ланцюзі захисту, обумовлене невідповідністю розрахункових і фактичних коефіцієнтів трансформації ТТ.

Значення коефіцієнта капер в (2) і коефіцієнта, що враховує настроєння від кидка струму намагнічення,, вибираються різними залежно від типу вживаного РТД. Так, для диференціального відсічення струм спрацьовування визначається як

Iс,з = kотсIбр,нам;(3)

Iс,з = kотсIнб,расч.(4)

При цьому в (4) kотс » 2, а вираз (3) з урахуванням деякого загасання перехідного значення Iбр,нам протягом власного часу спрацьовування електромеханічного реле приймає вигляд:

Iс,з = (3.5ё4.5) Iт,ном (5)

і, як правило, є визначальний. Струм спрацьовування реле диференціального струмового відсічення

Ic,p = Iс,з3/K1TTЦ (6)

якщо Iс,з віднесений до сторони Y трансформатора, де вторинні обмотки 1ТТ сполучені в трикутник. Диференціальне відсічення вважається прийнятним, якщо при двофазному КЗ на виводах нижчої напруги трансформатора kч = 2. Не дивлячись на низьку чутливість диференціального відсічення її гідність полягає в забезпеченні швидкості спрацьовування при найбільших кратностях струму КЗ

При використанні реле з проміжними трансформаторами РНТ, що насищаються, вибір струму спрацьовування захисту Iс,з проводиться по виразах;

Iс,з = (1 ё 1,3I)т,ном (7)

Iс,з = kотс(I’нб + I”нб) (8)

У (8) неучет I”нб пояснюється можливістю компенсувати цю складову (у першому наближенні) за допомогою проміжного трансформатора струму ПНТТ, що насищається, з декількома первинними обмотками (Рис. 1.5), коли для запобігання попаданню в реле захисту струму небаланса, обумовленого нерівністю струмів I’11в і I’1в в ланцюзі циркуляції, проводиться вирівнювання м. д. с. первинних обмоток w1, w2 проміжних трансформаторів струму так, що I’1в w1 » I’11в w2, тобто Eв, т »0 і Iр »0.

Крім того, в (8) при розрахунку I’нб значення коефіцієнта капер приймається рівним одиниці.

Рис. 1.5 Схема включення реле РНТ в диференціальному струмовому захисті трансформатора

Принципова схема диференціального захисту трансформатора з РНТ (у однолінійному зображенні) представлена на Рис. 1,5.

Слід зазначити, що визначення складової розрахункового струму небаланса I”нб обумовленою регулюванням напруги трансформатора, що захищається, з розрахункових чисел витків обмоток проміжних трансформаторів струму реле захисту що насищаються, проводиться з урахуванням однакового максимального регулювання ±DUmax у обидві сторони по відношенню до середнього положення перемикача РПН, що приймається як розрахунковий. Такий облік регулювання напруги відповідає визначенню оптимальної уставки захисту тільки за умови незалежності опору трансформатора і струму КЗ від положення перемикача РПН.

Для підвищення чутливості диференціального струмового захисту трансформатора передбачають ефективніше (в порівнянні із захистом з РНТ) настроєння від кидка струму намагнічення трансформатора, використовуючи: несинусоидальность кидка струму намагнічення; наявність в нім що аперіодичною складає; наявність провалів (нижче заданого рівня) в кривій струму Iнам,пер. У сьогодення-час бажано на могутніх трансформаторах встановлювати захист із струмом спрацьовування (0,2—0,3)Iт,ном. Диференціальні захисту, вживані в експлуатації, можна розділити на три групи: із струмовими реле; з реле РНТ; з реле з гальмуванням.

Найбільший струм спрацьовування мають захисту першої групи (диференціальні струмові відсічення). Струм спрацьовування защит другої групи значно менший. Найбільш поширеним різновидом таких защит є вже розглянутий захист із застосуванням проміжних ТТ, що насищаються, в диференціальному ланцюзі. Недоліком цього захисту є, невелике уповільнення із-за наявності деякій що аперіодичною складає в струмі КЗ

Ще менший струм спрацьовування можуть мати зашиті третьої групи.

В даний час випускається напівпровідниковий диференціальний струмовий захист типу ДЗТ-21, струм спрацьовування якої рівний приблизно 0,3Iт,ном.

1.5 Відключення трансформаторів від пристроїв релейного захисту за відсутності вимикача на стороні вищої напруги

В даний час в системах електропостачання все більш широко застосовуються понизительные підстанції без вимикачів на стороні вищої напруги. Такі підстанції виконуються по спрощених схемах приєднання до мережі системи електропостачання (по блокових схемах лінія — трансформатор або відпаюваннями від ліній електропередачі). Для відключення пошкоджень в понизительных трансформаторах таких підстанцій застосовуються наступні способи: установка на виводах вищої напруги трансформаторів плавких запобіжників; фіксація і ліквідація пошкоджень в трансформаторі за допомогою защит, встановлених на живлячих кінцях лінії;

установка короткозамыкателей, що автоматично включаються при спрацьовуванні защит трансформатора і викликають КЗ, на виводах вищої напруги, яка ліквідовується потім защитами живлячого кінця лінії; передача відключаючого сигналу по високочастотному каналу (на базі проводів лінії) або по жилах спеціального кабелю від защит трансформатора на відключення вимикача живлячого кінця ліній.

Якщо захисту живлячого кінця лінії не забезпечують необхідній чутливості при пошкодженнях в обмотках трансформатора і на його вывоДах нижчої напруги або мають великі витримки временнгто для відключення пошкодження використовуються захисту трансформатора, що Діють у поєднанні з короткозамыка-телем.

Включення короткозамыкателя здійснюється від захисту трансформатора, а відключення — в ручну. У мережах із заземленою нейтраллю короткозамыкатель встановлюється в одній фазі, а в мережах з ізольованою нейтраллю він виконується двополюсним із загальним приводом і встановлюється на двох фазах.

Після включення короткозамыкателя виникає однофазное (або двофазне) КЗна виводах вищої напруги трансформатора. При цьому спрацьовують швидкодіючі захисту, встановлені на живлячих кінцях лінії. Допускається одноразове АПВ живлячої лінії (хоча воно може викликати збільшення розмірів пошкодження трансформатора). Коли до однієї лінії підключені відгалуженнями два або декілька трансформаторів, на кожному з них додатково встановлюють віддільників (триполюсні разъединители з автоматичним управлінням). Відключення віддільника пошкодженого трансформатора здійснюється автоматично в бестоковую паузу після відключення живлячої лінії. Після АПВ відновлюється живлення непошкоджених трансформаторів, що залишилися підключеними до лінії.

У простому випадку для відключення віддільника використовується спеціальне реле прямої дії — блокуюче реле віддільника (БРО), встановлене в приводі віддільника і підключене до трансформатора струму, включеного в ланцюзі короткозамыкателя. Під впливом струму КЗ зводиться бойок БРО. Після відключення захистом живлячої лінії і зникнення струму в ланцюзі короткозамыкателя БРО спрацьовує і відключає віддільник. Проте така схема автоматичного відключення віддільника не знайшла широкого розповсюдження із-за властивих нею недоліків: малій надійності БРО і необхідності оснащення лінії двократним АПВ, оскільки при одночасному спрацьовуванні швидкодіючих защит лінії і трансформатора (при пошкодженні в трансформаторі) віддільник в першу бестоковую паузу може не відключитися.

Надійнішою є схема автоматичного відключення віддільника, що використовує як джерело оперативного струму заздалегідь заряджену (від зарядного пристрою УЗ) батарею конденсаторів З, показану на (Рис. 6.) При включенні короткозамыкателя До реле струму РТ розмикаючим контактом забороняє відключення віддільника Про, поки не відключиться вимикач живлячої лінії. Котушка відключення віддільника Кб підключається до .конденсатору З після повернення реле РТ і спрацьовування реле РП. Затримка при спрацьовуванні реле. РЯ запобігає неприпустимому відключенню віддільника при проходженні через нього струму КЗ, якщо допоміжні контакти К1 замкнуться раніше основних контактів короткозамыкателя.Слід зазначити деякі особливості захисту трансформаторів спрощених підстанцій за наявності короткозамыкателей і віддільників Якщо як єдиний основний захист застосовується газова защита-(трансформатори невеликої потужності), то вона повинна забезпечити включення короткозамыкателя при будь-яких пошкодженнях усередині бака трансформатора. Тому трансформатор власних потреб (ТСН) або трансформатор напруги (ТН) вже не може служити джерелам оперативного струму для газового захисту, оскільки при пошкодженні силового трансформатора оперативна напруга може значно знижуватися.

Рис. 1.6 Схема відключення віддільника с застосуванням батарей заздалегідь заряджених конденсаторів.

Единим надійним джерелом оперативного струму в даному випадку можуть бути батареї заздалегідь заряджених конденсаторів.

- Для включення короткозамыкателя на стороні вищої напруги трансформатора (і для відключення вимикача на стороні нижчої напруги) часто використовують енергію заздалегідь заряджених конденсаторів при неможливості використання схем з дешунтированием електромагнітів включення короткозамыкателя і відключення вимикача (коли вторинні струми КЗскладають більше 150 А). Такі випадки характерні для трансформаторів 110 кВ малій потужності (2,5; 4; 6,3 Мв·а) при використанні вбудованих у введення трансформатора трансформаторів струму (типу ТВТ-110). Разом з тим зарядні пристрої, що включаються на ТСН або ТН, не можуть забезпечити заряд розряджених конденсаторів при включенні трансформатора на трифазне КЗна його виводах або на шинах НН підстанції. Тому заряд конденсаторів в цих випадках забезпечується застосуванням спеціального зарядного пристрою, що харчується як від ланцюгів напруги, так і від ланцюгів струму.

- Унаслідок короткочасності розряду конденсатора серйозні вимоги пред'являються до якості наладки і стану апаратури (короткозамыкателей і віддільників). Забруднення, окислення, загусання мастила можуть привести до недолустимому уповільнення дії цих апаратів.

Застосування підстанцій з короткозамыкателями на 'стороні вищої напруги характеризується збільшенням часу відключення пошкодженої ділянки із-за порівняно великого власного часу включення короткозамыкателей. Цей недолік можна виключити, якщо замість короткозамыкателей використовувати телеотключение. При передачі команди телеотключения лр кабелю передбачається постійний контроль стану його жил за допомогою спеціального пристрою (наприклад, .типа УК-1)

У експлуатації застосовується також передача отклю-,.4 імпульсу, що сподівається, по в. ч. каналу, організованому по проводах лінії електропередачі за допомогою спеціальної апаратури в. ч. обробки і спеціальних пристроїв високочастотного телеотключения (ВЧТО).

При пошкодженні трансформатора і спрацьовуванні його захисту одночасно з відключенням вимикача і забороною його АПВ подається по лініях сигнал телеотключения (ТО) до передавача. Сигнал по каналу зв'язку подається на входи приймачів живлячих підстанцій, викликаючи спрацьовування на них проміжних реле, що відключають головні вимикачі. З метою підвищення надійності при здійсненні пристрою телеотключения зберігається і короткозамикач.

2 РОЗРАХУНОК, ТА АВТОМАТИЧНЕ ВКЛЮЧЕННЯ ДЖРЕЛА ЖИВЛЕННЯ

2.1 Особливості АПВ трансформаторів

На однотрансформаторной підстанції АПВ трансформатора є обов'язковим. Здійснення на двохтрансформаторній підстанції АПВ трансформаторів рекомендується, якщо при відключенні одного трансформатора, що залишився в роботі, не може забезпечити живлення навантаження без відключення частини, споживачів.

Заборона АПВ. при пошкодженні усередині бака трансформатора здійснюється за допомогою сигнального контакту газового реле.

Для здійснення АПВ трансформатора використовуються ті ж пристрої, що і для АПВ лінії. При цьому АПВ повинно діяти з витримкою часу для виключення його спрацьовування при внутрішніх КЗ, що супроводжуються бурхливим газоутворенням, коли відключаючий контакт газового реле замикається раніше, ніж сигнальний.

2.2 Автоматичне включення резервного джерела живлення при відключенні трансформатора

На підстанціях широкого поширення набули пристрої автоматичного включення секційного вимикача З В при зникненні живлення на одній з секцій шин нижчої напруги.

Схема АВР СВ, виконана за допомогою реле РПВ-358, представлена на (Рис. 2.1) Пуск АВР здійснюється при дотриманні наступних умов: невідповідність положення ключа управління (що фіксується за допомогою реле 1РПФ, обмотки якого не показані

Рис. 2.1 Схема АВР СВ з пристроєм виявлення втрати живлення і перевіркою значення зустрічної напруги.

на (Рис. 2.1,г) і вимикача 1В (Рис. 2.1, а) (що фіксується за допомогою реле РПО, що спрацьовує при відключенні вимикача). При цьому подається «мінус» на затиск 5 комплектного пристрою РПВ-358 і відбувається спрацьовування АВР. Дія АВР контролюється замикаючим контактом реле 2РПФ, який замикається у разі спрацьовування захисту від внутрішніх пошкоджень в трансформаторі або захисту від втрати живлення.

Аналогічний ланцюг пуску АВР передбачений на (Рис. 2.1), г і при відключенні трансформатора Т2, що живить другу секцію підстанції IIс-(Рис. 2.1, а). Ланцюг пуску АВР контролюється також розмикаючим контактом РПФ, який замкнутий при відключеному СВ.

Двопозиційне реле РПФ спрацьовує і перемикає свої контакти при відключенні СВ ключем управління КУ (фіксуючи тим самим відключене положення вимикача) і при включенні вимикача з будь-якої причини від контактів електромагніту включення СВ (фіксуючи включене положення вимикача).

У даній схемі АВР передбачений також - контроль відсутності напруги на резервованій секції шин, який здійснюється послідовно включеними розмикаючими контактами реле мінімальної напруги 1РН і 2РН, що подають «плюс» на затиск 6 комплектного пристрою РПВ-358. Контроль відсутності напруги необхідний для запобігання несинхронному включенню резервного джерела живлення на залишкову напругу крупних синхронних, що гальмуються . або асинхронних двигунів. Загасання э. д. с. синхронного електродвигуна при невідключеному збудженні відбуватиметься у міру зменшення частоти обертання, а при гасінні поля -- у міру зменшення струму в обмотці збудження.

Пуск АВР при зникненні напруги, на секціях шин, коли вимикач живлячого трансформатора залишиться включеним, за допомогою мінімальних реле напруги може виявитися неефективним, оскільки синхронні двигуни і конденсаторні батареї можуть тривало підтримувати залишкову напругу на шинах, що втратили живлення. Тому в даній схемі пусковий орган АВР доповнений пристроєм, що реагує на зниження частоти і зміну напряму активній потужності. Цей пусковий орган спрацьовує при знижень частоти, якщо активна потужність через живлячу лінію або трансформатор стала рівною нулю або змінила напрям.

Пристрій складається з реле частоти РЧ (Рис. 2.1, в), проміжних реле РПЧ і РПМ, реле напряму потужності 1РМ, 2РМ (Рис. 2.1,б) і реле часу РВ.

До реле потужності підводяться лінійна напруга і струм відстаючої фази: Ubc і — Iс; Uca і — Ia. При такому включенні і внутрішньому вугіллі, рівному 30°, реле має позитивний момент при напрямі активній потужності до шин і негативний — при напрямі активній потужності від шин; реле підключається так, щоб при напрямі потужності до споживача контакти його були замкнуті. Необхідність двох реле напряму потужності пояснюється тим, що при двофазному КЗза трансформатором одне з реле може спрацювати 'неправильно. Уставка спрацьовування по частоті реле РЧ приймається рівною 48—48,5 Гц. Для полегшення роботи контактів реле напряму потужності і зменшення навантаження на трансформатор напруги напруга на обмотки реле потужності подається після зниження частоти. Якщо спрацьовування реле частоти буде обумовлено зниженням частоти в енергосистемі, контакти РЧ замкнуться, спрацює реле РПЧ, а реле часу (з уставкой 0,3—0,5 з) не спрацює, оскільки контакти реле РПМ залишаться розімкненими (потужність направлена до шин, і контакти 1РМ і 2РМ замкнуті).

Якщо спрацьовування реле РЧ відбудеться унаслідок загасання напруги на шинах підстанції при втраті живлення, контакти реле напряму потужності залишаться розімкненими і реле часу спрацює.

Заборона АВР здійснюється подачею «плюса» на затиск 8 від замикаючого контакту РПФ, який замкнутий при включеному СВ.

Важливо відзначити, що" пристрій АВР СВ повинен працювати тільки при втраті живлення (відключенні живлячої лінії) і при внутрішніх пошкодженнях трансформатора. У решті випадків відключення вимикача на нижчій стороні трансформатора (від струмових защит) повинно працювати АПВ шин нижчої напруги шляхом повторного включення основного джерела (трансформатора). Таке розмежування дії пристроїв АПВ і АВР СВ викликане тим, що при включенні секційного вимикача на КЗє небезпека відключення другого трансформатора і повного обесточения споживача (при відмові захисту секційного вимикача або несправності самого вимикача). Для реалізації вказаного поєднання дії пристроїв АПВ і АВР СВ в схемах захисту трансформатора встановлюється спеціальне реле 2РПФ, що запам'ятовує роботу защит від внутрішніх пошкоджень і втрати живлення.

В окремих випадках забороняється робота пристрою АВР за наявності замикання на землю в резервованій або резервуючій мережі із-за побоювання підвищеної вірогідності перекриття іншої фази унаслідок комутаційних перенапружень у момент включення СВ. При цьому може виникнути подвійне замикання на землю - одне на резервуючій частині мережі, інше — на резервованій. Дія АВР повинна також заборонятися, якщо основне джерело живлення буде відключено від АЧР.

2.3 Автоматичне регулювання коефіцієнта трансформації (АРКТ)

З метою підтримки необхідного рівня напруги широко поширено регулювання напруги Uп у споживачів (Рис. 2.2) шляхом зміни коефіцієнта

Рис. 2.2 Пояснююча схема (а) і характеристика зміни напруги у споживача за наявності АРКТ (б).

трансформації трансформаторів знижуючих підстанцій, що живлять розподільну мережу. Для зміни коефіцієнта трансформації під навантаженням трансформатори обладналися пристроями РПН (перемикання відпаювань під навантаженням). Автоматична зміна nт здійснюється спеціальним регулятором АРКТ, що впливає на РПН.

У загальному випадку електрична мережа, одержуюча живлення від шин підстанції, може бути розгалуженою і живити значну кількість навантажень. При цьому найвигідніше підтримувати незмінним напруга в деякій контрольованій крапці, представивши розгалужену мережу у вигляді еквівалентної ліній з одним навантаженням на кінці. Оскільки значення напруги Uп при даному напруги на шинах Uш залежить від падіння напруги в еквівалентній лінії (Uп = Uш – Zэ,лIп ), та напруга Uш повинна бути тим більше, чим більше навантаження споживача. Таке регулювання напруги отримало назв зустрічного регулювання.

Незмінність напруги в контрольованій крапці мережі при різних режимах навантаження може бути забезпечена, якщо змоделювати на вході вимірювального органу АРКТ напругу, що існує в регульованому ланцюзі. Для цього до нього необхідно підвести напругу

Uп = Uш –sIп

Вимірювальний орган АРКТ є регулятором по відхиленню напруги від заданого значення UКОНТР, пропорційного напрузі в контрольованій крапці. Якщо sIп буде рівне падінню напруги в еквівалентній лінії Zэ,л (від шин підстанції до контрольованої крапки), т, е. Iп = sZэ,лIп, то за наявності АРКТ напруга у споживача (у контрольованій крапці) відповідатиме заданому значенню. Із сказаного виходить необхідність ввести у вимірювальний орган напруги АРКТ сигнал, пропорційний струму навантаження. Доцільно використовувати сумарний струм навантаження, оскільки при різних графіках зміни навантажень споживачів регулювання по сумарному струму точніше відповідає необхідному закону регулювання.

Вимірювальний орган підключається до трансформатора напруги ТН і трансформаторам струму ТТ (Рис. 2.2, а).

При відключенні вимикача В (Рис. 2.2, а) АРКТ необхідно вивести з роботи, що проводитися допоміжним контактом В шляхом від'єднання виходу АРКТ від приводного механізму ПМ прибудую РПН. *

На двохтрансформаторних підстанціях, що працюють з відключеним СВ, АРКТ встановлюється на шкірному трансформаторі. При відключенні одного з трансформаторів і включенні секційного . вимикача слід переконатися (у АРКТ трансформатора, що залишається в роботі) в правильності підтримки напруги при зустрічному регулюванні і при необхідності змінити значення s.

Особлівостямі АРКТ є релейность дії, наявність зони нечутливості Uнч вибираною більшою, ніж ступінь зміни напруги DUст при перемиканні одного відпаювання:

Uнч = (1.25ё1.3) DUст

Перемікання відпаювань необхідно проводити з витримкою годині, що забезпечує настроєння від короткочасних коливань напруги (наприклад, при пуску електродвигунів). Поєтом при виході напруги у споживача із зони нечутливості регулятора (Рис. 2.2, б) АРКТ за годину tср = 1ё2 мін впливає на РПН.

2.4 Вибір і розрахунок захисту трансформатора

Об'єктом, що захищається є два обмотувальний трансформатор власних потреб блоку №3 23Т.

Для захисту трансформатора власних потреб передбачаються захисту:

подовжній диференціальний захист від всіх видів коротких замикань в обмотках трансформатора і на його виводах і діє на відключення трансформатора власних потреб і блоку генератор- трансформатор;

газовий захист від внутрішньобакових пошкоджень трансформатора, що діє на сигнал і на відключення;

максимальний струмовий захист на стороні 10 кВ з пуском по напрузі, що діє з витримками годині на відключення вимикача 6 кВ і на відключення блоку генератор- трансформатор;

захист від перевантаження, що встановлений на стороні нижчої напруги трансформатора, діє на сигнал.

Для захисту трансформатора від коротких замикань. У обмотках і на виводах використовується подовжній диференціальний струмовий захист.

Захист є основним і діє на відключення трансформатора без витримки годині. При цьому відключаються блоковий масляний вимикач 1МВ-110кВ, генераторний масляний вимикач 2МВ-10кВ і відключаються введення робочого живлення на секції 3МВ-6кВ. Захист виконаний в трьох фазного виконання з використанням реле типу РНТ-565. Від пошкоджень усередині бака трансформатора, бака «регулятора під напругою» і пониження рівня масла передбачений газовий захист з використанням реле Ргч3-66. Захист діє на сигнал при слабкому газоутворенні і при пониженні рівня масла, а також на відключення без витримки годині при бурхливому газоутворенні.

Від струмів, обумовлених зовнішніми короткими замиканнями, передбачається максимальний струмовий захист з комбінованим пуском по напрузі. Захист діє на відключення 3МВ-6кВ з 1-ою витримкою годині і на відключення трансформатора повністю з 2-ою витримкою годині. Для захисту від струмів, що викликають перевантаження трансформатора, в осередку КРУ 6кВ встановлюється максимально струмовий захист з дією на сигнал.

Табл. 2.1

Розрахунок параметрів трансформатора власних потреб.

По даним з каталога для даного трансформатора і даним розрахунків струмів короткого замикання, отриманим з Архенерго, отримаємо:

№ п/п	Найменування величини	Розрахункова формула	Результат
			10.5 кВ	6.3 кВ
1.	Трансформатор ТСН(основне)
2.	Трансформатор ТСН(min)
3.	Трансформатор ТСН(max)
4.	Опір системи в макс.режиме
5.	Опір системи в мин.режиме

Табл. 2.2

Розрахунок подовжнього диференціального захисту трансформатора

Найменування величини		Розрахункова формула	Результат
			10,5кВ	6,3кВ
Первинний струм для трансформатора, що захищається, при роботі з номінальним навантаженням
Схема з'єднання трансформаторів струму
Коефіцієнт трансформаторів струму		Кт	1000/5=200	1500/5=300
Вторинний струм в плечах захисту при роботі з номінальним навантаженням			Iном.вт =5501/200=2.75А	Iном.вт= 9181/300=3.06А
Максимальний струм небаланса,обусловленный погрішністю трансформаторів струму і регулюванням напруги		Iнб=I`нб+I``нб= =еКапКоднI(3)до вн max+ +ДUI(3)до вн max	Iнб=0.1116300+ +0.126300=1386 ЧА
Первинний струм спрацьовування захисту по умові настроєння від струму небаланса при зовнішньому трифазному короткому замиканні на шинах 6кВ	По умові настроєння від струму небаланса при скозном 3-х фазному КЗ на шинах	IсзНkнIнб Чрасч	IсзН1.31386=1801.8 ЧA
	По умові настроєння від кидка струму намагнічення	IсзНkнIном	IсзН1.31.05550=750.75A
Первинний струм спрацьовування приведений до основної сторони(6кВ)
Попередній вторинний струм спрацьовування		Iср=Iсз/Кт		Iср=3003/300=10.01 A
Розрахункове число витків трансформатора реле, що насищається, для основної сторони		Wосн расч=Fср/Iср		Wосн расч=100/15.01=6,66 Прийнято-7 витків
Уточнений первинний струм спрацьовування захисту
Уточнений струм спрацьовування реле на основній стороні		Iср осн=Fср/Wосн		Iср осн=100/7=14.3А
Розрахункове число витків на неосновній стороні
Струм спрацьовування на неосновній стороні		Iср неосн=Fср/Wнеосн	Iср неосн=100/7=14.3 А
Первинний струм срабат.з-ты з боку живлення		Iср неосн=IсрnT	Iср неосн=14.3200=2860 ЧA
Коефіцієнт чутливості захисту			Чутливість захисту достатня
Тип захисту, що приймається		РНТ-565

Табл. 2.3

Розрахунок максимального струмового захисту з пуском по напрузі на стороні 10,5 кВ

№ п/п	Найменування величини	Розрахункова формула	Результат
			10,5 кВ		6,3 кВ
Струмовий орган
1.	Первинний струм спрацьовування по умові отсройки від струму навантаження
2.	Коефіцієнт чутливості при 2-х фазному КЗ на шинах 6,3 кВ в мінімальному режимі
3.	Струм спрацьовування реле	Iс.р.=Iс.з/nT	Iс.р.=962.5/200=4.8 А
4.	Тип реле РТ-40/10, що приймається
Пускові органи напруги
5.	Напруга спрацьовування пристрою фільтр-реле напруги зворотної послідовності	Uс.з=1.1Uном		Uс.з=0.116.3=0.69
6.	Тип реле РНФ-1М, що приймається
7.	Уставка реле, включеного на міжфазне напруга (напруга повернення реле)	Uвозвр.р=Uост/kн деUост=		Uвозвр.р=3.74/1.2=3.12деUост=
8.	Тип реле РН-53/60Д, що приймається

Табл. 2.4

Розрахунок захисту трансформатора від перевантаження.

№ п/п		Результат
		6.3 кВ
1.	Первинний струм спрацьовування захисту	Iсз Н (Кн/кв)ЧIном	Iсз = (1,05/1,08)Ч917,4 = 1205 А
2.	Струм спрацьовування реле	Iср=Iсзkсх/nT	Iсз в = 1205/200 = 6,02 А
3.	Тип реле, що приймається	РСТ-13-24-1

3 ВПРОВАДЖЕННЯ ТА РОЗРАХУНОК НОВОГО РЕЛЕ ЗАХИСТУ

3.1 Мікропроцесорні блоки релейного захисту та автоматики БЭМП

Мікропроцесорні блоки релейного захисту і автоматики серії БЕМП виконують всі необхідні функції релейного захисту, автоматики, сигналізації і управління для приєднань середньої напруги 6-35 кВ. БЕМП застосовується як основний пристрій РЗА приєднань комплектних розподільних пристроїв (КРУ) електричних станцій і розподільних підстанцій мережевих підприємств, промислових підприємств, а також підприємств нафтового і газового комплексу.

Типові функціональні схеми дозволяють використовувати БЕМП в якості:

захисту кабельних і повітряних ліній;

захисту ввідних і секційних вимикачів;

захисту синхронних і асинхронних двигунів;

пристрої контролю напруги секції шин;

пристрої автоматичного частотного розвантаження;

пристрої швидкого автоматичного введення резерву та інші.

Основні функції

релейний захист і автоматика приєднання;

управління вимикачем;

сигналізація.

Додаткові функції

Настроюється і управляється як з вбудованого пульта, так і з персонального комп'ютера по передньому і задньому порту. Виконує наступні додаткові функції:

вимірювання значень струмів і напруги, що діють;

технічний облік електроенергії;

автоматична реєстрація подій і параметрів аварій;

автоматичне осциллографирование аварійних процесів;

визначення місця пошкодження;

зв'язок з АСУ ТП і персональним комп'ютером;

збір даних для діагностики ресурсу вимикача;

програмно-апаратна самодіагностика.

Основні технічні дані

БЕМП працює на підстанціях з постійним або випрямленим оперативним струмом номінальною напругою Un 110 або 220 В або змінним оперативним струмом номінальною напругою 220 В.

При роботі на змінному оперативному струмі блоки можуть живитися від блоків живлення БПНТ, БПТ 11, БПН 11, БПТ 1002, БПН 1002.

Широкий робочий температурний діапазон від -40 до +55 °С дозволяє використовувати БЕМП в релейних відсіках КРУ як внутрішньої, так і зовнішньої установки.

Табл. 3.1

	Напруга живлення (діапазон =/~), В	від 88 до 242
Вимірювальні входи	Номінальний вхідний струм, А	1 або 5
	Тривало допустимий струм, А	4 або 20
	Споживана потужність, ВА	не більше 0,4
	Номінальна вхідна напруга, В	100 або 110
	Тривала допустима напруга, В	330
Дискретні вхідні сигнали	Кількість	8/16/24
	Струм при включенні / споживання, мА	до 20 / до 10
	Тіпоїсполненія по Un, В	~/= 220; =110
	Напруга спрацьовування	не менше 0,8 Un
	Напруга повернення	не більше 0,6 Un
Вихідні реле	Кількість замкнутих і розімкнених контактів	8/16/24/32
	Максимальна робоча напруга, В	250
	Номінальний струм контактів, А	16

Вільно програмована логіка. Програмування БЕМП здійснюється за допомогою спеціального редактора (RAD-средства), який дозволяє якісно поліпшити розробку програмного забезпечення і забезпечує:

побудова схеми релейного захисту на графічній мові функціональних блоків (ФБ) за допомогою вбудованої бібліотеки ФБ: реле струму, напруги, частоти, напряму потужності, часу, логічних елементів і ін.

настройку функцій реєстрації подій і осциллографирования з довільним вибором аналогових і дискретних сигналів;

редагування структури меню;

редагування структури і властивостей змінних (регістрів, доступних для АСОВІ ТП);

реалізацію додаткових функцій управління і автоматики за допомогою вільних дискретних входів і вихідних реле;

автоматичне формування документації (схеми, структури меню і таблиці регістрів АСОВІ ТП) відповідно до розробленої функціональної схеми;

симуляцію довільних дискретних і аналогових сигналів для перевірки відладки функціональної схеми;

до 32 груп уставок.

Характеристики основних видів защит і автоматики

Максимальний струмовий захист:

направленная/ненаправленная;

до 4-х ступенів;

уставки по струму від 0,1 до 200 А;

блокування по напрузі;

уставки за часом від 0 до 160 з;

до 8 времятоковых характеристик.

Захист від замикань на землю:

направленная/ненаправленная;

по основній або по вищих гармоніках;

до 2-х ступенів;

уставки по струму від 0,05 до 40 А;

уставки за часом від 0 до 160 з;

до 8 времятоковых характеристик.

Захист від теплового перевантаження:

постійні часу нагріву/охолоджування від 1 до 999 мин.

Захист від обриву фаз:

уставки по струму зворотної послідовності від 10 до 1000 % від In;

уставки за часом від 0 до 160 с.

Захист від підвищення/пониження напруги:

до 2-х ступенів від підвищення напруги;

до 2-х ступенів захисту мінімальної напруги;

діапазон уставок по напрузі від 10 до 250 В;

діапазон уставок за часом спрацьовування від 0 до 160 з;

контроль справності ланцюгів напруги.

Ачр/чапв:

до 4-х ступенів;

уставки по частоті від 40 до 70 Гц;

уставки за часом від 0 до 160 з;

уставки за швидкістю зміни частоти ±0,2 до ±10 Гц/с.

АПВ:

до 4-х циклів АПВ;

витримки часу від 0 до 160 з;

підрахунок кількості спроб.

АВР:

час спрацьовування 0,15 з;

контроль напруги.

УРОВ:

контроль по струму (від 0,03 In);

контроль положення вимикача;

дія на вимикач або вхідні ланцюги пристрою захисту.

Реалізація в БЕМП вільно програмованої логіки, призначення дискретних входів і вихідних реле блоків, а також застосування цифрової фільтрації аналогових сигналів дозволяє модифікувати типові функціональні схеми і розробляти нові без зміни апаратній частині, окрім уточнення необхідної кількості вимірювальних входів струму і напруги, дискретних вхідних сигналів і вихідних реле.

Реєстрація аварійних процесів

У БЕМП передбачено два види реєстрації параметрів аварійних режимів роботи приєднання, що захищається:

Реєстратор параметрів аварійних подій фіксує вимірювані величини, необхідні для подальшого аналізу виникнення пошкодження і правильності роботи защит і автоматики:

дату/час пуску, спрацьовування защит і відключення пошкодження (повернення защит);

мінімальні і максимальні значення токов/напряжений/частоты протягом аварійного процесу.

Автоматичне осциллографирование аварійних процесів (з пуском від функцій защит і автоматики) приєднання, що захищається, проводиться із записом передаварійного режиму (до 0,5 з). Запис декількох осцилограм підряд проводиться без "мертвих зон". Осцилограми, лічені по послідовному каналу, зберігаються у форматі COMTRADE.

Табл. 3.2

Параметри аварійного осцилографа

Кількість аналогових сигналів	від 1 до 16
Кількість дискретних сигналів	від 1 до 256
Частота вибірки осцилографа	до 800 Гц
Тривалість запису	до 8 з
Кількість осцилограм	до 16

Табл. 3.3

Діапазони вимірювання і обліку електричних параметрів

Фазні струми	хIn	При In=1А	При In=5А
	від 0,1 до 40 А	від 0,1 до 40 А	від 0,5 до 200 А
Струм 3I0	від 0,1 до 40 А (від 0,25 до 100 А первинного струму)
Лінійна або фазна напруга	хUn	100 В	110 В
	від 0,03 до 3	від 3 до 300 В	від 3,3 до 330 В
Частота	від 40 до 70 Гц
Актівная/реактівная потужність (вторинні величини)	від 0,001 до 32,7 кВт/кВАР
Технічний облік споживаної електроенергії (вторинні величини)	від 1 до 65000 кВт ч/кВАР ч

Управління вимикачем

Реалізована логіка місцевого і дистанційного управління вимикачем з виконанням наступних функцій:

контроль справності ланцюгів управління;

контроль положення вимикача;

блокування багатократних включень вимикача.

Допустимий імпульсний струм, протекаемый через контакти вихідних реле БЕМП (30 А протягом 4 з), дозволяє управляти вакуумним вимикачем безпосередньо від самого блоку.

У БЕМП автоматично реєструються параметри, необхідні для розрахунку ресурсу вимикача:

Табл. 3.4

лічильник циклів відключення/включення	до 65535
сумарний струм відключень/включень, кА	до 100 000
тривалість останньої комутації, з	до 1,00

Послідовний канал зв'язку з АСУ ТП і ПК

БЕМП має два незалежні порти послідовного зв'язку з АСУ ТП (на задній панелі) і персональним комп'ютером (на лицьовій панелі), здійснюючий прийом і передачу даних. Механізм унікальних ідентифікаторів подій і осцилограм, реалізований в БЕМП, істотно полегшує ведення баз даних в АСУ ТП і дозволяє виключити помилки при аналізі.

Наявність окремого модуля зв'язку з АСУ ТП дозволяє реалізовувати протоколи: Modbus, МЕК 60870-5, МЕК 61850. Реалізований вибір оптимальної швидкості передачі до 38400 бит/с по каналу RS485 (для АСОВІ ТП) і RS232C (для ПК).

Для настройки і обслуговування блоку або групи мікропроцесорних блоків серії БЕМП, об'єднаних в локальну мережу, розроблено фірмове програмне забезпечення, яке дозволяє:

дистанційно управляти вимикачем;

прочитувати поточні зміряні значення електричних параметрів приєднання;

прочитувати і працювати з журналом подій (просмотр/поиск/фильтрация);

визначати стан дискретних входів і вихідних реле блоків;

прочитувати параметри аварійних подій;

прочитувати осцилограми нормальних і аварійних режимів;

считывать/изменять уставки і перемикати групи уставок защит і автоматики.

Конструктивні особливості

БЕМП виконаний у вигляді 19" касети EuropacPro одно- або дворядного виконання залежно від кількості дискретних вхідних сигналів і вихідних реле, що забезпечує високу ремонтопридатність блоку шляхом заміни несправної плати (групи дискретних входів або вихідних реле, джерела вторинного електроживлення і так далі).

На лицьовій панелі розташований вбудований пульт, який складається з 2-х рядкового вакуумного люмінесцентного індикатора, 6 кнопок управління і 16 світлодіодів сигналізації. БЕМП має заднє приєднання провідників під гвинт, для приєднання струмових ланцюгів використовується самозакорачивающийся роз'їм. Також є переднє приєднання провідників з використанням виносного пульта

3.2 Призначення та основні типи захисту трансформаторів

Трансформаторі конструктивно дуже надійні завдяки відсутності в них рухомих або обертових частин. Незважаючи на це, у процесі експлуатації можливі й практично мають місце їх пошкодження та порушення нормальних режимів роботи. Тому трансформатори повинні мати відповідний релейний захист.

У обмотках трансформаторів можуть виникати замикання між фазами, однієї або двох фаз на землю, між витками однієї фази і замикання між обмотками найвищої та найнижчої напруги. На введеннях трансформаторів, на шинах та в кабелях також можуть виникати короткі замикання між фазами і на землю.

Крім указаних пошкоджень, в умовах експлуатації можуть траплятися порушення нормальних режимів роботи трансформаторів, до яких відносяться: проходження через трансформатор надструмів при пошкодженні інших зв’язаних з ним елементів, перевантаження, виділення газу з мастила, зниження рівня мастила, підвищення його температури.

У процесі роботи в силових трансформаторах можуть виникати пошкодження, обумовлені пробоєм ізоляції та порушенням нормального режиму роботи.

До пошкоджень належать:

– замикання між фазами в обмотках і на їх виводах;

– замикання в обмотках між витками однієї фази;

– замикання на землю обмоток або їх зовнішніх виводів.

У експлуатації короткі замикання на виводах і виткові замикання в обмотках зустрічаються найбільш часто. Міжфазні замикання всередині трансформаторів дуже рідкі, оскільки міжфазна ізоляція має велику електричну міцність, а в трифазних трансформаторах, складених з трьох однофазних, цей вид пошкоджень виключається.

Найбільш частим аномальним режимом роботи трансформаторів є поява в них надструму, тобто струму, що перевищує номінальний струм обмоток. Надструмі в трансформаторі виникають при зовнішніх коротких замиканнях та режимах асинхронного ходу і перевантаженнях. Надструмі при перевантаженнях виникають внаслідок самозапуску електричних двигунів, збільшення навантаження в результаті вимкнення паралельно працюючого трансформатора, автоматичного підключення навантаження при дії автоматичного ввімкнення резерву і т.д.

Захист від пошкоджень діє на вимикання за допомогою струмової відсічки, диференціального і газового захисту.

Захист від зовнішніх коротких замикань діє на вимикання і здійснюється за допомогою максимального струмового захисту з блокуванням від реле максимальної напруги, струмового захисту нульової послідовності й фільтрового захисту. До зони дії зазначених захистів повинні входити шини підстанції й усі приєднання, що відходять від цих шин. Захист від надструмів за можливості використовується як резервний при пошкодженнях обмоток трансформатора.

Захист від перевантаження виконується з діями на сигнал або вимикання, в залежності від характеру обслуговування підстанції. Дія захисту на сигнал визначається тим, що перевантаження звичайно не супроводжується значним зниженням напруги в мережі і тому вимога до годині дії захисту визначається тільки нагрівом ізоляції обмоток. Досвід показує, що перевантаження порядку 1,5 2 Іном може бути дозволене протягом значного годині, вимірюваного десятками хвилин.

Найчастіше зустрічаються короткочасні перевантаження, викликані самозапуском електричних двигунів або поштовхоподібним навантаженням.

3.2 Захист від пошкоджень обмоток трансформатора

Найбільш розповсюдженим захистом від внутрішніх пошкоджень трансформатора є струмова відсічка. Струмова відсічка являє собою простий швидкодіючий захист від пошкоджень у трансформаторі. Вона реагує на короткі замикання на виводах трансформатора з боку живлення і на короткі замикання в більшій частині первинної обмотки.

Струмова відсічка не діє при виткових замиканнях на землю в обмотці, яка працює на ятір з малим струмом замикання на землю.

Умова чутливості полягає в тому, що сигналізація при металевому замиканні на землю повинна діяти з коефіцієнтом чутливості Кч, який дорівнює 1,25 для кабельних і 1,5 для повітряних ятерів. Така значна величина коефіцієнта Кв вимушено приймається через тих, що в мережі з ізольованими нульовим крапками величина струму замикання при переміжних замиканнях на землю в 3 – 4 рази перевищує величину струму при металевому замиканні.

Підвіщення чутливості сигналізації при використанні звичайних трансформаторів струму та електромеханічних реле викликає ряд серйозних труднощів.

1. Номінальній струм звичайних трансформаторів струму вибирається за струмом навантаження лінії і тому сморід мають порівняно великі коефіцієнти трансформації.

Внаслідок цього вторинний струм замикання на землю має дуже малу величину. Так, наприклад, якщо струм замикання на землю становить 18 А, а трансформатори струму мають коефіцієнт трансформації 600/5, то вторинний струм дорівнює 0,15 А.

2. Для вмикання на такий струм необхідно вибрати найчутливіше реле ЕТ-521/0,2, обмотки якого мають опір 40 Ом. Вмікання реле з таким великим опором приводити до того, що тільки частина струму потрапляє в реле, оскільки інша частина марно замикається через вторинні обмотки трансформаторів струму непошкоджених фаз. Величина цього струму відсмоктування може становити 40-50 %. Через зазначені заподій сигналізація при замиканнях на землю з використанням звичайних трансформаторів може виконуватися тільки при великому струмі замикання на землю в розгалужених і некомпенсованих ятерах.

Велика чутливість забезпечується сигналізацією при однофазних замиканнях на землю, яка виконується на спеціальних кабельних трансформаторах струму з кільцевим осердям.

Кабельні трансформатори струму мають значні преваги порівняно зі схемою вмикання на торбу струмів трьох фаз звичайних трансформаторів струму.

Відсічка встановлюється з живильного боку трансформатора і виконується на миттєвих струмових реле або електромагнітному елементі індукційного реле типу РТ-80, якщо це реле використовується для виконання максимального струмового захисту.

На трансформаторах, що працюють в ятерах з глухо заземленою нейтраллю, відсічка виконується трифазною, а в ятерах з ізольованою нейтраллю – двофазною. Відсічка в поєднанні з максимальним струмовим і газовим захистом забезпечує надійний захист для трансформаторів малої та середньої потужності.

У силових трансформаторах великої потужності широко застосовують поздовжній диференціальний захист. Принцип дії поздовжнього струмового захисту заснований на безпосередньому порівнянні величини і фази струмів на качану і у кінці захищуваної зони. Базою для роботи диференціального струмового захисту є відмінність напряму струмів на кінцях лінії, яка захищається при зовнішньому короткому замиканні всередині зони захисту.

Поздовжній диференціальний захист трансформаторів більш досконалий, ніж струмова відсічка. Перевагою диференціального захисту є швидкість дії й абсолютна селективність. Трансформаторі струму диференціального захисту встановлюються таким чином, щоб у зону дії захисту входили трансформатор і приєднання до нього.

З викладеного випливає, що захист трансформаторів і автотрансформаторів повинний виконувати такі функції:

а) вимикати трансформатор від усіх джерел живлення при його пошкодженні;

б) вимикати трансформатор від пошкодженої частини установки при проходженні через нього надструму у випадках пошкодження шин або іншого обладнання, пов’язаного з трансформатором, а також при пошкодженнях суміжного обладнання та відмов його захисту або вимикачів;

в) подавати попереджувальний сигнал черговому персоналу підстанції або електростанції при перевантаженні трансформатора, виділенні газу з мастила, зниженні рівня мастила, підвищенні його температури.

Відповідно до призначення захисту трансформаторів при їх пошкодженнях та сигналізації про порушення нормальних режимів роботи застосовуються такі типи захистів:

1. Діференціальній захист для захисту при пошкодженнях обмоток, вводів та ошинування трансформаторів.

2. Струмова відсічка миттєвої дії для захисту трансформатора при пошкодженнях його ошинування, вводів і частини обмотки з боку джерела живлення.

3. Захист від замикань на корпус.

4. Газовій захист при пошкодженнях усередині бака трансформатора, які супроводжуються виділенням газу, а також зниженням рівня масла.

5. Максимальній струмовий захист або максимальний струмовий захист з пуском мінімальної напруги для захисту від надструмів, які проходять через трансформатор, при пошкодженні як самого трансформатора, так і інших елементів, пов’язаних з ним. Цей захист діє, як правило, з витримкою годині.

6. Захист від перевантаження, який діє на сигнал для оповіщення чергового персоналу або діє на вимикання на підстанціях без постійного чергового персоналу.

Крім того, в окремих випадках на трансформаторах можуть встановлюватися й інші відіа захисту.

3.4 Диференціальній захист

Діференціальній захист застосовується як основний швидкодіючий захист трансформаторів при пошкодженнях обмоток, вводів та шинування. Зважаючи на його порівняну складність диференціальний захист установлюється не на всіх трансформаторах, а лише в таких випадках:

1) на поодиноко працюючих трансформаторах потужністю 6 300 кВт і вище;

2) на паралельно працюючих трансформаторах потужністю 4 000 кВт і вище;

3) на трансформаторах потужністю 1 000 кВт і вище, якщо струмова відсічка не забезпечує необхідної чутливості, а максимальний струмовий захист має витримку годині більше 1 с.

При паралельній роботі трансформаторів диференціальний захист забезпечує не тільки швидке, але й селективне вимкнення пошкодженого трансформатора, що пояснюється на (Рис. 3.1.)

Рис. 3.1. Проходження струму КЗ та дія максимального струмового

захисту при пошкодженні одного з паралельно працюючих

трансформаторів

Якщо паралельно працюючі трансформатори Т1 і Т2 мають тільки максимальні струмові захисти, то при пошкодженні, наприклад, у точці До на введеннях найнижчої напруги трансформатора Т1 подіють максимальні струмові захисти обох трансформаторів, а оскільки їх витримки годині однакові, вимкнуться обидва трансформатори.

Діференціальній захист, який діє миттєво, забезпечує в розглянутому випадку вимкнення тільки пошкодженого трансформатора.

Для виконання диференціального захисту трансформатори струму 1Т і 2Т встановлюються з обох боків трансформатора, який захищається (Рис. 3.2). Їх вторинні обмотки з’єднуються послідовно і паралельно до них підключається струмове реле. Аналогічно виконується диференціальний захист автотрансформатора.

Рис. 3.2. Принцип дії диференціального захисту

трансформатора:

а – струморозподіл при наскрізному КЗ; би у трансформаторі

(у зоні дії диференціального захисту)

При розгляді принципу дії диференціального захисту умовно приймається, що трансформатор, який захищається, має коефіцієнт трансформації, що дорівнює одиниці, однакове з’єднання обмоток і однакові трансформатори струму з обох боків.

З (Рис. 3.2 а) видно, що при проходженні через трансформатор струму наскрізного КЗ або струму навантаження вторинні струми І1 і І2 проходять в протилежних напрямках, тобто

.

За прийнятих вище розумів і нехтуванням струмом намагнічування трансформатора, який у нормальному режимі має малу величину, первині струми рівні (ІІ = ІІІ) і, отже, рівні вторинні струми (І1 = І2).

З урахуванням цього рівність (3.15) набуває вигляду

.

Таким чином, якщо схема диференціального захисту виконана правильно і трансформатори струму мають характеристики, що точно збігаються, то при проходженні через трансформатор, який захищається, струму навантаження або струму наскрізного КЗ струм у реле диференціального захисту відсутній. Отже, диференціальний захист на такі режими не реагує.

Встановлена властивість диференціального захисту є дуже важливою. З неї випливає, що оскільки диференціальний захист не реагує на КЗ на іншому обладнанні, він не вимагає витримки годині, тобто є селективним за принципом дії.

Внаслідок незбігу характеристик трансформаторів струму вторинні струми не рівні (І1 № І2) і тому в реле проходити струм, який називається струмом небалансу, тобто

.

Для того, щоб диференціальний захист не подіяв від струму небалансу, його струм спрацьовування повинний бути більшим за цей струм небалансу, тобто

.

При КЗ у трансформаторі або у будь-якому іншому місці між трансформаторами струму напрямок струмів І1 і І2 зміниться на протилежний, як показано на (Рис. 3.2 б), Струмі І1 і І2 будуть проходити тепер у реле в одному напрямку і отже, будуть підсумовуватися. Таким чином, струм у реле буде дорівнювати

.

Торба струмів І1 і І2 є не чим іншим, як повним струмом КЗ

,

який проходити у місці КЗ, поділеним на коефіцієнт трансформації трансформаторів струму КТ. Під впливом цього, як правило великого, струму реле спрацьовує і вимикається трансформатор.

Ділянка, обмежена трансформаторами струму, називається зоною дії диференціального захисту.

3.5 Струмова відсічка

Як правило, на трансформаторах потужністю нижче 6 300 кВт, які працюють одиночно і трансформаторах (автотрансформаторах) потужністю нижче 4 000 кВА, які працюють паралельно, замість доладного диференціального захисту встановлюється струмова відсічка.

Дія струмової відсічки трансформатора заснована на тому ж принципі, що й струмової відсічки ліній. При КЗ на введеннях трансформатора з боку джерела живлення струм КЗ значно більший, ніж при КЗ з боку навантаження, тобто за трансформатором. Вікорістовуючи цю обставину, струм спрацьовування відсічки вибирається таким, щоб вона працювала при КЗ за трансформатором за формулою

,

де Кn – коефіцієнт надійності, який дорівнює: 1,3 1,4 для реле типу ЕТ-521 або РТ-40, що діють через проміжні реле; 1,5 1,6 для реле ІТ-80 (РТ-80);

Ікз max – максимальний струм к. з. який проходити через трансформатор при КЗ за ним;

КТ – коефіцієнт трансформації трансформаторів струму.

Чутлівість відсічки характеризується коефіцієнтом чутливості

,

де Ікз – струм к. з. при КЗ до трансформатора.

Коєфіцієнт чутливості Кч повинний бути не менше двох.

ВИСНОВКИ

Всі електроустановки обладналися пристроями релейного захисту, призначеними для відключення ділянки в колі, якщо пошкодження спричиняє за собою вихід з ладу елементу або електроустановки в цілому. Релейний захист спрацьовує і тоді, коли виникають умови, загрозливі порушенням нормального режиму роботи електроустановки. У релейному захисті електроустановок захисні функції покладені на реле, які служать для подачі імпульсу на автоматичне відключення елементів електроустановки або сигналу про порушення нормального режиму роботи устаткування, ділянки електроустановки, лінії і так далі.

Для захисту трансформатора власних потреб передбачаються захисту:

подовжній диференціальний захист від всіх видів коротких замикань в обмотках трансформатора і на його виводах і діє на відключення трансформатора власних потреб і блоку генератор- трансформатор;

газовий захист від внутрішньобакових пошкоджень трансформатора, що діє на сигнал і на відключення;

максимальний струмовий захист на стороні 10 кВ з пуском по напрузі, що діє з витримками годині на відключення вимикача 6 кВ і на відключення блоку генератор- трансформатор;

захист від перевантаження, що встановлений на стороні нижчої напруги трансформатора, діє на сигнал.

Для захисту трансформатора від коротких замикань. У обмотках і на виводах використовується подовжній диференціальний струмовий захист.

Захист є основним і діє на відключення трансформатора без витримки годині. При цьому відключаються блоковий масляний вимикач 1МВ-110кВ, генераторний масляний вимикач 2МВ-10кВ і відключаються введення робочого живлення на секції 3МВ-6кВ. Захист виконаний в трьох фазного виконання з використанням реле типу РНТ-565. Від пошкоджень усередині бака трансформатора, бака «регулятора під напругою» і пониження рівня масла передбачений газовий захист з використанням реле Ргч3-66. Захист діє на сигнал при слабкому газоутворенні і при пониженні рівня масла, а також на відключення без витримки годині при бурхливому газоутворенні.

Від струмів, обумовлених зовнішніми короткими замиканнями, передбачається максимальний струмовий захист з комбінованим пуском по напрузі. Захист діє на відключення 3МВ-6кВ з 1-ою витримкою годині і на відключення трансформатора повністю з 2-ою витримкою годині. Для захисту від струмів, що викликають перевантаження трансформатора, в осередку КРУ 6кВ встановлюється максимально струмовий захист з дією на сигнал.

СПИСОК ВИКОРИСТАННИХ ДЖЕРЕЛ:

1. Федосеев А.М. "Релейная защита электрических систем"

Чернобровов Н.В. "Релейная защита"

Таубес И.Р. "Релейная зашита мощных турбогенераторов"

Шабад М.А. "Защита трансформаторов распределительных сетей"

Шабад М.А. "Расчёт релейной защиты и автоматики распределительных сетей"

Кривенко В.В., Новелла В.Н. «Релейная защита и автоматика систем электроснабжения» М., «Энергоиздат», 1981

Крюков В.И. «Обслуживание и ремонт электрооборудования подстанций и распределительных устройств», М., «Высшая школа», 1983