Zabezpieczenia transformatorów energetycznych -opis , przykłady
WSTĘP
1. Transformatory dwuuzwojowe i wielouzwojowe o uzwojeniu wyższego
napięcia powyżej 1 KV powinny być wyposażone w następujące
zabezpieczenia przekaźnikowe:
zabezpieczenie od przetężeń wywołanych zwarciami zewnętrznymi dla
transformatorów o mocy 315 kVA i wyższej;
zabezpieczenie od zwarć międzyfazowych w uzwojeniach i na ich
wyprowadzeniach dla transformatorów o mocy 315 kVA i wyższej;
zabezpieczenie od zwarć doziemnych dla transformatorów
podwyższających o mocy 10 000 kVA i wyższej, przyłączonych do sieci
z dużym prądem zwarcia doziemnego;
zabezpieczenie gazowo – podmuchowe od obciążenia poziomu oleju
i uszkodzeń wewnątrz kadzi transformatora – dla
transformatorów o mocy 1000 kVA i wyższej;
zabezpieczenie od przetężeń wywołanych występującymi
przeciążeniami ruchowymi, tam gdzie te przetężenia mogą wystąpić;
zabezpieczenie termometryczne;
2. W przypadku zasilania stacji odbiorczych z sieci o napięciu 110
kV, które nie są w ruchu normalnym połączone ze źródłem energii
elektrycznej poprzez sieć napięcia rozdzielczego, określone
postanowienia w ust. 1 pkt. 1 , 2, 3 nie dotyczą ustawionych w
tych stacjach transformatorów dwuuzwojeniowych i wielouzwojeniowych o
mocy jednostek:
do 16’000 kVA włącznie;
powyżej 16’000 kVa, jeżeli zabezpieczenia linii zasilających te
transformatory obejmują swym działaniem również uzwojenia napięć
rozdzielczych transformatorów i ich wyprowadzeń;
3. Transformatory określone w ust. 2 powinny być dodatkowo wyposażone
w następujące rodzaje zabezpieczeń:
zabezpieczenia od przetężeń wywołanych zwarciami zewnętrznymi
zasilane z przekładników prądowych umieszczonych w pobliżu
transformatorowych przepustów napięć rozdzielczych;
zabezpieczenia od zwarć z korpusami transformatorów, jeżeli
zabezpieczenia linii zasilających transformatory nie zapewniają
wyłączenia ich z czasem natychmiastowym w przypadku zwarć
występujących w obrębie uzwojenia strony 110 kV;
zabezpieczenia termometryczne – w stacjach bez stałej obsługi –
powinny powodować ich wyłączenie w przypadkach niedopuszczalnego
wzrostu temperatury oleju;
4. Zabezpieczenia od przetężeń wywołanych zwarciami zewnętrznymi
powinno stanowić jednocześnie zabezpieczenie rezerwowe podstawowych
zabezpieczeń.
5. Zabezpieczenia, o których mowa w ust. 4 powinny być stosowane:
dla transformatorów dwuuzwojeniowych i wielouzwojeniowych
podwyższających o mocy 5000 kVA i wyższej jako zabezpieczenie
nadmiarowo – prądowe trójfazowe zwłoczne z trójfazową blokadą na
wyłączenia wyłączników transformatora
dla transformatorów wielouzwojeniowych o mocy 5000 kVA i wyższej,
zasilanych z kilku stron - jako zabezpieczenie nadmiarowo – prądowe
trójfozowe zwłoczne kierunkowe, jeśli wymagają tego względy
wybiórczości;
dla transformatorów dwuuzwojeniowych i wielouzwojeniowych
obniżających o mocy 5000 kVA i wyższej – jako zabezpieczenia
nadmiarowo – prądowe trójfazowe zwłoczne, działające na
wyłączenie wyłączników transformatora. Dopuszcza się
zabezpieczenie dwufazowe, jeżeli zapewniona jest wymagana czułość, a
transformator przyłączony jest do sieci o małym prądzie zwarcia
doziemnego;
dla transformatorów dwuuzwojeniowych i obniżających o mocy 5000 kVA i
wyższej, zasilających dwie oddzielne sekcje – jako zabezpieczenie
nadmiaarowo – prądowe trójfazowe zwłoczne umieszczone po stronie
zasilania transformatora i każdej sekcji. Dopuszcza się zabezpieczenie
dwufazowe, jeżeli zapewniona jest wymagana czułość, a transformator
przyłączony jest do sieci o małym prądzie zwarcia doziemnego;
dla transformatorów dwuuzwojeniowych i wielouzwojeniowych
podwyższających i obniżających o mocy poniżej 5000 kVA
wyposażonych w wyłączniki jako zabezpieczenie nadmiarowo – prądowe
zwłoczne dwufazowe lub trójfazowe, jeżeli dwufazowe nie zapewniają
właściwej czułości lub nie ujmują wszystkich rodzajów zwarć;
6. Zabezpieczenie transformatorów dwuuzwojeniowych od przetężeń
zaleca się instalować ze strony większej mocy zwarciowej.
7. Zabezpieczenie transformatorów wielouzwojeniowych od przetężeń
należy instalować po stronie każdego uzwojenia z działaniem na
odpowiednie wyłączniki. Zabezpieczenie może nie być zainstalowane na
jednej ze stron transformatora, jeżeli zabezpieczenie strony
głównego zasilania wykonane jest z dwiema zwłokami, przy czym z
mniejszą zwłoką wyłączany jest wyłącznik po stronie, gdzie nie ma
zabezpieczenia.
Zabezpieczenie od zwarć między zwojowych i zwarć międzyfazowych
w uzwojeniach i na ich wyprowadzeniach dla transformatorów o mocy
7500 kVA i wyższej, pracujących pojedynczo, oraz dla
transformatorów o mocy 2000 kVA i wyższej pracujących
równolegle, przy łącznej ich mocy 10’000 Kva i wyższej (w celu
wybiórczego wyłączenia uszkodzonego transformatora), należy
stosować zabezpieczenie różnicowe wzdłużne. Zabezpieczenie to
powinno mieć możność czułego nastawienia prądowego. Powinno ono
działać na wyłączenie wszystkich wyłączników transformatora.
9. Strefa działania zabezpieczenia różnicowego powinna obejmować
również szyny i kable. Łączące transformator z innymi
urządzeniami.
10. Zabezpieczenie różnicowe powinno być wykonane w sposób
zapewniający jego niezadziałanie przy udarach prądu magnesującego
transformatora oraz przy regulowaniu przekładni transformatora pod
obciążeniem.
11. W transformatorach pracujących w sieci ze stale uziemionym punktem
zerowym zamiast zabezpieczenia zaleca się stosować zabezpieczenia od
zwarć z korpusem transformatora.
12. W przypadkach, gdy jest zapewniona właściwa czułość i
wybiórczość działania, zaleca się stosować zabezpieczenia
różnicowe, złożone z przekaźników prądowych
bezzwłocznych.
13. Dla transformatorów, dla których przepisy niniejsze nie wymagają
zabezpieczenia różnicowego, należy stosować zabezpieczenie
przetężeniowe bezzwłoczne w tych przypadkach, w których zwłoka
zabezpieczenia nadmiarowo – prądowego jest większa od 0,7 s.
Zabezpieczenie to powinno być zainstalowane od tej strony, po której
występują większe moce zwarciowe.
14. Dla transformatorów połączonych w bloku z linią, dla których
przepisy niniejszego rozdziału wymagają zastosowania zabezpieczenia
różnicowego, można w przypadkach ekonomicznie uzasadnionych stosować
zabezpieczenie różnicowe obejmujące blok linia - transformator.
15. Zabezpieczenie od zwarć doziemnych transformatorów
podwyższających, zainstalowane od strony uzwojenia przyłączonego do
sieci z dużym prądem zwarcia doziemnego, powinno być wykonane jako:
zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne uruchamiane składową zerową
prądu (np. zasilanie z przewodu zerowego przekładników prądowych dla
zabezpieczenia), działające na wyłączenie wyłączników
transformatora;
zabezpieczenie nadnapięciowe zwłoczne przyłączone do filtru
składowej zerowej napięcia, działające na wyłączenie
wyłączników transformatora w przypadku pracy transformatora z punktem
zerowym nie uziemionym.
16. Zabezpieczenie od obniżenia poziomu oleju i uszkodzeń wewnątrz
kadzi transformatorów i przełączników zaczepów powinno być
wykonane jako gazowo – podmuchowe dwustopniowe. Stopień pierwszy
powinien działać na urządzenia sygnalizacyjne, stopień drugi na
wyłączenie wszystkich wyłączników transformatora.
17. Zabezpieczenie transformatorów od przetężeń, wywołanych
występującymi przeciążeniami ruchowymi, powinno być wykonane jako
zabezpieczenie nadmiarowo – prądowe zwłoczne, zainstalowane na
jednej fazie. Powinno ono działać na urządzenia sygnalizacyjne.
18. Transformatory o mocy 10’000 kVA i wyższej powinny być
wyposażone w termometry ze zdalną sygnalizacją maksymalnej
temperatury.
19. Transformatory o mocy 200 kVA do 10’000 kVA powinny być
wyposażone w termometry ze wskaźnikiem temperatury maksymalnej.
20. Transformatory o mocy niższej niż 200 kVA mogą być wyposażone
w termometry ze wskaźnikiem maksymalnej temperatury w
przypadkach uzasadnionych.
ROZDZIAŁ I
ZABEZPIECZENIA TRANSFORMATORÓW
1.1. Zabezpieczenie od zwarć zewnętrznych
Często zdarzającym się nienormalnym stanem pracy transformatorów
jest przepływ przez ich uzwojenie prądów spowodowanych zwarciami
zewnętrznymi. W przypadku bliskich zwarć zewnętrznych prądy te mogą
osiągnąć krotność 10 ( 20 prądu znamionowego, określoną
napięciem zwarcia transformatora. Tak duże prądy transformator może
wytrzymać cieplnie tylko w ciągu bardzo krótkiego czasu rzędu kilku
sekund, w przeciwnym bowiem przypadku ulegnie zniszczeniu.
W tablicy 1.1.1 podano wartości najdłuższych dopuszczalnych czasów
przepływu przez transformator prądów zwarciowych w założeniu, że
moc zwarciowa jest ograniczona jedynie impedancją transformatora.
W przypadku uwzględniania dodatkowego tłumienia prądu zwarciowego,
spowodowanego impedancją źródła zasilającego transformator, można
przeliczyć dopuszczalne czasy podane w tablicy 1.1.1 mnożąc je przez
kwadrat stosunku mocy zwarciowej transformatora do mocy zwarciowej
wytłumionej impedancją źródła zasilającego.
Tablica 1.1.1. Najdłuższe dopuszczalne czasy przepływu przez
Transformator prądów zwarciowych ( na podstawie normy brytyjskiej BSS
1936)
Napięcie zwarcia transformatora
W % Dopuszczalny czas przepływu prądu zwarciowego
w s
do 4 włącznie 2
5 3
6 4
7 i więcej 5
Zabezpieczenia transformatora od zwarć zewnętrznych powinny powodować
odcięcie transformatora od źródła zasilającego.
Transformator jest elementem sprzęgającym ze sobą sieci o różnych
napięciach, a przeto jego zabezpieczenie od zwarć zewnętrznych
powinno stanowić rezerwę zabezpieczeń sąsiednich elementów układu,
którymi są zazwyczaj odcinki sieciowe. Zabezpieczenie to służy
jednocześnie do wyłączania w strefie podstawowej zwarć na szynach
zbiorczych zasilanych przez transformator, o ile szyny te nie mają
specjalnego zabezpieczenia.
Do powyższych celów stosowane jest powszechnie zabezpieczenie
nadprądowe zwłoczne, którego zwłokę czasową wybiera się możliwie
najkrótszą, tak jednak aby zapewnić wybiórczą pracę tego
zabezpieczenia z zabezpieczeniami na odpływach od szyn
zbiorczych oraz aby spełnić wyżej podane warunki wytrzymałości
cieplnej uzwojeń transformatora.
Transformatory dwuuzwojeniowe zaopatruje się w jedno tylko
zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne. Na rysunku 1,1,1 przedstawiono
schemat układu współpracy zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego
transformatora z zabezpieczeniami nadprądowymi zwłocznymi na
odgałęzieniach liniowych od szyn zbiorczych.
Rysunek 1.1.1. Schemat układu współpracy zabezpieczenia nadprądowego
zwłocznego transformatora z zabezpieczeniami nadprądowymi zwłocznymi
na odejściach od szyn zbiorczych
Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne transformatora powinno zadziałać
w przypadku zwarć na szynach zbiorczych (punkt K1) oraz
powinno w miarę możności stanowić rezerwę zabezpieczeń na
odejściach liniowych w przypadku zwarć na tych
odejściach (punkt K2). Zabezpieczenie transformatora zasilane jest z
przekładników prądowych umieszczonych od strony źródła
zasilającego, dzięki czemu stanowi ono jednocześnie rezerwę dla
pozostałych zabezpieczeń transformatora.
W przypadku dwustronnego zasilania transformatora zabezpieczenie
nadprądowe zwłoczne powinno być zasilane z przekładników
prądowych zainstalowanych od strony głównego zasilania,
charakteryzującej się większą mocą zwarciową. Zabezpieczenie to
powinno zadziałać na otwarcie wyłączników po obydwu stronach
transformatora.
Transformatory trójuzwojeniowe zaopatruje się w trzy niezależne
komplety zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych po stronie wszystkich
uzwojeń z działaniem każdego z tych zabezpieczeń na swój
wyłącznik (rysunek 1.1.2). zabezpieczenia te powinny powodować
wyłączenie tylko tej strony transformatora, która zasila
bezpośrednio punkt zwarciowy. Zwłoki czasowe poszczególnych
zabezpieczeń powinny być dobrane wg znanej zasady stopniowania
zabezpieczeń w sieciach promieniowych.
W przypadku transformatorów o zasilaniu dwustronnym w celu zachowania
warunku wybiórczości zachodzi potrzeba uzupełnienia jednego lub
dwóch kompletów zabezpieczeniowych przez blokadę kierunkową oraz
dodatkowy człon czasowy o dłuższym nastawieniu czasowym(rysunek
1.1.3), dzięki czemu uzależnia się zwłokę czasową zabezpieczenia
od kierunku przepływu mocy zwarciowej.
Zabezpieczenie nadprądowe realizuje się w zasadzie jako trójfazowe
przy wykorzystaniu trzech przekładników prądowych w jedną gwiazdę.
Zgodnie z przepisami krajowymi dopuszcza się dla transformatorów o
mocy poniżej 5 MV·A wykonanie tego zabezpieczenia w układzie
dwufazowym, o ile układ ten zapewni właściwą czułość
zabezpieczenia przy wszelkiego rodzaju spodziewanych rodzajów zwarć
zewnętrznych.
Prąd rozruchowy zabezpieczenia wybiera się tak, aby zabezpieczenie to
nie działało pod wpływem prądów przeciążeniowych. Warunek ten
można ująć wzorem:
gdzie: Imax - oznacza prąd największego obciążenia transformatora po
stronie zainstalowania przekładników prądowych zasilających
zabezpieczenie z uwzględnieniem dodatkowego
obciążenia spowodowanego wypadnięciem z pracy równolegle
pracującego transformatora lub samorozruchem silników po chwilowym
zaniku urządzenia do samoczynnego ponownego załączenia, (i –
przekładnia przekładników prądowych, kb – współczynnik
bezpieczeństwa, który się przyjmuje w granicach 1, 15 ÷ 1, 25
, kp – współczynnik powrotu przekaźników nadprądowych, który
zależnie od konstrukcji przekaźników zawiera się w granicach 0,8
÷ 0,95
Przeciążenie prądowe transformatora spowodowane samorozruchem
silników daje się odczuć w dużym stopniu przez transformatory
obniżające przeznaczone do zasilania zakładów przemysłowych.
Dodatkowy udar prądowy Is spowodowany samorozruchem silników może
być w tych przypadkach obliczony ze wzoru:
(1.1.2)
gdzie Irs oznacza sumaryczny prąd samorozruchu wszystkich dopuszczonych
do samorozruchu zasilanych przez transformator, obliczony w
założeniu sztywności napięcia na zaciskach tych silników, równego
ich napięciu znamionowemu, In – sumaryczny prąd znamionowy
transformatorów pracujących równolegle i Uz – napięcie zwarcia
tych transformatorów wyrażone w %.
Wymagana czułość zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego sprawdza
się na podstawie wzoru:
(1.1.3)
gdzie Izmin oznacza najmniejszy prąd zwarciowy po stronie pierwotnej
przekładników prądowych w przypadku zwarcia na końcu odcinka
sieciowego o największej impedancji, przyłączonego do szyn zbiorczych
zasilanych przez zabezpieczony transformator, i kc – współczynnik
czułości zabezpieczenia, który się przyjmuje równy 1,5÷ 2.
Jako obliczeniowy rodzaj zwarcia do obliczenia Iz min powinno się
przyjmować zwarcie dwufazowe. Jednak w przypadku grup połączeniowych
Yd lub Dy można w celu uproszczenia obliczeń przyjmować zwarcie
trójfazowe, przy którym również wystąpi minimalna wartość prądu
zwarciowego Iz min .
W przypadku, gdy warunki (1.1.1) i (1.1.3) nie mogą być jednocześnie
spełnione, uzupełnia się układ zabezpieczenia nadprądowego
zwłocznego za pomocą blokady napięciowej, zrealizowany podobnie, jak
w zabezpieczeniach generatorów synchronicznych, dzięki czemu
umożliwia się czulsze nastawienie przekaźników nadprądowych zgodnie
z warunkiem:
1.1.4)
gdzie Int oznacza prąd znamionowy zabezpieczanego transformatora.
Ze wzoru (1.1.4) wynika, że zastosowanie blokady napięciowej do
zabezpieczenia transformatora pracującego równolegle z drugim
transformatorem o takiej samej mocy pozwala na ponad dwukrotne
zwiększenie czułości tego zabezpieczenia.
Przepisy krajowe wymagają stosowania blokady napięciowej do
zabezpieczenia nadprądowego zwłoczonego transformatorów
podwyższających napięcie o mocy 5 MV·A o większej.
Przekaźniki napięciowe blokady napięciowej powinny być zasilane
napięciami między przewodowymi zmierzonymi po stronie odbiorowej
transformatora, gdyż napięcia te ulegają większym wahaniom w
przypadku zwarć zewnętrznych, niż napięcia po stronie zasilania
transformatora. Jednak w przypadku transformatorów podwyższających
napięcie o grupie połączeniowej Yd z uwagi na duży koszt
przekładników napięciowych wyższego napięcia, stosowane jest
zasilanie przekaźników napięciowych napięciami fazowymi względem
środka ciężkości trójkąta napięć międzyprzewodowych. Jak
wykazała bliższa analiza, napięcia te odpowiadają pod względem
modułu i fazy napięciom międzyprzewodowym po stronie gwiazdy
transformatora.
Napięcie rozruchowe przekaźników blokady napięciowej powinno
spełniać warunek blokowania zabezpieczenia w przypadku normalnej pracy
transformatora oraz warunek nie blokowania zabezpieczenia w przypadku
zwarciana końcu odcinka o największej impedancji, przyłączonego do
szyn zbiorczych zasilanych przez zabezpieczony transformator. Warunki te
można wyrazić za pomocą nierówności identycznych, jak dla
generatora synchronicznego.
Czułość zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego dla najczęściej
spotykanych przypadków zwarć niesymetrycznych może być w znacznym
stopniu zwiększona przez uzupełnienie tego zabezpieczenia
przekaźnikiem nadprądowym, reagującym na składową przeciwną prądu
zwarciowego. Prąd rozruchowy tego przekaźnika powinien być wybrany w
warunku odstrojenia od prądów uchybowych filtru składowej przeciwnej
prądu oraz od składowej przeciwnej prądów spowodowanych przerwą w
jednej z faz w sieci zasilanej przez transformator.
W przypadku, gdy transformator służy do zasilania sieci o uziemionym
punkcie zerowym uzwojenia gwiazdowego tego transformatora, istnieje
możliwość znacznego zwiększenia czułości zabezpieczenia
nadprądowego zwłocznego tego transformatora przez uzupełnienie go
zabezpieczeniem nadprądowym zwłocznym reagującym na składową
zerową prądu. Przekaźnik ten może być zasilany z filtru składowej
zerowej prądu typu Holmgreena lub z przekładnika składowej
zerowej prądu typu Ferranti włączonego między punkt zerowy uzwojenia
gwiazdowego transformatora i ziemię (rys. 1.1.4). To ostatnie
rozwiązanie jest korzystniejsze, gdyż wtedy zabezpieczenie reaguje na
zwarcia doziemne w uzwojeniu gwiazdowym transformatora.
Rysunek 1.1.4 Układ uzupełniający zabezpieczenie nadprądowe
zwłoczne zasilane prądami fazowymi zabezpieczenie nadprądowym
zwłocznym reagującym na składową zerową prądu a) obwód prądowy
b) obwody sterownicze
Prąd rozruchowy przekaźnika zasilanego składową zerową prądu
zwarciowego wybiera się równy ok. 40 % prądu znamionowego
transformatora.
Zwłokę czasową zabezpieczenia uzupełniającego reagującego na
składową zerową prądu wybiera się o jeden stopień dłuższą od
najdłuższej zwłoki czasowej zabezpieczeń ziemnozwarciowych na
odejściach od szyn zbiorczych sieci zasilanej przez transformator.
W wielu przypadkach zastosowanie zabezpieczenia uzupełniającego zerowo
– prądowego zwłocznego jest koniecznością wobec niedostatecznej
czułości zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego reagującego na
prądy fazowe. Stosowanie zabezpieczenia nadprądowego reagującego na
składową zerową prądu jest celowe niezależnie od tego czy uzwojenie
gwiazdowe transformatora z uziemionym punktem zerowym jest uzwojeniem
zasilającym, czy odbiorowym.
Niewielkie transformatory o mocy do ok. 630 kV A, przeznaczone do
zasilania zakładów przemysłowych lub sieci energetycznych niskiego
napięcia, są przyłączone do sieci zasilającej średniego napięcia,
często bez pośrednictwa wyłączników, których rolę przejmują
bezpieczniki wysokiego napięcia współpracujące z odłącznikami lub
rozłącznikami. Bezpieczniki te zabezpieczają transformatory od zwarć
zewnętrznych oraz od zwarć wewnętrznych. Prąd znamionowy tych
bezpieczników powinien być wybrany zgodnie ze wskazaniami wytwórcy
transformatorów odpowiednio większy od prądu znamionowego
transformatora, aby zapobiec przeplataniu się wkładek topikowych pod
wpływem udaru prądu magnesującego, o którym będzie mowa w p. 1.3.
Zazwyczaj prąd znamionowy bezpieczników stanowi krotność
1,5 ÷ 3 prądu znamionowego transformatora, przy czym większe
wartości odnoszą się do prądów znamionowych transformatorów rzędu
6 A, natomiast mniejsze rzędu 1,5 – do prądów znamionowych
transformatorów powyżej 30 A.
1. 2. Zabezpieczenia od przeciążeń ruchowych
Przeciążenia ruchowe transformatora powodują nadmierne zagrzanie jego
uzwojeń oraz przyspieszenie procesu starzenia się izolacji, w czasie
którego izolacja ta staje się coraz bardziej krucha, a tym samym
podatna na uszkodzenia wskutek działań dynamicznych prądu oraz
przepięć.
Prądy odpowiadające przeciążeniom ruchowym nie przekraczają
kilkakrotnej wartości prądu znamionowego, a najczęściej nieznacznie
tylko przekraczają wartość tego prądu. Przeciążenia termiczne
uzwojenia mogą również występować przy przepływie prądów
mniejszych od wartości znamionowej np. w przypadku zakłóceń w obiegu
czynników chłodzących (olej, woda, powietrze).
Zabezpieczenia od przeciążeń ruchowych powinny chronić transformator
od szkodliwych dla jego izolacji przegrzań, a jednocześnie powinny
umożliwiać wykorzystanie w możliwie dużym stopniu przeciążalności
transformatora.
Uwzględniając przeciążalność transformatora dopuszcza się
wyłączenie transformatorów przeciążonych po czasie dostatecznie
długim dla uzyskania wybiórczości zadziałania zabezpieczeń, bądź
tylko sygnalizowanie przeciążeń, jeżeli stacja na obsługę.
Personel stacji dysponuje zwykle dostateczną rezerwą czasową do
dokonania przełączeń niezbędnych w celu odciążenia transformatora
przy jednoczesnym zachowaniu ciągłości ruchu. Maksymalna wartość
dopuszczalnego przeciążenia transformatorów w zależności od
warunków jego pracy powinna być określona przez wytwórnię.
Wartość ta może być również określona na podstawie pomiarów
temperatury uzwojenia, w zależności od wartości prądów
przeciążeniowych.
Zabezpieczenia transformatorów od przeciążeń ruchowych mogą
działać w oparciu o rozmaite kryteria pomiarowe.
Najwłaściwszym kryterium pracy zabezpieczenia od przeciążeń jest
temperatura uzwojeń transformatora, która nie powinna przekraczać
wartości dopuszczalnej ze względu na trwałość izolacji. Ogólnie
przyjmuje się, że w czasie znamionowego obciążenia transformatora,
gdy temperatura górnej warstwy oleju zawartego w kadzi przekracza o 50
÷ 600 temperaturą otoczenia, temperatura uzwojenia może osiągnąć
wartość wyższą o 10 ÷ 200 od temperatury oleju.
W czasie zmian obciążenia temperatura uzwojenia ulega zmianom, przy
czym o szybkości tych zmian decydują dwie stałe czasowe, a
mianowicie: stała czasowa nagrzewania samego uzwojenia, wynosząca 6 ÷
10 minut oraz stała czasowa nagrzewania oleju, wynosząca 1 ÷ 2
godzin.
Jako najbardziej doskonałe pod względem technicznym zabezpieczenie
transformatora od przeciążeń ruchowych jest uważane zabezpieczenie
zaopatrzone w model cieplny tego transformatora, odwzorowujący zmiany
temperatury uzwojenia z uwzględnieniem temperatury oleju.
Model cieplny transformatora jest przeważnie wykonany w postaci
niewielkiego naczynia, które jest przymocowane do pokrywy kadzi
transformatora jest zanurzone w oleju wypełniającym kadź. Wewnątrz
tego naczyńka znajduje się termometr oporowy otoczony uzwojeniem
grzejnym, zasilanym z obwodu wtórnego jednego z głównych
przekładników prądowych prądem proporcjonalnym do prądu płynącego
przez uzwojenie transformatora. Wartość prądu uzwojenia grzejnego
jest wybrana w taki sposób, aby przy znamionowym obciążeniu
transformatora podgrzało ono termometr oporowy do temperatury uzwojenia
transformatora o 10 ÷ 200 wyższej od temperatury otaczającego oleju.
Stała czasowa modelu cieplnego powinna być równa stałej czasowej
uzwojenia transformatora (6 ÷ 10 min). Przy spełnieniu tych warunków
temperatura mierzona przez termometr oporowy powinna być wierną kopią
temperatury uzwojenia transformatora przy dowolnych zmianach
obciążenia tego transformatora. Termometr oporowy steruje
przekaźnikiem pomocniczym, umieszczonym zewnątrz kadzi transformatora,
podającym impuls na sygnalizację lub wyłączenie transformatora.
Zamiast termometru oporowego może być stosowany w modelu cieplnym
element bimetalowy nastawiony na odpowiednią temperaturę
i sterujący obwodami wyjściowymi zabezpieczenia.
Zaletą modeli cieplnych transformatora jest ich stosunkowo prosta
konstrukcja (nie muszą odtwarzać stałej czasowej nagrzewania oleju
transformatora) oraz ich przydatność do zabezpieczenia transformatora
od przeciążeń spowodowanych zakłóceniami w obiegu czynników
chłodzących (olej, woda, powietrze) lub wzrostem strat w żelazie
transformatora.
Modele cieplne stosowane są do wielkich transformatorów o dużym
znaczeniu w systemie elektroenergetycznym. W przypadku transformatorów
trójuzwojeniowych, licząc się ze zmiennością stosunku prądu
w poszczególnych uzwojeniach, należy stosować
trzy modele cieplne, po jednym dla każdego uzwojenia.
Transformatory średniej mocy, dla których nie przewidziano możności
wbudowania modeli cieplnych wewnątrz kadzi, mogą być zabezpieczone od
przeciążeń ruchowych za pomocą wyzwalaczy lub przekaźników
cieplnych, zainstalowanych zewnętrz transformatora.
Konstrukcja nowoczesnych wyzwalaczy i przekaźników termicznych powinna
umożliwić pomiar temperatury uzwojenia transformatora
z uwzględnieniem zarówno stałej czasowej nagrzewania
uzwojenia (6 ÷10 mm), jak i stałej czasowej
nagrzewania oleju ( 1÷ 2 godzin). Wadą zabezpieczeń cieplnych
zainstalowanych zewnątrz kadzi transformatora jest to, że nie reagują
one na wzrost temperatury oleju spowodowany innymi przyczynami poza
przeciążeniem prądowym (zakłócenia w obiegu czynnik6w
chłodzących, wzrost strat w żelazie).
Najprostszym zabezpieczeniem przeciążeniowym transformatora nie
uwzględniającym dopuszczalnej przeciążalności transformatora jest
zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne, które nie różni się od
zabezpieczenia tego typu stosowanego do generatorów synchronicznych.
Prąd rozruchowy tego zabezpieczenia wyznacza się ze wzoru:
1.2.1
przy czym w celu uzyskania dużej czułości zabezpieczenia wybiera się
współczynnik bezpieczeństwa kb możliwie mały, rzędu 1,5 oraz
możliwie duży współczynnik powrotu kp, co najmniej 0,9.
Ze względu na symetryczny charakter przeciążeń wystarcza
zainstalowanie zabezpieczenia tylko w jednej fazie, przy czym może być
ono zasilane z obwodów wspólnych z zabezpieczeniem nadprądowym
zwłocznym od zwarć zewnętrznych.
Zwłokę czasową tego zabezpieczenia wybiera się co najmniej o jeden
stopień dłuższą od najdłuższej zwłoki zabezpieczeń na
odejściach od szyn zbiorczych, dzięki czemu zapobiega się
niepotrzebnej sygnalizacji w przypadku zwarć
podlegających wyłączeniu przez zabezpieczenia na odejściach.
Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne ze względu na swą prostotę
powinno byt stosowane w miarę możności do wszystkich transformatorów
o napięciu górnym znamionowym powyżej 1 kV, przy czym
powinno działać wyłącznie na sygnalizację, gdyż nie umożliwia ono
wykorzystania dopuszczalnej przeciążalności cieplnej transformatora.
Do zabezpieczeń przeciążeniowych należy również zaliczy termometry
wskazujące ewentualnie sygnalizujące na odległość temperaturę
maksymalną uzwojenia lub oleju transformatora. Przepisy polskie
wymagają stosowania termometrów ze wskaźnikiem maksymalnej
temperatury dla transformatorów o mocy 200÷10'000 kVA.
Sygnalizacja zdalna maksymalnej temperatury jest konieczna wg przepisów
dla transformatorów o mocy od 10 kVA wzwyż. W stacjach
odbiorczych bez stałej obsługi zabezpieczenia termometryczne powinny
powodować wyłączenie transformatora w przypadkach niedopuszczalnego
wzrostu temperatury.
Działanie zabezpieczeń przeciążeniowych wielkich transformatorów
zainstalowanych w sieciach przemysłowych powinno byt
skoordynowane z pracą obsługi dyspozytorskiej w taki
sposób, aby unikać w miarę możności niespodziewanych przez
dyspozycje mocy wyłączeń transformatorów przeciążonych. W
szczególności jest ważne aby dyspozytor znał czas, jaki upłynie od
chwili powstania przeciążenia zasygnalizowanego do chwili wyłączenia
z pracy przeciążonego transformatora.
Ostatnio prowadzone prace nad trwałością transformatorów przez
grupę ekspertów CEI pozwoliły sformułować dla pracy zabezpieczeń
przeciążeniowych transformator6w następujące wymagania:
1. Dopuszcza się trwałą pracę transformatorów przy
przeciążeniu prądowym Is wynoszącym 1,15 In latem, gdy temperatura
otoczenia nie przekracza 300C, względnie 1,25 In zimą, gdy temperatura
otoczenia nie przekracza 150C.
2. W przypadku przekroczenia prądu Is dopuszcza się dalsza pracę
transformatora w czasie 20 min. pod warunkiem, że prąd nie przekroczy
wartości 1,5 In oraz, że temperatura oleju w chwili przekraczania
przez prąd wartości 1s jest niższa od pewnej ustalonej wartości (k
(dla sieci francuskich wartości (k wynoszącą odpowiednio 750C 620C i
520C). Jeżeli jednak w chwili przekroczenia przez prąd wartości 15
temperatura oleju była wyższa od (k, dopuszcza się dalszą prace
transformatora w czasie 20 minut pod warunkiem, ze prąd nie przekroczy
wartości 1,1 Is.
Rysunek 1. 2. 1 Charakterystyka czasowo – prądowa zabezpieczenia
przeciążeniowego transformatora
3. W przypadku wartości prądów wyższych od podanych wartości
powinno następować wyłączenie transformatora w czasie 20 s.
wystarczającym na eliminację zakłóceń o charakterze zwarciowym
przez zabezpieczenia sieciowe.
Podany w powyższych wytycznych czas 20 min. uważa się jako czas
niezbędny dla dyspozycji mocy w celu przeprowadzenia pewnych zmian
w systemie, mających na celu odciążenie zagrożonego
transformatora.
Na rys. 1.2.1 podano przebieg czasów działania opisanego
zabezpieczenia przeciążeniowego w zależności od wartości prądu.
1.3. Zabezpieczenia od zwarć wewnętrznych oraz na wyprowadzeniach
Zwarcia wewnętrzne w transformatorze mogą mieć rozmaity charakter
(rys. 1.3.1) . Najczęściej występującymi zwarciami wewnętrznymi są
zwarcia zwojowe spowodowane przepięciami atmosferycznymi lub
ziemnozwarciowymi lub działaniami dynamicznymi w uzwojeniach
towarzyszącymi zwarciom zewnętrznym. Właściwą przyczyną tych
zwarć jest jednak najczęściej zestarzenie się izolacji uzwojeń pod
wpływem przeciążeń cieplnych lub pod wpływem niszczącego
działania kwasów organicznych powstałych z oleju w czasie starzenia
się tego oleju.
Rysunek 1. 3.1 Rodzaje zwarć wewnętrznych w transformatorach:
a) zwarcie między zwojami jednej fazy; b) zwarcie międzyfazowe:
c) zwarcie międzyuzwojeniowe; d) zwarcie doziemne
W chwili powstania zwarcia zwojowego występują pod wpływem bardzo
dużych prądów w zwartej części uzwojenia potężne działania
dynamiczne powodujące rozerwanie uzwojenia. Poza tym zwarciom zwojowym
towarzyszy łuk elektryczny zwarciowy, która powoduje burzliwe
odgazowywanie oleju, a w następstwie nawet wybuch transformatora i jego
całkowite zniszczenie.
Zwarcia doziemne w transformatorze mogą powstać wskutek tych samych
przyczyn, co zwarcie zwojowe, a poza tym mogą być spowodowane
rozwijającymi się zwarciami zwojowymi. Do zwarć doziemnych zalicza
się również zwarcia podwójne doziemne, przy których przynajmniej
jeden z punktów zwarciowych znajduje się wewnątrz
transformatora.
Zwarcia międzyfazowe w uzwojeniach transformatora mogą być
spowodowane tymi samymi przyczynami, co zwarcia doziemne, zdarzają się
jednak bardzo rzadko, a w transformatorach trójkadziowych w ogóle nie
są możliwe.
Zwarcia międzyuzwojeniowe występują również bardzo rzadko, gdyż
zapobiega im dobra izolacja między uzwojeniami różnych napięć.
Poza zwarciami wewnątrz kadzi transformatora należy się liczyć
ze zwarciami występującymi na wyprowadzeniach, z reguły na
izolatorach przepustowych. Przyczyną tych zwarć może być istnienie
nie wykrytych pęknięć jako wad powstałych w czasie montażu lub
napraw y, wnikanie wilgoci do wnętrza tych izolatorów, obniżenie
poziomu oleju w transformatorze,
zanieczyszczenie powierzchni izolatorów (np. pyłem węglowym), ptaki i
drobne ssaki ( szczury i koty).
Do wykrywania zwarć zewnętrznych oraz zwarć na wyprowadzeniach
stosowane są zabezpieczenia, które reagują bądź na zmiany w
prądach dopływających do transformatora, bądź na zjawiska
występujące wewnątrz kadzi transformatora, np. na wzrost ciśnienia
oleju. Zabezpieczenia te powinny spowodować w możliwie krótkim czasie
odcięcie uszkodzonego transformatora od źródła zasilającego.
Istnieją dwa rodzaje zabezpieczeń od zwarć wewnętrznych
w uzwojeniach oraz na wyprowadzeniach, a mianowicie
zabezpieczenia nadprądowe bezzwłoczne oraz zabezpieczenie różnicowe.
Działanie obydwu rodzajów zabezpieczeń polega na reagowaniu na
odpowiednie zmiany wartości prądów w obwodach wtórnych
przekładników prądowych.
Zasadnicza idea działania tych zabezpieczeń w stosowaniu do
transformatorów jest taka sama, jak w zastosowaniu do odcinków
sieciowych. Charakter pracy tych zabezpieczeń w zastosowaniu do
transformatorów jest jednak zasadniczo inny wskutek występowania w
obwodach wtórnych przekładników prądowych prądów o charakterze
nieustalonym, spowodowanych zmianami pola magnetycznego w
transformatorach. Prądy te występują w dużym stopniu w przypadku
załączania transformatora na napięcie mają charakter podobny do
prądów zwarciowych i mogą przeto spowodować niepotrzebne działanie
zabezpieczeń.
Rozpatrzmy najprostszy przypadek załączania transformatora
jednofazowego na bieg jałowy przez zamknięcie wyłącznika W1 .
(Rysunek 1.3.1)
Rysunek 1.3.2 Schemat transformatora załączonego na bieg jałowy
wyłącznikiem
Do tego obwodu można wyrazić zależność między napięciem
źródłowym, prądem oraz strumieniem magnetycznym za pomocą równania
różniczkowego:
(1.3.1)
gdzie Um oznacza wartość szczytową wymuszonego napięcia
sinusoidalnego, przyłożonego do zacisków transformatora przez
zamknięcie wyłącznika W1. Jeżeli teraz pominąć dla uproszczenia
rozważań stratę napięcia na rezystancji obwodu, to po scałkowaniu
równania (1.3.1) w granicach od do czasu t, otrzymamy:
(1.3.2)
Ze wzoru (1.3.2) widać, że w strumieniu magnetycznym pojawia się
składowa nieokresowa, której największą wartość równa amplitudzie
składowej przemiennej występuje w przypadku gdy ( = 0 czyli gdy
włączenie transformatora na napięcie miało miejsce w chwili
przechodzenia napięcia przez wartość zerową.
Rysunek 1.3.3 Przebieg strumienia magnetycznego w funkcji czasu przy
pominięciu tłumienia składowej nieokreślonej.
Na rysunku 1.3.3 podano przebieg strumienia magnetycznego
w funkcji czasu dla rozpatrywanego przypadku włączania
transformatora na napięcie. W rzeczywistości występuje stopniowo
wytłumienie składowej nieokresowej strumienia magnetycznego wskutek
pominiętej w rozważaniach rezystancji obwodu.
Rysunek 1. 3. 4 Zależność strumienia magnetycznego od prądu
magnesującego
Z wykresu zależności strumienia magnetycznego od prądu magnesującego
(Rysunek 1.3.4) wynika. Że dwukrotnemu wzrostowi strumienia
magnetycznego musi towarzyszyć bardzo znaczny wzrost prądu
magnesującego. Występuje tzw. udar prądu magnesującego.
Rysunek 1. 3. 5 Przebieg czasowy prądu magnesującego po stronie
wtórnej przekładnika prądowego
Na rysunku 1. 3. 5 podano typowy przebieg prądu magnesującego,
zarejestrowany po stronie przekaźnika prądowego.
Tablica 1.3.1 Spotykane wartości udarowego prądu magnesującego
w transformatorach
Moc znamionowa transformatora
Wartość prądu udarowego magnesującego w krotnościach wartości
szczytowej prądu znamionowego
Blachy transformatorowe walcowane na gorąco Blachy transformatorowe
walcowane na zimno
MVA Uzwojenie górnego napięcia Uzwojenie dolnego napięcia Uzwojenie
górnego napięcia Uzwojenie dolnego napięcia
0,5 6 9,4 11 16
1,0 4,8 7 8,4 14
5,0 3,9 5,7 6 10
10,0 3,2 3,2 5 10
50,0 2,5 2,5 4,5 9
Prąd magnesujący transformatora charakteryzuje istnienie składowej
nieokresowej, podobnie jak w przypadku prądu zwarciowego, stosunkowo
znaczna wysokość udaru prądowego w czasie pierwszego okresu,
występowanie w znacznym stopniu wyższych harmonicznych oraz stosunkowo
szybkie zanikanie udaru.
Maksymalna wartość udarowego prądu zwarciowego zależy od własności
magnetycznych blachy transformatorowej użytej do wyrobu rdzenia
transformatora, od mocy znamionowej transformatora i odległości
uzwojenia magnesującego od rdzenia. W tablicy 1. 3. 1 podano spotykane
wartości tego prądu w oparciu o źródła amerykańskie.
Prąd udarowy magnesujący poza składową nieokreśloną zawiera 30(40%
drugiej harmonicznej., 10(30% trzeciej harmonicznej oraz niewielkie
ilości dalszych harmonicznych. Trzecia harmoniczna i jej
wielokrotność nie występuje w prądzie magnesującym dopływającym z
sieci, jeżeli uzwojenie magnesujące jest połączone w trójkąt.
Po upływie 1s wartość prądu magnesującego nie przekracza zwykle
25(40% prądu znamionowego. Jednak całkowite zniknięcie prądu
nieustalonego aż do wartości ustalonej rzędu 2(5% prądu znamionowego
wymaga czasu dłuższego rzędu 5(10 s.
Wobec tego, że indukcyjność transformatora zależy od stanu nasycenia
rdzenia tego transformatora, stała czasu zanikania składowej
nieustalonej prądu magnesującego jest funkcją czasu i wzrasta z
zanikiem prądu.
W przypadku załączania na bieg jałowy transformatora trójfazowego
wskutek sprzężeń magnetycznych otrzymuje się udary magnesujące nie
tylko w tej fazie, w której napięcie przechodzi przez wartość
zerową, ale i w fazach pozostałych. Składowa nieokreślona występuje
wyraźnie w jednej tylko lub w dwóch fazach, natomiast we
wszystkich fazach występuje wyraźnie udar składowej okresowej o
wartości od ok. 0,6 In , zawierający wydatną drugą harmoniczną.
Zjawisko udaru prądu magnesującego ma decydujący wpływ na dobór
parametrów rozruchowych zabezpieczenia nadprądowego bezzwłocznego
oraz na rozwiązanie układu zabezpieczenia różnicowego
transformatorów.
Zabezpieczenie nadprądowe bezzwłoczne transformatora działa na tej
samej zasadzie, co zabezpieczenie nadprądowe bezzwłoczne odcinków
linii zasilanych jednostronnie. Jest ono zainstalowane od strony
zasilania (rysunek 1.3.2). Działanie tego zabezpieczenia jest szybkie,
przy czym reaguje ono na zwarcie na doprowadzeniach do transformatora
oraz część zwarć wewnętrznych w uzwojeniach tego transformatora.
Prąd rozruchowy zabezpieczenia nadprądowego bezzwłocznego powinien
być wygrany zgodnie z warunkiem dotyczącym odstrojenia od prądu
zwarcia zewnętrznego oraz zgodnie z warunkiem nie działania
zabezpieczenia pod wpływem udaru prądu magnesującego. Warunki te
można zapisać następująco:
(1.3.3)
(1.3.4)
gdzie I z max oznacza największy prąd zwarcia metalicznego na szynach
zbiorczych strony odbiorczej transformatora przeliczony na stronę
zasilania transformatora, (i – przekładnię przekładników
prądowych, kb- współczynnik bezpieczeństwa ujmujący w sobie wpływ
składowej nieokresowej prądu zwarciowego na działanie przekaźnika
nadprądowego i mogący się wahać, zależnie od szybkości w
działaniu zabezpieczenia, w granicach 1,3(1,6, Int – prąd
znamionowy transformatora oraz kb – współczynnik bezpieczeństwa
zależny od spodziewanej krotności udaru prądu magnesującego oraz od
czasu działania zabezpieczenia, zawierający się zazwyczaj w granicach
2(3. w razie potrzeby wartość współczynnika kb może być wyznaczona
doswiadczalnie za pomocą próby wielokrotnego załączania
transformatora na napięcie.
W przypadki gdy transformator pracuje w bloku z silnikiem, istnieje
możliwość objęcia strefą działania bezzwłocznego całego
uzwojenia transformatora oraz części uzwojenia silnika. W takich
przypadkach wybiera się prąd rozruchowy zabezpieczenia nadprądowego
bezzwłocznego z warunku odstrojenia od prądu rozruchu lub somorozruchu
silnika.
Zabezpieczenie nadprądowe bezzwłoczne zasila się z układu
przekładników prądowych połączonych w pełną gwiazdę w wypadku
sieci o punkcie zerowym uziemionym bezpośrednio względnie z
układu pełnej lub niepełnej gwiazdy w przypadku sieci o punkcie
zerowym nie uziemionym bezpośrednio.
Przepisy krajowe zalecają stosowanie zabezpieczenia nadprądowego do
transformatorów zasilanych jednostronnie i nie zaopatrzonych
w zabezpieczenie różnicowe, jeżeli zabezpieczenie
nadprądowe zwłoczne reaguje na zwarcie zewnętrzne działa ze zwłoką
czasową dłuższą od 0,7 s.
Z zasady działania zabezpieczenia nadprądowego bezzwłocznego wynika,
że nie może ono objąć swym zasięgiem całości uzwojeń
zabezpieczonego transformatora, jak również wyprowadzeń od strony
odbiorczej transformatora. Poza tym, nie nadaje się ono do
transformatorów zasilanych dwustronnie oraz transformatorów
pracujących równolegle.
Rysunek 1.3.6 Schemat jednobiegunowy układu zabezpieczenia
różnicowego transformatora dwuuzwojeniowego
Wad tych nie posiada zabezpieczenie różnicowe, którego ogólny
schemat został podany na rysunku 1.3.6. Strefa działania tego
zabezpieczenia obejmuje obszar między przekładnikami prądowymi obydwu
stron transformatora.
Pomimo prostoty zabezpieczenia podanego na rysunku 1.3.6 wykonanie tego
zabezpieczenia o wymaganej dużej czułości i szybkości działania
stanowi poważny problem techniczny. Trudności w realizacji tego
zabezpieczenia są spowodowane występowaniem udarów prądu
magnesującego, na które zabezpieczenie nie powinno reagować.
Istotnie, w przypadku załączania transformata na napięcie
wyłącznikiem W1 przy otwartym wyłączniku W2 pojawia się w obwodzie
wtórnym przekładnika prądowego, zainstalowanego od strony zasilania
prąd magnesujący, który zamyka się poprzez przekaźnik (jak
zaznaczono strzałkami na rysunku 1.3.6), powodując niepotrzebne
zadziałanie tego przekaźnika.
Prawidłową pracę zabezpieczenia różnicowego niewrażliwego na udary
prądu magnesującego można zapewnić jedna z następujących metod:
przez zastosowanie zwłoki czasowej rzędu 0,5(0,8 s w działaniu
zabezpieczenia różnicowego, w czasie której prąd magnesujący ulega
wytłumieniu do wartości nie zagrażającej zadziałaniu tego
zabezpieczenia;
przez zastosowanie mało czułego nastawienia zabezpieczenia
różnicowego na wartość prądu rozruchowego rzędu 2(3 In;
przez zastosowanie dodatkowej stabilizacji zabezpieczenia
wykorzystującej zjawiska występujące w dużym stopniu w przypadku
przepływu prądu magnesującego oraz w małym stopniu w przypadku
zwarć wewnętrznych podlegających wyłączeniu (np. duża zawartość
drugiej harmonicznej w prądzie magnesującym).
Z podanych metod jedynie ostatnia spełnia w stopniu należytym
wymagania dotyczące możliwie dużej szybkości działania
zabezpieczenia różnicowego oraz jego dużej czułości.
Na rysunku 1.3.7 podano schemat uproszczony jednobiegunowy
zabezpieczenia różnicowego stabilizowanego z dodatkową stabilizacją
drugą harmoniczną prądu roboczego. Jako element pomiarowy zastosowano
tu komparator amplitudy trójwejściowy pracujący w układzie mostków
prostownikowych z czułym przekaźnikiem prądu stałego (np.
spolaryzowanym) na wyjściu.
Rysunek 1.3.7. Układ zabezpieczenia różnicowego stabilizowanego z
dodatkową stabilizacją drugą harmoniczną prądu roboczego: F2h –
filtr przepuszczający drugą harmoniczną prądu
Inną trudnością w uzyskaniu należytej czułości zabezpieczenia
różnicowego transformatora jest występowanie w obwodach wtórnych
prądów wyrównawczych spowodowanych niemożnością ścisłego
dopasowania przekładni przekładników prądowych obu stron
transformatora do przekładni tego transformatora. Prądy te mogą być
spowodowane również zmianą przekładni transformatora, dokonywaną
bądź w stanie beznapięciowym, bądź w stanie obciążenia
transformatora(np. w przypadku transformatorów regulujących). Wpływ
tych prądów wyrównawczych na pracę zabezpieczenia różnicowego
może być w dużym stopniu ograniczony przez podstawową stabilizację
zabezpieczenia. Jednak całkowite usunięcie tego wpływu może być
zrealizowane jedynie przez zastosowanie w obwodach wtórnych
zabezpieczenia przekładników prądowych wyrównawczych
wielozaczepowych umożliwiających skorygowanie niezgodności
przekładni przekładników prądowych z przekładnią transformatora.(
rysunek 1.3.8)
Rysunek 1.3.8 Układ zabezpieczenia różnicowego transformatora
zaopatrzony w autotransforomatorowy przekładnik
wyrównawczy
Przy realizacji układu połączeń obwodów wtórnych zabezpieczenia
różnicowego należy zwrócić uwagę na prawidłowość połączeń
przekładników prądowych obydwu stron transformatora. Połączenia te
powinny być wybrane w taki sposób, aby przy normalnej pracy
transformatora prądy te zamykały się w obwodach bocznych gałęzi
układu różnicowego, nie przepływając przez gałąź różnicową
tego układu.
Na rysunku 1.3.9 podano prawidłowy układ połączeń obwodów
wtórnych zabezpieczenia różnicowego dla transformatora o grupie
połączeniowej Yy6 przy polączeniu przekładników obydwu stron
transformatora w pełną gwiazdę. W przypadku gdyby transformator
zabezpieczany miał grupę połączeniową Yy0, należałoby w celu
uzgodnienia faz prądów zastosować dla przekładników prądowych
jednej dowolnej ze stron transformatora układ połączeń różniący
się od układu podanego na rysunku 1.3.9 zamianą miejscami
doprowadzeń przewodów do zacisków wtórnych, tak aby uzyskać zmianę
fazy prądów o 180(.
Rysunek 1.3.9 Układ zabezpieczenia różnicowego do transformatora o
grupie połączeniowej Yy6
Pewne komplikacje w układzie zabezpieczenia różnicowego występują w
przypadkach transformatorów o grupach połączeniowych Yd lub Dy.
W przypadkach tych dla uzgodnienia faz prądów w obwodach wtórnych
należy zastosować odpowiednie układy połączeń tych obwodów lub
zastosować w tych obwodach przekładniki prądowe
pośrednicząc o odpowiednich układach połączeń wewnętrznych.
razy większy od prądu znamionowego transformatora.
Rysunek 1.3.10 Układ zabezpieczenia różnicowego do transformatora o
grupie Yd5 punktem zerowym uziemionym bezpośrednio
Układ podany na rysunku polegający na połączeniu przekładników
prądowych w gwiazdę po stronie gwiazdy transformatora oraz na
połączeniu przekaźników prądowych w trójkąt po stronie
trójkątowej transformatora jest nieprawidłowy, w przypadku gdy
transformator pracuje z punktem zerowym uziemionym bezpośrednio. Łatwo
mianowicie wykazać, ze układ ten niepotrzebnie reaguje na zwarcia
doziemne zewnętrzne po stronie uziemionej gwiazdy transformatora.
Istotnie, transformator jest źródłem składowej zerowej prądu a
przeto proporcjonalność prądów po stronie pierwotnej
i wtórnej transformatora może dotyczyć jedynie składowych
zgodnych i przeciwnych tych prądów. Poprawny układ
zabezpieczania różnicowego powinien być przeto zaopatrzony we filtr
nie dopuszczający składowej zerowej prądów do przekaźników.
Warunek ten jest spełniony w przypadku układu wg rysunku 1.3.10,
natomiast nie jest spełniony w przypadku układu wg rysunku 1.3.11.
Rysunek 1.3.11 Nieprawidłowy układ zabezpieczenia różnicowego do
transformatora o grupie Yd5 z punktem zerowym uziemionym bezpośrednio
Niewygody związane ze stosowaniem trójkątowego układu połączeń
przekaźników mogą być usunięte przez zastosowanie odpowiednio
dobranych przekładników pośredniczących włączonych do obwodów
wtórnych zabezpieczenia różnicowego. Przekładniki te mogą
występować w wykonaniu dwuuzwojeniowym lub trójuzwojeniowym,
odtwarzając niejako model elektryczny uzwojeń zabezpieczanego
transformatora.
Tytułem przykładu na rysunku 1.3..12 podano schemat układu
zabezpieczenia różnicowego transformatora o grupie Yd5, zrealizowany
przy zastosowaniu przekładników prądowych głównych połączonych w
gwiazdę oraz trójfazowego przekładnika prądowego w układzie gwiazda
– trójkąt. Uzwojenie trójkątowe tego przekładnika pochłania
składową zerową prądu w przypadku zwarć doziemnych
zewnętrznych po stronie gwiazdy transformatora, nie dopuszczając jej
tym samym do przekaźników różnicowych.
Rysunek 1.3.12 Układ zabezpieczenia różnicowego do transformator o
grupie Yd5 z punktem zerowym uziemionym bezpośrednio przy
zastosowaniu przekładnika prądowego pośredniczącego o układzie
gwiazda – trójkąt
W oparciu o podane wyżej zasady można zrealizować zabezpieczenie
różnicowe stabilizowane transformatorów trójuzwojeniowych i ogólnie
wielouzwojeniowych. Na rysunku 1.3.13 podano schemat dla jednej z faz
układu zabezpieczenia transformatora trójuzwojeniowego, oparty na
komparatorze amplitudy z zastosowaniem stabilizacji sumą arytmetyczną
wyprostowanych prądów hamujących oraz dodatkowej stabilizacji drugą
harmoniczną prądu roboczego.
Rysunek 1.3.13 Układ zabezpieczenia różnicowego stabilizowanego z
dodatkową stabilizacją drugą harmoniczną prądu roboczego do
transformatora trójuzwojeniowego
Zabezpieczenie różnicowe transformatorów ze względu na znaczny
koszt hest stosowane jedynie do transformatorów o stosunkowo dużej
mocy. Przepisy krajowe wymagają stosowania zabezpieczenia różnicowego
do transformatorów o mocy 7,5 MV(A i większej, pracujących
oddzielnie, oraz do transformatorów o mocy 2MV(A i większej
pracujących równolegle, jeżeli ich łączna wynosi co najmniej 10
MV(A.
W transformatorach pracujących w sieci ze stale uziemionym punktem
zerowym zamiast zabezpieczenia różnicowego jest dość często,
szczególnie w stacjach uproszczonych, stosowane zabezpieczenie od
zwarć z kadłubem transformatora, zwane również zabezpieczeniem
kadziowym.
Zabezpieczenie kadziowe szeroko rozpowszechnione we Francji oraz
w ostatnich latach wprowadzone w Polsce jest oparte na pomiarze prądu
płynącego przez połączenia między oddzieloną od ziemi kadzią
transformatora i ziemią w przypadku zwarcia uzwojenia transformatora z
kadzią. Zabezpieczenie kadziowe wymaga odizolowania kadzi
transformatora, silników napędzających wentylatory ( w razie ich
istnienia) i krótkich połączeń kablowych od uziemionych elementów
metalowych fundamentu.
Rysunek 1.3.14 Układ zabezpieczenia kadziowego transformatora: RI –
przekaźnik nadprądowy przyłączony do przekładnika prądowego
włączonego po stronie pierwotnej między kadź transformatora i
ziemię
Na rysunku 1.3.14 podano schemat ideowy tego zabezpieczenia. Składa
się ono z przekładnika prądowego, przekaźnika nadprądowego
bezzwłocznego oraz z odpowiedniego przekaźnika pomocniczego do
wyłączania i sygnalizacji.
Zabezpieczeniem kadziowym można objąć również szyny i kable
łączące transformator z rozdzielnią, jeżeli ich długość nie
przekracza ok. 30 m. Izolatory, płaszcze tych kabli oraz głowice
kablowe powinny być odizolowane od ziemi i połączone metalicznie z
kadzią transformatora.
W przypadku, gdy długość szyn lub kabli zawiera się w granicach
30( 300m, stosuje się izolowanie ich jak wyżej i stosuje się
do nich osobne zabezpieczenie analogiczne od zabezpieczenia kadziowego.
W przypadki kabli dłuższych niż 300 m stosowane jest do tych kabli
zabezpieczenie różnicowe wzdłużne.
Zaletą zabezpieczenia kadziowego transformatorów jest jego prostota
i szybkość zadziałania oraz brak wrażliwości na prąd
magnesujący występujący przy załączaniu transformatora, natomiast
wadą niedostateczna czułość, wskutek czego nie reaguje ono na
zwarcia z kadzią transformatora miejsc uzwojenia w pobliżu punktu
zerowego i ogólnie nie reaguje na zwarcia doziemne, którym towarzyszy
zbyt mała wartość prądu zwarciowego.
Dla zapewnienia wybiórczej pracy zabezpieczenia i odpowiedniej jego
czułości bardzo istotne jest staranne odizolowanie kadzi
transformatora wraz z wyposażeniem do ziemi. W takich
warunkach w przypadku zwarcia z kadzią transformatora prawie cały
prąd zwarciowy popłynie przez przekaźnik prądowy zabezpieczenia,
natomiast w przypadku zwarcia zewnętrznego przez ten przekładnik,
praktycznie biorąc, prąd nie płynie.
O wyborze wartości prądu znamionowego przekładnika prądowego
decyduje pierwotny prąd rozruchowy zabezpieczenia, zakres prądowy
zastosowanego przekaźnika i liczba przetężeniowa przekładnika.
Przekładnik prądowy uziemiający wybiera się najczęściej o
przekładni ok. 200/5, gdy prąd zwarcia trójfazowego nie przekracza 10
kA i o mocy znamionowej ok. 20 VA. Wobec tego, że napięcia
występujące na przekładniach prądowych
uziemiających nie przekraczają 0,5 kV, można by było stosować do
zabezpieczenia kadziowego przekładniki prądowe niskonapięciowe,
jednakże wobec nie produkowania w kraju takich przekładników w
wykonaniu napowietrznym stosuje się przekładniki prądowe na napięcie
20 kV.
1. 4. Zabezpieczenia od uszkodzeń wewnątrz kadzi i od obniżenia
poziomu oleju.
Opisane w punkcie 1.3 zabezpieczenia nie chronią transformatora od
wszelkiego rodzaju uszkodzeń wewnątrz kadzi transformatora. Niektórym
rodzajom uszkodzeń nawet o charakterze poważnym, np. zwarciom
zwojowym, towarzyszą zbyt małe prądy zwarciowe, aby mogły być
wykryte przez zabezpieczenie różnicowe, a tym samym prze mniej czułe
zabezpieczenie nadprądowe bezzwłoczne. Istnieje natomiast pewna liczba
uszkodzeń wewnątrz kadzi transformatora, charakteryzujących się
wydzielaniem się z oleju gazowych produktów rozkładu materiałów
izolacyjnych (oleju, drewna, izolacji uzwojeń), powstałych w wyniku
działania na te materiały łuku elektrycznego zwarciowego. Nasilenie
wydzielania się tych gazów zależy od rodzaju i rozmiaru uszkodzenia.
Wydzielanie się gazów przy uszkodzeniach wewnątrz kadzi
transformatora, jak również wzrost ciśnienia oleju w kadzi
transformatora w przypadku uszkodzeń wewnątrz kadzi, wykorzystano do
wykonania specjalnego typu przekaźnika gazowo – przepływowego
znanego również pod nazwą przekaźnika Buchholza.
Rysunek 1.4.1 Schemat wbudowania przekaźnika gazowo – przepływowego
w przewód rurowy łączący kadź transformatora z
konserwantem 1 – transformator 2 – konserwator, 3 -
przekaźnik gazowo - przepływowy
Przekaźnik gazowo – przepływowy jest wykonany w postaci
niewielkiego zamkniętego naczynia z dwoma przeciwlegle położonymi
otworami, wbudowanego w przewód rurowy, prowadzący z kadzi
transformatora od konserwatora (rysunek 1.4.1). wewnątrz tego naczynia
znajdują się dwa zasadnicze człony przekaźnika, a mianowicie: człon
sygnalizacyjny i człon wyłączeniowy.
Zadaniem członu sygnalizacyjnego jest sygnalizowanie o obniżeniu
się poziomu oleju wewnątrz obudowy przekaźnika. Człon
sygnalizacyjny składa się z elementu reagującego na obniżenie oleju,
wykonanego najczęściej w postaci rurki szklanej, zawierającej dwie
elektrody zwierane rtęcią w taki sposób, że mogą
obracać się dookoła osi poziomej.
Zadaniem członu wyłączeniowego jest spowodowanie wyłączenia
transformatora w przypadku przepływu oleju z kadzi do konserwatora
z określoną prędkością i ewentualnie w przypadku
określonego obniżenia się poziomu oleju wewnątrz obudowy
przekaźnika. Człon wyłączeniowy składa się z elementu
mechanicznego oraz załącznika wykonanego podobnie jak w
członie sygnalizacyjnym.
Wykonanie elementu mechanicznego członu wyłączeniowego zależy
od funkcji jaką ma ten element spełnić. Jeżeli element ten ma
reagować wyłącznie na przepływ oleju z kadzi do konserwatora, jest
wykonany w postaci płytki przepływowej zamocowanej
przegubowo dokoła osi poziomej odchylającej się pod wpływem
strumienia oleju płynącego z kadzi do
konserwatora, jeżeli natomiast ma również reagować na obniżenie
się poziomu oleju, jest wykonany w postaci pływaka lub wiaderka,
podobnie jak w członie sygnalizacyjnym i bywa dodatkowo zaopatrzony w
płytkę przepływową, w przypadku gdy pływak lub wiaderka nie
reagują w należyty sposób na przepływ oleju z kadzi do konserwatora.
Na rysunku 1.4.2 przedstawiono przekaźnik gazowo – przepływowy
w jednym z wykonań.
Rysunek 1.4.2 Schemat przekaźnika gazowo – przepływowego w jednym z
rozwiązań: 5 – kurek do odpowietrzania przekaźnika i pobierania
próbek gazu, 6- kurek spustowy do opróżniania przekaźnika
z oleju. Reszta oznaczeń została objaśniona w tekście.
Człon sygnalizacyjny złożony z pływaka 1, sprzężonego mechanicznie
z łącznikiem rtęciowym 3 steruje obwodem sygnałowym.
Człon wyłączeniowy złożony z płytki przepływowej 2 sprzężonej z
łącznikiem rtęciowym 4 reaguje wyłącznie na przepływ oleju z kadzi
do konserwatora i steruje obwodem wyzwoleniowym wyłącznika.
W warunkach normalnej pracy transformatora wnętrze przekaźnika jest
wypełnione olejem pływak 1 znajduje się w swym górnym położeniu i
obydwa zestyki łączników rtęciowych są otwarte.
Z doświadczeń eksploatacyjnych wynika, że poważne zwarcia
w transformatorze są nieomal zawsze poprzedzone lokalnym
uszkodzeniem izolacji uzwojenia, któremu towarzyszy jonizacja i ewent.
Wyładowania ślizgowe, powodujące pod wpływem lokalnego znacznego
wzrostu temperatury izolacji uzwojenia oraz oleju transformatorowego
wydzielanie się bąbelków gazowych. Bąbelki te wędrując ku górze
dostają się do przekaźnika gazowo - przepływowego, zbierają się w
jego górnej części i powodują opadnięcie poziomu oleju w tym
przekaźniku. Gdy w przekaźniku nagromadzi się ok. 250 cm3 gazu,
opuszczający się stopniowo górny pływak spowoduje zamknięcie
zestyku obwodu sygnałowego.
W celu zapewnienia prawidłowej pracy przekaźnika gazowo –
przepływowego pokrywa kadzi transformatora powinna mieć nachylenie do
poziomu co najmniej 1,5%, a przewód rurowy łączący pokrywę kadzi
z transformatora z tym przekaźnikiem powinien być
wyprowadzony z największego punktu tej pokrywy i
powinien być prowadzony również ze spadkiem co najmniej 1,5%
wznosząc się w kierunku konserwatora (rys. 1.4.1).
W przypadku poważniejszych uszkodzeń wewnątrz kadzi transformatora
występuje intensywne wydzielanie się gazu, jak również powstaje
silny prąd oleju wytłaczanego pod wpływem wzrostu ciśnienia z kadzi
transformatora do konserwatora. Pod wpływem nacisku wytłaczanego oleju
płytka przepływowa (rysunek 1.4.2) odchyla się do góry, w rezultacie
całego zostaje zamknięty zestyk obwodu wyzwoleniowego. W tym przypadku
możliwe jest również zadziałanie członu sygnalizacyjnego
przekaźnika, jednak następuje ono nieco później i jest spowodowane
zebraniem się w górnej przestrzeni przekaźnika odpowiedniej ilości
gazu.
Przekaźnik gazowo – przepływowy zadziała również w przypadku,
gdy poziom oleju w transformatorze z jakiejkolwiek przyczyny opadnie do
poziomu powodującego opuszczanie się pływaka (np. wskutek
nieszczelności kadzi).
Jeżeli do oleju w transformatorze dostanie się powietrze, np. wskutek
nieszczelności rurociągów olejowych, łączących kadź
transformatora z chłodnicą olejową, wskutek wymiany
oleju w transformatorze, wskutek przepompowania oleju przez urządzenie
oczyszczające (np. przez prasę do filtrowania, wirówkę) lub wskutek
„oddychania oleju transformatorowego, to powietrze przedostaje się ku
górze powoduje również zadziałanie przekaźnika gazowo –
przepływowego.
Na górnej ściance przekaźnika umieszczony jest kurek, który służy
do odpowietrzania przekaźnika w czasie oddawania go do
eksploatacji oraz do wypuszczania z przekaźnika gazów
odprowadzanych z wnętrz kadzi transformatora, jak również do
pobierania próbek gazu nagromadzonego w przekaźniku.
Zawór ten może być również wykorzystany do sprawdzania
prawidłowości działania pływaka. O przyczynach zadziałania tego
pływaka można mianowicie sądzić na podstawie własności próbki
gazu, określając jego zapach, palność oraz skład chemiczny.
W praktyce eksploatacyjnej analiza chemiczna gazu nagromadzonego
w przekaźniku gazowo – przepływowym ogranicza się zazwyczaj do
sprawdzenia czy ten gaz jest palny.
Miarą czułości przekaźnika jest najmniejsza ilość gazu potrzebna
do zadziałania pływaka sygnalizacyjnego. Czułość przekaźnika nie
powinna być zbyt duża, gdyż przekaźnik mógłby wtedy niepotrzebnie
niepokoić obsługę rozdzielni w przypadku wydzielania się z oleju
pęcherzyków powietrza, powstałych np. wskutek ochłodzeni się oleju.
Czułość przekaźników gazowo – przepływowych zawiera się w
granicach 125 ( 250 cm3 przy czym pierwsza liczba odnosi się do
transformatorów o mocy ok. 1MVA, druga do transformatorów o większej
mocy.
Człon wyłączeniowy przekaźnika gazowo – przepływowego nie
powinien reagować na umiarkowaną prędkość przepływu oleju rzędu
20 cm/s spowodowanego np. działaniem pomp obiegu chłodzenia oleju. W
przekaźnikach produkowanych w kraju prędkość przepływu oleju
powodująca zadziałanie członu wyłączeniowego daje się nastawić w
granicach 50(150 cm/s. jednak w celu uniknięcia zbędnych włączeń
transformatora w przypadku wstrząsów spowodowanych zwarciami
zewnętrznymi zaleca się nastawić dolny pływak na pęd kość
rozruchową ok. 100 cm/s.
W często spotykanych rozwiązaniach przekaźników gazowo –
przepływowych człon wyłączeniowy jest zaopatrzony w pływak o
podobnym wykonaniu, jak pływak członu sygnalizacyjnego, przy czym
pływak ten służy do wyłączania transformatora w przypadku
nadmiernego obniżenia się poziomu oleju, które może pojawić się,
jeżeli człon sygnalizacyjny przekaźnika z jakiegoś powodu nie
zasygnalizował lub gdyby obsługa rozdzielni nie zareagowała na te
sygnał.
Wadą tego rodzaju rozwiązań jest możliwość zbędnego wyłączenia
transformatora w przypadku zatopienia dolnego pływaka w razie utraty
przez niego szczelności. Aby zapobiec tego rodzaju zakłóceniom
należy zwracać szczególną uwagę przy konstruowaniu przekaźników
gazowo – przepływowych na zapewnienie idealnej szczelności dolnego
pływaka.
Statystyki eksploatacyjne wykazują stosunkowo niski współczynnik
prawidłowości zadziałania przekaźników gazowo – przepływowych,
rzędu 50%. Nieprawidłowe zadziałanie przekaźnika gazowo –
przepływowego może pochodzić bądź z winy samego przekaźnika (np.
nieodpowiedni lub uszkodzony łącznik rtęciowy, źle wykonane
zaciski), bądź wskutek nadmiernej wrażliwości przekaźnika na udary
i wstrząsy mechaniczne (np. spowodowane przenoszeniem wibracji przez
fundament, zwarciami zewnętrznymi lub załączeniem transformatora),
bądź wreszcie wskutek nadmiernie czułego nastawienia przekaźnika na
prędkość przepływu oleju (np. przy małym załączeniu obciążenia
lub przy zwarciach zewnętrznych).
Szczególnie duży wpływ na zadziałanie przekaźnika ma składowa
zerowa prądu występująca w przypadku zwarć doziemnych zewnętrznych.
Może ona zarówno spowodować wstrząsy mechaniczne, jak też ruch
ścianek kadzi transformatora, powodujący wytłaczanie oleju do
konserwatora.
Rysunek 1.4.3 Układ zabezpieczenia gazowo – przepływowego przy
zastosowaniu sterowania prądem stałym a) schemat funkcjonalny b)
schemat obwodów sterowniczych
Na rysunku 1.4.2 podano schemat układu zabezpieczenia gazowo –
przepływowego przy zastosowaniu wyzwalania pomocniczym prądem stałym.
W zależności od rodzaju zakłócenia przekaźnik gazowo –
przepływowy Rgp zadziała albo na sygnał, albo za pośrednictwem
przekaźnika pomocniczego Rp podaje impuls wyzwalający na wyłączniki
transformatora. Jeden z zestyków przekaźnika pomocniczego Rp został
wykorzystany do przytrzymywania tego przekaźnika, co jest konieczne ze
względu na możliwość powstawania w transformatorze
zwarć krótkotrwałych oraz ze względu na możliwość wibracji
zestyków przekaźnika gazowo – przepływowego. Przycisk „po”
służy do odstawiania przekaźnika pomocniczego Rp w położenie
normalne.
W stacjach transformatorowych bez obsługo I stopień alarmowy
przekaźnika gazowo – przepływowego powinien działać na
wyłączenie.
W przypadku braku wyłącznika na dopływie do transformatora instaluje
się zwieracz jednofazowy. W tym przypadku zabezpieczenie gazowo –
przepływowe zadziała na zamknięcie zwieracza. Zabezpieczenie linii
zasilającej powoduje wyłączenie tej linii, po czym w czasie przerwy
beznapięciowej otwiera się odłącznik trójfazowy zainstalowany przy
transformatorze od strony zasilania i w ten sposób transformator
zostaje odłączony od sieci zasilającej.
Rysunek 1.4.4 Układ zabezpieczenia gazowo – przepływowego przy
zastosowaniu sterowania prądem przemiennym; a) schemat funkcjonalny b)
schemat obwodów sterowniczych
W przypadku braku w sieci transformatorowej źródła prądu stałego
zabezpieczenie gazowo – przepływowe może być zasilane napięciem
przemiennym otrzymanym z sieci niskiego napięcia lub z wtórnego
uzwojenia przekładników napięciowych (rysunek 1.4.4 ). Wadą tych
układów jest możność niezadziałania zabezpieczenia w przypadku
zwarć wewnątrz kadzi, którym towarzyszy znaczne obniżenie napięcia.
Z tego powodu znacznie lepszym rozwiązaniem jest wykorzystanie do
sterowania wyłącznikiem względnie zwieraczem zasobnika
kondensatorowego lub bloku prostownikowego.
Zgodnie z przepisami obowiązującymi w kraju zabezpieczenie gazowo –
przepływowe powinno być stosowane do transformatorów o mocy 1MVA lub
większej.
Zabezpieczenie gazowo – przepływowe stosuje się nie tylko do
transformatorów, ale i do innych aparatów zawierających olej
izolacyjny i zaopatrzonych w konserwator (np. przełączniki
zaczepów, dławiki olejowe, głowice kabli olejowych bardzo wysokiego
napięcia), w których gazowanie oleju lub jego ruch ku konserwatorowi
stanowi kryterium powstania zakłócenia.
1.5. Zabezpieczenie od wzrostu napięcia w przypadku zwarć doziemnych
zewnętrznych
Zwarcia doziemne występujące wewnątrz transformatorów są
likwidowane przez zabezpieczenia różnicowe, gazowo – przepływowe,
kadziowe bądź rezerwowo przez zabezpieczenia nadprądowe zwłoczne
reagujące na składową zerową prądu zwarciowego( p. 1.1),
zabezpieczenia te nie są jednak w stanie ochronić
transformator przyłączony do sieci o skutecznie
uziemionym punkcie zerowym od uszkodzeń spowodowanych wzrostem
napięcia w przypadku zwarć doziemnych w tej sieci.
Należy bowiem wziąć pod uwagę, że transformatory nowoczesnej
konstrukcji, przeznaczone do sieci o napięciu 110 kV i wyższym,
pracującej z punktem zerowym skutecznie uziemionym, mają
izolację punktu zerowego zwymiarowaną na napięcie stosunkowo
niewysokie rzędu 30 kV. W sieciach tych w celu ograniczenia prądów
ziemnozwarciowych uziemia się często punkty zerowe nie wszystkich
transformatorów. W związku z tym izolacja punktów zerowych
transformatorów o nieuziemionych punktach zerowych jest narażona na
przepięcia, gdy w sieci powstanie zwarcie doziemne, nie wyłączone z
jakiegokolwiek powodu w dostatecznie krótkim czasie.
W celu zabezpieczenia transformatorów podwyższających napięcia
o mocy 10 MVA i wyższej od tego rodzaju przepięć
występujących w przypadku, gdy pracują one z
punktami zerowymi izolowanymi, stosowane są zabezpieczenia, których
działanie jest przeważnie oparte na pomiarze składowej zerowej
napięcia.
Na rysunku 1.5.1 podano schemat układu tego rodzaju zabezpieczenia.
Rysunek 1.5.1 Układ zabezpieczenia transformatora od zwarć doziemnych:
a) schemat funkcjonalny b) schemat obwodów sterowniczych
W przypadku gdy pojawia się składowa zerowa napięcia o wartości
zagrażającej izolacji nieuziemionego punktu zerowego, przekaźnik
nadnapięciowy reagujący na składową zerową napięcia podaje ze
zwłoką czasową impuls na otwarcie wyłączników transformatora.
Impuls ten jest blokowany przekaźnikiem nadprądowym reagującym na
składową zerową prądu zwarciowego w przypadku., gdy transformator
pracuje z punktem zerowym uziemionym. Zwłokę czasową przekaźnika Rtu
pobudzonego przekaźnikiem nadnapięciowym RUo wybiera się dłuższą
o czas stopniowania od zwłoki czasowej zabezpieczeń na odejściach
liniowych od szyn zbiorczych górnego napięcia, zwłokę czasową
przekaźnika Rti pobudzonego przekaźnikiem nadprądowym RIo –
dłuższą o czas stopniowania od zwłoki czasowej przekaźnika Rtu,
gdyż dzięki temu w przypadkach powstania w sieci zwarcia doziemnego
nie wyłączonego przez odpowiednie zabezpieczenie sieciowe zostają w
pierwszej kolejności wyłączone transformatory o
nieuziemionych punktach zerowych, a następnie dopiero pozostałe
transformatory.
Sprawa kolejnego wyłączania tych transformatorów nie ma tu jednak
istotnego znaczenia, tak że stosowane są również układy, w których
zastosowano wspólny przekaźnik zwłoczny dla elementu nadprądowego
i nadnapięciowego.
1.6. Zabezpieczenie od nadmiernego przyrostu temperatury.
Do wyposażenia transformatora, zgodnie z obowiązującymi przepisami
i praktyką eksploatacyjną, należą różnego rodzaju termometry,
instalowane w gniazdach termometrowych w pokrywie transformatora
(rysunek 1.6.1).
Rysunek 1.6.1 Zabezpieczenie temperaturowe transformatora:
a)miejsca instalowania, b)symbol graficzny
zabezpieczenia dwustopniowego, 1 – przekaźnik gazowo –
przepływowy, 2 – termometr dwustykowy
Liczba gniazd jak też rodzaje instalowanych termometrów, zależą od
mocy transformatora. W transformatorach o mocach 1600 kV(A stosuje się
termometry rtęciowe maksymalne; przy większych mocach – termometry
rtęciowe lub oporowe oraz termometry dwustopniowe dwustykowe,
z nastawialną wartością temperatury powodującej zamknięcie
obwodu zestyku. Termometry dwustopniowe dwustykowe nastawia się na
następujące temperatury:
I stopień 80(85(C
II stopień 90(95(C
Pierwszy stopień działa zwykle na układ sygnalizacji ostrzegawczej,
stopień drugi – na otwarcie wyłącznika.
1.7. Zabezpieczenie od przewzbudzenia
Transformator pracujący w bloku z prądnicą wzbudzoną przez układ
tyrystorowy może ulec przewzbudzeniu, tj. nadmiernemu wzrostowi
indukcji magnetycznej. Najprostszym zabezpieczeniem w tym przypadku jest
zabezpieczenie nadnapięciowe zwłoczne. Na rysunku 1.7.1 podano sposób
instalowania tego zabezpieczenia.
Rysunek 1.7.1 Zabezpieczenie nadnapięciowe zwłoczne dwustopniowe od
przewzbudzenia transformatora
W niektórych rozwiązaniach stosuje się zabezpieczenie nadnapięciowe
dwustopniowe. Stopień pierwszy ustawia się na wartość:
Ur= 1,2 Un (t = 2s)
a stopień drugi na wartość :
Ur = 1,4 Un
Pierwszy stopień działa w tym przypadku na osłabienie wzbudzenia,
a stopień drugi na otwarcie wyłącznika głównego, wyłącznika
potrzeb własnych oraz odwzbudzenie prądnicy.
Innym rozwiązaniem jest zabezpieczenie napięciowe, zależne od
częstotliwości, które wykrywa wzrost indukcji magnetycznej, a tym
samym przewzbudzenie transformatora.
1.8. Przykłady systemów zabezpieczeń.
a) Cyfrowy Zespół Automatyki Zabezpieczeniowej Strony Górnej
Transformatora Mocy WN
Zespół ZTC – 20 należy do cyfrowego systemu automatyki
zabezpieczeniowej stacji SM – SMAZ – C.
Przeznaczony jest do zabezpieczania strony górnej transformatorów
mocy wyposażonych w wyłączniki po stronie 110 kV przed
skutkami zwarć i przeciążeń. Może być stosowany w
sieciach o punkcie zerowym kompensowanym lub skutecznie uziemionym. ZTC
–20 może współpracować z układami telemechaniki sterowania
wyłącznikiem.
Przy pomocy klawiatury i wyświetlacza zespołu możliwe jest dokonanie
nastaw parametrów. Odczytanie aktualnych wartości wielkości
mierzonych, zarejestrowanych wielkości mierzonych, zarejestrowanych
wielkości zakłóceniowych oraz sterowanie wyłącznikiem. Zastosowanie
szeregowego łącza RS 232 umożliwia komunikację z komputerem
lokalnym.
Program TRANSCOM ZTC –20 zainstalowany na tym komputerze osobistym
pozwala na dokonanie tych wszystkich zmian nastaw i parametrów,
których dokonuje się za pomocą klawiatury zespołu, a także pozwala
na przesłanie zarejestrowanych przez ZTC – 20 zdarzeń oraz ich
analizę.
Zespół ZTC – 20 przygotowany jest do współpracy z systemami
sterowania i nadzoru poprzez port szeregowy RS 485 oraz
Koncentrator Komunikacyjny Cyfrowych Zespołów Automatyki
Zabezpieczeniowej KZC – 10 produkcji REFA S. A.
Podstawowe informacje
Zespół ZTC – 20 jest nowym jakościowo i funkcjonalnie urządzeniem
wykorzystującym w swoim działaniu o najnowsze osiągnięcia
elektroniki, a w szczególności techniki mikroprocesorowej i
cyfrowych metod przetwarzania sygnałów w oparciu o procesor
sygnałowy.
Wykorzystanie metod numerycznych w przetwarzaniu sygnałów pozwoliło
na zastosowanie zupełnie nowych, skuteczniejszych metod filtracji i
pomiaru wielkości kryterialnych oraz przyczyniło się do
wyeliminowania przekładników wyrównawczych.
Cechy i realizowane funkcje ZTC – 20
Trójfazowe zabezpieczenie nadmiarowo – prądowe zwłoczne,
Trójfazowe zabezpieczenie nadmiarowo – prądowe bezzwłoczne,
Trójfazowe zabezpieczenie różnicowe,
Ziemnozwarciowe zabezpieczenie nadprądowe,
Zabezpieczenie różnicowe zerowoprądowe,
Zabezpieczenie nadnapięciowe,
Pomiary wszystkich wielkości kryterialnych: prądy fazowe strony
wysokiej i średniej, prąd ziemnozwarciowy, prąd 2 – ej
harmonicznej, prąd wzdłużny oraz różnicowy, napięcie składowej
zerowej,
Współpraca z transformatorami o grupach połączeń: Yy0, Yyd0, Yd5,
Yd11, Yy0d5, Yy0d11, Yd5d5,Yd11d11,
Wizualizacja stanu wejść i wyjść cyfrowych,
Układy współpracy z lokalną rezerwą wyłącznikową LRW, z obwodami
sygnalizacji Aw i Up oraz z zabezpieczeniem gazowym transformatora
przepływowymi: transformatora i przełącznika zaczepów,
Dwubitowa kontrola stanu położenia pięciu łączników,
Liczniki łączeń poszczególnych łączników,
Rejestracja prądów kumulowanych wyłącznika, wykorzystanie trzech
banków nastaw,
Dwupoziomowy system obsługi, z poziomem uprawnień administratora,
zabezpieczonym hasłem,
Rejestracja zdarzeń (o pojemności około tysiąca ostatnich zdarzeń),
Komunikacja z użytkownikiem poprzez podświetlany wyświetlacz
LCD 4(20 znaków oraz szesnastoprzyciskową klawiaturę foliową,
Współpraca z komputerem lokalnym poprzez szeregowe łącze RS 485,
Wbudowany system autotestów gwarantujący wysoką niezawodność
działania i informację o uszkodzonych elementach zespołu.
b) ZTC – 11
Cyfrowy Zespól Zabezpieczeń Automatyki Zabezpieczeniowej Strony
Dolnej Transformatora Mocy SN.
Cechy oraz realizowane funkcje:
Zabezpieczenia.
Trójfazowe zabezpieczenie przeciążeniowe.
Trójfazowe zabezpieczenie nadmiarowo – prądowe zwłoczne,
Trójfazowe zabezpieczenie nadmiarowo – prądowe bezzwłoczne,
Trójfazowe zabezpieczenie szyn,
Ziemnozwarciowe zabezpieczenia lo(.
Automatyki .
Jednokrotna automatyka SPZ z możliwością odstawienia jej zewnętrznym
sygnałem OSPZ.
Układy współpracy z zabezpieczeniem szyn ZS, z lokalną rezerwą
wyłącznikowi LRW oraz z obwodami sygnalizacji Aw iUp.
Układy współpracy z zespołami zabezpieczeń kondensatorów,
transformatora uziemiającego, łącznika szyn oraz automatyką SZR.
Pomiary.
Pomiary wszystkich wielkości kryterialnych: I1, I2, Iw1, Iw2, Iw3, Io.
Pomiary: UL12, UL23, UL31, P, Q, S, cos ( dla 1 – ej harmonicznej.
Miernik prądów kumulowanych wyłącznika.
Inne.
Wizualizacja stanu wejść i wyjść cyfrowych.
Dwubitowa kontrola stanu pięciu łączników.
Wykorzystanie trzech banków nastaw.
Ograniczenie dostępu do określonych nastaw systemem haseł.
Rejestracja zdarzeń (o pojemności około tysiąca ostatnich zdarzeń).
Wbudowany rejestrator zakłóceń.
Komunikacja z użytkownikiem poprzez doświetlany wyświetlacz LCD 4(20
znaków oraz szesnastoprzyciskową klawiaturę foliową.
Współpraca z komputerem lokalnym poprzez szeregowe łącze RS 232 C.
Wbudowany system autotestów, gwarantujący wysoką niezawodność
działania.
Protokół SmazLink transmisji pomiędzy zabezpieczeniem
a koncentratorem, zaprojektowany na bazie protokołu DNP 3.0
firmy Harris Corp., zgodnego z normą IEC – 870 – 5.
Współpraca z Systemami Nadzoru Stacji poprzez koncentrator, w oparciu
o protokół DNP 3.0.
Zdalna konfiguracja zespołu.
Uniwersalny montaż.
Zastosowanie.
Zespól ZTC – 11 należy do cyfrowego systemu automatyki
zabezpieczeniowej stacji SN SMAZ – C. Znajduje zastosowanie jako
selektywne zabezpieczenie przed skutkami zwarć i przeciążeń
transformatora WS/SN po stronie średniego napięcia. Może być
stosowany w sieciach kompensowanych lub w sieciach z uziemionym przez
rezystor punktem zerowym transformatora. W zakresie pomiaru prądów
ziemnozwarciowych zespół współpracuje z układem Holmgreena.
Bezpośrednio z klawiatury możliwe jest dokonanie nastaw parametrów,
odczytanie aktualnych wartości wielkości mierzonych
i zarejestrowanych wielkości zakłóceniowych. Zastosowanie
szeregowego łącza RS 232 umożliwia komunikację z komputerem,
lokalnym. Program TransCom ZTC – 11 zainstalowany na komputerze
osobistym pozwala na dokonanie tych wszystkich zmian nastaw i
parametrów zespołu zabezpieczeń, których dokonuje się za pomocą
klawiatury, jak również pozwala na przesłanie zarejestrowanych
zdarzeń oraz ich analizę. Zespół ZTC – 11 przystosowany jest do
współpracy z nadrzędnymi systemami sterowania i nadzoru za pomocą
portu szeregowego RS 485 oraz Koncentratora Komunikacyjnego Cyfrowych
Zespołów Automatyki Zabezpieczeniowej typu KZC produkcji ALSTOW T & D
Protection & Control S.A.
c). KBCH 120, 130 140
Zabezpieczenie Różnicowe Transformatorów i Generatorów.
Właściwości.
W pełni cyfrowe wykonanie.
Stabilizowane zabezpieczenie różnicowe.
Zabezpieczenie ziemnozwarciowe.
Zabezpieczenie od przewzbudzenia.
Programowa kompensacja przekładni przekładników prądowych i grupy
połączeń transformatora.
Zdalne sterowanie przełącznikiem zaczepów transformatora.
Pomiar prądów fazowych i różnicowych.
Rejestracja przebiegów prądów dla ostatniego zakłócenia.
Rejestracja parametrów 5 ostatnich zakłóceń.
8 programowalnych wejść optoizolowanych do współpracy z innymi
urządzeniami stacji.
Komunikacja szeregowa zgodna z IEC 870 – 5 poprzez sieć K – Bus.
Wewnętrzny rejestrator zdarzeń i przebiegów zakłóceń, dostępny
zdalnie przez komputer PC.
Funkcje samokontroli i autotestowania.
Wprowadzenie.
Przekaźnik KBCH posiada komplet funkcji przeznaczonych przede wszystkim
do zabezpieczania transformatorów, ale może być także stosowany jako
zabezpieczenia dławików i generatorów. Jako jeden z elementów serii
przekaźników serii K, KBCH może być połączony z nadrzędnym
systemem sterowania i nadzoru przy użyciu sieci komunikacji szeregowej.
Dostępne modele
KBCH 120 – posiada po dwustabilizowane wejścia prądowe na każdą
fazę do zabezpieczenia dwuuzwojeniowego transformatora mocy.
KBCH 130 – posiada po trzy stabilizowane wejścia na każdą fazę do
zabezpieczenia trójuzwojeniowego transformatora mocy z dwoma zestawami
przekładników prądowych na jednym z uzwojeń.
KBCH 140 – posiada po cztery stabilizowane wejścia n każdą fazę do
wszelkich zastosowań wymagających do 4 stabilizowanych obwodów
prądowych.
Wszystkie modele są dostępne dla In = 1A lub In = 5A po stronie
pierwotnej i wtórnej transformatora. Opcjonalnie, KBCH 120 I
140 mogą być dostarczane z przekładnikami prądowymi 1A po stronie
uzwojeń górnego napięcia i przekładnikami 5A po
stronie uzwojeń dolnego napięcia.
Zastosowanie.
Przekaźniki typu KBCH zapewniają stabilizowane zabezpieczenie
różnicowe, ziemnozwarciowe oraz zabezpieczenie od przewzbudzenia ,
przede wszystkim dla dwu – i trójuzwojeniowych transformatorów mocy,
autotransformatorów lub zespołów generator – transformator.
Przekaźniki KBCH nadają się także do innych zastosowań, w których
wymagane jest stabilizowane zabezpieczenie różnicowe (np. dla
generatorów, dławików i silników).
Wszystkie modele są urządzeniami trójfazowymi z wewnętrzną
kompensacją grupy połączeń transformatora oraz korekcją przekładni
przekładników prądowych linii, co w większości przypadków
eliminuje konieczność zmiany układu połączeń przekładników.
Zastosowanie przekaźnika różnicowego posiadającego do czterech
wejść prądowych na fazę umożliwia zabezpieczenie transformatorów
posiadających więcej niż dwa uzwojenia i / lub więcej niż jeden
wyłącznik na jedno uzwojenie, jak np. w układach szyn zbiorczych
wielokątowych lub półtorawyłącznikowych. Dostępne są wersje
przystosowane do kombinacji przekładników prądowych 1 A (WN) i 5 A
(nn).
Oprócz stabilizowanego zabezpieczenia różnicowego przekaźnik
posiada zabezpieczenie ziemnozwarciowe, obejmujące większą część
uzwojeń transformatora. Zabezpieczenie różnicowe zostało
zaprojektowane w taki sposób, że jest blokowane w przypadku
przewzbudzenia transformatora, dzięki czemu przy przejściowym
przewzbudzeniu nie następuje natychmiastowe wyłączenie. Ponieważ
transformator nie może pracować w stanie znacznego
przewzbudzenia przez czas nieograniczony, zabezpieczenie od
przewzbudzenia może działać ze zwłoką czasową na sygnalizację i /
lub na wyłączenie.
Zestyki sygnalizujące stan urządzeń zewnętrznych, takich jak
zabezpieczenia gazowo - przepływowego (Buchholza), czy czujniki
temperatury, mogą być podłączone do któregokolwiek z
ośmiu dostępnych wejść programowalnych. Jeśli to konieczne, każde
wejście może być połączone z dowolną liczbą
przekaźników wejściowych z nastawianą zwłoką czasową. Funkcje
każdego z wejść programowalnych mogą być opisane w tabeli
umieszczonej na panelu przednim przekaźnika. Pozwala to na łatwą
interpretację wskazań przekaźnika, który sygnalizuje działanie
przekaźników czasowych przyporządkowanych do tych wejść (AUXO, AUX1
itd.).
Zastosowanie tradycyjnej techniki wykorzystującej drugą harmoniczną
do blokowania przekaźnika w czasie załączania transformatora, może
spowodować znaczne spowolnienie jego działania w czasie poważnych
zwarć wewnętrznych. Jest to spowodowane obecnością drugich
harmonicznych wskutek nasycenia przekładników prądowych. Żeby temu
zapobiec, KBCH wykorzystuje technikę rozpoznawania kształtu przebiegu
prądu. Przebieg zmian prądu towarzyszących magnesowaniu rdzenia
transformatora charakteryzuje się występowaniem w każdym okresie
odcinka o bardzo małej wartości. Przez pomiar czasu trwania tego
niskiego prądu można zidentyfikować stan udaru prądu magnesowania.
Stabilizacja zabezpieczenia różnicowego od przewzbudzenia jest
uzależniona od procentowego udziału piątej harmonicznej prądu (lof).
Wysokonastawialne zabezpieczenie różnicowe.
Przekaźniki KGHC są dodatkowo wyposażone w wysokonastawialne
zabezpieczenie różnicowe działające bezzwłocznie w przypadku
poważnych zakłóceń. Element ten mierzy wartości szczytowe prądu co
zapewnia szybkie zadziałanie w przypadku zwarć wewnętrznych przy
nasyceniu przekładników prądowych.
Zabezpieczenie ziemnozwarciowe
Zwiększoną czułość na doziemienia osiągnięto przez wprowadzenie
ograniczonego zabezpieczenia ziemnozwarciowego. Funkcję tę realizuje
oddzielny element dla każdego uzwojenia.
Dla uzyskania optymalnej wydajności konieczne może być zastosowania
zewnętrznego rezystora stabilizującego.
W sytuacjach, w których występuje zagrożenie poważnymi zwarciami
doziemnymi przy wysokiej nastawie rezystora stabilizującego, konieczne
może być użycie nieliniowego rezystora ograniczającego napięcie
(METROSIL).
Zabezpieczenia od przeciwzbudzenia
Do zabezpieczenia od przewzbudzenia służy jednofazowe wejście
napięciowe. Przekaźnik wykrywa przewzbudzenie poprzez pomiar stosunku
napięcia do częstotliwości.
Sygnalizacja przewzbudzenia jest nastawiana z czasem niezależnym,
podczas gdy wyłączenie może nastąpić jako niezależne albo
zależne.
Konfiguracja.
Logika.
Konfiguracja przekaźnika jest realizowana programowo. Ustawienie
logicznych połączeń funkcyjnych wraz z maskami wejść i wyjść
określa sposób działania przekaźnika. Pozwala to na:
Wybór odpowiednich właściwości.
Wprowadzenie logiki określonej przez użytkownika przy użyciu
pomocniczych przekaźników czasowych.
Sterowanie wbudowanym rejestratorem zakłóceń i zdarzeń.
Nastawy te można wprowadzić przy użyciu klawiszy funkcyjnych na
panelu przednim przekaźnika lub zdalnie poprzez komputer PC i system
komunikacyjny.
Logika ta pozwala na lokalne lub zdalne sterowanie przełącznikiem
zaczepów transformatora.
Wejścia i wyjścia programowalne.
KBCH posiada 8 programowalnych wejść optoizolowanych, które mogą
być dowolnie przypisane przez użytkownika dla każdej funkcji
dostępnych w menu nastaw.
KBCH posiada 8 wyjść programowalnych, z których każde zawiera
przekaźnik z 1 zestykiem zwiernym. Wejścia te mogą być również
przypisane przez użytkownika dowolnym funkcjom. Dostępne są również
odrębne styki wachdoga: 1 zestyk zwierny i 1 zestyk rozwierny. Na
typowych schematach aplikacyjnych podano domyślne nastawy fabryczne
funkcji.
Alternatywna grupa nastaw.
Dwie grupy nastaw umożliwiają użytkownikowi ustawienie grupy 1 na
warunki normalne pracy transformatora a grupy 2 na warunki specjalne np.
(po zmianie konfiguracji sieci).
Funkcje pomocnicze.
Pomiary .
Przekaźnik może wyświetlać wartości prądów fazowych dla każdego
wejścia, prąd różnicowy oraz średni prąd stabilizacji. Wartości
pierwotne wyświetlane są w oparciu o przekładnie przekładników
prądowych, nastawiane w przekaźniku. Wyświetlana
jest także częstotliwość systemu energetycznego.
Rejestracja zwarć.
Przekaźnik rejestruje pięć ostatnich zwarć. Zapisywane są też
wielkości prądów zwarciowych. Wszystkie zdarzenia są zapamiętywane
w trwałej pamięci z możliwością późniejszego ich odczytania przy
pomocy lokalnego lub zdalnego PC.
Rejestracja zdarzeń.
Przekaźnik zapamiętuje do pięćdziesięciu zdarzeń. Dostępne jest
oprogramowanie umożliwiające przesyłanie danych do komputera. Każda
zmiana stanu wejścia dwustanowego lub przekaźnika wyjściowego,
lokalna zmiana nastawy lub działanie funkcji sterującej jest
zapamiętywane w przekaźniku z rozdzielczością 1
ms. Sygnały alarmowe są także zapamiętywane jako zdarzenia.
Rejestracja zakłóceń.
Wewnętrzny rejestrator zakłóceń posiada 16 kanałów analogowych i
16 kanałów cyfrowych. Kanały analogowe rejestrują 9 prądów
fazowych (po trzy na każde uzwojenie transformatora), 3 prądy
różnicowe, 3 uśrednione prądy stabilizacji oraz 1 napięcie. Kanały
cyfrowe rejestrują stan przekaźników wyjściowych i optoizolowanych
wejść sterujących. Dostęp do zapisów zakłóceń można uzyskać
poprzez system komunikacyjny.
Funkcje testowania.
Istnieje kilka funkcji umożliwiających dokładne przetestowanie
przekaźnika podczas pierwszego uruchomienia, wykonywania testów
okresowych i wykrywania usterek:
Funkcje pomiarowe pozwalające na sprawdzenie wejść analogowych i ich
okablowania.
Wyświetlanie stanu wysokiego lub niskiego wejść dwustanowych i
wyjść przekaźnikowych.
Sprawdzenie funkcji wyłączenia.
Samokontrola i autotestowanie.
Wewnętrzny obwód watchdoga w sposób ciągły wykonuje procedurę
samotestowania. Obejmuje ona sprawdzenie mikroprocesora, pamięci
i zasilania pomocniczego oraz członów czasowych. W
przypadku awarii przekaźnika następuje jego zablokowanie albo próba
usunięcia usterki, w zależności od rodzaju wykrytej
awarii.
Budowa urządzenia.
Przekaźnik umieszczony jest w obudowie Midos rozmiar 8, nadającej się
do montażu zatablicowanego.
W przekaźniku zastosowano zintegrowany mikroprocesor 16 – bitowy,
który realizuje większość głównych funkcji programowych, takich
jak przetwarzanie sygnałów wejściowych, realizację schematów
logicznych, sterowanie przekaźnikami wyjściowymi i obsługę interfejs
użytkownika.
Urządzenie posiada dodatkowy procesor sygnałowy do wykonywania
algorytmu działania zabezpieczeń.
Liczba wejść analogowych zależy od wersji przekaźnika. Urządzenie
może posiadać 6, 9 lub 12 wejść dla prądów fazowych, 2 lub 3.
Interfejs użytkownika.
Interfejs użytkownika na panelu przednim.
Dostęp do funkcji przekaźnika można uzyskać wykorzystując menu
obsługiwane przez użytkownika. Menu jest zorganizowanie w postaci
tablicy, gdzie w kolumnach zgrupowane są odpowiednie ppozycje (komórki
menu).
Wyświetlacz na panelu przednim pokazuje w danym momencie jedną
komórkę menu. Przy założonej pokrywie przedniej można się
poruszać po całym menu za pomocą jednego klawisza. Po zdjęciu
pokrywy uzyskuje się dostęp do klawiatury zmiany nastaw.
Zdalny interfejs użytkownika.
Dostęp do menu można uzyskać także poprzez zdalny system
komunikacyjny. Pozwala to na jednoczesne wyświetlanie wszystkich
komórek menu w kolumnie na ekranie komputera. Zmiany
w komórkach menu można wprowadzać z klawiatury komputera.
Połączenie między przekaźnikami.
Przekaźniki są połączone między sobą przy pomocy dwużyłowej
skrętki ekranowej, znaną jako magistralą K –Bus. Do sieci K – Bus
można podłączyć równoległe do 32 przekaźników.
Magistrala K –Bus może być podłączona poprzez moduł komunikacyjny
zwany KITZ do portu RS – 232 komputera głównego, bezpośrednio, albo
przez modem. Moduł KITZ wysyła przez magistralę sygnały oparte na
standardzie RS – 485 z szybkością 64 kb/s.
System ten umożliwia dostęp do 32 przekaźników poprzez jeden port
komunikacyjny RS – 232. z każdym modułem KITZ dostarczane jest
oprogramowanie, pozwalające na dostęp do przekaźnika w celu
odczytywania i zmiany nastawień.
WNIOSKI
W swej pracy postarałem się dokładnie omówić zagadnienia związane
z zabezpieczeniami transformatorów.
Transformatory o napięciach wyższych, 220 – 440 kV oraz
transformatory w elektrowniach wyposażone są w rozbudowane,
wzajemnie rezerwujące się układy zabezpieczeń o odpowiedniej
czułości , szybkości i niezawodności działania, uwzględniając
zarazem specyficzne warunki pracy tych jednostek np. transformatory
blokowe w elektrowniach.
Zabezpieczenia zwarciowe chronią transformator przed uszkodzeniem
uzwojeń, gdyż prąd zwarciowy osiąga bardzo duże wartości. Brak
zabezpieczeń od przeciążeń może spowodować przyspieszenie procesu
starzenia się izolacji uzwojeń. Brak lub nieprawidłowe działanie
zabezpieczeń może spowodować uszkodzenie lub całkowite zniszczenie
transformatora, co może spowodować braki w dostawie energii
elektrycznej oraz bardzo duże straty ekonomiczne, związane z remontem
transformatora i straty spowodowane zatrzymaniem procesów
technologicznych u odbiorców.
W zależności od warunków pracy transformatora oraz od rodzaju
powstałego zakłócenia zabezpieczenia transformatorowe powinny bądź
wyłączać transformator, bądź sygnalizować nienormalny stan jego
pracy.
LITERATURA
J. Żydanowicz – Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa WNT,
Warszawa 1966
Poradnik Inżyniera elektryka WNT tom IV, Warszawa 1975
J. Żyranowicz, M. Namiotkiewicz, B. Kowalewski – Zabezpieczenia
i automatyka w energetyce WNT, Warszawa 1975
J. Żydanowicz, M. Namiotkiewicz – Automatyka zabezpieczeniowa
w elektroenergetyce WNT, Warszawa 1983
E. Jezierski – Transformatory WNT, Warszawa 1975
Wyciąg, Przepisy Budowy Urządzeń Elektroenergetycznych. Praca
Zbiorowa Instytutu Energetyki w Warszawie.
W. Kotlarski, J. Grad – Aparaty i Urządzenia Elektryczne, Warszawa
1999r.
PAGE
PAGE 52
Rysunek1.1.2 Układ zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych
transformatora trójuzwojeniowego zasilanego jednostronnie
Rysunek 1.1.3 Układ uzupełniający zabezpieczenie nadprądowe
zwłoczne blokadą kierunkową w połączeni z dodatkowym przekaźnikiem
zwłocznym
(1.1.1)
a
b
(
t