Zabezpieczenia transformatorów Krzysztof Woliński Transformator jest jednym z droższych urządzeń energetycznych. Znaczne koszty budowy transformatora i jego eksploatacji powodują, że im większa moc oraz wyższe napięcie znamionowe transformatora, w tym bogatszy i bardziej rozbudowany zestaw zabezpieczeń jest wyposażany. O doborze zabezpieczeń transformatora decydują warunki eksploatacji oraz znaczenie danej jednostki dla układu elektroenergetycznego. Zastosowany zestaw zabezpieczeń musi chronić transformator przed zakłóceniami występującymi zarówno na zewnątrz, jak i wewnątrz samego transformatora, w czasie jego pracy [9]. Transformatory są urządzeniami o małej awaryjności, która wzrasta wraz z poziomem napięcia znamionowego górnej strony transformatora. Według statystyki IEEE, procentowy rozkład rodzajów uszkodzeń w transformatorach jest następujący [8]: 51% uszkodzenia uzwojeń, 19% uszkodzenia przełączników zaczepów, 9% uszkodzenia izolatorów przepustowych, 6% uszkodzenia przewodów wyjściowych, 2% uszkodzenia rdzeni, 13% inne uszkodzenia (kadź, obieg oleju itp.). Według statystyk ok. 42% uszkodzeń powstaje z przyczyn mechanicznych, ok. 35% z przyczyn elektrycznych oraz ok. 23% z przyczyn cieplnych. Zwarcia w transformatorach stanowią ok. 2% wszystkich zwarć w systemie elektroenergetycznym [8]. Skutki tych zwarć bywają szczególnie groźne, gdyż: zwarcia wewnętrzne powodują uszkodzenia, których usunięcie wymaga demontażu transformatora ze stanowiska, jeśli zwarcie wewnątrz kadzi nie zostanie wyłączone szybko, może to grozić wybuchem lub rozszczelnieniem kadzi i wyciekiem oleju (zniszczenie fizyczne jednostki), zwarcie w transformatorze sprzęgłowym lub blokowym i jego wyłączenie jest groźne dla pracy systemu elektroenergetycznego. Rodzaje zakłóceń w pracy transformatorów W pracy transformatora mogą wystąpić następujące rodzaje zakłóceń: Zwarcia, mogące wystąpić na zewnętrznych wyprowadzeniach z transformatora po stronie górnego i dolnego napięcia oraz zwarcia wewnątrz kadzi transformatora. Stopień zagrożenia transformatora zwarciami zewnętrznymi zależy od rodzaju zwarcia (trój-, dwu- czy jednofazowe), napięcia w danym punkcie sieci oraz od poziomu mocy zwarciowej w miejscu zainstalowania. Zwarcia wewnątrz kadzi dzielimy na: zwarcia na wyprowadzeniach uzwojeń (rys. 1), zwarcia zwojowe strony dolnego i górnego napięcia oraz zwarcia pomiędzy uzwojeniami i kadzią. Dr inż. Krzysztof Woliński Zakład Energetyczny Białystok, członek SEP Rys. 1. Uszkodzenie izolacji uzwojenia transformatora (110/15 kv, o mocy 16 MVA) Bardzo niebezpieczne dla pracy transformatora ze względu na zakres uszkodzeń, do jakich mogą doprowadzić oraz problemy z ich identyfikacją są zwarcia zwojowe. W skrajnych przypadkach zwarciu zwojowemu towarzyszy mała wartość prądu zwarcia (mniejsza nawet niż 10% prądu znamionowego), która często przeradza się w zwarcie łukowe. Zwarciu łukowemu zawsze towarzyszy wydzielanie się gazu, będącego produktem rozkładu oleju i izolacji uzwojeń. Nadmierny strumień w rdzeniu. Jeżeli w czasie pracy transformatora indukcja w jego rdzeniu ulegnie zwiększeniu na skutek wzrostu napięcia lub zmniejszenia częstotliwości, to wystąpi zjawisko nasycania się rdzenia (zwłaszcza w częściach, gdzie występują zwężenia przekroju). Następują zmiany w rozpływie strumienia magnetycznego (zwiększa się jego część, zamykana przez powietrze). Następuje zwiększenie wartości prądów wirowych w częściach stalowych (lite śruby) i nagrzewanie się tych elementów konstrukcyjnych, co powoduje osłabienie izolacji. Zwiększenie indukcji rdzenia o 20% skutkuje wzrostem prądu magnesowania transformatora (10-krotny wzrost wartości skutecznej prądu) oraz zwiększeniem zawartości wyższych harmonicznych nieparzystych w przebiegu prądu magnesowania [8]. Najbardziej typowa dla tego zjawiska jest 5. harmoniczna. Przegrzewanie uzwojeń. Wzrost temperatury uzwojeń może być wywołany przeciążeniem prądowym lub zmniejszeniem intensywności chłodzenia. Energia wydzielana na rezystancji uzwojeń jest powodem wzrostu temperatury wewnątrz kadzi. Powstające ciepło jest oddawane izolacji stałej i olejowi, które przez system naturalnego lub wymuszonego obiegu oleju powoduje efekt chłodzenia. Udarowe prądy magnesowania, których wartość maksymalna i skuteczna jest porównywalna z wartością prądu płynącego przez transformator przy zwarciach zewnętrznych. Ma charakter zanikowy, ale wartość przekraczająca poziom prądu znamionowego transformatora może utrzymywać się przez ok. 1 sekundę. Zawiera wyższe harmoniczne, z których najbardziej charakterystyczna jest 2. harmoniczna. Wymagania stawiane zabezpieczeniom transformatorów Zabezpieczenia transformatorów powinny spełniać następujące warunki: Rok LXXIV 2006 nr 6 41
wyłączać z minimalnym czasem działania zwarcia międzyfazowe i doziemne wewnątrz kadzi, nie dopuszczając tym samym do jej wybuchu, wyłączać z minimalnym czasem działania zwarcia zwojowe, co ograniczy zakres uszkodzeń, wyłączać z minimalnym czasem działania zwarcia wielkoprądowe między wyłącznikiem a kadzią, nie dopuszczać do długotrwałego nadmiernego wzrostu temperatury uzwojeń, nie dopuszczać do długotrwałego nadmiernego wzrostu strumienia w rdzeniu, nie dopuszczać do występowania prądów zwarć zewnętrznych, które mogą spowodować przekroczenie granic wytrzymałości cieplnej i dynamicznej, zapewnić rezerwowe działanie w przypadku niezadziałania zabezpieczenia podstawowego lub wyłącznika transformatora, sygnalizować stany zagrożeń, które wynikają z osłabienia izolacji lub lokalnego przegrzewania uzwojeń, nie dopuszczać do przedwczesnego wyłączania transformatora przy znacznym obciążeniu i zwarciach zewnętrznych. W tabeli podano rodzaje zabezpieczeń stosowanych do transformatorów i autotransformatorów o mocy od 0,315 do 160 MV A, zgodnie z praktyką krajową [2, 11]. Małe transformatory energetyczne (o mocach od kilkudziesięciu do kilkuset kv A), które zasilają odbiorców na niskim napięciu, są zabezpieczone po stronie wysokiego napięcia bezpiecznikami topikowymi lub wydmuchowymi. Transformatory większych mocy (od ok. 1 MV A) w stacjach z wyłącznikami mocy po stronie górnego i dolnego napięcia są wyposażone w odpowiednie zabezpieczenia przekaźnikowe (rys. 2 i 3). Zabezpieczenia od zwarć i uszkodzeń wewnętrznych Zwarcia wewnątrz kadzi transformatora są szczególnie niebezpieczne ze względu na przepływ dużych prądów, którym często towarzyszy łuk elektryczny. Prądy są źródłem dużych sił dynamicznych, a łuk elektryczny powoduje gwałtowne odgazowanie oleju. Rys. 2. Transformator 110/15 kv, o mocy 25 MVA, z wymuszonym układem chłodzenia, zainstalowany w komorze transformatorowej Rys. 3. Transformator 110/15 kv, o mocy 10 MVA Zabezpieczenia transformatorów i autotransformatorów Rodzaj zakłócenia Zwarcie zewnętrzne Zwarcia doziemne Zwarcia wewnętrzne Przeciążenia ruchowe Obniżenie poziomu oleju i uszkodzenie wewnątrz kadzi Bezpieczniki Bezpieczniki Rodzaj zabezpieczeń dla transformatorów o mocy (w MV A): 0,315 1,0 5,0 7,5 10 16 80 100 160 bezpieczniki lub zabezpieczenie 2- lub 3-fazowe Nadprądowe zwłoczne oraz bezzwłoczne Nadprądowe zwłoczne trójfazowe z blokadą napięciową lub kierunkową reaguje na I o lub U o Nadmiarowe zwłoczne Różnicowe Odległościowe reaguje na I o lub U o z blokadą kierunkową - Nadprądowe zwłoczne jednofazowe Nadprądowe zwłoczne zależne T [ C] T max [ C] T sygnał [ C] T 2 stopnie [ C] 2xT 2 st. [ C] Gazowo-przepływowe (przekaźnik Buchholtza) jeden stopień 1 dwa stopnie 2 dwa stopnie 3 2xT 2 st. [ C] + model cieplny + max wskaźnik temp. 42 Rok LXXIV 2006 nr 6
Duża objętość oleju stwarza zagrożenie dla środowiska naturalnego oraz niebezpieczeństwo pożaru przy pęknięciu kadzi transformatora. Z tego powodu zabezpieczenia od zwarć wewnętrznych muszą działać z bardzo krótkimi czasami. Do wykrywania zwarć wewnętrznych oraz zwarć na wyprowadzeniach transformatora stosowane są następujące zabezpieczenia: Nadprądowe bezzwłoczne odcinające Zasada działania tego zabezpieczenia opiera się na wykorzystaniu różnicy w wielkościach prądu zwarcia po stronie górnego napięcia (GN) i dolnego napięcia (DN) transformatora. Prąd rozruchu zabezpieczenia I r nastawia się powyżej maksymalnej wartości prądu zwarcia po stronie DN, według zależności współczynniezpieczeństwa (1,3 1,6), I zb maksymalna skuteczna wartość prądu zwarcia trójfazowego po stronie DN transformatora, odniesiona do strony GN transformatora, ϑ i przekładnia prądowa przekładników strony GN. Zabezpieczenie to powinno spełniać następujący warunek czułości I za wartość skuteczna prądu zwarcia dwufazowego na zaciskach GN transformatora. Zabezpieczenie jest realizowane w wykonaniu trójfazowym. Działa na wyłączenie wyłączników po obu stronach transformatora i jest instalowane po stronie GN. Z zasady działania tego zabezpieczenia wynika, że nie może ono objąć swym zasięgiem całości uzwojenia transformatora oraz wyprowadzeń po stronie DN. Różnicowe wzdłużne Zabezpieczenie różnicowe jest podstawowym zabezpieczeniem transformatorów i autotransformatorów. Według krajowych przepisów należy je stosować dla wszystkich jednostek o mocach znamionowych większych niż 5 MV A. Zaletą zabezpieczenia różnicowego jest to, że przy odpowiedniej czułości reaguje na wszystkie zwarcia w strefie chronionej. Strefa chroniona obejmuje urządzenia i łączące je przewody, zawarte między przekładnikami prądowymi strony GN, ŚN (średniego napięcia) i DN napięcia transformatora trójuzwojeniowego. W strefie chronionej zabezpieczenia różnicowego transformatora znajdują się następujące urządzenia: transformator, odgromniki strony GN, ŚN i DN napięcia, iskierniki, przekładniki napięciowe, most szynowy lub kablowy, izolatory przepustowe i wsporcze oraz czasami odłączniki transformatora. Uszkodzenie tych urządzeń powoduje działanie zabezpieczenia. Zasadniczą częścią zabezpieczenia różnicowego są obwody wtórne, łączące w układ różnicowy uzwojenia przekładników prądowych zainstalowanych w polach transformatora. W układzie tym czuły przekaźnik nadprądowy zainstalowany w gałęzi różnicowej kontroluje różnicę prądów. Stabilizacja zabezpieczenia różnicowego ma na celu uzyskanie możliwie dużej czułości, przy jednoczesnej niewrażliwości na prądy wyrównawcze, które płyną w gałęzi różnicowej zabezpieczenia. W celu dostosowania przekładni przekładników prądowych głównych do przekładni zabezpieczanego transformatora, do ich obwodów wtórnych włącza się przekładniki prądowe wyrównawcze. W każdym zabezpieczeniu różnicowym wyrównywanie prądów pod względem fazy i amplitudy odbywa się na drodze odpowiednich połączeń obwodów wtórnych przekładników prądowych. W konstrukcjach zabezpieczeń różnicowych stosuje się specjalne środki, które zapobiegają zbędnemu działaniu zabezpieczenia w przypadku niedostatecznego wyrównania przekładni, wystąpienia udarowego prądu magnesującego, wystąpienia prądu magnesującego przy nadmiernym strumieniu w rdzeniu. Najczęściej prąd rozruchowy I r zabezpieczenia różnicowego wyznacza się z następującej zależności I r 0,5I n Czas działania nowoczesnych zabezpieczeń różnicowych stabilizowanych wynosi w zależności od konstrukcji 30 50 ms. Po wyłączeniu transformatora przez zabezpieczenie różnicowe nie można ponownie załączyć go pod napięcie bez wyjaśnienia i usunięcia przyczyny wyłączenia lub wykonania pomiarów stwierdzających sprawność techniczną transformatora i układu zabezpieczeń. W przypadku konstrukcji cyfrowych zabezpieczeń różnicowych wyrównywanie przekładni, modułów i fazy prądów odbywa się na drodze programowej. Przykładem nowoczesnej krajowej konstrukcji cyfrowego zabezpieczenia różnicowego są przekaźniki RRTC 1 [3]. Gazowo-przepływowe Zabezpieczenie gazowo-przepływowe (przekaźnik Buchholza) instaluje się na przewodzie rurowym, łączącym kadź transformatora z konserwatorem. Zadaniem zabezpieczenia jest reagowanie w przypadku wystąpienia zwarć wewnątrz kadzi, podczas wydzielania się gazów na skutek rozkładu termicznego izolacji stałej oraz przy obniżeniu się poziomu oleju na skutek wycieków z kadzi. Przekaźnik gazowo-przepływowy ma dwa stopnie. Pierwszy jest związany z obniżeniem się poziomu oleju wewnątrz przekaźnika lub zebraniem się małej ilości gazu w przekaźniku i działa na sygnał. Gaz wydziela izolacja uzwojeń w temperaturze 150 200 C, olej rozkłada się w temperaturze 300 350 C. Palny gaz świadczy o rozwijającym się zwarciu wewnętrznym. Barwa gazu może wstępnie sugerować rodzaj uszkodzenia: biało-szary gaz, niepalny uszkodzenie izolacji uzwojeń, żółty uszkodzenie drewnianych części mocujących, szary lub ciemnoszary, palny rozkład oleju. Lepszą oceną stanu zagrożenia transformatora jest analiza chromatograficzna gazu rozpuszczonego w oleju. Drugi stopień przekaźnika działa, gdy przez rurę prowadzącą do konserwatora nastąpi przepływ gazu lub oleju z prędkością ok. 50 cm/s, co odpowiada przepływowi ok. 2300 cm 3 /s [8]. Stopień ten działa z opóźnieniem ok. 0,3 s, powodując wyłączenie transformatora spod napięcia. Przekaźniki mają znormalizowaną średnicę, odpowiadającą mocy transformatora (średnicy rury łączącej kadź z konserwatorem). Skuteczność i prawidłowość działania tego zabezpieczenia jest obarczona znacznym błędem [1]. Transformatory bez konserwatora z poduszką azotową są wyposażone w przekaźniki manometryczne (ciśnieniowe) dwustopniowe, które działają na sygnał i wyłączenie. Rok LXXIV 2006 nr 6 43
Gazowo-przepływowe komory przełącznika zaczepów Wewnątrz kadzi transformatora wyposażonego w układ do regulacji napięcia pod obciążeniem wydzielona jest komora, w której umieszczony jest trójfazowy przełącznik zaczepów. W przypadku dużych jednostek są to trzy przełączniki zaczepów (trzy oddzielne komory). Przekaźnik gazowo-przepływowy zainstalowany jest w rurze łączącej komorę przełącznika zaczepów z komorą w konserwatorze. Konserwator podzielony jest na dwie części. Jedna służy do uzupełniania oleju w kadzi transformatora, a druga do uzupełniania oleju w komorze przełącznika zaczepów. Zadaniem przekaźnika gazowo-przepływowego przełącznika zaczepów jest ochrona samego przełącznika i transformatora w przypadku uszkodzenia urządzenia przełączającego lub przełączania zbyt dużych wartości prądów (czemu towarzyszy zawsze silny łuk elektryczny). Zadziałanie przekaźnika następuje w momencie przepływu w kierunku konserwatora oleju lub mieszaniny oleju z gazem. Przekaźnik ten ma jeden stopień działania, który powoduje wyłączenie transformatora spod napięcia. Przekaźnik nie jest przystosowany do pobierania próbek gazu. Zabezpieczenia od zwarć zewnętrznych (zabezpieczenia rezerwowe) Zadaniem zabezpieczeń reagujących przy zwarciach zewnętrznych jest wyłączenie transformatora w przypadku braku eliminacji tych zwarć przez zabezpieczenia elementów, w których te zwarcia wystąpiły (szyny zbiorcze, pola odpływowe). Zabezpieczenia te działają zawsze z opóźnieniem skoordynowanym z czasami działania zabezpieczeń w sieci zasilanej przez transformator. W zależności od rodzaju, mocy znamionowej, roli i miejsca transformatora w systemie elektroenergetycznym, zabezpieczenia rezerwowe mogą być realizowane w następujący sposób [5, 6]: Zabezpieczenia nadprądowe zwłoczne Transformatory redukcyjne, które zasilają rozdzielnie nie połączone w normalnym układzie pracy z innymi źródłami zasilania, wymagają wyposażenia w zabezpieczenia nadprądowe zwłoczne po stronie napięcia zasilającego. Transformatory pracujące w stacjach, w których istnieje możliwość obustronnego zasilania, powinny być wyposażone w ten rodzaj zabezpieczeń osobno dla każdego uzwojenia transformatora lub w jedno zabezpieczenie od strony większej mocy zwarciowej. Najczęściej transformatory dwu- i trójuzwojeniowe wyposażone są w dwa lub trzy niezależne zabezpieczenia nadprądowe zwłoczne, gdzie zabezpieczenia strony DN i ŚN napięcia działają tylko na wyłączenie przynależnego do danej strony wyłącznika, a zabezpieczenie strony GN działa na wyłączenie wszystkich wyłączników transformatora. Omawiane zabezpieczenie realizowane jest w zasadzie jako trójfazowe. Prąd rozruchowy zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego dobiera się tak, aby zabezpieczenie nie działało pod wpływem prądów obciążeniowych i udarów prądowych związanych z samorozruchem silników po chwilowym zaniku napięcia, działaniem automatyki SPZ lub SZR. Wartość prądu rozruchowego I r i opóźnienie działania t zabezpieczenia wyznacza się z następującej zależności [5] t =t max +Δt współczynniezpieczeństwa (1, 2), I obc max maksymalny prąd obciążenia transformatora, z uwzględnieniem chwilowych przeciążeń ruchowych, k p współczynnik powrotu przekaźnika (0,85), ϑ i przekładnia przekładników prądowych, t max maksymalne opóźnienie zabezpieczeń w polach odpływowych, Δt stopień koordynacji czasowej zabezpieczeń, wynoszący 0,5 0,6 s dla zabezpieczeń analogowych i 0,3 0,4 s dla zabezpieczeń cyfrowych. Wymagany współczynnik czułości dla tego zabezpieczenia wynosi 1,5. Funkcje dodatkowego zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego strony WN transformatorów coraz częściej pełnią zabezpieczenia autonomiczne [2, 4, 7, 10]. Ze względu na dużą impedancję transformatora, zabezpieczenia odległościowe w stacjach zasilających nie reagują na zwarcia za transformatorem. Takie zwarcie podczas awarii prądu stałego może doprowadzić do zniszczenia urządzeń stacji. Zabezpieczenia autonomiczne wyposażone są w zasobniki kondensatorowe, które ładują się podczas przepływu prądu zwarciowego. Nastawienie prądowe zabezpieczenia autonomicznego powinno być nie mniejsze niż zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego strony WN. Czas działania tego zabezpieczenia powinien być o 1 s większy od czasu działania nadprądowego zwłocznego strony WN. Zabezpieczenie autonomiczne nadprądowe zwłoczne działa na wyłączenie własnego wyłącznika po stronie WN transformatora, a w przypadku stacji w układzie H 3 powoduje wyłączenie wyłącznika linii i sprzęgła. Najczęściej stosowanymi zabezpieczeniami autonomicznymi są przekaźniki typu ODR 2W (ZEG ENERGETYKA, Tychy) i RAZT (RELPOL, Zakład POLON, Zielona Góra). Zabezpieczenia nadprądowe z blokadą napięciową W celu poprawienia czułości zabezpieczenia i lepszego odstrojenia się od prądów przeciążenia, stosuje się blokadę napięciową zabezpieczenia nadprądowego. Blokada wykonana jest za pomocą przekaźników podnapięciowych. Wartości rozruchowe przekaźników podnapięciowych U r i nadprądowych I r wyznacza się z następujących zależności [2, 12] U min najmniejsze napięcie rozruchowe (0,95% napięcia znamionowego), U z największa spodziewana wartość napięcia na pętli zwarcia, współczynniezpieczeństwa (1,1), k p współczynnik powrotu (1,2), k c współczynnik czułości (1,3 1,4), ϑ u przekładnia przekładników napięciowych, ϑ i przekładnia przekładników prądowych, I n prąd znamionowy transformatora. 44 Rok LXXIV 2006 nr 6
Stosowanie blokady napięciowej pozwala na znaczne zwiększenie czułości zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego. Zabezpieczenia ziemnozwarciowe zerowo-prądowe i zerowo-napięciowe Są stosowane przede wszystkim dla transformatorów podwyższających w sieci z uziemionym skutecznie punktem zerowym. Transformatory pracujące z trwale uziemionym punktem zerowym wyposaża się w zabezpieczenie zerowo-prądowe zwłoczne. Transformatory, które mogą pracować z uziemionym lub izolowanym punktem zerowym (w zależności od warunków systemowych), wyposaża się w zabezpieczenia zerowo-prądowe i zerowo-napięciowe. Transformatory z podparciami od strony dolnego napięcia (współpraca z lokalną elektrownią), pracujące z trwale izolowanym punktem zerowym po stronie górnego napięcia w sieci skutecznie uziemionej, wyposaża się tylko w zabezpieczenia zerowo-napięciowe. Potrzeba stosowania zabezpieczeń ziemnozwarciowych rezerwowych wynika z ich wysokiej czułości przy zwarciach z ziemią w sieci przesyłowej. Zabezpieczenie to nie musi być odstrajane od prądów obciążenia, a więc może być nastawione prądowo dość nisko. Zabezpieczenia odległościowe Transformatory energetyczne dużej mocy są chronione od przeciążeń wywołanych zwarciami zewnętrznymi przez rezerwowe zabezpieczenia odległościowe w wykonaniu specjalnym. Instalowane są one po obu stronach transformatora (autotransformatora). W każdym przekaźniku odległościowym wyznacza się dwie lub trzy strefy omowe do przodu i jedną strefę do tyłu. Zasadę realizacji i nastawień stref omowych zabezpieczeń odległościowych realizuje się zgodnie z przyjętą procedurą dla danej jednostki. Przy działaniu zabezpieczenia odległościowego w strefach zorientowanych do przodu, przekaźnik działa na wyłączenie obu wyłączników. W przypadku działania w strefie wstecznej, zostaje wyłączony wyłącznik tylko po stronie zainstalowanego przekaźnika. Oprócz rezerwowych zabezpieczeń odległościowych stosuje się także w dużych jednostkach prądowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe zwłoczne. Są to zazwyczaj dwa zabezpieczenia, w tym jedno kierunkowe. Zabezpieczenia przeciążeniowe Dla ochrony transformatorów energetycznych od przeciążeń ruchowych stosuje się następujące rodzaje zabezpieczeń: Zabezpieczenie nadprądowe niezależne zwłoczne Jest to najprostsze zabezpieczenie przeciążeniowe transformatora, które reaguje na zmianę wartości prądu obciążenia (nie uwzględnia rzeczywistych zmian temperatury uzwojeń i oleju). Ze względu na symetryczny charakter obciążenia jest instalowane w jednej fazie. W transformatorach dwuuzwojeniowych po stronie DN, a transformatorach trójuzwojeniowych po każdej ze stron. Prąd rozruchu zabezpieczenia wyznacza się z zależności współczynniezpieczeństwa (1,05), k p współczynnik powrotu (0,9). Zwłoka czasowa działania zabezpieczenia wynosi zazwyczaj 6, 12, a czasami 20 sekund. Zabezpieczenie działa na sygnał. Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne zależne W celu wykorzystania przeciążalności transformatora, przy jednoczesnym zachowaniu ciągłości ruchu i braku zbędnej sygnalizacji przeciążenia, do ochrony przeciążeń ruchowych transformatora wykorzystuje się zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne zależne. Jest to układ dwóch przekaźników prądowych zwłocznych o różnych nastawach prądowych i czasowych, np. 115% I n z czasem 20 min oraz 150% I n z czasem 12 s. Zabezpieczenie nie reaguje na wzrost temperatury oleju, który jest spowodowany innymi przyczynami niż przeciążenie prądowe. Zabezpieczenie to nie jest powszechnie stosowane w energetyce zawodowej [2]. Zabezpieczenie termometryczne Funkcja, jaką spełnia zabezpieczenie termometryczne w ochronie transformatora od przeciążeń, zależy od jego mocy znamionowej [2]: dla S n <0,315 MV A termometr wskazujący, dla 0,315<S n 1 MV A termometr wskazujący ze wskaźnikiem maksymalnej temperatury, dla 1,0 MV A< S n 10 MV A termometr wskazujący jednostykowy z sygnalizacją maksymalnej temperatury uzwojenia lub oleju, dla 10 MV A<S n 16 MV A termometr wskazujący dwustykowy z sygnalizacją przekroczenia dopuszczalnych temperatur, dla S n >16 MV A zestaw 2 termometrów dwustykowych współpracujących z układem chłodzenia i zdalną sygnalizacją przekroczenia dopuszczalnych temperatur. Zakres temperatur dla krajowych transformatorów o mocy S n >16 MV A przedstawia się następująco: 55 C załączenie I grupy wentylatorów, 65 C sygnalizacja I stopnia zabezpieczenia termometrycznego, 75 C uruchomienie II grupy wentylatorów, 85 C sygnalizacja lub sygnalizacja i wyłączenie przez II stopień zabezpieczenia termometrycznego. Według zaleceń IEC (International Electrical Commission), zabezpieczenia przeciążeniowe olejowych transformatorów energetycznych mogą działać według następującej reguły [5, 6, 12]: dopuszcza się trwałą pracę transformatora przy przeciążeniu prądowym 15% latem, gdy temperatura otoczenia przekracza 15 C i 25% zimą, gdy temperatura otoczenia nie przekracza 15 C, w razie przekroczeń podanych wartości prądów obciążenia dopuszcza się pracę transformatorów przez czas do 20 minut, pod warunkiem, że temperatura oleju w chwili przekroczenia wielkości dopuszczalnej prądu obciążenia była niższa od pewnej ustalonej dla danego rodzaju transformatora wartości ϑ k (dla transformatorów francuskich: 75, 62, 52 C). Jeżeli jednak w chwili przekroczenia wartości prądu obciążenia temperatura była wyższa od ϑ k, dopuszcza się dalszą pracę transformatora przez 20 minut, pod warunkiem że prąd transformatora nie przekroczy wartości znamionowej o 10%, w przypadku wyższych prądów obciążenia niż podane wyżej, wyłączenie transformatora powinno następować po czasie 20 s, wystarczającym na eliminację zakłóceń zwarciowych przez zabezpieczenia sieci. Rok LXXIV 2006 nr 6 45
Model cieplny Zabezpieczenie to jest stosowane w celu odtworzenia temperatury najgorętszego punktu w uzwojeniach. Jest to najdoskonalsze pod względem technicznym zabezpieczenie transformatora od przeciążeń ruchowych. Charakterystyka nagrzewania modelu odpowiada charakterystyce nagrzewania transformatora, temperatura modelu odwzorowuje temperaturę w uzwojeniach w stanach ustalonych oraz przejściowych. Wbudowany w model termometr rezystancyjny ma dwa stopnie pierwszy (105 C) działa na sygnał, drugi (110 C) na sygnał i załączenie układu chłodzenia. Model cieplny jest stosowany jako wyposażenie jednosteardzo dużej mocy. Wskaźnik maksymalnej temperatury, typu Bewag Jest to szczególny rodzaj zabezpieczenia termometrycznego, ze wskaźnikiem maksymalnej temperatury. Głównym elementem jest wyzwalacz cieplny termobimetalowy z nastawami od 60 do 140 C. Zabezpieczenie od nadmiernego strumienia w rdzeniu transformatora Nie należy dopuścić do sytuacji, w której nadmierny strumień w rdzeniu transformatora będzie trwał przez dłuższy czas. Zabezpieczenie to zwane także zabezpieczeniem V/Hz (wzrost strumienia proporcjonalny do wzrostu napięcia i odwrotnie do wzrostu częstotliwości), szacuje wartość szczytową strumienia w rdzeniu. Jeżeli wartość zmierzona przekroczy wartość znamionową o 20 30% w czasie kilkudziesięciu sekund, to zabezpieczenie uruchomi sygnalizację. LITERATURA [1] Arcab M., Bekasiak W.: Szybkość wyłączenia zwarć w transformatorach jako podstawowe wymagania od jego zabezpieczeń. Automatyka Elektroenergetyczna 1998 nr 3 [2] Borkiewicz K.: Automatyka zabezpieczeniowa, regulacyjna i łączeniowa w systemie elektroenergetycznym. ZIAD Bielsko-Biała, 1998 [3] Kuran Z. i in.: Analiza działania zabezpieczeń różnicowych RRTC-1. Wiadomości Elektrotechniczne 2003 nr 9 [4] Pawłowski A.: ODR czyli ostatnia deska ratunku i co dalej. Automatyka Elektroenergetyczna 1994 nr 2 [5] Synal B.: Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa. Podstawy. Oficyna Wydawnicza Politechniki Wrocławskiej, Wrocław 2000 [6] Synal B., Rojewski W., Dzierżanowski W.: Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa. Podstawy. Oficyna Wydawnicza Politechniki Wrocławskiej. Wrocław 2003 [7] Widziszewska E.: ODR jest przeszłością, do której chętnie powracamy. Automatyka Elektroenergetyczna 2005 nr 2 [8] Winkler W., Wiszniewski A.: Automatyka zabezpieczeniowa w systemach elektroenergetycznych. WNT, Warszawa 1999 [9] Woliński K.: Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa linii średniego napięcia. Elektroinfo 2003 nr 7 [10] Woliński K.: Czy ODR to już przeżytek. Automatyka Elektroenergetyczna 2005 nr 1 [11] Żydanowicz J., Namiotkiewicz M., Kowalewski B: Zabezpieczenia i automatyka w energetyce. WNT, Warszawa 1975 [12] Żydanowicz J.: Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa. Automatyka eliminacyjna. Tom 2. WNT, Warszawa 1985