Схемы соединений трансформаторов тока

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 точкеК₃ 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 Т₂; 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.

⇐ Предыдущая12345Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. I.1 Особенности комплексных соединений природных и синтетических порфиринов.
2. IV. РАЗДЕЛЕНИЕ ВОСТОКА И ЗАПАДА (1961 г.)
3. V. РЕЛИГИОЗНОЕ ПРОТИВОСТОЯНИЕ ВОСТОКА И ЗАПАДА (1970г.)
4. АГРЕГАТЫ СИСТЕМЫ ПОСТОЯННОГО ТОКА ГЕНЕРАТОР ГСР-ЗОООМ
5. Алгоритм выбора схемы преобразователя
6. Бестрансфоматорные схемы выпрямления
7. Болтовые соединения. Общая хар-ка и область применения. Основы расчета болтовых соединений.
8. В.С. Токарева. Паша и Павлуша (фрагмент)
9. Ввод пробы без деления потока
10. Ввод пробы с делением потока
11. Векторная диаграмма полных напряжения и тока в различных сечениях линии
12. Взаимосвязь химического строения и структуры неорганических и органических соединений