Le "cœur" de tout poste de transformation est un transformateur de puissance. Dans le même temps, cet équipement est extrêmement coûteux, par conséquent, en cas de tout type de dommage cet équipement il devrait s'éteindre immédiatement. Cela ne peut être réalisé que d'une seule manière - en installant des protections rapides et sensibles sur les côtés haut et bas du transformateur. Dans cet article, nous allons essayer d'analyser brièvement les principaux types de protection, leurs domaines de travail et leurs caractéristiques.
Ainsi, les transformateurs d'une puissance inférieure à 1 kVA sont le plus souvent protégés à l'aide de fusibles conventionnels du côté haut et de disjoncteurs du côté bas, et c'est un problème distinct. Parlons maintenant des caractéristiques de protection des transformateurs puissants de 2,5 kVA et plus.
Donc, pour commencer, il faut dire que les protections des transformateurs sont de base et de secours. Les principales protections comprennent la protection différentielle et la protection gaz du transformateur.
Fonctionne sans temporisation. Il s'agit d'une protection à sélectivité absolue, c'est-à-dire qu'elle répond à tous les types de courts-circuits biphasés et triphasés dans la zone de couverture. La zone de protection différentielle est limitée par des transformateurs de courant sur les côtés haute et basse tension.
Le transformateur appartient également aux principaux, c'est-à-dire qu'il fonctionne sans délai et ne protège que le transformateur de puissance des dommages intra-réservoir. La protection contre les gaz comporte deux étapes. La première étape est déclenchée par une diminution progressive du niveau d'huile dans la batterie de transformateurs. Dans ce cas, l'équipement d'alimentation ne s'éteint pas et seul le relais indicateur correspondant est activé. La deuxième étape est déjà déclenchée pour éteindre le transformateur de puissance. Cette protection fonctionne en cas de dommage grave à l'intérieur de la cuve du transformateur de puissance et d'éjection d'huile, ainsi qu'en cas de baisse du niveau d'huile dans l'équipement en dessous du niveau du relais gaz.
Nous avons traité les protections principales du transformateur de puissance - nous passons aux protections de secours. La protection de secours la plus importante (pour ainsi dire) est MTZ. Les avantages de cette protection incluent la possibilité d'une redondance longue portée en cas de court-circuit. Cela signifie que cette protection sera sensible non seulement en cas de court-circuit sur le transformateur de puissance, mais également en cas d'accident au niveau du départ. Le temps de réponse de la protection est sélectionné sur la base des principes de sélectivité et peut être de 0,5 à 4 secondes.
Affecte également l'arrêt du transformateur de puissance. Ce dispositif, construit sur les unités PR 4700 ou RZT, a pour but de secourir les protections principales en cas de défaillance de celles-ci ou en cas de perte du courant de fonctionnement. Le principal avantage de cette protection est l'indépendance complète du courant de fonctionnement au poste. Le temps de fonctionnement de la protection de secours actuelle est généralement le maximum (de 3 à 6 secondes).
(ZMN) fonctionne en cas de panne du transformateur de puissance et agit sur le disjoncteur côté bas avant le fonctionnement de l'ATS. Le temps de fonctionnement du ZMN peut être différent - de 6 à 20 secondes, selon le type de charge et les exigences du consommateur.
Parmi les protections agissant sur le signal, il convient de souligner la protection contre les surcharges, qui fonctionne si la puissance nominale du transformateur est dépassée en moyenne de 25 %. Le temps de réponse d'une telle protection est généralement de neuf secondes.
Si la température de l'huile dans le réservoir du transformateur de puissance augmente, la protection contre la surchauffe s'active. Dans ce cas, le réglage de la température dépend du type de refroidissement du transformateur de puissance. La protection fonctionne également sur le signal. Le temps de réponse est également équivalent au temps de réponse de l'alarme au poste.
Les transformateurs et les autotransformateurs sont structurellement très fiables en raison de leur absence de pièces mobiles ou rotatives. Malgré cela, pendant le fonctionnement, leurs dommages et violations des modes de fonctionnement normaux sont possibles et se produisent pratiquement. Par conséquent, les transformateurs et les autotransformateurs doivent être équipés d'une protection de relais appropriée.
Dans les enroulements des transformateurs et autotransformateurs, des courts-circuits peuvent se produire entre phases, une ou deux phases à la terre, entre spires d'une phase et des courts-circuits entre enroulements de tensions différentes. Des courts-circuits entre phases et à la terre peuvent également se produire aux entrées des transformateurs et autotransformateurs, des jeux de barres et des câbles.
En plus de ces dommages, dans les conditions de fonctionnement, des violations des modes de fonctionnement normaux des transformateurs et des autotransformateurs peuvent se produire, notamment: le passage de surintensités à travers un transformateur ou un autotransformateur si d'autres éléments connexes sont endommagés, une surcharge, un dégagement de gaz combustibles de l'huile , abaisser le niveau d'huile, augmenter sa température .
Il résulte de ce qui précède que la protection des transformateurs et autotransformateurs doit assurer les fonctions suivantes :
- débranchez le transformateur (autotransformateur) de toutes les sources d'alimentation s'il est endommagé ;
- déconnecter le transformateur (autotransformateur) de la partie endommagée de l'installation lorsqu'une surintensité la traverse en cas d'endommagement des pneus ou d'autres équipements associés au transformateur (autotransformateur), ainsi que des dommages aux équipements adjacents et des défaillances de sa protection ou interrupteurs ;
- donner un signal d'avertissement au personnel de service de la sous-station (ou de la centrale électrique) lorsque le transformateur (autotransformateur) est surchargé, du gaz est libéré de l'huile, le niveau d'huile baisse, sa température augmente.
Conformément à l'objectif, protéger les transformateurs (autotransformateurs) en cas de dommages et signaler une violation des modes de fonctionnement normaux, les genres suivants protections :
– Protection différentielle pour la protection en cas d'endommagement des enroulements, des entrées et des jeux de barres des transformateurs (autotransformateurs).
– Coupure de courant instantanée pour protéger le transformateur de transfert (autotransformateur) en cas d'endommagement de son jeu de barres, de ses entrées et d'une partie du bobinage côté alimentation.
– Protection gaz pour la protection en cas de dommage à l'intérieur de la cuve du transformateur (autotransformateur), accompagné de dégagement de gaz, ainsi qu'en cas de baisse du niveau d'huile.
– Protection contre les surintensités ou les surintensités directionnelles ou la même protection avec démarrage à minimum de tension pour protéger contre les surintensités traversant le transformateur (autotransformateur) en cas de dommages à la fois au transformateur lui-même (autotransformateur) et aux autres éléments qui lui sont associés. Les protections contre les surintensités fonctionnent, en règle générale, avec une temporisation.
– Protection contre les courts-circuits sur le boîtier.
– Protection contre les surcharges agissant sur signal pour alerter le personnel de service ou avec action de déclenchement dans les sous-stations sans personnel de service permanent.
De plus, dans certains cas, d'autres types de protection peuvent être installés sur les transformateurs (autotransformateurs).
INSTITUT D'AVIATION D'ÉTAT DE MOSCOU
(Université technique)
Département 309
Résumé sur le sujet :
"Relais de protection et automatisation des transformateurs"
Complété:
Groupe étudiant 02-509
Leshkov A.M.
Professeur du Département 309
Bocharov V.V.
Moscou 2002
Informations générales sur la protection des relais…………………………………………………..3
Endommagement et fonctionnement anormal des transformateurs………………4
Types et but appareils automatiques transformateur…………………4
Protection actuelle des transformateurs……………………………………………………5
Protection gaz du transformateur………………………………………………………8
Protection contre les courants différentiels longitudinaux du transformateur……………….9
Déconnexion des transformateurs des appareils protection relais en l'absence d'interrupteur sur le côté tension plus élevée…………………………………..15
Circuit de protection du transformateur sur courant alternatif de fonctionnement ……………..17
Caractéristiques du réenclenchement automatique des transformateurs………………………………………………………...19
Mise sous tension automatique source de sauvegarde alimentation lorsque le transformateur est éteint……………………………………………………………………..19
Régulation automatique du rapport de transformation (ARCT)………22
Références…………………………………………………………………24
INFORMATIONS GÉNÉRALES SUR LA PROTECTION DES RELAIS
Toutes les installations électriques sont équipées de dispositifs de protection à relais destinés à couper la section protégée du circuit ou de l'élément en cas de dommage, si ce dommage entraîne la défaillance de l'élément ou de l'installation électrique dans son ensemble. La protection à relais fonctionne également lorsque les conditions surviennent qui menacent de violer le mode de fonctionnement normal de l'installation électrique.
En relais de protection des installations électriques fonctions de protection sont affectés à des relais qui servent à envoyer une impulsion pour éteindre automatiquement les éléments de l'installation électrique ou signaler une violation du fonctionnement normal de l'équipement, de la section de l'installation électrique, de la ligne, etc.
Un relais est un dispositif qui réagit à un changement de n'importe quel quantité physique par exemple courant, tension, pression, température. Lorsque l'écart de cette valeur est supérieur à la valeur admissible, le relais est activé et ses contacts, se fermant ou s'ouvrant, effectuent la commutation nécessaire en appliquant ou en déconnectant la tension dans les circuits de commande de l'installation électrique.
La protection des relais est soumise aux exigences suivantes :
sélectivité (sélectivité) - désactiver uniquement la partie ou l'élément minimum de l'installation qui a causé la violation du régime;
sensibilité - une réponse rapide à certains écarts prédéterminés par rapport aux modes normaux, parfois les plus insignifiants;
fiabilité - disponibilité en cas d'écart par rapport au mode normal ; La fiabilité de la protection est assurée à la fois par le bon choix du circuit et des appareils, et par un bon fonctionnement, qui prévoit des contrôles et des tests préventifs périodiques.
La vitesse requise pour le fonctionnement du relais est déterminée par le projet, en fonction de la nature processus technologique. Parfois, afin de minimiser les dommages causés par les dommages qui en résultent, la protection des relais doit fournir un arrêt complet en quelques centièmes de seconde.
Selon leur fonction, les relais sont divisés en relais de commande et relais de protection.
Les relais de commande sont généralement connectés directement aux circuits électriques et ils sont déclenchés par des écarts par rapport au processus technologique ou des changements dans le fonctionnement des mécanismes. Les relais de protection sont inclus dans les circuits électriques via des transformateurs de mesure et seulement parfois directement. Ils se déclenchent lors des modes de fonctionnement informels ou d'urgence de l'installation. Le relais est caractérisé par les indicateurs suivants :
réglage - intensité du courant, tension ou durée pour laquelle ce relais est réglé pour son fonctionnement ;
tension de fonctionnement (ou courant) - la valeur la plus petite ou la plus grande à laquelle le relais est complètement activé ;
tension de libération (ou courant) - la valeur la plus élevée à laquelle le relais s'éteint (revient à sa position d'origine); rapport de retour - le rapport entre la tension (ou le courant) de déclenchement et la tension (ou le courant) de démarrage.
Selon le temps de fonctionnement, on distingue les relais à action instantanée et à temporisation.
DOMMAGES ET FONCTIONNEMENT ANORMAL DU TRANSFORMATEUR
Les pannes de transformateur comprennent :
courts-circuits interphases sur les conclusions et dans les enroulements (ces derniers surviennent beaucoup moins fréquemment que les premiers) ;
court-circuit monophasé (au sol et entre les spires de l'enroulement, c'est-à-dire tourner les courts-circuits);
noyau en "acier à feu".
Les modes anormaux incluent :
surcharge causée par la déconnexion, par exemple, d'un des transformateurs fonctionnant en parallèle. Les courants de surcharge sont relativement faibles, et donc une surcharge est autorisée pendant un temps déterminé par la multiplicité du courant de surcharge par rapport au courant nominal ;
l'apparition de courants lors de courts-circuits externes., représentant un danger principalement dû à leur effet thermique sur les enroulements du transformateur, car ces courants peuvent dépasser de manière significative les courants nominaux. Passage à long terme du court-circuit externe actuel. peut se produire en cas de dommage non déconnecté sur la connexion sortant du transformateur ;
inacceptable baisser le niveau d'huile causé par une baisse importante de la température et d'autres raisons.
Les défauts et les modes de fonctionnement anormaux imposent certaines exigences aux dispositifs de contrôle automatique des transformateurs, qui sont décrites ci-dessous.
TYPES ET BUT DES DISPOSITIFS DE TRANSFORMATEUR AUTOMATIQUE
Les protections suivantes sont installées sur les transformateurs :
défense de des courts-circuits, agissant pour éteindre le transformateur endommagé et effectué sans délai (pour limiter l'ampleur des dommages, ainsi que pour éviter de perturber le fonctionnement ininterrompu du système d'alimentation). Pour protéger les transformateurs puissants, des protections de courant différentiel longitudinal sont utilisées et, pour les transformateurs de faible puissance, des protections de courant avec une caractéristique de temporisation échelonnée. De plus, pour tout dommage à l'intérieur du réservoir et baisse du niveau d'huile, une protection au gaz fonctionnant sur un principe non électrique est appliquée ;
protection contre les courants de court-circuit externes, dont le but principal est d'empêcher le long passage des courants de court-circuit. en cas de défaillance des interrupteurs ou protection des éléments adjacents en déconnectant le transformateur. De plus, la protection peut fonctionner comme principale (sur les transformateurs de mode bas, ainsi qu'en cas de court-circuit sur les pneus, s'il n'y a pas de protection spéciale pour les pneus). Protection contre les courts-circuits externes généralement effectué par courant ou (beaucoup moins souvent) à distance - avec des retards ;
protection contre les surcharges réalisée avec un seul relais de surintensité, car la surcharge est généralement un mode symétrique. La surcharge étant admissible pendant une longue période (dizaines de minutes à un courant ne dépassant pas 1,5 I t, nom), alors la protection contre les surcharges en présence du personnel de service doit être effectuée avec une action sur le signal, et dans le absence de personnel - lors du déchargement ou de la déconnexion du transformateur.
Les dispositifs d'automatisation suivants sont fournis sur les transformateurs :
redémarrage automatique pour refermer transformateur après qu'il ait été éteint par une protection contre les surintensités. Les exigences pour AR (refermeture automatique) et les méthodes pour sa mise en œuvre sont similaires aux dispositifs AR de ligne précédemment considérés. La principale caractéristique est l'interdiction de l'action de réenclenchement automatique des transformateurs en cas de dommages internes, qui sont éteints par une protection différentielle ou gazeuse ;
allumage automatique du transformateur de secours, conçu pour démarrage automatique interrupteur de section en cas d'arrêt d'urgence de l'un des transformateurs en fonctionnement ou en cas de perte de puissance de l'une des sections pour d'autres raisons ;
arrêt automatique et inclusion de l'un des transformateurs parallèles, conçu pour réduire la perte totale d'électricité dans les transformateurs ;
régulation automatique de la tension destinée à assurer la qualité d'électricité requise pour les consommateurs en modifiant le rapport de transformation n des transformateurs abaisseurs des sous-stations qui alimentent le réseau de distribution. Pour changer n sous charge, les transformateurs sont équipés de changeurs de prises en charge (changeur de prises en charge). Le changement automatique de n est effectué par un régulateur spécial du rapport de transformation (ARCT) agissant sur le changeur de prises en charge.
PROTECTION ACTUELLE DES TRANSFORMATEURS
transformateurs batterie faible jusqu'à 750 kVA à une tension de 10 kV et jusqu'à 3200 kVA à une tension de 35 kV, les sous-stations sans issue, ainsi que les transformateurs d'atelier, sont généralement commutés par des interrupteurs de charge VNP. Pour protéger ces transformateurs des courts-circuits internes. il est permis d'utiliser (Fig. 1) des fusibles (par exemple de type PC). Le courant nominal du fusible I vs. nom est choisi dans les mêmes conditions que pour les lignes. De plus, il est nécessaire de prendre en compte la possibilité d'un fonctionnement indésirable des fusibles lors des surintensités magnétisantes provoquées par la mise sous tension du transformateur. Compte tenu des conditions spécifiées, I soleil, nom = (1,5 ... 2,5) I t, nom. La sélectivité de la protection est assurée par l'adaptation de la caractéristique temps-courant du fusible aux caractéristiques de protection des départs côté basse tension du transformateur.
Riz. 1. Protection du transformateur de faible puissance avec fusibles.
Pour simplifier et réduire le coût des sous-stations des systèmes d'alimentation électrique connectés par une branche à la ligne électrique, des fusibles ouverts (OP), ainsi que des fusibles contrôlés, sont utilisés.
Les inconvénients de la protection des transformateurs réalisée avec des fusibles sont :
instabilité de leurs caractéristiques de protection, pouvant entraîner une augmentation inacceptable du temps d'arrêt du transformateur en cas de certains types de dommages internes ;
la difficulté de coordination avec la protection des zones adjacentes.
La protection actuelle des transformateurs est réalisée à l'aide de relais de courant maximum secondaires (action directe ou indirecte). Il convient de garder à l'esprit que les transformateurs de faible puissance sont destinés aux courants de court-circuit. résistance concentrée relativement importante. Par conséquent, la capacité de protection du premier étage (coupure sans temporisation) est satisfaisante. Compte tenu de cela, la protection est généralement effectuée en deux étapes. Le premier étage de protection est la coupure de courant dont le courant de fonctionnement est choisi supérieur au courant maximal de court-circuit. derrière le transformateur. La sensibilité du premier étage est considérée comme satisfaisante si k h \u003d 2 en court-circuit. côté haute tension du transformateur. Le deuxième étage est la protection contre les surintensités dont la temporisation est coordonnée avec les temporisations de la protection des départs. La sensibilité de la protection contre le courant maximum est vérifiée par le courant à k, h. côté basse tension. Le fonctionnement de la protection de courant en secours est vérifié en cas de court-circuit. à l'extrémité des éléments connectés aux bus basse tension (dans ce cas, il est souhaitable d'avoir k h >= 1,2).
Lorsque deux transformateurs fonctionnent en parallèle, il convient de garder à l'esprit que dans le cas d'un court-circuit. du côté inférieur, les protections contre les surintensités (deuxièmes étages) des transformateurs peuvent déconnecter les deux transformateurs. S'il y a un interrupteur sectionnel, cet inconvénient est éliminé par le fait que la protection qui y est installée a une temporisation plus courte.
Pour augmenter la sensibilité, la protection de courant maximum est complétée en partant d'un relais de tension inverse (pour les courts-circuits asymétriques) et d'un relais de tension minimum (pour les courts-circuits symétriques) (Fig. 2).
Avec court-circuit asymétrique une tension proportionnelle à la tension inverse apparaît en sortie du filtre FNOP, le relais de tension maximum 2РН est activé et fait fonctionner le relais de tension minimum 3РН. Si en même temps pour le relais 1RT I p > I c , p , alors la protection se déclenche. Avec un court-circuit symétrique déclenché ZRN et relais de courant 1RT.
Dans ce cas, le courant de fonctionnement de la protection est sélectionné en fonction de la condition de désaccord à partir du courant nominal et non à partir du courant d'auto-démarrage des moteurs électriques alimentés par le transformateur protégé, ce qui entraîne une augmentation de la sensibilité de la protection.
où k ots et k in - coefficients de désaccord et de retour du relais; U nom et K U - tension nominale et rapport de transformation du transformateur de tension VT.
La tension de déclenchement du ZRN est désaccordée par rapport à la valeur de tension minimale sur le lieu d'installation de la HP, en tenant compte de l'auto-démarrage des moteurs électriques
(1)
Le facteur de sensibilité de la protection de tension ne doit pas être inférieur à k h = 1,2¸1,3, et k h, avec un court-circuit symétrique. peut être déterminé non pas par la tension de fonctionnement du relais ZRN minimum, mais par sa tension de retour, depuis le court-circuit symétrique. au moment initial est asymétrique et, par conséquent, le ZRN est déclenché à la suite du fonctionnement du 2RN. Une telle interaction du relais augmente la sensibilité de la protection de tension avec des courts-circuits symétriques.
Si un transformateur avec une tension supérieure à 110 kV a un neutre à la terre, alors avec un court-circuit monophasé. dans un réseau de 110 kV, les courants homopolaires passeront par le neutre du transformateur, pour désactiver une protection spéciale contre les courants homopolaires installée sur le transformateur. L'élément de protection de mesure, qui est installé uniquement lorsqu'il y a de l'alimentation du côté BT ou MT, se compose d'un relais de courant 2PT (Fig. 2) connecté à un TC installé dans le circuit de terre neutre du transformateur. Le courant de fonctionnement de la protection est sélectionné à partir de la condition de désaccord fiable par rapport au courant de déséquilibre dans le circuit de mise à la terre avec des courts-circuits externes entre phases. et est cohérent avec les courants de déclenchement de la protection contre les courts-circuits monophasés installée sur les lignes adjacentes au transformateur protégé. La valeur du courant de déclenchement est généralement comprise entre 100 et 200 A. Le temps de réponse de la protection (relais RT) doit être supérieur d'un pas de sélectivité au temps de réponse de la protection la plus lente contre les courts-circuits monophasés. lignes électriques adjacentes au transformateur Lorsque le transformateur est alimenté uniquement du côté de la tension la plus élevée, la protection n'est généralement pas installée.
La protection contre les surcharges du transformateur effectuée par un seul relais a un courant de démarrage
où k ots = 1,05 est un coefficient qui tient compte de l'erreur sur la valeur du courant de fonctionnement.
Sur les transformateurs à trois enroulements avec "alimentation" unilatérale, une protection contre les surcharges est installée côté alimentation.Avec des puissances d'enroulement très différentes, une protection supplémentaire est installée sur l'enroulement fourni de puissance inférieure.
GAZ DE PROTECTION DU TRANSFORMATEUR
Les enroulements de la plupart des transformateurs sont placés dans un réservoir rempli d'huile, qui sert à la fois à isoler les enroulements et à les refroidir. Lorsqu'un arc électrique se produit à l'intérieur du réservoir, un court-circuit se produit, ainsi que lorsque les enroulements surchauffent, l'huile se décompose, ce qui s'accompagne d'un dégagement de gaz. Ce phénomène est utilisé pour créer une protection gazeuse.
La protection est réalisée à l'aide d'un relais à gaz installé dans le tuyau reliant la cuve du transformateur au détendeur. Le relais à gaz se compose d'un boîtier et de deux flotteurs situés à l'intérieur, équipés de contacts au mercure qui se ferment lorsque leur position change. Les deux flotteurs sont montés de manière pivotante sur un poteau vertical. L'un d'eux est situé dans la partie supérieure et le second dans la partie centrale. Avec une faible génération de gaz (le gaz s'accumule dans la partie supérieure du boîtier du relais), ainsi qu'avec une diminution du niveau d'huile, le flotteur supérieur chute, ce qui entraîne la fermeture de ses contacts. Avec la formation rapide de gaz, les flux d'huile se précipitent dans le détendeur, ce qui entraîne la fermeture des contacts des deux flotteurs. .Les contacts du flotteur supérieur sont appelés signal, et le bas - les contacts principaux du relais de gaz.
Le mouvement de l'huile à travers le relais de gaz, causé par un court-circuit. à l'intérieur de la cuve du transformateur, est généralement saccadée : par conséquent, la fermeture des contacts principaux peut être peu fiable (intermittente), ce qui est pris en compte lors de la mise en œuvre du schéma de protection contre les gaz du transformateur.
Sur la fig. La figure 3 représente un schéma de protection gaz sur courant alternatif de fonctionnement. Le relais de protection intermédiaire de sortie RP s'auto-maintient jusqu'à ce que l'interrupteur 1 V côté alimentation soit désactivé.
Étant donné que la protection contre les gaz peut fonctionner de manière erronée, par exemple en raison de la libération d'air du réservoir du transformateur après le remplissage d'huile fraîche, un dispositif de commutation PU et une résistance R sont prévus dans le circuit de protection, à l'aide desquels l'action de la protection gazeuse peut être transmise à un signal.
Les avantages de la protection gaz sont la facilité de mise en œuvre, le fonctionnement en cas de tout type de dégradation à l'intérieur de la cuve du transformateur, une grande sensibilité.
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Riz. 3. schéma protection contre les gaz de transformateur,
Cependant, la protection au gaz, bien sûr, ne fonctionne pas en cas de dommage à l'extérieur de la cuve du transformateur. Elle ne peut donc pas être la seule protection principale d'un transformateur.
Les transformateurs d'une capacité de 1 MVA et plus sont généralement fournis complets avec une protection contre les gaz.
PROTECTION COURANT DIFFÉRENTIEL LONGITUDINALE DU TRANSFORMATEUR
Sur les transformateurs d'une puissance supérieure à 7,5 MVA, une protection de courant différentiel longitudinal est installée comme protection principale. Le principe de fonctionnement de la protection est similaire à la protection des lignes électriques. Cependant, les caractéristiques du transformateur en tant qu'objet de protection conduisent au fait que I nb dans la protection différentielle du transformateur est beaucoup plus important que dans les protections différentielles des autres éléments du système d'alimentation. Les principaux facteurs à prendre en compte lors de la réalisation de la protection différentielle du transformateur sont les suivants.
Surtension de courant magnétisant lorsque le transformateur est allumé sous tension ou lorsque la tension est rétablie après la désactivation du court-circuit externe. Le courant magnétisant du transformateur (Fig. 4, a) I us \u003d I 1 p - I 11 p en fonctionnement normal est faible et s'élève à 2-3% du courant nominal I t,nom. Après avoir éteint le court-circuit externe, ainsi que lorsque le transformateur est allumé sous tension, l'appel résultant du courant magnétisant peut dépasser le courant nominal /t,nom de 6 à 8 fois.
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Riz. 4. Modification du flux et du courant magnétisant lorsque le transformateur est sous tension.
a - schéma explicatif ; b - changement du courant de magnétisation ; c - changements de tension et de flux magnétique; d - caractéristique d'aimantation.
La valeur du courant d'appel dépend du moment où le transformateur est alimenté. La surtension de courant magnétisant a la plus grande valeur lorsque le transformateur est allumé au moment où la valeur instantanée de la tension U est nulle (Fig. 4, c, d). Dans ce cas, le flux magnétique Ф t dans le noyau du transformateur dans la période initiale contient une grande composante apériodique Ф a et dépasse la valeur de régime permanent Ф définie de près de 2 fois pendant le processus transitoire. Étant donné que la dépendance Ф \u003d f (I us) est non linéaire, alors i augmente des centaines de fois par rapport à la valeur constante, mais reste généralement inférieur aux courants transitoires maximaux des courts-circuits externes (traversants). La surtension de courant magnétisant peut contenir une grande composante apériodique, ainsi qu'un pourcentage significatif d'harmoniques supérieurs (principalement la seconde). L'amortissement de l'appel est plus lent que le courant de court-circuit. En conséquence, la courbe de l'appel de courant magnétisant i us, br (Fig. 4, b) peut être décalée d'un côté de l'axe des temps.
Spécifié caractéristiques les surtensions de magnétisation sont utilisées pour assurer le désaccord de la protection différentielle du transformateur, car lorsque la protection est désaccordée par le courant de fonctionnement, elle a une très faible capacité de protection, et lorsqu'elle est désaccordée dans le temps, elle perd sa vitesse de réponse.
Schémas de connexion des enroulements du transformateur. Si les enroulements haute et basse tension du transformateur ne sont pas connectés selon le schéma Y / Y -12, mais selon un autre schéma, il y a alors un déphasage entre les courants de phase du transformateur des côtés haute et basse tension . Ainsi, avec le schéma de connexion répandu des enroulements du transformateur Y / D-11, le déphasage est ÐI 1 p I 11 p \u003d 30 el. deg. Par conséquent, avec les mêmes schémas de connexion pour les enroulements secondaires des groupes de transformateurs de courant 1TT et 2TT (du côté des tensions supérieures et inférieures) dans le circuit de protection différentielle avec un court-circuit externe, un courant important passe, égal à environ la moitié du courant secondaire du TC avec un court-circuit externe.
Par conséquent, les schémas de connexion des groupes 1TT et 2TT doivent être tels que le déphasage spécifié soit absent (ÐI 1 p I 11 p = 0). Dans ce cas, deux options sont possibles : les enroulements secondaires du groupe 1TT sont connectés en triangle, et les groupes 2TT en étoile, ou les enroulements secondaires du groupe 2TT en triangle, et 1TT en étoile. Le schéma de connexion des enroulements CT dans le premier cas ressort clairement de la fig. 5. La préférence est toujours donnée à la première option, car la connexion en triangle des enroulements secondaires des TC installés du côté étoile du transformateur de puissance empêche un éventuel fonctionnement incorrect de la protection différentielle lors de courts-circuits externes monophasés. (lorsque le neutre du transformateur est mis à la terre) car la connexion en triangle empêche les courants résiduels d'entrer dans le relais de protection. Lors de la connexion des enroulements secondaires de 1ТТ dans un triangle, les courants dans le circuit de circulation de 1ТТ (I' 1 c) sont Ö3 fois supérieurs aux courants secondaires de 1ТТ (I 1 c). Par conséquent, le rapport de transformation 1ТТ est choisi égal à I t Y nom ÖЗ / 5, où I t Y nom est le courant nominal du transformateur du côté de l'enroulement du transformateur de puissance connecté à l'étoile.
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Riz. 5. Schéma de connexion CT de la protection de courant différentiel du transformateur Y/D-11 et diagrammes vectoriels.
Écart entre les rapports de transformation CT et les valeurs calculées. Pour assurer l'égalité des courants dans le circuit de circulation, le rapport doit être respecté
respectivement pour les transformateurs avec connexion d'enroulement Y/Y et Y/D. Les transformateurs de courant produits par l'industrie ont une échelle discrète de rapports de transformation. Donc, dans le cas général, I’ 11 dans ¹I’ 1 dans ce qui provoque un courant de déséquilibre supplémentaire dans le relais de protection.
Contrôle du rapport du transformateur. Lors du réglage du rapport de transformation du transformateur, le rapport entre le primaire et, par conséquent, entre les courants secondaires 1ТТ et 2ТТ change, ce qui entraîne également l'apparition d'un courant de déséquilibre dans le circuit de protection différentielle. Différences dans les types de TC, leurs charges et la multiplicité des courants de court-circuit externes. Les transformateurs de courant du TC de protection différentielle du transformateur sont installés sur les côtés du transformateur avec une tension différente, ils ne peuvent donc pas être identiques. De plus, les schémas de connexion des enroulements secondaires du TC sont également différents et, par conséquent, les transformateurs de courant ont des charges différentes. Différent pour différents groupes de TC (en particulier dans le cas d'un transformateur à trois enroulements) et la multiplicité du courant de court-circuit externe. en fonction de leurs courants nominaux. Tout cela conduit à différentes erreurs. différents groupes TT, ce qui entraîne l'apparition de courants de déséquilibre accrus dans le circuit de protection différentielle lors de courts-circuits externes.
Les facteurs discutés ci-dessus déterminent l'utilisation de protections de complexité variable et avec l'utilisation de différentes façons assurer leur sécurité et leur reconstruction. Dans le cas le plus simple, un relais de courant ordinaire sans décélération est utilisé comme RTD (Fig. 5) (une telle protection est appelée coupure différentielle). Cependant, sa capacité de protection est faible du fait que la protection est très rugueuse. Pour augmenter la sensibilité, des relais et des circuits sont utilisés, dont les principaux (relais avec transformateurs saturables intermédiaires dans un circuit différentiel, relais avec freinage) ont été considérés en relation avec la protection différentielle longitudinale des lignes. Dans certains cas, des principes plus complexes sont appliqués (notamment pour assurer la protection anti-harmonique contre les surintensités magnétisantes du transformateur).
Le courant de déséquilibre le plus élevé (calculé) dans le circuit de protection différentielle peut se produire lorsque le transformateur est allumé sous tension ou avec un court-circuit externe. Par conséquent, le courant de déséquilibre doit être déterminé dans les deux cas.
Lorsque le transformateur est alimenté, la valeur efficace de l'appel de courant magnétisant I br.us dans la première période est (6-8) I t, nom. où I t,nom est le courant nominal du transformateur.
Avec un court-circuit externe, accompagné du passage des courants de court-circuit les plus élevés à travers le TC de protection, le courant de déséquilibre
Je nb \u003d je "nb + je" nb + je "' nb, (1)
où I" nb I" nb I" ' nb - courants de déséquilibre, respectivement, dus aux erreurs de TC, à la régulation du rapport de transformation du transformateur et à l'inégalité des courants dans le circuit de circulation de différents groupes de TC.
En développant les expressions des composants individuels du courant de déséquilibre (1), nous pouvons écrire :
I nb, calc \u003d (k one k aper e + DU * reg + Df vyr) I k, ve, max (2)
où k un =1-coefficient d'uniformité ; k aper - coefficient tenant compte de la présence d'une composante apériodique dans le courant primaire du TC avec un court-circuit externe; e=0,1 - erreur relative admissible de CT ; DU* reg =DU reg /U nom - plage relative de changement de tension du côté secondaire du transformateur lors du réglage du rapport de transformation en charge par le changeur de prises en charge ; Df vyr \u003d (I' 1 in -I' 11 in) / I' 1 in - la valeur relative du courant de déséquilibre dans le circuit de protection différentielle, en raison de l'écart entre les rapports de transformation CT calculés et réels.
Les valeurs du coefficient k aper en (2) et du coefficient qui prend en compte le désaccord de l'appel de courant magnétisant sont choisies différentes selon le type de RTD utilisé. Ainsi, pour la coupure différentielle, le courant de fonctionnement est défini comme
Je s, s \u003d k ots je br, nous ; (3)
I s, s \u003d k ots I nb, calc. (4)
Dans ce cas, en (4) k ots » 2, et l'expression (3), compte tenu d'une certaine atténuation de la valeur transitoire I br, us pendant le temps de réponse propre du relais électromécanique prend la forme :
Je s, z \u003d (3,5¸4,5) Je t, nom (5)
et est généralement décisif. Courant de fonctionnement du relais de coupure de courant différentiel
I c,p = I c,z Ö3/K 1TT, (6)
si I s, s est affecté au côté Y du transformateur, où les enroulements secondaires de 1TT sont connectés en triangle. La coupure différentielle est considérée comme acceptable en cas de court-circuit biphasé. aux bornes basse tension du transformateur k h >= 2. Malgré la faible sensibilité de la coupure différentielle, son avantage est d'assurer la rapidité de fonctionnement aux multiples les plus élevés du courant de court-circuit.
Lors de l'utilisation d'un relais à transformateurs intermédiaires saturables RNT, le choix du courant de fonctionnement de la protection I s, s se fait selon les expressions ;
Je s, z \u003d (1 ¸ 1,3I) t, nom (7)
je s, s = k ots (je’ nb + je ”nb) (8)
En (8), la négligence de I” nb s'explique par la possibilité de compenser cette composante (en première approximation) à l'aide d'un transformateur de courant saturable intermédiaire PNTT à plusieurs primaires (Fig. 5.5), alors que, pour éviter le déséquilibre courant d'entrée dans le relais de protection dû à l'inégalité de courant I' 11 in et I' 1 dans le circuit de circulation, le ppm est aligné. enroulements primaires w 1, w 2 transformateurs de courant intermédiaires de sorte que I’ 1 dans w 1 "I' 11 dans w 2, c'est-à-dire E in, t" 0 et I p "0.
De plus, en (8) lors du calcul de I’ nb, la valeur du coefficient k aper est prise égale à un.
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Il existe des relais spéciaux de protection différentielle de la série RNT contenant un relais de courant maximum connecté à l'enroulement secondaire du PNTT. Ils sont caractérisés par un ppm constant. déclenchement (F c,p = const)
Riz. 5.5 Schéma d'activation du relais RNT dans la protection de courant différentiel du transformateur
Un schéma de principe de la protection différentielle d'un transformateur avec RNT (dans une image unifilaire) est illustré à la fig. 5.5.
Il convient de noter que la détermination de la composante du courant de déséquilibre nominal I" nb due à la régulation de la tension du transformateur protégé, et le nombre calculé de spires des enroulements des transformateurs de courant saturables intermédiaires du relais de protection est effectuée en tenant compte de la même régulation maximale ±DU max dans les deux sens par rapport à la position moyenne du changeur de prises en charge, prise comme position calculée. Une telle prise en compte de la régulation de tension correspond à la détermination du réglage optimal de la protection uniquement si la résistance du transformateur et le courant de court-circuit sont indépendants. à partir de la position du changeur de prises.
Pour augmenter la sensibilité de la protection de courant différentiel du transformateur, un désaccord plus efficace (par rapport à la protection avec RNT) de la surtension de courant magnétisant du transformateur est fourni, en utilisant : une surtension de courant magnétisant non sinusoïdale ; la présence d'un composant apériodique dans celui-ci; la présence de creux (en dessous d'un niveau donné) dans la courbe de courant I us, par. À l'heure actuelle, il est souhaitable d'installer une protection sur des transformateurs puissants avec un courant de déclenchement (0,2-0,3) I t, nom. Les protections différentielles utilisées en fonctionnement peuvent être divisées en trois groupes : avec relais de courant ; avec relais RNT; avec relais de freinage.
Les protections du premier groupe (coupures de courant différentiel) ont le courant de déclenchement le plus élevé. Le courant de déclenchement des protections du second groupe est bien moindre. Le type le plus courant d'une telle protection est la protection déjà considérée utilisant des TC saturables intermédiaires dans un circuit différentiel. L'inconvénient de cette protection est un léger ralentissement dû à la présence d'une certaine composante apériodique dans le courant de court-circuit.
Un courant de déclenchement encore plus faible peut être protégé par le troisième groupe.
Actuellement, un type de protection de courant différentiel à semi-conducteur DZT-21 est en cours de production, dont le courant de fonctionnement est d'environ 0,3I t, nom.
DÉCONNEXION DES TRANSFORMATEURS DES DISPOSITIFS DE PROTECTION À RELAIS EN L'ABSENCE D'UN INTERRUPTEUR DU CÔTÉ LA PLUS HAUTE TENSION
À l'heure actuelle, les sous-stations abaisseuses sans disjoncteurs du côté de la tension la plus élevée sont de plus en plus utilisées dans les systèmes d'alimentation électrique. Ces sous-stations sont réalisées selon des schémas simplifiés de connexion au réseau du système d'alimentation (selon schémas fonctionnels ligne - transformateur ou prises de lignes électriques). Pour désactiver les dommages dans les transformateurs abaisseurs de ces sous-stations, les méthodes suivantes sont utilisées :
installation de fusibles sur les bornes haute tension des transformateurs ; » réparation et élimination des dommages dans le transformateur à l'aide de protections installées aux extrémités de la ligne d'alimentation ;
installation de courts-circuits, automatiquement activés lorsque les protections du transformateur sont activées et provoquant des courts-circuits, sur les bornes haute tension, qui sont ensuite éliminés par la protection de l'extrémité d'alimentation de la ligne ;
transmission d'un signal de déclenchement à travers un canal haute fréquence (basé sur des fils de ligne) ou à travers les âmes d'un câble spécial de la protection du transformateur pour éteindre l'interrupteur de l'extrémité d'alimentation des lignes.
Si la protection de l'extrémité d'alimentation de la ligne ne fournit pas la sensibilité nécessaire en cas de dommage dans les enroulements du transformateur et sur ses sorties basse tension ou a de longs retards, alors les protections du transformateur sont utilisées pour désactiver le dommage, agissant en combinaison avec un dispositif de court-circuit.
Le court-circuiteur est activé à partir de la protection du transformateur et désactivé manuellement. Dans les réseaux à neutre mis à la terre, le court-circuit est installé en une phase, et dans les réseaux à neutre isolé, il est bipolaire avec un entraînement commun et est installé en deux phases.
Après avoir allumé le court-circuiteur, un court-circuit monophasé (ou biphasé) se produit. aux bornes haute tension du transformateur. Dans ce cas, les protections rapides installées en tête de ligne se déclenchent. Un seul AR de la ligne d'alimentation est autorisé (bien qu'il puisse entraîner une augmentation de la taille des dommages au transformateur). Lorsque deux ou plusieurs transformateurs sont connectés à une ligne par des branches, des séparateurs sont en outre installés sur chacun d'eux (sectionneurs tripolaires avec contrôle automatique). La déconnexion du séparateur du transformateur endommagé est effectuée automatiquement pendant le temps mort après la déconnexion de la ligne d'alimentation. Après le réenclenchement automatique, l'alimentation est rétablie sur les transformateurs non endommagés qui restent connectés à la ligne.
Dans le cas le plus simple, un relais spécial est utilisé pour éteindre le séparateur. action directe- Relais de blocage de séparateur (BRO) installé dans le variateur de séparateur et connecté à un transformateur de courant inclus dans le circuit de court-circuit. Sous l'influence du courant to. le percuteur BRO est armé. Après que la ligne d'alimentation a été coupée par la protection et que le courant dans le circuit de court-circuit a disparu, le BRO fonctionne et coupe le séparateur. Cependant, un tel circuit de déconnexion automatique du séparateur n'a pas trouvé une large diffusion en raison de ses inconvénients inhérents: la faible fiabilité du BRO et la nécessité d'équiper la ligne d'un double réenclenchement automatique, car lorsque les protections rapides de la ligne et le transformateur sont activés simultanément (en cas de dommage dans le transformateur), le séparateur peut ne pas s'éteindre pendant la première pause morte .
Un circuit plus fiable est l'arrêt automatique du séparateur, qui utilise une batterie préchargée (à partir d'un chargeur à ultrasons) de condensateurs C comme source de courant de fonctionnement, illustrée à la Fig. 6. Lorsque le court-circuiteur K est activé, le relais de courant RT avec un contact d'ouverture interdit la déconnexion du séparateur O jusqu'à ce que l'interrupteur de la ligne d'alimentation soit désactivé. La bobine de déclenchement du séparateur Kb est connectée au condensateur C après le retour du relais RT et le fonctionnement du relais RP. Retard à l'activation du relais RYA empêche le séparateur d'être déconnecté de manière inacceptable lorsqu'un courant de court-circuit le traverse, si les contacts auxiliaires K 1 se ferment avant les contacts principaux du court-circuit.
Il convient de noter certaines caractéristiques de la protection des transformateurs des sous-stations simplifiées en présence de courts-circuits et de séparateurs. 1. Si la protection au gaz est utilisée comme seule protection principale - (transformateurs de petite puissance), elle doit s'assurer que le court-circuit est activé en cas de dommage à l'intérieur de la cuve du transformateur. Par conséquent, le transformateur auxiliaire (TSN) ou le transformateur de tension (VT) ne peut plus servir de source de courant opérationnel pour la protection du gaz, car si le transformateur de puissance est endommagé, la tension opérationnelle peut diminuer considérablement.
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Riz. 6. Schéma d'extinction du séparateur p. à l'aide de batteries de condensateurs préchargés.
Dans ce cas, les batteries de condensateurs préchargés peuvent être une source fiable de courant opérationnel.
2. Pour fermer le court-circuit du côté haute tension du transformateur (et pour ouvrir le disjoncteur du côté basse tension), l'énergie des condensateurs préchargés est souvent utilisée lorsqu'il n'est pas possible d'utiliser des circuits avec déshuntage de les électroaimants de fermeture du court-circuit et d'ouverture du disjoncteur (lorsque les courants secondaires de court-circuit sont supérieurs à 150 A ). De tels cas sont typiques des transformateurs 110 kV de faible puissance (2,5 ; 4 ; 6,3 MVA * A) lors de l'utilisation de transformateurs de courant intégrés aux entrées du transformateur (type TVT-110). Dans le même temps, les chargeurs allumés à TSN ou VT ne peuvent pas fournir de charge pour les condensateurs déchargés lorsque le transformateur est allumé pour un court-circuit triphasé. sur ses sorties ou sur les bus BT du poste. Par conséquent, la charge des condensateurs dans ces cas est assurée par l'utilisation d'un chargeur spécial, alimenté à la fois par des circuits de tension et des circuits de courant.
3. En raison de la courte durée de décharge du condensateur, de sérieuses exigences sont imposées à la qualité du réglage et à l'état de l'équipement (courts-circuits et séparateurs). La contamination, l'oxydation, l'épaississement du lubrifiant peuvent entraîner un ralentissement inatteignable du fonctionnement de ces appareils.
L'utilisation de sous-stations avec des court-circuiteurs sur le "côté haute tension" se caractérise par une augmentation du temps de déconnexion de la section endommagée en raison du temps d'amorçage intrinsèque relativement important des court-circuiteurs. Cet inconvénient peut être éliminé si la télé -la déconnexion est utilisée à la place des court-circuiteurs dispositif spécial (par exemple, type UK-1)
En fonctionnement, l'émission d'une impulsion de déclenchement est également utilisée. h) un canal organisé le long des fils d'une ligne électrique à l'aide d'un équipement spécial c. y compris le traitement et les dispositifs spéciaux pour la télédéconnexion à haute fréquence (HFTO).
Si le transformateur est endommagé et que sa protection se déclenche, simultanément à la mise hors tension du disjoncteur et à l'inhibition de son réenclenchement automatique, un signal de télédéconnexion (TO) est envoyé par les lignes vers l'émetteur. Le signal est transmis via le canal de communication aux entrées des récepteurs des sous-stations d'alimentation, provoquant le fonctionnement de relais intermédiaires sur ceux-ci, qui éteignent les interrupteurs principaux. Afin de fiabiliser la mise en œuvre du dispositif de télédéconnexion, le
court-circuiteur.
SCHÉMA DE PROTECTION DU TRANSFORMATEUR SUR COURANT OPÉRATIONNEL AC
Sur la fig. 7 montre le circuit de protection du transformateur du poste de dérivation. Les deux contacts de protection gaz (à la fois de signalisation et de déconnexion) sont alimentés par un transformateur auxiliaire TSN (Fig. 7, a). Ceci est acceptable, puisqu'il existe une protection différentielle, qui, étant la principale, réserve le fonctionnement de la protection gaz en cas de défaillance de cette dernière en cas d'endommagement du transformateur, accompagné d'une baisse importante de la tension sur les bus auxiliaires . Résistance 2SD (Fig. 7, c), connectée en parallèle avec l'enroulement du relais; ZRP (type RP-26), "augmente le courant dans l'enroulement du relais indicateur 2RU (type RU-21) pour assurer son fonctionnement plus précis. Le relais ZRP, après avoir été actionné, s'auto-maintient à travers l'ouverture. Contact auxiliaire de le court-circuit 1K .. La résistance 1SD est nécessaire au fonctionnement de 2RU lors du transfert de l'action de protection des gaz par un dispositif de déconnexion 2OU à un signal.
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La protection différentielle (1RNT, 2RNT) (Fig. 7, b) est réalisée sur le relais RNT-363 (avec transformateurs saturables) et agit sur les relais de sortie intermédiaires 1RP et 2RP
Riz. 7. Schéma de protection du transformateur de la sous-station de dérivation, qui a des transformateurs de courant intégrés.
(type RP-341). Le relais RP-341 est démarré en fermant les contacts des relais 1RNT, 2RNT. Des contacts de relais puissants 1RP et 2RP, commutant, connectent les transformateurs de courant aux électroaimants pour activer le court-circuit 1EVK, 2EVK. et déclenchement des électroaimants 1EO et 2EO de l'interrupteur côté basse tension du transformateur. Lors de la connexion d'électroaimants, la charge sur les transformateurs de courant qui les alimentent augmente. Pour éviter le retour du relais de démarrage dû à une augmentation de la charge dans les circuits de courant, les contacts des relais 1RP et 2RP sont connectés en parallèle avec les contacts des relais de démarrage de protection. Ainsi, le relais RP-341 est auto-maintien en raison du courant traversant son enroulement, quelle que soit la position des contacts du relais de démarrage. Pour assurer un fonctionnement fiable de l'électroaimant, son courant de fonctionnement ne doit pas être supérieur à 0,8 du courant de fonctionnement de la protection agissant sur lui. Etant donné que la sensibilité des protections de courant principal doit être d'au moins 1,5, alors au courant de court-circuit minimum auquel il est fourni, la sensibilité de l'électroaimant sera d'au moins 1,5 / 0,8 » 2. Le respect de cette condition est important, car lorsque À faibles courants proches du courant de déclenchement, l'électroaimant fonctionne lentement et la protection de la ligne d'alimentation peut se déclencher avant que l'électroaimant de court-circuit ne se déclenche. Cela entraînera à son tour un AR infructueux du disjoncteur de ligne.
CARACTÉRISTIQUES DU TRANSFORMATEUR AVR
Dans un poste à un seul transformateur, le réenclenchement automatique du transformateur est obligatoire. La mise en œuvre d'un poste à deux transformateurs de réenclenchement automatique des transformateurs est recommandée si, lorsqu'un transformateur est déconnecté, le transformateur restant en fonctionnement ne peut alimenter la charge sans sectionner la partie, les consommateurs.
Interdiction APW. en cas de dommage à l'intérieur de la cuve du transformateur, il est effectué à l'aide du contact de signalisation du relais gaz.
Pour la mise en œuvre du réenclenchement automatique du transformateur, on utilise les mêmes dispositifs que pour le réenclenchement automatique de la ligne. Dans ce cas, le réenclenchement automatique doit fonctionner avec une temporisation pour empêcher son fonctionnement en cas de courts-circuits internes, accompagnés d'une formation rapide de gaz, lorsque le contact de sectionnement du relais gaz se ferme plus tôt que celui de signalisation.
ALIMENTATION DE SECOURS AUTOMATIQUE LORSQUE LE TRANSFORMATEUR EST DÉCONNECTÉ
Au niveau des sous-stations, les dispositifs d'enclenchement automatique de l'interrupteur sectionnel C B en cas de coupure de courant sur l'un des tronçons du bus basse tension sont largement utilisés.
Le schéma de l'ATS SV, réalisé à l'aide du relais RPV-358, est illustré à la fig. 8. Le démarrage ATS est effectué dans les conditions suivantes: décalage entre la position de la clé de commande (fixée à l'aide du relais 1RPF, dont les enroulements ne sont pas représentés
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Riz. 8. Schéma d'ATS SV avec un dispositif de détection de perte de puissance et de vérification de la valeur de la contre-tension.
En figue. 8, d) et interrupteur 1B (Fig. 8, a) (fixé avec le relais RPO, qui est déclenché lorsque l'interrupteur est éteint). En même temps, un "moins" est appliqué à la borne 5 de l'appareil complet RPV-358 et l'AVR est déclenché. L'action de l'AVR est contrôlée par le contact de fermeture du relais 2RPF, qui se ferme en cas de protection contre les dommages internes au transformateur ou de protection contre les coupures de courant.
Un circuit de démarrage ATS similaire est fourni à la fig. 8, d et lorsque le transformateur T2 est éteint, alimentant la deuxième section de la sous-station IIc- (Fig. 8, a). Le circuit de démarrage de l'ATS est également contrôlé par le contact NF RPF, qui est fermé lorsque le disjoncteur est éteint.
Le relais marche-arrêt RPF est activé et commute ses contacts lorsque le disjoncteur est éteint par la clé de commande du KU (fixant ainsi la position d'arrêt de l'interrupteur) et lorsque l'interrupteur est allumé pour une raison quelconque à partir des contacts du électro-aimant de mise sous tension du disjoncteur (fixation de la position marche de l'interrupteur).
Dans le schéma ATS considéré, il est également prévu - un contrôle de l'absence de tension sur la section réservée des pneus, qui est effectué par des contacts d'ouverture connectés en série du relais de tension minimale 1РН et 2РН, fournissant un "plus" à la borne 6 de l'appareil complet RPV-358. Le contrôle d'absence de tension est nécessaire pour empêcher la mise sous tension non synchrone de la source d'alimentation de secours en raison de la tension résiduelle des gros synchrones de freinage. ou moteurs asynchrones. atténuation e. d.s. moteur électrique synchrone à excitation non déconnectée se produira à mesure que la vitesse diminue, et lorsque le champ est éteint, à mesure que le courant dans l'enroulement d'excitation diminue.
Démarrage de l'ATS en cas de panne de tension, sur les sections de jeu de barres, lorsque l'interrupteur du transformateur d'alimentation reste allumé, l'utilisation de relais de tension minimale peut être inefficace, car les moteurs synchrones et les batteries de condensateurs peuvent maintenir une tension résiduelle pendant une longue période sur les jeux de barres qui ont perdu de la puissance . Par conséquent, dans le schéma considéré, l'élément de démarrage de l'ATS est complété par un dispositif qui répond à une diminution de fréquence et à un changement de direction de la puissance active. Cet élément de démarrage est activé lors des chutes de fréquence si la puissance active à travers la ligne d'alimentation ou le transformateur est devenue égale à zéro ou a changé de sens.
L'appareil se compose d'un relais de fréquence RF (Fig. 8, c), de relais intermédiaires RFC et RPM, d'un relais de direction de puissance 1RM, 2RM (Fig. 8, b) et d'un relais temporisé RV.
La tension et le courant linéaires de la phase en retard sont fournis au relais de puissance : U bc et -I s ; U ca et -I a . Avec ce raccordement et un angle interne de 30°, le relais a moment positif lors de la direction de la puissance active vers les pneus et négative - lors de la direction de la puissance active des pneus; le relais est connecté de telle manière que lorsque l'alimentation est dirigée vers le consommateur, ses contacts sont fermés. La nécessité de deux relais de direction de puissance s'explique par le fait qu'avec un court-circuit biphasé. en aval du transformateur, l'un des relais peut fonctionner "de manière incorrecte. Le réglage de la réponse en fréquence du relais RF est supposé être de 48 à 48,5 Hz. Pour faciliter le fonctionnement des contacts du relais de direction de puissance et réduire la charge sur la tension transformateur, la tension est appliquée aux enroulements du relais de puissance après la réduction de fréquence. Si le fonctionnement du relais de fréquence sera causé par une diminution de la fréquence dans le système d'alimentation, les contacts RF se fermeront, le relais RFC fonctionnera et le relais temporisé ( avec un réglage de 0,3-0,5 s) ne fonctionnera pas, car les contacts du relais RPM resteront ouverts (la puissance est dirigée vers les pneus et les contacts 1RM et 2RM sont fermés).
Si le relais RF est activé en raison d'une baisse de tension sur les barres omnibus de la sous-station due à une perte de puissance, les contacts du relais de direction de puissance resteront ouverts et le relais temporisé fonctionnera.
L'AVR est interdit en appliquant un "plus" à la borne 8 du contact de fermeture RPF, qui est fermé lorsque le disjoncteur est allumé.
Il est important de noter que "l'appareil AVR SV ne doit fonctionner qu'en cas de perte de puissance (déconnexion de la ligne électrique) et en cas de dommages internes au transformateur. Dans les autres cas de déconnexion du disjoncteur sur le côté inférieur du transformateur (de la protection de courant), la refermeture automatique des barres basse tension doit fonctionner en reconnectant la source principale (transformateur).Cette différenciation de l'action des dispositifs APV et ATS SV est causée par le fait que lorsque le sectionneur est activé pour court-circuit, il existe un risque de déconnexion du deuxième transformateur et de désexcitation complète du consommateur (en cas de défaillance de la protection de l'interrupteur de section ou de dysfonctionnement de l'interrupteur lui-même). circuits de protection du transformateur, un relais spécial 2RPF est installé, qui mémorise le fonctionnement de la protection contre les dommages internes et les pertes de puissance.
Dans certains cas, le fonctionnement de l'appareil AVR est interdit en présence d'un défaut à la terre dans un réseau redondant ou redondant en raison de la crainte d'une probabilité accrue de chevauchement d'une autre phase en raison de surtensions de commutation au moment de la mise sous tension du disjoncteur. Dans ce cas, un double défaut à la terre peut se produire - l'un sur la partie redondante du réseau, l'autre sur la partie redondante. L'action de l'ATS devrait également être interdite si la source d'alimentation principale est déconnectée de l'AFR.
CONTRÔLE AUTOMATIQUE DU RAPPORT DE TRANSFORMATION (ACCT)
Afin de maintenir le niveau de tension requis, la régulation de tension U p chez les consommateurs est généralisée (Fig. 9) en modifiant le coefficient
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Riz. Fig. 9. Schéma explicatif (a) et caractéristiques de la variation de tension au consommateur en présence d'ARCT (b).
transformateur transformateurs des postes abaisseurs alimentant le réseau de distribution. Pour modifier le rapport de transformation en charge, les transformateurs sont équipés de changeurs de prises en charge (commutation des prises en charge). Le changement automatique de n t est effectué par un régulateur spécial ARCT, qui agit sur le changeur de prises.
En général, le réseau électrique alimenté par les jeux de barres du poste peut être ramifié et alimenter un nombre important de charges. Dans ce cas, il est plus avantageux de maintenir une tension constante à un certain point contrôlé, présentant un réseau étendu sous la forme de lignes équivalentes avec une charge à la fin. Étant donné que la valeur de la tension U p à une tension donnée sur les pneus U w dépend de la chute de tension dans la ligne équivalente (U p \u003d U w - Z e, l I p), alors la tension U w devrait être la plus grande , plus la charge du consommateur est élevée. Cette régulation de tension est appelée approche régulation.
La stabilité de la tension au point contrôlé du réseau dans diverses conditions de charge peut être assurée en simulant les tensions existant dans le circuit régulé à l'entrée du corps de mesure de l'ARCT. Pour ce faire, vous devez lui appliquer une tension.
Up \u003d U w - sI p
Le corps de mesure АРКТ est un régulateur d'écart de tension par rapport à la valeur de consigne U CONTR, qui est proportionnelle à la tension au point contrôlé. Si sI p sera égal à la chute de tension dans la ligne équivalente Z e, l (du jeu de barres du poste au point commandé), c'est-à-dire sI p = Z e, l I p, alors en présence d'ARCT, la tension à le consommateur (au point contrôlé) correspondra à la valeur donnée. Il résulte de ce qui précède qu'il est nécessaire d'introduire un signal proportionnel au courant de charge dans l'organe de mesure de la tension de l'ARCT. Il est conseillé d'utiliser le courant de charge total, car avec différents graphiques d'évolution des charges des consommateurs, la régulation par le courant total correspond plus précisément à la loi de régulation nécessaire.
Le corps de mesure est connecté au transformateur de tension VT et aux transformateurs de courant TT (Fig. 9, a).
Lorsque l'interrupteur B est éteint (Fig. 9, a), le RPKT doit être mis hors service, ce qui est fait par le contact auxiliaire B en déconnectant la sortie RPKT du mécanisme d'entraînement OLTC PM. *
Dans les sous-stations à deux transformateurs fonctionnant avec un disjoncteur déconnecté, l'ARCT est installé sur chaque transformateur. Lorsque l'un des transformateurs est éteint et le sectionnel est allumé. du disjoncteur, vous devez vous assurer (pour le transformateur qui reste en fonctionnement) que la tension est maintenue correctement pendant la contre-régulation et, si nécessaire, modifier la valeur de s.
Les caractéristiques de l'ARCT sont l'action relais, la présence zones mortes U LF sélectionnable supérieur au pas de variation de tension DU st lors de la commutation d'une prise :
U LF \u003d (1,25¸1,3) DU st
Les prises de commutation doivent être effectuées avec une temporisation qui permet de se désaccorder des fluctuations de tension à court terme (par exemple, lors du démarrage de moteurs électriques). Ainsi, lorsque la tension au niveau du consommateur sort de la zone morte du régulateur (Fig. 9, b), après un temps tav = 1¸2 min, l'ARCT affecte le changeur de prises en charge.
BIBLIOGRAPHIE
1. Krivenko V.V., Novella V.N. "Relais de protection et automatisation des systèmes d'alimentation" M., "Energoizdat", 1981
2. Krioukov V.I. "Maintenance et réparation des équipements électriques des sous-stations et appareillages", M., "Ecole Supérieure", 1983
Aujourd'hui, presque tous les réseaux électriques des sous-stations doivent avoir protection fiable de la surcharge. Pour assurer une protection fiable, vous devez savoir comment protéger un transformateur contre les surcharges.
Dans cet article, nous allons voir les principaux types de protection et leur fonctionnement.
Protection contre les surcharges du transformateur : principaux types
Tous les équipements utilisés dans les centrales électriques doivent être protégés de manière fiable contre la formation de surcharges à court terme. Une protection contre les surtensions du transformateur peut être nécessaire pour tester la quantité de contraintes que l'appareil peut supporter. Pour la protection, les spécialistes utilisent généralement des fusibles. Si un transformateur tombe en panne, d'autres appareils peuvent compenser entièrement la tension nominale. C'est ce processus qui assurera le fonctionnement fiable de l'appareil.
Maintenant, nous avons décidé de porter à votre attention les principaux types de protection des transformateurs de puissance :
- Fusibles et interrupteurs spéciaux triphasés.
- Utilisation de la protection différentielle de l'appareil.
- Protection gazeuse du transformateur.
- Protection contre le feu.
- Signal d'assurance à l'aide de programmes informatiques.
Ce sont les principaux types de protection qui peuvent être utilisés aujourd'hui.
Interrupteurs et fusibles triphasés
Ce type de protection peut être utilisé pour des réseaux de distribution. De plus, si nécessaire, vous pouvez facilement fournir une protection contre les surtensions de foudre. Les commutateurs sont considérés comme assez efficaces et peuvent être utilisés pour stabiliser la tension. Si nécessaire, vous pouvez lire.
Le principe de fonctionnement de la protection contre les gaz
Dans une protection de transformateur de puissance typique, vous pouvez trouver un relais à gaz. Le relais se compose de deux compartiments qui remplissent diverses fonctions. La première chambre servira à contrôler l'injection de gaz à partir de l'huile. Il doit être installé à proximité du vase d'expansion. Lorsque l'huile atteint un certain niveau, le réservoir commencera à la libérer en certaines quantités. Dans cette situation, un flotteur spécial servira de dispositif de signalisation.
L'indicateur n'affichera pas toujours le niveau d'huile. Parfois, cet appareil surveillera la perméabilité des gaz en diagnostiquant le fonctionnement du transformateur. Régler travail correct ce relais pourra être confié à un ouvrier spécialisé. Le deuxième compartiment de l'appareil sera connecté au circuit du transformateur et le connectera, ouvrant la voie à la montée des gaz.
Membrane en vase d'expansion agira comme un indicateur de changement de pression. Si la pression augmente, ce processus comprimera la membrane et le diaphragme commencera à bouger. De plus, un mouvement peut se produire à la suite d'un changement pression atmosphérique. À la suite de ce processus, le transformateur cessera de fonctionner. La membrane du relais gaz est une pièce anti-corrosion délicate qui peut cesser de fonctionner correctement au moindre dommage.
Protection automatique des relais
Le relais de protection dans le transformateur est un petit récipient dans lequel l'huile sera. Cette pièce peut être utilisée dans les transformateurs à fusion d'arc. L'appareil est nécessaire pour protéger le transformateur contre les surtensions. Le relais se compose d'un flotteur et d'un réservoir spécial. Le flotteur doit être monté sur une charnière afin qu'il puisse se déplacer librement en fonction du niveau d'huile. Un interrupteur à mercure spécial est également installé sur le flotteur. Sa position dépendra du niveau d'huile.
L'élément inférieur peut consister en un relais spécial. Cette plaque sera fixée avec des charnières spéciales. Les principaux éléments du relais peuvent également avoir des chambres spéciales, des bornes et des câbles de signal.
Le principe de fonctionnement de la protection par relais du transformateur est considéré comme assez simple. Il est considéré comme un entraînement mécanique spécial capable d'éteindre indépendamment le transformateur si certains dysfonctionnements se produisent. Bien sûr, ce processus ne résoudra pas le problème, mais il peut prolonger considérablement la durée de vie de votre appareil. Si vous ne savez pas, alors vous pouvez lire à ce sujet.
Principe de fonctionnement de la protection différentielle de courant
Généralement différentiel ou protection thermique peut être installé dans des transformateurs haute tension. Les commutateurs doivent également avoir des contrôleurs.
Cette protection peut présenter certains avantages :
- À l'aide d'un relais, vous pouvez détecter les dysfonctionnements du TMG.
- Le relais différentiel réagit à tout endommagement des circuits.
- Les dispositifs de protection peuvent détecter presque toutes les erreurs.
La protection différentielle a un principe de fonctionnement simple. Le relais est également capable de comparer le courant primaire et secondaire. Comme vous pouvez le voir, les méthodes technologiques de protection des transformateurs sont basées sur l'égalité des valeurs nominales. Vous devez porter une attention particulière à la protection des transformateurs à huile. De tels problèmes peuvent être résolus en utilisant des technologies de microprocesseur.
Le microprocesseur peut contrôler indépendamment le niveau d'huile. S'il atteint un niveau critique, la protection éteindra automatiquement l'appareil. Habituellement, cette technologie est utilisée pour ses propres réseaux. Les règles PUE stipulent que la protection logicielle du transformateur doit être utilisée pour les appareils d'une puissance comprise entre 6 kV et 35 kV. Le calcul de l'installation doit être effectué par une personne ayant les connaissances nécessaires. Vous pouvez acheter des dispositifs de protection de transformateur dans presque toutes les villes. Nous espérons que ces informations seront utiles et intéressantes.
Environ 6 à 8 % des transformateurs de tension (TT) sont endommagés chaque année dans les réseaux avec une tension de 6 à 35 kV. La cause des dommages est le flux à long terme de courants à travers l'enroulement primaire du TT, dont la valeur dépasse considérablement le maximum autorisé par la condition de stabilité thermique de l'isolation de l'enroulement. Ces courants se produisent lorsque processus ferrorésonnants (FRP) dans un circuit formé sous certains modes de réseau, lorsque, après l'extinction de l'arc, une charge capacitive "circule" à travers l'inductance des enroulements VT.
La saturation du circuit magnétique peut se produire si l'énergie stockée dans les capacités du réseau, au moment de l'extinction de l'arc, est supérieure à la valeur seuil de l'énergie électromagnétique stockée dans les inductances TT.
Dans [L1], il y a trois raisons à l'apparition de FRP :
1. La valeur de la capacité du réseau Seq doit être dans l'intervalle déterminé par les limites de la variation de l'inductance du TT, c'est-à-dire
- Lхх et Lн - inductances à vide et à saturation, respectivement;
- w est la fréquence angulaire de la tension secteur.
Les calculs donnés dans [L2] ont montré que pour un HP de type ZNOM-35 avec un courant capacitif réseau de 4 A ou plus par HP la ferrorésonance ne se produit pas. Cependant, dans les réseaux avec lignes aériennes, en particulier à une tension de 6 à 10 kV, le courant capacitif peut être inférieur.
2. La ferrorésonance se produira dans un circuit avec des paramètres de résonance après une chute brutale de la tension de Ul à Uph lorsqu'un court-circuit monophasé (OSZ) à la terre est désactivé. La ferrorésonance dans un réseau avec un TT ne se produit pas à une induction nominale égale à 0,9 T. A l'heure actuelle, la valeur d'induction des HP produits est de 1,5 T.
3. La quantité d'énergie entrant dans le circuit ferrorésonant à chaque changement d'inductance du HP doit être supérieure à la quantité de pertes qu'il subit. Cet indicateur permet d'évaluer l'efficacité d'inclure une résistance avec une résistance de rw = 25 ohms dans un circuit TT en triangle ouvert, comme indiqué dans le PUE. La valeur de résistance de la résistance est déterminée par la puissance admissible à long terme du TT, égale à 400 VA à une tension de 100 V.
Conformément à [L2], la capacité équivalente du réseau est déterminée à partir de l'expression :
Où : R1 - résistance rw, réduite au côté primaire et déterminée à partir de l'expression :
Où:
Conformément au PUE, rw = 25 (Ohm).
Capacitance Seq correspond au courant capacitif du réseau, déterminé à partir de l'expression :
Pour un réseau avec une tension de 35 kV, Ic = 0,013 A, ce qui est bien inférieur aux valeurs réelles de Ic. Pour un réseau avec une tension de 10 kV, Ic = 0,044 A, ce qui est également bien inférieur aux valeurs réelles de Ic.
Ainsi, l'inclusion d'une résistance de 25 Ω dans le circuit en triangle ouvert VT n'a aucun effet pratique, et une diminution de sa résistance entraînera une augmentation de puissance inacceptable pour le VT.
De la pratique, il est connu que le début de la ferrorésonance se produit lorsque le courant capacitif sur le HP est dans la plage de 0,3 à 4 A, ce qui est typique pour les lignes aériennes avec une tension de 6 à 35 kV. Par conséquent, il est conseillé de connecter une unité de condensateur de la puissance requise entre le conducteur de phase et la terre.
Pour éliminer la ferrorésonance dans le réseau 35 kV, il est nécessaire d'inclure une résistance haute tension dans le neutre du transformateur de puissance.
Dans un réseau 6-10 kV, il est nécessaire d'inclure une résistance basse tension dans l'enroulement en triangle ouvert du transformateur de mise à la terre neutre.
Cette mise à la terre neutre résistive limite également la tension de déplacement du neutre dans les réseaux compensés.
Dans [L1], l'équivalence des circuits de connexion d'une résistance haute tension et basse tension est prouvée en termes de niveau de surtensions pendant SPD. Les résultats de la modélisation de l'arc SPZ ont complètement coïncidé. La multiplicité du niveau de tension dans les deux circuits ne dépassait pas 2-2,5 de la tension de phase.
En plus de supprimer les processus ferrorésonnants, la résistance décharge le réseau dans le cas où l'arc se ferme une fois par période et, en fait, est un redresseur, entraînant une surexcitation de l'inductance du réseau par le courant continu.
La résistance de la résistance est choisie en fonction de la condition de limitation de la tension en cas de SPE et d'assurer la sensibilité de la protection contre les SPE.
Sur appareillages raccordé au poste d'alimentation, il est nécessaire d'utiliser un transformateur de tension sans mise à la terre du neutre.
L'une des raisons des dégâts élevés de HP est l'absence totale de leur protection. L'utilisation de fusibles PKN001 et PKT n'est pas justifiée, car leurs courants de fonctionnement dépassent largement les courants maximaux admissibles des enroulements primaires du TT, qui sont de 0,115 A pour 6 kV TT, 0,109 A pour 10 kV TT et 0,049 A pour 35 kV TT .
Avec la ferrorésonance, les courants atteignent plusieurs dizaines d'ampères. Par conséquent, sur la recommandation du fabricant, il est nécessaire d'utiliser un transformateur de tension avec un dispositif de sécurité intégré avec un courant de réponse ne dépassant pas 0,7 A pour un temps de réponse ne dépassant pas 20-30 s, par exemple, transformateurs de tension antirésonnants de type ZxZNOLP avec une tension de 6-10 kV.
Conclusion :1. Pour éliminer les surtensions, il faut prévoir :
- - dans les réseaux 35 kV - raccordement au neutre 35 kV du transformateur de puissance de la résistance haute tension ;
- - dans les réseaux 10 kV - connexion des transformateurs de mise à la terre du neutre à résistance basse tension dans un triangle ouvert.
2. Pour exclure la ferrorésonance, il est conseillé de connecter une unité de condensateur de la puissance requise pour un courant d'au moins 4 A entre le conducteur de phase et la terre.
3. Pour se protéger contre les dommages, il est nécessaire d'utiliser des TT anti-résonnants avec des TT intégrés dispositifs de sécurité, par exemple, tapez ZxZNOLP avec une tension de 6-10 (kV).
4. Sur les tableaux où le contrôle de l'isolement n'est pas nécessaire, il est conseillé d'utiliser des TT sans mise à la terre du neutre.
Littérature:- 1. Sivokobylenko V. F., Lebedev V. K., Serdyukov R. P. Processus transitoires dans réseaux électriques avec mise à la terre neutre résistive. Résumés. Sciences de l'ingénieur - Génie électrique. – Université technique nationale de Donetsk.
- 2. Khalimov F. Kh., Evdokunin G. A., Tadzhibaev A. N. Protection des réseaux 6 - 10 kV contre les surtensions. - Saint-Pétersbourg, 2001