Для трансформаторов мощностью 6 3 мва и более от внутренних повреждений и на выводах устанавливается
Обновлено: 18.05.2024
Выбор и расчет защиты трансформатора
Виды повреждений и ненормальных режимов работы электроустановок. Расчет дифференциальной и максимальной токовой защиты трансформатора, защиты от перегрузки с использованием реле тока и времени. Принципиальные схемы цепей переменного тока и напряжения.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | контрольная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 20.02.2015 |
| Размер файла | 905,7 K |
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
На однотрансформаторной подстанции установлен двухобмоточный трансформатор Т1 с односторонним питанием. Трансформатор подключен к питающей линии напряжением 110 кВ через отделитель QR. Со стороны обмотки высшего напряжения установлен короткозамыкатель QN. Схема подстанции приведена на рис.1. Необходимо выбрать и рассчитать защиты трансформатора. В соответствии с расчетами составляются принципиальные схемы включения реле защит.
Рис.1. Схема однотрансформаторной понизительной подстанции.
Таблица 1 Исходные данные
Мощность трансформатора, кВА
- номинальное напряжение обмотки низшего напряжения (НН) трансформатора;
- максимальный ток, проходящий через защищаемый трансформатор при расчетном внешнем трехфазном металлическом коротком замыкании (КЗ) в максимальном режиме питающей системы;
- ток трехфазного КЗ на выводах обмотки НН в минимальном режиме источника питания.
- Предполагается, что у трансформатора типа ТРДН расщепленные обмотки низшего напряжения соединены параллельно.
- Номинальное напряжение обмотки высшего напряжения 115 кВ.
- Диапазон регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) -
- Группа соединения обмоток трансформатора - Y/-11 с глухозаземленной нейтралью.
- Трансформаторы тока установлены со сторон обмоток высшего и низшего напряжения.
- Защита трансформатора выполняется на переменном оперативном токе.
- На стороне низшего напряжения трансформатора установлен выключатель типа ВМП-10 с приводом ПП-61.
- Выдержки времени защит, установленных на отходящих линиях 10,5 кВ, не превышают 1 с.
- Значение коэффициентов, используемых при расчете защит трансформатора:
1. - коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей в токе КЗ.
2. - коэффициент однотипности трансформаторов тока.
3. - относительное значение полной погрешности трансформаторов тока, соответствующее установившемуся режиму КЗ.
4. - ступень селективности.
5. - коэффициент самозапуска заторможенных электродвигателей нагрузки.
- Чувствительность защиты от внешних КЗ оценить только к КЗ на шинах низшего напряжения (основное действие) в связи с тем, что оценить чувствительность к КЗ в конце линии 10,5 кВ (резервное действие) на представляется возможным, т. к. не задана длина линий.
Общая характеристика защищаемого трансформатора
1. Тип защищаемого трансформатора ТДН-10000/11, диапазон регулирования (РПН) ±12%, группа соединения обмоток трансформатора - Y/Д-11 с глухозаземленной нейтралью, питание односторонние.
2. Трансформатор подключен к питающей линии через отделитель QR; со стороны обмотки высшего напряжения установлен короткозамыкатель QN.
3. Подстанция однотрансформаторная, максимальная нагрузка трансформатора не задана.
4. Трансформаторы тока установлены со стороны обмоток высшего и низшего напряжений.
Назначение защит трансформатора
В соответствии с правилами устройства электроустановок (ПУЭ) на трансформаторах (автотрансформаторах) должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:
- многофазных замыканий в обмотках и на выводах;
- однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;
- витковых замыканий в обмотках;
- токов в обмотках, обусловленных внешним КЗ;
- токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;
- понижения уровня масла.
Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений трансформатора предусматривается продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени (на трансформаторах мощностью 6,3 МВА и более).
От всех видов КЗ внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла устанавливается газовая защита (на трансформаторах мощностью 6,3 МВА и более).
Газовая защита действует на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.
От токов в обмотках, обусловленных внешним многофазным КЗ, предусматривается максимальная токовая защита (при недостаточной чувствительности - с комбинированным пуском по напряжению) с действием на отключение.
Для защиты от токов, обусловленных перегрузкой, устанавливается МТЗ с действием на сигнал.
Расчет дифференциальной токовой защиты трансформатора
Предварительно предполагается выполнение дифференциальной токовой защиты с использованием реле РНТ-565, учитывая большое распространение таких защит в эксплуатации.
Результаты расчета дифференциальной токовой защиты трансформатора, выполненного в соответствии с рекомендациями [2] приведены в таблице 2 и таблице 3.
Таблица 2 Подготовка исходных данных
Обозначение и расчетная формула
Числовые значения для сторон
Первичный ток на стороне защищаемого трансформатора, соответствующий его номинальной мощности, А
Вторичный ток в плечах защиты, соответствующий номинальной мощности защищаемого трансформатора, А
Таблица 3 Расчет дифференциальной защиты трансформатора с реле РНТ-565
Выбор тока срабатывания защиты и предварительная оценка чувствительности
Расчетный первичный ток небаланса при внешнем КЗ в максимальном режиме (без учета составляющей .), А
Первичный ток срабатывания защиты, А
1. отстройка от «броска» тока намагничивания
2. отстройка от максимального первичного тока небаланса
Предварительное значение коэффициента чувствительности при двухфазном КЗ на стороне низшего напряжения(в зоне действия защиты) в минимальном режиме источника питания
В соответствии с ПУЭ требуется обеспечить примерно равный или больший 2.
следовательно, можно продолжить расчет защиты с реле РНТ-565
Выбор параметров элементов настройки защиты
Расчетный ток срабатывания реле на основной стороне, А
За основную принята сторона основного питания с напряжением 110 кВ, как имеющая больший вторичный номинальный ток.
Число витков обмотки НТТ реле для основной стороны
2. предварительно принятое
Трансформаторы тока присоединяются только к уравнительным обмоткам, рабочая обмотка не используется =0
Действительный ток срабатывания реле при принятом числе витков НТТ для основной стороны
Число витков обмотки НТТ реле для неосновной стороны
Равенство МДС НТТ при внешнем КЗ
2. предварительно принятое
Выбор параметров элементов настройки защиты
Составляющая первичного тока небаланса, обусловленная округлением расчетного числа витков неосновной стороны для расчетного случая повреждения, А
Первичный расчетный ток небаланса с учетом составляющей , А
Ток срабатывания защиты на основной стороне, А
Коэффициент отстройки защиты
Так как , принимаем для основной стороны ближайшее меньшее число витков (для реле РНТ-565 на один виток меньше)
Число витков обмотки НТТ реле для неосновной стороны
Равенство МДС НТТ при внешнем КЗ
2. предварительно принятое
Составляющая первичного тока небаланса, обусловленная округлением расчетного числа витков неосновной стороны для расчетного случая повреждения, А
Первичный расчетный ток небаланса с учетом составляющей , А
Ток срабатывания защиты на основной стороне, А
Коэффициент отстройки защиты
Окончательно принятое число витков обмотки НТТ реле для установки на основной и не основной сторонах
Схема включения реле приведена на рис. 2
Значение коэффициента чувствительности, соответствующее окончательно принятому току срабатывания в режиме, при котором производилась предварительная проверка чувствительности
Коэффициент чувствительности достаточен.
Рис. 2. Схема включения реле РНТ-565.
Расчет МТЗ трансформатора
МТЗ устанавливается со стороны выводов высшего напряжения трансформатора, выполняется двумя реле тока, присоединенными к ТТ, соединенным в треугольник. Такое выполнение МТЗ предотвращает неселективное действие при замыканиях на землю в сети 110-220 кВ в тех случаях, когда нейтраль трансформатора заземлена.
Расчет МТЗ приведен в таблице 4. Поскольку максимальный рабочий ток трансформатора не задан, в расчете принято .
Расчет защиты от перегрузки
Защита от перегрузки выполняется с помощью одного реле тока РТ-40, подключаемого вместе с реле тока максимальной токовой защиты к ТТ, установленным со стороны выводов высшего напряжения и реле времени. Защита действует на сигнал.
Расчет установок защиты от перегрузки приведен в таблице 5.
Принципиальная схема защиты трансформатора
Принципиальная схема защиты трансформатора, выполненная с использованием переменного оперативного тока, изображена на рис. 3 - 6.
Таблица 4 Расчет максимальной токовой защиты трансформатора
Ток срабатывания защиты, А
Обеспечение немедленного устойчивого возврата защиты в исходное состояние после отключения внешнего КЗ защитой отходящей линии
Вторичный ток срабатывания реле, А
Коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ на шинах 6 кВ в минимальном режиме источника питания
В соответствии с ПУЭ требуется обеспечить Кч примерно равный или больший 1,5.
Таблица 5 Расчет защиты от перегрузки трансформатора
Ток срабатывания защиты, А
Обеспечение немедленного устойчивого возврата после отключения внешнего КЗ или снятия перегрузки
Вторичный ток срабатывания реле, А
Реле типа РТ-40/6 с параллельным соединением обмоток
Выдержка времени, с
Отстройка от времени срабатывания МТЗ трансформатора
трансформатор реле защита перегрузка
Дифференциальная защита выполнена на реле с НТТ КА1 и КА2 типа РНТ-565. Реле установлены в двух фазах. На стороне 110 кВ ТТ соединены в треугольник, на стороне низшего напряжения - в неполную звезду.
Газовая защита выполнена с использованием реле типа РГТ-50 с действием на отключение и на сигнал.
Обмотки двух промежуточных насыщающихся трансформаторов тока ТАL1, ТАL2 реле времени РВМ-12 (реле на переменном оперативном токе) включаются во вторичные цепи трансформатора тока (рис. 4.)
Пуск реле времени осуществляется путем замыкания цепи микродвигателя М от контакторов реле защиты КА3, КА4, КV1 через выводы 9, 11 и 11, 13, причем правильная и надежная работа реле возможна при питании микродвигателя только от одного из насыщающихся трансформаторов ТАL1 или ТАL2.
Ток срабатывания реле РВМ-12 равен 2,5 А при последовательном соединении секций первичной обмотки насыщающегося трансформатора и 5 А при их параллельном соединении.
Защита от перегрузки выполнена с использованием реле тока КА5( РТ-40), установленного в одной фазе, и реле времени КТ2 (ЭВ-133). Защита действует на сигнал.
Для включения короткозамыкателя и отключения выключателя Q2 от дифференциальной защиты и МТЗ использованы схемы с дешунтированием. Дешунтирование осуществляется контактами промежуточного реле переменного тока КL2, КL3, КL4 (РП-341).
При действии газовой защиты включение короткозамыкателя и отключение выключателя осуществляется контактами промежуточного реле КL1 (РП-25) с использованием энергии, получаемой от трансформатора собственных нужд.
Отключение отделителя осуществляется с использованием энергии конденсаторов, предварительно заряженных через зарядное устройство УЗ от трансформатора собственных нужд.
Для исключения возможности отключения отделителя при включенном выключателе питающей линии предусмотрена блокировка, осуществляемая с помощью реле тока КА6 (РТ-40) и промежуточного реле КL5 (РП-252). Реле КА6 подключено к ТТ в цепи короткозамыкателя.
Рис. 3. Поясняющая схема.
Рис. 4. Схема реле времени РВМ-12.
Рис. 5. Принципиальные схемы цепей переменного тока защит трансформатора (с использованием реле РНТ-565).
Рис. 6. Принципиальные схемы цепей переменного напряжения (а) и сигнализации (б) защит трансформатора.
Список используемой литературы
1. «Правила устройства электроустановок. 7-е изд.: Все действующие разделы ПУЭ-7». 5-й выпуск, стер. - Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2007. - 512 с., ил.
2. «Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 13Б. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110 - 500 кВ»: Расчеты. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 96 с.
3. Андреев В.А. «Релейная защита и автоматика систем электроснабжения / В.А. Андреев». - 4-е изд. перераб. и доп. -М.: Высш. шк., 2006. - 639 с.: ил.
4. Гусенков А.В., Коротков В.Ф. «Проектирование токовых защит понижающих трансформаторов напряжением 35-220 кВ: Методические указания к курсовой работе по релейной защите для студентов специальностей 140203.65, 140205.65, 140211.65». - Иваново, 2007. - 48 с.
Подобные документы
Токовая защита трансформатораРасчет токов короткого замыкания в намеченных точках схемы. Расчет продольной дифференциальной токовой защиты трансформатора. Расчет максимальной токовой защиты трансформатора. Расчет мгновенной и комбинированной токовой отсечки питающей линии.
контрольная работа [793,5 K], добавлен 19.03.2012
Выбор линии питания завода, трансформаторов на пункте приема электроэнергии и коммутационной аппаратуры. Расчет напряжения распределения по заводу, дифференциальной токовой защиты на основе реле РНТ-565 и максимальной токовой защиты трансформатора.
дипломная работа [3,4 M], добавлен 24.02.2013
Расчет дифференциальной токовой защиты без торможения. Проверка по амплитудному значению напряжения на выходах обмотки трансформатора тока. Определение чувствительности промежуточного реле, реле времени и электромагнитов включения короткозамыкателя.
курсовая работа [209,8 K], добавлен 10.01.2015
Основное предназначение релейной защиты. Анализ и особенности двухобмоточного трансформатора ТДН–16000/110. Краткое рассмотрение схемы выключения реле РНТ-565. Характеристика газовой защиты трансформатора. Методы защиты трансформатора от перегрузки.
курсовая работа [547,0 K], добавлен 23.08.2012
Расчет токов короткого замыкания и сопротивлений элементов схемы. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения. Расчет дифференциальной, газовой и резервной защиты. Основные причины возникновения короткого замыкания. Расчет защиты от перегрузки.
реферат [537,9 K], добавлен 23.08.2012
Расчеты токов короткого замыкания. Расчет дифференцированной защиты на реле серии ДЗТ-11 и максимальной токовой защиты на стороне 110 кВ и 10 кВ. Работа газовой защиты, защиты от перегрузки и перегрева силового трансформатора. Расчет контура заземления.
дипломная работа [1,5 M], добавлен 08.06.2010
Расчет параметров схемы замещения линии электропередач, трансформатора и максимального нагрузочного тока. Выбор уставок дифференциальной защиты линии, дифференциального органа с торможением. Проверка чувствительности максимальной токовой защиты.
ПТЭЭП - Глава 2.1 Силовые трансформаторы и реакторы
Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭЭП), редакция 2003 г.
| < Глава 1.8. Техническая документация < |
| Раздел 1 Организация эксплуатации электроустановок |
| <> Оглавление <> |
| Раздел 2 Электрооборудование и электроустановки общего назначения |
| > Глава 2.2. Распределительные устройства и подстанции > |
Электрооборудование и электроустановки общего назначения
СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ И РЕАКТОРЫ
2.1.1. Установка трансформаторов и реакторов должна осуществляться в соответствии с правилами устройства электроустановок и нормами технологического проектирования подстанций.
Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию трансформаторов и реакторов должны выполняться в соответствии с руководящими документами (инструкциями) заводов-изготовителей.
2.1.2. При эксплуатации силовых трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих масляных реакторов должна обеспечиваться их надежная работа. Нагрузки, уровень напряжения, температура, характеристики масла и параметры изоляции должны находиться в пределах установленных норм; устройства охлаждения, регулирования напряжения, защиты, маслохозяйство и другие элементы должны содержаться в исправном состоянии.
2.1.3. Трансформаторы (реакторы), оборудованные устройствами газовой защиты, должны устанавливаться так, чтобы крышка (съемная часть бака) имела подъем по направлению к газовому реле не менее 1 %. При этом маслопровод к расширителю должен иметь уклон не менее2 %.
2.1.4. Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора (реактора) должен находиться на отметке, соответствующей температуре масла трансформатора (реактора) в данный момент.
Обслуживающий персонал должен вести наблюдение за температурой верхних слоев масла по термосигнализаторам и термометрам, которыми оснащаются трансформаторы с расширителем, а также за показаниями мановакуумметров у герметичных трансформаторов, для которых при повышении давления в баке выше 50 кПа (0,5кгс/см2) нагрузка должна быть снижена.
2.1.5. Воздушная полость предохранительной трубы трансформатора (реактора) должна быть соединена с воздушной полостью расширителя.
Уровень мембраны предохранительной трубы должен быть выше уровня расширителя.
Мембрана выхлопной трубы при ее повреждении может быть заменена только на идентичную заводской.
2.1.6. Стационарные установки пожаротушения должны находиться в состоянии готовности к применению в аварийных ситуациях и подвергаться проверкам по утвержденному графику.
2.1.7. Гравийная засыпка маслоприемников трансформаторов (реакторов) должна содержаться в чистом состоянии и не реже одного раза в год промываться.
При загрязнении гравийной засыпки (пылью, песком и т.д.) или замасливании гравия его промывка должна проводиться, как правило, весной и осенью.
При образовании на гравийной засыпке твердых отложений от нефтепродуктов толщиной более 3 мм, появлении растительности или невозможности его промывки должна осуществляться замена гравия.
2.1.8. На баках трехфазных трансформаторов наружной установки должны быть указаны подстанционные номера. На группах однофазных трансформаторов и реакторов подстанционный номер указывается на средней фазе. На баки группы однофазных трансформаторов и реакторов наносится расцветка фаз.
Трансформаторы и реакторы наружной установки окрашиваются в светлые тона краской, устойчивой к атмосферным воздействиям и воздействию трансформаторного масла.
2.1.9. На дверях трансформаторных пунктов и камер с наружной и внутренней стороны должны быть указаны подстанционные номера трансформаторов, а также с наружной стороны должны быть предупреждающие знаки. Двери должны быть постоянно закрыты на замок.
2.1.10. Осмотр и техническое обслуживание высоко расположенных элементов трансформаторов и реакторов (более 3 м) должны выполняться со стационарных лестниц с перилами и площадками наверху с соблюдением правил безопасности.
2.1.11. Включение в сеть трансформатора (реактора) должно осуществляться толчком на полное напряжение. Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, могут включаться в работу вместе с генератором подъемом напряжения с нуля.
2.1.12. Для каждой электроустановки в зависимости от графика нагрузки с учетом надежности питания потребителей и минимума потерь должно определяться число одновременно работающих трансформаторов.
В распределительных электрических сетях напряжением до 20 кВ включительно измерения нагрузок и напряжений трансформаторов производят в первый год эксплуатации не менее 2 раз в период максимальных и минимальных нагрузок, в дальнейшем - по необходимости.
2.1.13. Резервные трансформаторы должны содержаться в состоянии постоянной готовности к включению в работу.
2.1.14. Нейтрали обмоток напряжением 110 кВ трансформаторов и реакторов должны работать, как правило, в режиме глухого заземления. Иной режим работы нейтралей трансформаторов напряжением 110 кВ и способы их защиты устанавливает энергоснабжающая организация.
2.1.15. При автоматическом отключении трансформатора (реактора) действием защит от внутренних повреждений трансформатор (реактор) можно включать в работу только после осмотра, испытаний, анализа газа, масла и устранения выявленных дефектов (повреждений).
В случае отключения трансформатора (реактора) от защит, действие которых не связано с его внутренним повреждением, он может быть включен вновь без проверок.
2.1.16. При срабатывании газового реле на сигнал должен быть произведен наружный осмотр трансформатора (реактора) и отбор газа из реле для анализа и проверки на горючесть.
Для обеспечения безопасности персонала при отборе газа из газового реле и выявления причины его срабатывания трансформатор (реактор) должен быть разгружен и отключен в кратчайший срок.
Если газ в реле негорючий и признаки повреждения трансформатора отсутствуют, а его отключение вызвало недоотпуск электроэнергии, он может быть включен в работу до выяснения причины срабатывания газового реле на сигнал. Продолжительность работы трансформатора в этом случае устанавливает ответственный за электрохозяйство Потребителя. По результатам анализа газа из газового реле, анализа масла и других измерений и испытаний необходимо установить причину срабатывания газового реле на сигнал, определить техническое состояние трансформатора (реактора) и возможность его нормальной эксплуатации.
2.1.17. Масло в расширителе трансформаторов (реакторов), а также в баке или расширителе устройства регулирования напряжения под нагрузкой (далее - РПН) должно быть защищено от соприкосновения с воздухом. У трансформаторов и реакторов, оборудованных специальными устройствами, предотвращающими увлажнение масла, эти устройства должны быть постоянно включены, независимо от режима работы трансформатора (реактора). Указанные устройства должны эксплуатироваться в соответствии с инструкцией заводов-изготовителей.
Трансформаторы мощностью 1000 кВА и более должны эксплуатироваться с системой непрерывной регенерации масла в термосифонных и адсорбных фильтрах.
Масло маслонаполненных вводов негерметичного исполнения должно быть защищено от окисления и увлажнения.
2.1.18. При необходимости отключения разъединителем (отделителем) тока холостого хода ненагруженного трансформатора, оборудованного устройством РПН, после снятия нагрузки на стороне Потребителя переключатель должен быть установлен в положение, соответствующее номинальному напряжению.
2.1.19. Допускается параллельная работа трансформаторов (автотрансформаторов) при условии, что ни одна из обмоток не будет нагружена током, превышающим допустимый ток для данной обмотки.
Параллельная работа трансформаторов разрешается при следующих условиях:
группы соединений обмоток одинаковы;
соотношение мощностей трансформаторов не более 1:3;
коэффициенты трансформации отличаются не более чем на ± 0,5 %;
напряжения короткого замыкания отличаются не более чем на ± 10 %;
произведена фазировка трансформаторов.
Для выравнивания нагрузки между параллельно работающими трансформаторами с различными напряжениями короткого замыкания допускается в небольших пределах изменение коэффициента трансформации путем переключения ответвлений при условии, что ни один из трансформаторов небудет перегружен.
2.1.20. Для масляных трансформаторов и трансформаторов с жидким негорючим диэлектриком допускается продолжительная нагрузка любой обмотки током, превышающим на 5 % номинальный ток ответвления, если напряжение не превышает номинальное напряжение соответствующего ответвления. В автотрансформаторе ток в общей обмотке должен быть не выше наибольшего длительно допустимого тока этой обмотки.
Продолжительные допустимые нагрузки сухих трансформаторов устанавливаются в стандартах и технических условиях конкретных групп и типов трансформаторов.
Для масляных и сухих трансформаторов, а также трансформаторов с жидким негорючим диэлектриком допускаются систематические перегрузки, значение и длительность которых регламентируются инструкциями заводов-изготовителей.
2.1.21. В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:
перегрузка по току, % 30 45 60 75 100
длительность перегрузки, мин. 120 80 45 20 10
перегрузка по току, % 20 30 40 50 60
длительность перегрузки, мин. 60 45 32 18 5
2.1.22. Допускается продолжительная работа трансформаторов (при нагрузке не выше номинальной мощности) при повышении напряжения на любом ответвлении любой обмотки на 10 % сверх номинального напряжения данного ответвления. При этом напряжение на любой из обмоток должно быть не выше наибольшего рабочего напряжения.
2.1.23. При номинальной нагрузке трансформатора температура верхних слоев масла должна быть не выше (если заводами-изготовителями в заводских инструкциях не оговорены иные температуры): у трансформаторов с системой масляного охлаждения с дутьем и принудительной циркуляцией масла (далее - ДЦ) - 75 °С, с системами масляного охлаждения (далее - М) и масляного охлаждения с дутьем (далее - Д) - 95 °С; у трансформаторов с системой масляного охлаждения с принудительной циркуляцией масла через водоохладитель (далее - Ц) температура масла на входе в маслоохладитель должна быть не выше 70 °С.
2.1.24. На трансформаторах и реакторах с системами масляного охлаждения ДЦ, направленной циркуляцией масла в обмотках (далее - НДЦ), Ц, направленной циркуляцией масла в обмотках и принудительной - через водоохладитель (далее - НЦ) устройства охлаждения должны автоматически включаться (отключаться) одновременно с включением (отключением) трансформатора (реактора).
На номинальную нагрузку включение трансформаторов допускается:
с системами охлаждения М и Д - при любой отрицательной температуре воздуха;
с системами охлаждения ДЦ иЦ - при температуре окружающего воздуха не ниже минус 25 °С. При более низких температурах трансформатор должен быть предварительно прогрет включением на нагрузку до 0,5 номинальной без запуска системы циркуляции масла. Система циркуляции масла должна быть включена в работу только после увеличения температуры верхних слоев масла до минус 25 °С.
В аварийных условиях допускается включение трансформаторов на полную нагрузку независимо от температуры окружающего воздуха (трансформаторов с системами охлаждения НДЦ, НЦ - в соответствии с заводскими инструкциями).
2.1.25. Принудительная циркуляция масла в системах охлаждения должна быть непрерывной независимо от нагрузки трансформатора.
2.1.26. Количество включаемых и отключаемых охладителей основной и резервной систем охлаждения ДЦ(НДЦ), Ц (НЦ), условия работы трансформаторов с отключенным дутьем системы охлаждения Д определяются заводскими инструкциями.
2.1.27. Эксплуатация трансформаторов и реакторов с принудительной циркуляцией масла допускается лишь при включенной в работу системе сигнализации о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды и работы вентиляторов обдува охладителей.
2.1.28. При включении масловодяной системы охлаждения Ц и НЦ в первую очередь должен быть пущен маслонасос. Затем при температуре верхних слоев масла выше 15 °С включается водяной насос. Отключение водяного насоса производится при снижении температуры верхних слоев масла до 10°С, если иное не предусмотрено заводской документацией.
Давление масла в маслоохладителях должно превышать давление циркулирующей воды не менее чем на 10 кПа (0,1 кгс/см2) при минимальном уровне масла в расширителе трансформатора.
Должны быть предусмотрены меры для предотвращения замораживания маслоохладителей, насосов, водяных магистралей.
2.1.29. Для трансформаторов с системами охлаждения Д при аварийном отключении всех вентиляторов допускается работа с номинальной нагрузкой в зависимости от температуры окружающего воздуха в течение следующего времени:
Температура окружающего воздуха, °С -15 -10 0 +10 +20 +30
Допустимая длительность работы, ч 60 40 16 10 6 4
Для трансформаторов с системами охлаждения ДЦ и Ц допускается:
а) при прекращении искусственного охлаждения работа с номинальной нагрузкой в течение 10 мин. Или режим холостого хода в течение 30 мин.; если по истечении указанного времени температура верхних слоев масла не достигла 80 °С; для трансформаторов мощностью свыше 250 МВА допускается работа с номинальной нагрузкой до достижения указанной температуры, но не более 1 ч;
б) при полном или частичном отключении вентиляторов или прекращении циркуляции воды с сохранением циркуляции масла продолжительная работа со сниженной нагрузкой при температуре верхних слоев масла не выше 45 °С.
Требования настоящего пункта действительны, если в инструкциях заводов-изготовителей не оговорены иные.
Трансформаторы с направленной циркуляцией масла в обмотках (система охлаждения НЦ) эксплуатируются в соответствии с заводской инструкцией.
2.1.30. На трансформаторах с системой охлаждения Д электродвигатели вентиляторов должны автоматически включаться при температуре масла 55 °С или токе, равном номинальному, независимо от температуры масла. Отключение электродвигателей вентиляторов производится при снижении температуры верхних слоев масла до 50 °С, если при этом ток нагрузки менее номинального.
2.1.31. Устройства регулирования напряжения под нагрузкой должны быть в работе, как правило, в автоматическом режиме. Их работа должна контролироваться по показаниям счетчиков числа операций.
По решению ответственного за электрохозяйство Потребителя допускается дистанционное переключение РПН с пульта управления, если колебания напряжения в сети находятся в пределах, удовлетворяющих требования Потребителей. Переключения под напряжением вручную (с помощью рукоятки) не разрешаются.
Персонал Потребителя, обслуживающий трансформаторы, обязан поддерживать соответствие между напряжением сети и напряжением, устанавливаемым на регулировочном ответвлении.
2.1.32. Переключающие устройства РПН трансформаторов разрешается включать в работу при температуре верхних слоев масла выше -20 °С (для наружных резисторных устройств РПН) и выше -45 °С - для устройств РПН с токоограничивающими реакторами, а также для переключающих устройств с контактором, расположенным на опорном изоляторе вне бака трансформатора и оборудованным устройством искусственного подогрева. Эксплуатация устройств РПН должна быть организована в соответствии с заводской инструкцией.
2.1.33. На трансформаторах, оснащенных переключателями ответвлений обмоток без возбуждения (далее - ПБВ), правильность выбора коэффициента трансформации должна проверяться не менее 2 раз в год - перед наступлением зимнего максимума и летнего минимума нагрузки.
2.1.34. Осмотр трансформаторов (реакторов) без их отключения должен производиться в следующие сроки:
главных понижающих трансформаторов подстанций с постоянным дежурством персонала - 1 раз в сутки;
остальных трансформаторов электроустановок с постоянным и без постоянного дежурства персонала - 1 раз в месяц;
на трансформаторных пунктах - не реже 1 раза в месяц.
В зависимости от местных условий и состояния трансформаторов (реакторов) указанные сроки могут быть изменены техническим руководителем (ответственным за электрохозяйство) Потребителя.
Вне очередные осмотры трансформаторов (реакторов) производятся:
после неблагоприятных погодных воздействий (гроза, резкое изменение температуры, сильный ветер и д.р.);
при работе газовой защиты на сигнал, а также при отключении трансформатора (реактора) газовой или (и) дифференциальной защитой.
2.1.35. Текущие ремонты трансформаторов (реактивов) производятся по мере необходимости. Периодичность текущих ремонтов устанавливает технический руководитель Потребителя.
2.1.36. Капитальные ремонты (планово-предупредительные - по типовой номенклатуре работ) должны проводиться:
трансформаторов 110 кВ и выше мощностью 125 МВА и более, а также реакторов- не позднее чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию с учетом результатов диагностического контроля, в дальнейшем - по мере необходимости;
остальных трансформаторов - в зависимости от их состояния и результатов диагностического контроля.
2.1.37. Внеочередные ремонты трансформаторов (реакторов) должны выполняться, если дефект в каком-либо их элементе может привести к отказу. Решение о выводе трансформатора (реактора) в ремонт принимают руководитель Потребителя или ответственный за электрохозяйство.
2.1.38. Потребитель, имеющий на балансе маслонаполненное оборудование, должен хранить неснижаемый запас изоляционного масла не менее 110 % объема наиболее вместимого аппарата.
2.1.39. Испытание трансформаторов и реакторов и их элементов, находящихся в эксплуатации, должно производиться в соответствии с нормами испытания электрооборудования (Приложение 3) и заводскими инструкциями. Результаты испытаний оформляются актами или протоколами и хранятся вместе с документами на данное оборудование.
2.1.40. Периодичность отбора проб масла трансформаторов и реакторов напряжением 110 и 220 кВ для хроматографического анализа газов, растворенных в масле, должна соответствовать методическим указаниям по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле трансформаторного оборудования.
2.1.41. Трансформатор (реактор) должен быть аварийно выведен из работы при:
сильном неравномерном шуме и потрескивании внутри трансформатора;
ненормальном и постоянно возрастающем нагреве трансформатора при нагрузке ниже номинальной и нормальной работе устройств охлаждения;
выбросе масла из расширителя или разрыве диафрагмы выхлопной трубы;
течи масла с понижением его уровня ниже уровня масломерного стекла.
Трансформаторы выводятся из работы также при необходимости немедленной замены масла по результатам лабораторных анализов.
2.1.42. На каждой трансформаторной подстанции (далее - ТП) 10/0,4 кВ, находящейся за территорией Потребителя, должно быть нанесено ее наименование, адрес и телефон владельца.
Максимальная токовая защита трансформаторов
Силовые трансформаторы конструктивно достаточно надежны, благодаря отсутствию вращающихся частей. Однако в процессе эксплуатации возможны и случаются повреждения и нарушения нормальных режимов работы. Повреждения силовых трансформаторов: витковые замыкания, замыкания на корпус, короткие замыкания обмоток, короткие замыкания на вводах и т. д., ненормальные режимы: недопустимые перегрузки, понижение уровня масла, разложение его при перегреве, прохождение токов внешних КЗ.
Силовые трансформаторы относительно малой мощности обычно защищают предохранителями со стороны высшего напряжения и предохранителями или автоматами со стороны отходящих линий низшего напряжения. Ток плавкой вставки высоковольтного предохранителя выбирается с учетом отстройки от бросков тока намагничивания при включении силового трансформатора под рабочее напряжение. С учетом этого номинальный ток предохранителя
Соответствие высоковольтных предохранителей мощности защищаемых ими силовых трансформаторов напряжением 6 — 10 кВ дано в справочниках. Защита предохранителями конструктивно осуществляется наиболее просто, но имеет недостатки — нестабильность параметров защиты, что может привести к недопустимому увеличению времени срабатывания защиты при некоторых видах внутренних повреждений силовых трансформаторов. При защите предохранителями возникают сложности согласования защит смежных участков сети. Более совершенна релейная максимально-токовая защита трансформаторов (рис.1).
Рис.1. Схема максимально-токовой защиты от перегрузки понижающего двухобмоточного трансформатора с односторонним питанием
Трансформаторы тока ТТ поставлены со стороны высшего напряжения (источника питания). Если бы они были установлены со стороны низшего напряжения (как показано на схеме пунктиром), то защита действовала бы только при повреждениях на шинах 6,6 кВ и присоединенных к ним нагрузкам, так как в этом случае через трансформаторы тока не будут протекать токи короткого замыкания.
При повреждении любой из трех фаз трансформатора ток короткого замыкания пройдет через соответствующий трансформатор тока, замкнет контакты рабочего реле Т, что вызовет срабатывание реле времени В, а через него — промежуточного реле П, оперативный ток приведет в действие катушку отключения КО-1, которая отключит выключатель В1, обесточив защищаемый трансформатор.
Рис. 2. Схема максимально-токовой защиты трансформатора
На рис. 2 изображена схема трансформаторной подстанции, которая со стороны низшего напряжения питает две группы нагрузок. Здесь трансформатор защищен как со стороны высшего, так и со стороны низшего напряжений. Обе секции питаются через самостоятельные выключатели. Для нормальной работы схемы предусматриваются три комплекта максимальной токовой защиты : два из них на стороне низшего и один - на стороне высшего напряжения.
Ток срабатывания защиты, установленной со стороны низшего напряжения, выбирается по нагрузке своей схемы с учетом пусковых токов двигателей, обслуживаемых этой частью схемы. Выдержка времени выбирается по условиям селективности с защитой элементов, присоединенных к данной части схемы. Ток срабатывания защиты, устанавливаемой со стороны высшего напряжения, определяется по суммарной нагрузке обеих секций с учетом пусковых токов электродвигателей, а выдержка — на ступень выше выдержки со стороны низшего напряжения.
Для токовой защиты трехобмоточных трансформаторов недостаточно одного комплекта защитных приборов. Для того чтобы при повреждении в системе одного напряжения отключить только одну обмотку и сохранить трансформатор в работе с двумя другими обмотками, приходится каждую обмотку трансформатора снабжать самостоятельным комплектом максимальной токовой защиты . Ток срабатывания выбирают по нагрузке каждой обмотки. Выдержку времени устанавливают по условию селективности с защитой других элементов в сети данного напряжения.
Обычно силовые трансформаторы допускают значительные перегрузки. Так, трансформатор нормального исполнения допускает двухкратную перегрузку в течение 10 мин. Этого времени вполне достаточно для того, чтобы дежурный персонал разгрузил трансформатор. Поэтому на трансформаторах мощностью 560 кВА и выше устанавливается защита от перегрузки. На подстанциях с постоянным дежурным персоналом защита действует на сигнал, а на подстанциях без постоянного дежурного персонала защита производит отключение перегруженного трансформатора или части его нагрузки.
Максимально-токовая защита мгновенного действия с ограниченной зоной действия называется токовой отсечкой . Для обеспечения селективности в пределах зоны действия токовая отсечка отстраивается от токов короткого замыкания на стороне низшего напряжения трансформатора, от пусковых токов электродвигателей, от тока короткого замыкания (КЗ) в конце линии или в начале следующего участка. Характер изменения тока КЗ при удалении места КЗ от источника питания показан на рис.3.
Рис. 3. Диаграмма токовой защиты
Ток срабатывания отсечки выбирается таким образом, чтобы она не сработала при повреждениях на соседней линии. Для этого ток срабатывания должен быть больше максимального тока короткого замыкания на шинах низшего напряжения.
Зона действия определяется графически, как показано на рис.3. Вычисляются токи, проходящие при коротких замыканиях в начале (точка 1) и в конце линии (точка 5), а также в точках 2 — 4. Строится кривая изменения тока короткого замыкания в зависимости от удаленности от места питания (кривая 1). Определяется ток срабатывания отсечки, и на том же графике строится прямая тока срабатывания 2. Точка пересечения кривой 1 с прямой 2 определяет конец зоны действия отсечки (заштрихованная часть).
Токовая отсечка может защищать всю линию, на которую включен только один трансформатор, если ток срабатывания отсечки выбирается так, чтобы она не действовала при повреждении на линии низшего напряжения, отходящей от защищаемого трансформатора. Для этого в графике при подсчете следует учитывать максимальный ток короткого замыкания, наблюдаемый на шинах низшего напряжения. При этом токовая отсечка будет надежно защищать линию, шины и часть обмотки высшего напряжения трансформатора.
Схемы отсечек отличаются от схем максимально-токовых защит отсутствием реле времени, вместо которых устанавливаются промежуточные реле. Токовая отсечка защищает только часть линии, поэтому она применяется как дополнительная защита. Использование токовой отсечки дает возможность ускорить отключение повреждений, сопровождающихся наибольшими значениями токов КЗ, и снизить выдержки времени максимально-токовой защиты. При сочетании токовой отсечки с максимально-токовой защитой получается ступенчатая по времени токовая защита: первая ступень (отсечка) действует мгновенно, а последующие — с выдержкой времени.
Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!
Читайте также: