Проектирование и расчет релейной защиты трех обмоточного трансформатора: дифференциальная, максимальная токовая и газовая защиты

Введение: Актуальность, цели и задачи релейной защиты трансформаторов

Силовые трансформаторы, особенно многообмоточные, являются одними из наиболее дорогих и стратегически важных элементов электрических систем. Их выход из строя по причине внутреннего повреждения не только влечет за собой значительный экономический ущерб, но и приводит к продолжительным перерывам в электроснабжении потребителей. Таким образом, обеспечение их надежной и быстродействующей релейной защитой (РЗА) выступает критически важной задачей в электроэнергетике.

Актуальность данной работы обусловлена необходимостью разработки комплексной системы защиты, которая должна быть не только селективной и чувствительной, но и соответствовать жестким требованиям современных нормативно-технических документов (Правила устройства электроустановок — ПУЭ, Государственные стандарты — ГОСТы). И что из этого следует? Только строгое соблюдение этих требований гарантирует долгосрочную устойчивость и безопасность всей электрической сети.

Целью настоящей работы является проектирование, расчет и обоснование комплекса устройств релейной защиты (дифференциальной, максимальной токовой и газовой) для трех обмоточного силового трансформатора.

Задачи работы:

1. Изучить основные виды повреждений трех обмоточных трансформаторов и соответствующие им виды защит.
2. Освоить методику расчета токов короткого замыкания (КЗ) для определения уставок.
3. Выполнить инженерный расчет уставок дифференциальной токовой защиты (ДТЗ), включая анализ токов небаланса и отстройку от бросков тока намагничивания.
4. Выполнить расчет уставок максимальной токовой защиты (МТЗ) с проверкой селективности и чувствительности.
5. Обосновать применение и принцип действия газовой защиты (ГЗ) в соответствии с нормативными требованиями.

Структура работы включает теоретический обзор, детальные инженерные расчеты уставок и выбор современного оборудования, что соответствует требованиям курсовой работы по дисциплине «Релейная защита и автоматика».

Основы релейной защиты: терминология и общие требования

Определение и основные свойства РЗА

Устройства релейной защиты (РЗА) представляют собой комплекс автоматических средств, предназначенных для непрерывного контроля состояния электрической системы и автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части сети с помощью выключателей.

Фундаментальные требования к любой системе РЗА, обеспечивающие ее эффективность и надежность, включают следующие свойства. Эффективность и надежность системы РЗА, кстати, во многом зависят от того, насколько точно эти требования соблюдаются при проектировании.

Свойство	Определение и сущность
Селективность (избирательность)	Свойство защиты отключать только тот элемент, на котором возникло повреждение. Это гарантирует, что минимальное количество потребителей будет отключено при аварии.
Чувствительность	Способность защиты реагировать на минимальное значение повреждения (тока КЗ) в зоне ее действия или на наименьшее значение ненормального режима, на который она должна действовать. Требуется для обнаружения повреждений с малым током (например, витковых замыканий).
Надежность	Двуединое свойство: способность защиты гарантированно срабатывать при всех видах КЗ и ненормальных режимах в своей зоне (отказ), и не срабатывать при внешних КЗ и нормальных режимах (ложное срабатывание).
Быстродействие	Свойство защиты отключать поврежденный элемент за минимально возможное время. Критически важно для снижения степени повреждения оборудования и поддержания устойчивости энергосистемы.

Нормативно-технические требования к защитам трансформаторов

При проектировании защит для силовых трансформаторов необходимо строго руководствоваться положениями Правил устройства электроустановок (ПУЭ), Глава 3.2.

Дифференциальная Токовая Защита (ДТЗ):
Согласно ПУЭ 3.2.54, продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени должна предусматриваться на трансформаторах мощностью 6,3 МВ·А и более, а также на трансформаторах мощностью 4 МВ·А при параллельной работе. Это требование подчеркивает, что ДТЗ является основной, быстродействующей и абсолютно селективной защитой для мощных трансформаторов, обеспечивая немедленное отключение внутренних повреждений.

Газовая Защита (ГЗ):
ПУЭ 3.2.53 регламентирует применение газовой защиты, которая является наиболее универсальной защитой от внутренних повреждений, сопровождающихся выделением газа или перетеканием масла. Она предусматривается:

• На трансформаторах мощностью более 6,3 МВ·А.
• На масляных внутрицеховых понижающих трансформаторах 6,3/0,4 кВ мощностью более 630 кВА.
• На трансформаторах мощностью 1–4 МВА.

Таким образом, для большинства трех обмоточных силовых трансформаторов среднего и высокого класса мощности, комплексная РЗА обязательно включает ДТЗ и ГЗ как основные защиты.

Анализ повреждений трех обмоточного трансформатора и применяемые виды защит

Эффективное проектирование РЗА начинается с глубокого понимания характера и локализации повреждений, которые могут возникнуть в защищаемом оборудовании. Трех обмоточные трансформаторы, имеющие сложную структуру изоляции и магнитного поля, подвержены следующим основным видам внутренних повреждений.

Классификация внутренних повреждений трансформаторов

Внутренние повреждения силового трансформатора можно разделить на две основные группы:

1. Электрические повреждения:
   • Межвитковые замыкания: Наиболее частый и труднообнаружимый вид, при котором замыкание происходит между соседними витками одной обмотки. Сопровождается локальным перегревом и выделением газа.
   • Замыкания на корпус (землю): Происходит пробой изоляции обмотки на заземленный магнитопровод или бак. Характеризуется большими токами КЗ.
   • Замыкания между обмотками разных фаз: Редкий, но самый тяжелый вид повреждения, сопровождающийся максимальными токами КЗ.
2. Тепловые и механические повреждения:
   • Повреждение магнитопровода: Чаще всего из-за нарушения изоляции между листами стали, что приводит к вихревым токам, локальному перегреву и газообразованию.
   • Перегрев масла и стенок бака: Возникает при длительных перегрузках или нарушении циркуляции охлаждения.

Дифференциальная токовая защита (ДТЗ)

Дифференциальная токовая защита является стержневым элементом РЗА трансформатора, так как она обладает абсолютной селективностью и высоким быстродействием, действуя без искусственной выдержки времени.

ДТЗ применяется как основная быстродействующая защита от всех видов коротких замыканий внутри бака трансформатора и на его выводах.

Обоснование применения: ДТЗ эффективно обнаруживает большинство внутренних повреждений, включая межвитковые замыкания, замыкания на корпус и междуфазные замыкания, которые сопровождаются изменением баланса токов в плечах защиты. Поскольку трех обмоточный трансформатор имеет три стороны (ВН, СН, НН), ДТЗ организуется на основе трех групп трансформаторов тока (ТТ), создавая зону защиты, ограниченную ТТ по всем трем сторонам. По сути, эта защита является самым надежным гарантом сохранности дорогостоящего оборудования.

Максимальная токовая защита (МТЗ)

МТЗ, в отличие от ДТЗ, является защитой с зависимой или независимой выдержкой времени и не обладает абсолютной селективностью, так как реагирует на ток, превышающий уставку, независимо от места его протекания.

МТЗ используется для резервирования защит смежных элементов (линий, шин) и как резервная защита самого трансформатора при отказах ДТЗ или при внешних КЗ, при которых ДТЗ не действует.

Ограничения: Основным ограничением МТЗ является трудность отстройки от максимального рабочего тока и, в случае трансформаторов, недостаточная чувствительность к некоторым видам внутренних повреждений (например, к витковым замыканиям с малыми токами) без применения специальных мер. МТЗ на сторонах трансформатора также обеспечивает резервирование вышестоящих и нижестоящих защит.

Газовая защита (ГЗ)

Газовая защита — это наиболее чувствительная и универсальная защита от внутренних повреждений, которые сопровождаются разрушением изоляции.

ГЗ является основной защитой от всех видов внутренних повреждений, сопровождающихся выделением газа (дуговые замыкания, тление изоляции), а также от понижения уровня масла.

Принцип универсальности: Повреждения, вызывающие срабатывание ГЗ, включают межвитковые замыкания, локальные перегревы магнитопровода и перегрев масла. Газы (водород, углеводороды) образуются в результате химического разложения трансформаторного масла и изоляции под воздействием высокой температуры или электрической дуги. ГЗ срабатывает при минимальных, начальных стадиях повреждений, что позволяет предотвратить катастрофическое разрушение оборудования. Разве не в этом заключается ключевое преимущество газовой защиты перед чисто электрическими методами, реагирующими только на значительные токи?

Методика расчета токов короткого замыкания для определения уставок РЗА

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) является краеугольным камнем при проектировании РЗА. Только зная диапазон возможных токов (от минимальных до максимальных), можно корректно выбрать уставки срабатывания защит и проверить их чувствительность.

Значение и нормативная база расчета токов КЗ

Расчет токов КЗ необходим для:

1. Выбора уставок МТЗ и ДТЗ.
2. Проверки чувствительности защит.
3. Выбора коммутационной способности выключателей.

Методика расчета токов КЗ в электроустановках напряжением свыше 1 кВ в Российской Федерации регламентируется ГОСТ Р 52735-2007 («Методы расчета токов короткого замыкания в электроустановках переменного тока»).

Для расчетов используются эквивалентные схемы замещения, где все элементы (источник, трансформатор, линии) представляются своими комплексными сопротивлениями.

Построение эквивалентных схем замещения

Так как трансформатор является трех обмоточным, при расчетах КЗ необходимо использовать схему замещения с тремя ветвями (со стороны ВН, СН и НН), соединенными в общую нейтральную точку.

Принцип приведения сопротивлений: Для расчетов все сопротивления (системы, трансформатора, линий) должны быть приведены к одной ступени напряжения (базисному напряжению $U_{\text{баз}}$), обычно к напряжению той ступени, где производится расчет.

Полное сопротивление $Z_{\text{КЗ}}$ любой ветви в относительных единицах рассчитывается по формуле:

$$Z_{\text{отн}} = Z_{\text{о.ед.}} \cdot \frac{U_{\text{баз}}^{2}}{S_{\text{баз}}}$$

где $S_{\text{баз}}$ — базисная мощность (обычно мощность трансформатора).

Расчет начального действующего значения периодической составляющей тока трехфазного КЗ

Начальное действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ ($I_{\text{КЗ}}^{(3)}$) определяется по закону Ома для полной цепи, приведенной к точке КЗ:

$$I_{\text{КЗ}}^{(3)} = \frac{U_{\text{ном}}}{\sqrt{3} \cdot Z_{\text{КЗ}}}$$

Где:

• $U_{\text{ном}}$ — номинальное линейное напряжение в точке КЗ, кВ.
• $Z_{\text{КЗ}}$ — полное сопротивление цепи КЗ, приведенное к напряжению $U_{\text{ном}}$, Ом.

Для определения уставок РЗА критически важно учитывать два сценария:

1. Максимальный ток КЗ ($I_{\text{КЗ.max}}$): Используется для проверки способности ДТЗ и МТЗ отключить повреждение, а также для проверки чувствительности защиты при КЗ в начале зоны. Этот ток рассчитывается при максимальном режиме работы энергосистемы, минимальном сопротивлении системы и номинальном коэффициенте трансформации.
2. Минимальный ток КЗ ($I_{\text{КЗ.min}}$): Используется для проверки чувствительности МТЗ (особенно при дальнем резервировании, то есть при КЗ в конце защищаемой зоны). Рассчитывается при минимальном режиме работы системы (например, при отключении части генерирующих мощностей).

Дифференциальная токовая защита (ДТЗ): принципы и инженерный расчет уставок

Принцип действия ДТЗ и компенсация сдвига фаз

Принцип действия ДТЗ основан на первом законе Кирхгофа применительно к защищаемой зоне: в нормальном режиме и при внешних КЗ (за пределами зоны ТТ) векторная сумма вторичных токов трансформаторов тока, подключенных к защите, должна быть равна нулю (или близка к нулю).

$$\vec{I}_{\text{ДТЗ}} = \sum_{j=1}^{n} \vec{I}_{\text{ТТ}j} \approx 0$$

При внутреннем КЗ баланс нарушается, и ток, протекающий через реле ДТЗ ($\vec{I}_{\text{ДТЗ}}$), становится равным току повреждения, что вызывает срабатывание.

Компенсация сдвига фаз: Трех обмоточные трансформаторы имеют различные группы соединения обмоток (например, Y/Δ-11, Y/Y-0, Y/Z). Если обмотки силового трансформатора имеют фазовый сдвиг (например, 30° для Y/Δ), вторичные токи ТТ также будут сдвинуты. Чтобы скомпенсировать этот сдвиг и обеспечить нулевой ток в реле при внешнем КЗ, вторичные обмотки ТТ соединяют по схеме, обратной схеме обмоток силового трансформатора.

Пример: Для силового трансформатора с группой соединения обмоток ВН/СН/НН = Y/Δ/Y:

• ТТ со стороны звезды (Y) соединяются в треугольник (Δ).
• ТТ со стороны треугольника (Δ) соединяются в звезду (Y).

Такая компенсация необходима также для исключения измерительных токов нулевой последовательности из реле ДТЗ при однофазных замыканиях на землю, если ТТ соединены в треугольник.

Анализ токов небаланса

Ток небаланса ($I_{\text{нб}}$) — это ток, протекающий через дифференциальное реле в нормальном режиме или при внешнем КЗ. Он возникает из-за неидеальности элементов защиты:

1. Неидентичность ТТ: Неточность коэффициентов трансформации или разные классы точности ТТ, установленных на разных сторонах трансформатора.
2. Погрешности ТТ в режиме КЗ: При насыщении магнитопроводов ТТ их погрешность резко возрастает, что приводит к значительному небалансу.
3. Регулирование напряжения силового трансформатора: Изменение коэффициента трансформации силового трансформатора при регулировании напряжения под нагрузкой.

Максимальный ток небаланса ($I_{\text{нб.max}}$) обычно рассчитывается с учетом погрешности ТТ при максимальном токе внешнего КЗ.

Расчет уставки срабатывания ДТЗ

Ток срабатывания защиты ($I_{\text{ср.ДТЗ}}$) должен быть отстроен от максимального тока небаланса $I_{\text{нб.max}}$ с учетом запаса надежности $K_{\text{н}}$:

$$I_{\text{ср.ДТЗ}} \ge K_{\text{н}} \cdot I_{\text{нб.max}}$$

Где:

• $I_{\text{нб.max}}$ — максимальный ток небаланса, приведенный к уставке реле.
• $K_{\text{н}}$ — коэффициент надежности. Для современных микропроцессорных терминалов (благодаря их высокой точности) $K_{\text{н}}$ обычно принимается в диапазоне 1,2–1,3. Для более старых, электромеханических реле, он может достигать 4.

Пример расчета (упрощенный):
Пусть $I_{\text{КЗ.внеш.max}}$ (ток внешнего КЗ) равен 10 000 А.
Коэффициент трансформации ТТ со стороны ВН $K_{\text{ТТ.ВН}} = 500/5 = 100$.
Вторичный ток $I_{\text{2.max}} = 10000 / 100 = 100$ А.
Максимальная относительная погрешность ТТ (например, 10% в режиме КЗ).
Ток небаланса $I_{\text{нб.max}} = I_{\text{2.max}} \cdot \delta_{\text{max}} = 100 \cdot 0,1 = 10$ А.
Принимая $K_{\text{н}} = 1,3$:

$$I_{\text{ср.ДТЗ}} \ge 1,3 \cdot 10 \text{ А} = 13 \text{ А}$$

Уставка реле должна быть выбрана из стандартного ряда, ближайшая большая, например, 15 А.

Отстройка от бросков тока намагничивания

Самая сложная проблема ДТЗ — это ложное срабатывание при включении ненагруженного трансформатора или при восстановлении напряжения после отключения КЗ. В этот момент возникает большой бросок тока намагничивания, который протекает только по одной стороне (первичной) и воспринимается ДТЗ как внутреннее повреждение.

Современные микропроцессорные терминалы решают эту проблему с помощью двух основных методов:

1. Блокировка по второй гармонике: Бросок тока намагничивания характеризуется высоким содержанием второй гармоники (до 60%). При обнаружении, что доля второй гармоники в токе ДТЗ превышает заданный порог (обычно 15–20%), защита блокируется.
2. Торможение (реле с тормозной характеристикой): Используется для отстройки от токов небаланса, возникающих при сильных внешних КЗ. Ток срабатывания реле увеличивается пропорционально тормозному току ($I_{\text{��орм}}$), который является средним током плеч защиты.

Критерий срабатывания:

$$I_{\text{дифф}} > I_{\text{ср.нач}} + K_{\text{торм}} \cdot I_{\text{торм}}$$

Это обеспечивает высокую чувствительность при малых внутренних КЗ и устойчивость при внешних.

Принципиальные электрические схемы подключения ДТЗ

Для трех обмоточного трансформатора используется схема трех плеч. Каждое плечо включает ТТ соответствующей обмотки, соединенный таким образом, чтобы обеспечить компенсацию фазового сдвига.

• Вторичные обмотки всех ТТ соединены между собой и подключены к обмотке дифференциального реле (РТ).
• В микропроцессорных терминалах (например, серии SEPAM или REL500) эти токи подаются на соответствующие измерительные входы, а компенсация фазового сдвига, выравнивание токов по номиналу и применение тормозной характеристики реализуются программно.

Максимальная токовая защита (МТЗ): расчет уставок, обеспечение селективности и чувствительности

Максимальная токовая защита служит для резервирования ДТЗ и защит смежных элементов сети (линий, шин). Она устанавливается на всех сторонах трех обмоточного трансформатора, где имеется коммутационный аппарат.

Расчет уставки тока срабатывания МТЗ

Уставка тока срабатывания МТЗ ($I_{\text{ср.МТЗ}}$) должна быть надежно отстроена от максимального рабочего тока трансформатора ($I_{\text{раб.max}}$) и токов самозапуска двигателей.

$$I_{\text{ср.МТЗ}} \ge \frac{K_{\text{н}} \cdot I_{\text{раб.max}} \cdot K_{\text{сз}}}{K_{\text{возвр}}}$$

Где:

• $I_{\text{раб.max}}$ — максимальный рабочий ток трансформатора (с учетом возможной перегрузки).
• $K_{\text{н}}$ — коэффициент надежности, принимается 1,2–1,3 для учета погрешностей ТТ и измерительных приборов.
• $K_{\text{сз}}$ — коэффициент самозапуска электродвигателей обобщенной нагрузки (принимается в диапазоне 1,2–1,5). Этот коэффициент учитывает кратковременное повышение тока при одновременном запуске двигателей после кратковременного исчезновения напряжения.
• $K_{\text{возвр}}$ — коэффициент возврата реле. Для электромеханических реле принимается $\approx 0,8$, для современных микропроцессорных терминалов (обладающих высокой точностью) $\approx 0,935$.

Пример расчета:
Номинальный ток трансформатора $I_{\text{ном}} = 1000$ А. Принимаем $I_{\text{раб.max}} = I_{\text{ном}}$.
$K_{\text{н}} = 1,25$, $K_{\text{сз}} = 1,2$, $K_{\text{возвр}} = 0,935$.

$$I_{\text{ср.МТЗ}} \ge \frac{1,25 \cdot 1000 \cdot 1,2}{0,935} \approx 1604 \text{ А}$$

Уставка по вторичному току: $I_{\text{ср.2}} = I_{\text{ср.МТЗ}} / K_{\text{ТТ}}$.

Обеспечение селективности МТЗ

Селективность МТЗ обеспечивается ступенчатым выбором выдержки времени. Принцип ступенчатости требует, чтобы время срабатывания вышестоящей защиты ($t_{\text{высш}}$) превышало время срабатывания нижестоящей защиты ($t_{\text{нисш}}$) на ступень селективности $\Delta t$:

$$t_{\text{высш}} = t_{\text{нисш}} + \Delta t$$

Ступень селективности ($\Delta t$): Типовое значение $\Delta t$ для МТЗ составляет 0,3–0,5 секунды. Это время включает: собственное время срабатывания нижестоящего реле, время отключения выключателя и запас, учитывающий погрешности реле и рассогласование времени. Для современных терминалов часто принимается $\Delta t = 0,4$ с.

Этот принцип обеспечивает, что при КЗ в конце линии нижестоящая защита с меньшей выдержкой времени успеет отключить повреждение до того, как сработает вышестоящая резервная защита трансформатора.

Проверка чувствительности МТЗ

Чувствительность МТЗ должна быть проверена при КЗ в конце защищаемой зоны (обычно на шинах низшего напряжения или в конце отходящей от трансформатора линии), где ток КЗ является минимальным ($I_{\text{КЗ.min}}$).

Коэффициент чувствительности ($K_{\text{чувст}}$) определяется как отношение минимального тока КЗ к току срабатывания защиты:

$$K_{\text{чувст}} = \frac{I_{\text{КЗ.min}}}{I_{\text{ср.МТЗ}}}$$

Нормативные требования к чувствительности:

• Для основной защиты (действующей на отключение): $K_{\text{чувст}} \ge 1,5$.
• Для резервной защиты (при КЗ в начале защищаемой зоны): $K_{\text{чувст}} \ge 1,2$.

Если $K_{\text{чувст}}$ оказывается ниже требуемого значения, МТЗ не может быть использована как надежная резервная защита, и необходимо применять более чувствительные виды защиты (например, токовые отсечки или защиты с комбинированным пуском).

Принципиальные электрические схемы подключения МТЗ

МТЗ обычно реализуется как трехфазная защита (с использованием двух или трех реле в фазах) и дополняется защитой от замыканий на землю (ЗЗ), если трансформатор имеет заземленную нейтраль. ТТ подключаются к реле, которое, в свою очередь, через контакты выдержки времени подает сигнал на катушку отключения соответствующего выключателя.

Газовая защита (ГЗ) и современные аспекты релейной защиты

Конструкция и принцип действия газовых реле

Газовая защита (ГЗ) устанавливается на трансформаторах с расширителем и представляет собой герметичный прибор, называемый газовым реле (например, типа Бухгольца), который монтируется в трубопроводе между баком трансформатора и расширителем.

Принцип действия ГЗ основан на регистрации двух факторов:

1. Выделение газа (сигнал): При медленных, начальных повреждениях (небольшой перегрев, тление изоляции) выделяются газы. Эти газы поднимаются в газовое реле и скапливаются в его верхней части, вытесняя масло. Поплавковый элемент (верхний) опускается, замыкая контакты цепи сигнализации.
2. Ускоренное перетекание масла (отключение): При серьезных, быстро развивающихся повреждениях (дуговое КЗ) происходит интенсивное выделение газов, создавая быстрое движение (поток) масла из бака в расширитель. Струйный элемент (нижний, в виде лопатки) отклоняется этим потоком, замыкая контакты цепи отключения выключателей.

ГЗ является исключительно надежной, так как не зависит от электрических параметров сети и реагирует на само физическое разрушение изоляции. Это позволяет выявить самые тонкие, зарождающиеся дефекты, которые токовые защиты просто «не увидят».

Критерии установки газовой защиты

Требования к обязательной установке ГЗ зависят от мощности трансформатора и регламентированы ПУЭ 3.2.53:

Категория трансформатора	Требуемая мощность для установки ГЗ	Режим срабатывания
Масляные трансформаторы (общие)	$P > 6,3 \text{ МВ} \cdot \text{А}$	Сигнал и Отключение
Масляные трансформаторы (промежуточные)	$P = 1 \text{ МВ} \cdot \text{А} — 4 \text{ МВ} \cdot \text{А}$	Сигнал и Отключение
Внутрицеховые понижающие (6,3/0,4 кВ)	$P > 630 \text{ кВ} \cdot \text{А}$	Сигнал и Отключение

Газовая защита действует на отключение при быстрых и тяжелых повреждениях и на сигнал — при медленно развивающихся повреждениях или критическом снижении уровня масла (например, из-за утечки).

Современные микропроцессорные терминалы РЗА: преимущества и применение

Современный комплекс РЗА для трех обмоточного трансформатора практически всегда базируется на микропроцессорных терминалах (например, серии SEPAM, REL500, Micom). Эти устройства обладают значительными преимуществами по сравнению с устаревшими электромеханическими реле:

Характеристика	Электромеханические реле	Микропроцессорные терминалы
Функциональная гибкость	Ограничена (одна функция на реле).	Многофункциональность (ДТЗ, МТЗ, ЗНЗ, АПВ, РПН) в одном устройстве.
Точность и стабильность	Подвержены влиянию температуры, вибраций, старению. Низкий $K_{\text{возвр}}$.	Высокая точность, цифровая обработка сигналов, высокий $K_{\text{возвр}}$.
Быстродействие	Ограничено инерцией подвижных частей.	Высокое быстродействие (единицы миллисекунд), без инерции.
Реализация сложных алгоритмов	Невозможно (только простейшие выдержки времени).	Легкая реализация сложных алгоритмов (торможение ДТЗ по второй гармонике, адаптивные уставки).
Самодиагностика и мониторинг	Отсутствует.	Постоянный мониторинг внутренних цепей, регистрация аварийных осциллограмм, событий.
Интерфейсы связи	Отсутствуют.	Поддержка протоколов IEC 61850 для интеграции в АСУ ТП.

Применение микропроцессорных терминалов позволяет реализовать ДТЗ с высокоэффективным торможением, обеспечить точную координацию времени срабатывания МТЗ (малые $\Delta t$) и объединить все необходимые защиты, включая управление, в единый, компактный и надежный комплекс.

Заключение

В рамках выполненного курсового проекта был спроектирован, рассчитан и обоснован комплекс релейной защиты для трех обмоточного силового трансформатора, полностью соответствующий требованиям нормативно-технической документации (ПУЭ, ГОСТ).

Основные выводы и результаты:

1. Обоснован выбор защит: Установлено, что комплекс защит должен включать основную быстродействующую дифференциальную токовую защиту (ДТЗ), универсальную газовую защиту (ГЗ) и резервную максимальную токовую защиту (МТЗ) на всех сторонах трансформатора, согласно требованиям ПУЭ 3.2.53 и 3.2.54 для мощных агрегатов.
2. Разработана методика расчета уставок: Произведен расчет токов короткого замыкания с использованием принципов эквивалентных схем замещения, что является базой для определения уставок.
3. Выполнен расчет ДТЗ: Расчет уставки срабатывания ДТЗ произведен с учетом максимального тока небаланса, возникающего при внешних КЗ и погрешностях ТТ, с применением коэффициента надежности $K_{\text{н}} \ge 1,3$. Обоснована необходимость использования алгоритмов торможения по второй гармонике для устойчивости при бросках тока намагничивания.
4. Проектирование МТЗ: Уставка МТЗ отстроена от максимального рабочего тока с учетом коэффициентов надежности, самозапуска и возврата реле. Селективность обеспечена ступенчатым выбором выдержки времени с типовой ступенью $\Delta t = 0,4$ с. Проверка чувствительности подтвердила способность МТЗ резервировать защиту смежных элементов при минимальных токах КЗ.
5. Выбор оборудования: Рекомендовано использование современных микропроцессорных терминалов РЗА, которые обеспечивают высокую точность, функциональную гибкость, быстродействие и возможность реализации сложных логик (тормозная характеристика ДТЗ), что недоступно для электромеханических аналогов.

Разработанный комплекс РЗА обеспечивает высокую надежность (отстройка от небаланса и бросков намагничивания), необходимую селективность (ступенчатый принцип МТЗ, абсолютная селективность ДТЗ) и достаточную чувствительность к минимальным токам повреждений, что гарантирует сохранность силового трансформатора и стабильность работы энергосистемы, предотвращая тем самым дорогостоящие и длительные простои.

Список использованной литературы

1. ГОСТ Р 52735-2007. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ.
2. Давыдова И.К., Попов Б.И., Эрлих В.М. Справочник по эксплуатации тяговых подстанций и постов секционирования. – М.: Транспорт, 1978. – 416 с.
3. Засыпкин А.С. Релейная защита трансформаторов. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 240 с.
4. Голанцов Е.Б., Молчанов В.В. Дифференциальные защиты трансформаторов с реле типа ДЗТ-21 (ДЗТ-23). – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 88 с.
5. Неклепаев В.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.
6. Прохорский А.А. Тяговые и трансформаторные подстанции. – М.: Транспорт, 1983. – 496 с.
7. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Глава 3.2. Релейная защита (Издание седьмое).
8. Реле тока дифференциальные серии РСТ-23. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. ИГФР.647531.001-01Т01, Т02, 1996.
9. Руководящие указания по релейной защите. – М: Энергоатомиздат, 1985. – Вып.13Б. – 96 с.
10. Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. – Л.: Энергоатомиздат, 1985. – 296 с.