16.2. Общая характеристика релейной защиты силовых трансформаторов напряжением 6–10/0,4 кВ
Схема выполнения защит понижающего силового трансформатора напряжением 6–10/0,4 кВ приведена на рис. 16.3. Силовой трансформатор Т подключен к электрической сети с помощью выключателя Q1 и кабельной линии КЛ. Для защиты трансформатора на стороне ВН установлено устройство защиты А1, на стороне НН – автоматический вводной выключатель QF1 и резервная токовая защита А2.
|
Рис. 16.3. Защита силовых трансформаторов напряжением 6–10/0,4 кВ |
Устройство защиты А1 получает информацию с трёх фазных трансформаторов тока ТА1 и одного трансформатора тока нулевой последовательности ТА2. Кроме того, на входы А1 поступают сигналы с дуговой защиты (ДЗ), датчиков газовой (ГЗ) и тепловой (ТЗ) защиты. Выходы устройства А1 связаны с электромагнитом отключения выключателя Q1 и устройством резервирования отказа выключателя Q1 (УРОВ), кроме того, имеется световая сигнализация возникновения ненормальных режимов работы трансформатора.
На стороне НН основная защита трансформатора выполнена с помощью автоматического выключателя QF1, содержащего микропроцессорный расцепитель. На устройство резервной защиты А2 подаются сигналы с трансформатора тока ТА3, включенного между нейтралью вторичной обмотки трансформатора и заземляющим устройством ТП, с трёх фазных трансформаторов тока ТА4 и трансформатора напряжения TV.
На этой схеме показаны:
– Параметры нагрузки: максимальный рабочий ток трансформатора IРАБ.МАКС, протекающий на стороне высшего напряжения и пиковый ток IПИК.
– Параметры особых режимов – ток намагничивания IНАМ.
– Токи
КЗ на стороне высшего напряжения (точка
Б) для максимального
и минимального
режимов
работы электрической сети.
– Токи
КЗ на стороне низшего напряжения (точка
А) для максимального
и минимального
режимов работы электрической сети.
Необходимый набор защит силового трансформатора напряжением 6–10/0,4 кВ должен включать в себя следующие устройства [9–12]:
1. Защита от симметричных перегрузок (ЗП) на стороне 6–10 кВ предназначена для выявления режима симметричных перегрузок защищаемого трансформатора. Защита от симметричных перегрузок может действовать на сигнал или на отключение. ЗП выполняется с помощью одной из ступеней максимальной токовой защиты (50/51) Sepam. В терминалах Sepam, предназначенных для защиты трансформаторов, возможна реализация тепловой защиты (ТЗ) от перегрузки, реализуемой с помощью функций 49RMS или 49Т.
2. Селективная токовая отсечка (СТО) устанавливается со стороны высшего напряжения и является одновременно защитой ввода рабочего питания 0,4 кВ. СТО выполняет функцию резервной защиты токовых защит трансформатора при их отказе или выводе из действия. Выбор уставок срабатывания СТО осуществляется из условия несрабатывания защиты при самозапуске электродвигателей. Причем, значения токов самозапуска могут значительно превышать номинальные значения токов трансформатора. При использовании в качестве защиты цифровых терминалов Sepam защита выполняется с применением трансформаторов тока ТА1, устанавливаемых в трех фазах.
3. Мгновенная токовая отсечка (МТО) применяется для защиты трансформаторов мощностью до 4 MBА и обеспечивает зашиту вводов и части первичной обмотки от токов КЗ. По условиям селективности МТО не должна срабатывать при КЗ на стороне 0,4 кВ трансформатора. В зону действия МТО входят выводы первичной обмотки напряжением 6–10 кВ, часть первичных обмоток трансформатора, а так же кабель КЛ, соединяющий трансформатор с выключателем Q1. Традиционно (при применении электромеханических или статических реле) сигналами для работы данной защиты являлись выходные токи двух трансформаторов ТА1, включаемых в фазы А и С. Для повышения чувствительности защиты раньше применялось дополнительное реле, включенное на сумму токов фаз А и В. В современных цифровых защитах Sepam для работы максимальной токовой защиты используется информация, снимаемая с трёх фазных трансформаторов тока ТА1. Такое решение позволяет повысить надежность работы защит при выходе из строя одного из трансформаторов тока ТА1 или при обрыве токовых цепей этих трансформаторов. Мгновенная токовая отсечка относится к основным защитам трансформаторам и действует без выдержки времени на его отключение, отключая выключатель Q1 на стороне высшего напряжения и автоматический выключатель QF1 на стороне низшего напряжения.
4. Защита от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ) в электрической сети 6–10 кВ. Выполнение этой защиты зависит от режима работы нейтрали. Она выполняется, как и аналогичные защиты от однофазных замыканий на землю других присоединений сети 6–10 кВ. Для выполнения защит от 033 применяются трансформаторы тока нулевой последовательности ТА2. Защита относится к основным защитам трансформатора и действует на отключение или на сигнал.
5. Устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ) трансформаторов в сети 6–10 кВ. Эта функция предназначена для обнаружения неисправности выключателя, который не был отключен после срабатывания рассматриваемых токовых защит (СТО, МТО) и применяется для всех трансформаторов 6–10/04 кВ. Это обусловлено тем, что при КЗ в сети 380 В защиты вводов на стороне 6–10 кВ имеют недостаточную чувствительность. Сигнал УРОВ формируется с временной задержкой 0,3–0,4 с и, если ток КЗ не отключился, защита выдает сигнал на отключение ввода рабочего или резервного питания.
6. Резервная токовая защита от междуфазных КЗ (устанавливается на стороне НН трансформатора – блок А2). Защита предназначена для резервирования действия защит и автоматических выключателей при междуфазных КЗ в любой точке электрической сети напряжением 380 В. В настоящее время для дальнего резервирования отказов выключателей при КЗ в сети 380 В может быть применено устройство БМРЗ-0,4 [14-1]. Защита БМРЗ-0,4 выполняет функцию резервирования отказов автоматических выключателей, как при многофазных, так и однофазных КЗ. Принцип действия реле БМРЗ-0,4 основан на анализе приращений токов и напряжения в сети 380 В. При возникновении КЗ в сети 380 В ток в точке КЗ носит активный характер. Поэтому если приращения активной составляющей тока в фазах А, В и С превышает приращение реактивной составляющей тока и выше заданной уставки защита срабатывает и действует на независимый расцепитель автоматического выключателя QF1. При пуске или самозапуске двигателей ток, потребляемый электродвигателями 380 В, носит реактивный характер. В этом случае, если приращение реактивной составляющей тока превышает приращение активной составляющей, защита блокируется, обеспечивая нормальный пуск или самозапуск двигателей.
7. Резервная токовая защита нулевой последовательности, устанавливаемая на стороне низшего напряжения (блок А2), предназначена для резервирования при отказе защит и автоматических выключателей при замыканиях на землю в сети 0,4 кВ. Трансформатор тока защиты ТА3 устанавливается в цепь заземления нейтрали вторичной обмотки трансформатора.
8. Дуговая защита (ДЗ). Выполняется во всех шкафах комплектных распределительных устройств (КРУ) 6–10 кВ для уменьшения объема повреждений при возникновении КЗ с открытой электрической дугой. Дуговая защита выполняется с контролем значения тока КЗ в цепи питания защищаемой секции. Логический сигнал срабатывания дуговой защиты подается в Sepam.
9. Газовая защита (ГЗ). Газовая защита применяется для защиты трансформаторов с масляным охлаждением и является резервом для всех токовых защит. Логические сигналы о срабатывании газовой защиты подаются в Sepam. Аварийный сигнал газовой защиты в терминале Sepam формирует команду на отключение трансформатора без выдержки времени. Сигнал газовой защиты о снижении уровня масла в баке трансформатора подается в Sepam и сигнализирует о ненормальной работе трансформатора.
10. Тепловая защита трансформатора (ТЗ). Цифровые терминалы Sepam позволяют подключать датчики температуры (платиновые и никелевые термометры). Это обеспечивает контроль температуры при работе трансформаторов. Температурная защита трансформаторов работает на «сигнал».
Как видно на понижающих трансформаторах со стороны ВН установлено несколько типов защит, дополняющих и резервирующих друг друга. Такое резервирование называется ближним. Наряду с ним защита трансформаторов должна осуществлять дальнее резервирование, т.е. с достаточной чувствительностью действовать при всех КЗ на элементах сети НН при отказе их собственных защит или коммутационных аппаратов. Несмотря на то, что ПУЭ [1] в некоторых случаях разрешают не резервировать удаленные КЗ, в последние годы многие проектные и эксплуатационные организации, а также зарубежные фирмы стремятся к достижению полноценного дальнего резервирования.