Расчет уставок микропроцессорной релейной защиты блока генератор - трансформатор

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовая работа

«Расчет уставок микропроцессорной релейной защиты блока

генератор - трансформатор»



ВВЕДЕНИЕ

При функционировании электроэнергетической системы (ЭЭС) иногда возникают отказы её отдельных элементов, вызванные износом, внешними воздействиями, ошибками персонала и прочими неисправностями элементов, которые в большинстве случаев сопровождаются короткими замыканиями (КЗ). Последние вызывают протекание токов, величина которых может многократно превосходить длительно допустимые токи, а также глубокие снижения напряжения. Поэтому КЗ не только приводят к разрушению повреждённого оборудования ЭЭС, но и могут быть причиной развития системной аварии, например, нарушения синхронной работы электростанций в ЭЭС. Чтобы предотвратить такие последствия КЗ, необходимо быстрое отключение повреждённого элемента от ЭЭС. Такие отключения можно произвести только автоматически, и эта функция возложена на релейную защиту.

Релейная защита элементов должна отвечать требованиям ПУЭ, которые предъявляются ко всем устройствам РЗ: быстродействия, селективности, надежности и чувствительности.

Быстродействие РЗ должно обеспечивать наименьшее возможное время отключения коротких замыканий, селективным действием защиты называется такое действие, при котором автоматически отключается только поврежденный элемент электроустановки. Надежность функционирования РЗ предполагает надежное срабатывание устройства при появлении условий на срабатывание и надежное несрабатывание при их отсутствии. Чувствительностью РЗ называют её способность реагировать на все виды повреждений и аварийных режимов, которые могут возникать в пределах основной защищаемой зоны и зоны резервирования.



1. ЗАДАНИЕ

Исходная схема ТЭЦ-660 приведена на рис. 1. Параметры оборудования и проводников ЛЭП приведены в табл. 1-4.

Таблица 1 Параметры генераторов

Тип	PНОМ, МВт	UНОМ, кВ	cosНОМ, о.е.	x``d, о.е.	x`d, о.е.	х2, о.е.
ТВФ-110-2ЕУ3	110	10,5	0,8	0,189	0,271	0,23

Таблица 2

Параметры трансформаторов блоков и автотрансформаторов связи

Тип трансформатора	Sном	Uвн	Uсн	Uнн	Uк(вн-сн/вн-нн/сн-нн)
	МВА	кВ	кВ	кВ	%
АТДЦТН-200000/220/110	125	230	121	10,5	11/32/20
ТДЦ-125000/220	125	242	-	10,5	11
ТДЦ-125000/110	125	121	-	10,5	10,5
ТРДЦНК-80000/110	80	115	-	10,5	10,5

Таблица 3 Параметры трансформаторов собственных нужд

Тип трансформатора	Sном	Uвн	Uнн	Uк(в-н/н-н)
	МВА	кВ	кВ	%
ТДНС-16000/10	16	10,5	6,3	10
ТРДНС-25000/20	25	10,5	6,3	10,5/30

Таблица 4 Параметры проводников ЛЭП

Тип провода	АС-300/39	АС-240/32
худ, Ом/км	0,407	0,401
Х0уд, Ом/км	1,949	1,2
ХМуд, Ом/км	0,609	0,8
rуд, Ом/км	0,108	0,13

Таблица 5 Параметры реакторов

Тип реактора	Uном	Xреакт	Ксв
	кВ	Ом	о.е.
РБСД-10-2х1600-0,35	10,5	0,35	0,46

2. Составление схемы замещения сети и расчет токов короткого замыкания

Расчёт проводим при точном приведении в относительных базисных единицах. За базисную мощность принята мощность генератора Sбаз=137,5 МВА.

Базисные напряжения равны средним номинальным значениям:

Базисные токи:

Сопротивления энергосистем:

Сопротивления линий связи с энергосистемой 220кВ



Сопротивления линий связи с энергосистемой 110кВ:

Сопротивления генераторов:

ЭДС генераторов:

Сопротивления трансформаторов:

Для трансформаторов блока

Для автотрансформаторов связи

Для трансформаторов собственных нужд

Сопротивления реакторов



Рисунок 2 - Схема замещения



3. Реализация релейной защиты блока турбогенератор-трансформатор

Задание предполагает реализацию защиты блока на базе шкафа микропроцессорной защиты, разработанной предприятием «ЭКРА», ШЭ1113. Шкаф типа ШЭ1113 является комплексом защит с двумя взаимнорезервируемыми автономными комплектами защит в одном шкафу. Каждый комплект шкафа состоит из двухкассетного терминала.

Для каждой системы защит (каждого терминала) предусматриваются индивидуальные измерительные трансформаторы, отдельные цепи оперативного тока, отдельные входные и выходные цепи, а также цепи сигнализации.

В терминалах реализованы следующие защитные функции:

* продольная токовая дифференциальная защита генератора, IДG;

* дифференциальная защита блока генератор-трансформатор, IДGT;

* дифференциальная защита трансформатора блока, IДTБ;

* дифференциальная защита трансформатора собственных нужд, IДTСН;

* дифференциальная защита трансформатора системы возбуждения, IДВT;

* токовая защита трансформатора, IТ>;

* максимальная токовая защита генератора, I>;

* защита генератора от несимметричных перегрузок, I2;

* защита генератора от симметричных перегрузок, I1;

* защита ротора от перегрузок, IP;

* защита от повышения напряжения генератора, UG>;

* защита от повышения напряжения блока генератор-трансформатор, UGТ>;

* контроль исправности цепей напряжения переменного тока, КИН;

* поперечная токовая дифференциальная защита генератора, IД>;

* защита от потери возбуждения, Ф<;

* защита от асинхронного хода без потери возбуждения, ФZ;

* защита от асинхронного режима, ФU;

* резервная дистанционная защита от междуфазных повреждений, Z<;

* защита обратной мощности, РОБР;

* защита активной мощности, РАКТ;

* защита от изменения частоты, F< (F>);

* защита от перевозбуждения, U/F;

* защита ротора от замыканий на землю, Re<;

* защиты от замыканий на землю на генераторном напряжении (тип выбирается при проектировании):

- защита от замыканий на землю обмотки статора генератора UN(UO),

- защита от замыканий на землю обмотки статора в блоке
генератор-трансформатор (с наложением 25 Гц), UN(F25),

- защита от однофазных замыканий на землю обмотки статора в блоке генератор-трансформатор, UN(100),

- защита от однофазных замыканий на землю в обмотке статора генератора, работающего на сборные шины (с наложением 25 Гц), IN(F25),

- защита от однофазных замыканий на землю в обмотке статора генератора, работающего на сборные шины, IN>,

- защита от замыканий на землю обмотки статора генератора, работающего на сборные шины, IN(UN),

- защита от замыканий на землю обмотки статора генератора, Se(F25);

* токовая защита нулевой последовательности от КЗ на землю в сети высшего напряжения, I0;

* защита по напряжению нулевой последовательности от КЗ на землю в сети высшего напряжения, U0;

* орган контроля изоляции со стороны НН блочного трансформатора, U0T;

* УРОВ генератора, УРОВ G;

* дистанционная защита от междуфазных повреждений трансформатора собственных нужд на стороне ВН, Z<ТСН(ВН);

* дистанционная защита от повреждений трансформатора собственных нужд на стороне НН, Z<ТСН(НН);

* максимальная токовая защита трансформатора собственных нужд на
стороне НН, I>ТСН(НН);

* максимальная токовая защита трансформатора собственных нужд на
стороне ВН, I>ТСН;

* токовая отсечка трансформатора собственных нужд, I>>ТСН;

* резервная защита нулевой последовательности трансформатора собственных нужд, I0ТСН;

* защита от частичного пробоя изоляции высоковольтных вводов (500 кВ и более) повышающего трансформатора, КИВ.

Кроме того, для обеспечения дополнительных защитных функций терминал содержит следующие органы:

* измерительные органы максимального (ИО I>) и минимального (ИО I<) тока;

* измерительные органы максимального (ИО U>) и минимального (ИО U<) напряжения;

* реле тока обдува трансформатора, I0(РОТ);

* частотно-независимый максимальный орган тока, I>(f);

* частотно-независимый минимальный орган тока, I<(f);

* частотно-независимый максимальный орган напряжения, U>(f);

* частотно-независимый минимальный орган напряжения, U<(f);

* устройство контроля синхронизма, КС.

ток короткий замыкание блок защита



4. ПРИНЦИПЫ РАБОТЫ ЗАЩИТ И ВЫБОР УСТАВОК

4.1 Продольная дифференциальная защита генератора

Назначение: защита от междуфазных КЗ в обмотке статора.

К микропроцессорному терминалу защиты подводятся токи всех трёх фаз статорной обмотки от трансформаторов тока линейных выводов I1 и выводов нейтрали I2. В терминале предусмотрено необходимое выравнивание токов плеч в пределах

Защита выполняется с характеристикой срабатывания , изображённой на рис. 3. Минимальная начальная уставка по току срабатывания регулируется в диапазоне от 0,1 до 0,8 с шагом 0,01.

Рисунок 3 - Зависимость тока срабатывания защиты от тока торможения

Коэффициент торможения есть отношение величины тока срабатывания к величине тока торможения

Уставка по коэффициенту торможения регулируется в пределах от 0,2 до 0,5 с шагом 0,05. Средняя основная погрешность по коэффициенту торможения не превышает 15%.

Уставка по (точка B на рис. 3) регулируется в диапазоне от 1,2 до 5,0 с шагом 0,1.

Время срабатывания защиты при двукратном и более токе срабатывания не превышает 0,03 с.

Для обеспечения надёжной работы при больших токах КЗ в зоне действия в защите предусмотрена дифференциальная отсечка с током срабатывания , регулируемым в диапазоне от 6,0 до 12,0 с шагом 0,1.

Выбор уставок

В рассматриваемой схеме установлен генератор ТВФ-110-2ЕУ3, для которого в нейтрали установлены трансформаторы тока с коэффициентом трансформации равным коэффициентам трансформации трансформаторов тока установленных на выводах.

Ток небаланса, возникающий в номинальном режиме работы защищаемого генератора:

Минимальный ток срабатывания защиты:



Обычно минимальный ток срабатывания защиты принимают равным (0,1…0,2) от номинального тока генератора, поэтому принимаем минимальный ток срабатывания защиты 756 А. Определяем уставку защиты, устанавливаемую в относительных номинальных единицах,

Принимаем уставку по минимальному току срабатывания защиты

Ток блокировки, при превышении которого защита должна блокироваться, определяется, исходя из допустимой перегрузки защищаемого генератора. Для генератора с непосредственным охлаждением обмотки статора максимальный ток перегрузочного режима составляет

Тогда ток блокировки

Определяем уставку защиты, устанавливаемую в относительных номи-нальных единицах

Принимаем уставку по току блокирования

Максимальный ток небаланса в защите при протекании по плечам защиты токов, равных току блокирования

Минимальный коэффициент торможения, при котором обеспечивается селективная работа защиты

Поскольку значение коэффициента торможения, устанавливаемое в защите, лежит в диапазоне от 0,2 до 0,5, принимаем к установке

Для определения уставки дифференциальной отсечки необходимо определить максимальные токи небаланса при расчётном внешнем коротком замыкании и при асинхронном ходе защищаемого генератора.

Максимальный ток внешнего короткого замыкания протекает по защищаемому генератору при трёхфазном коротком замыкании на выводах генератора. Ток короткого замыкания в этом режиме составляет

Найдем максимальный ток при асинхронном ходе защищаемого генератора. Преобразуем исходную схему замещения к виду на рис. 4.



Рисунок 4 - Схема замещения



Максимальный ток при асинхронном ходе защищаемого генератора

Расчётным является больший из полученных токов.

Максимальный расчётный ток небаланса приведённый ко вторичной обмотке



Минимальный ток срабатывания дифференциальной отсечки

Определяем уставку защиты, устанавливаемую в относительных номинальных единицах:

Принимаем уставку по току срабатывания дифференциальной отсечки

4.2 Поперечная дифференциальная защита генератора

Назначение: защита от витковых замыканий в обмотке статора.

Защита подключается к ТТ, включённому в перемычку между нейтралями параллельных ветвей обмотки статора.

Вторичный ток срабатывания защиты регулируется в интервале от 0,1 А до 1,5 А с шагом 0,01 А.

Первичный ток срабатывания защиты на этапе проектирования принимается равным 0,2?Iном генератора.

Выбор уставок

Вначале выполняется выбор трансформатора тока, используемого данной защитой. Выпускаемые промышленностью трансформаторы тока для этой защиты имеют уменьшенные коэффициенты трансформации по сравнению с устанавливаемыми в фазах обмотки статора. Для рассматриваемого генератора ТВВ-110-2ЕУ3 в [2] указано, что коэффициент трансформации трансформатора тока для этой защиты равен 1500/5.

Первичный ток срабатывания защиты

Вторичный ток срабатывания защиты

При наладке защиты ток срабатывания может быть существенно уменьшен по результатам измерения фактического тока небаланса.

4.3 Защита от замыканий на землю в обмотке статора

Назначение: защита от замыканий на землю обмотки статора турбогенератора, работающего в блоке с трансформатором, при наличии реактированной отпайки для питания собственных нужд и/или местной нагрузки.

По принципу своего действия защита реагирует на ток нулевой последовательности 3I0. Для повышения чувствительности защиты используется подмагничивание ТНП переменным током. В защите предусмотрено два токовых реле: чувствительно и грубое. Чувствительное реле предназначено для действия при однофазных замыканиях на землю в обмотке статора генератора. Это реле не отстраивается от токов небаланса при внешних КЗ, и поэтому имеет блокировку, выводящую его из действия при внешних повреждениях. Грубое реле устанавливается для действия при двойных замыканиях на землю (одном - в генераторе и втором - в сети), когда чувствительно реле выводится из работы блокировкой.

ТНПШ устанавливается непосредственно у выводов генератора. При замыкании на землю в первичной цепи ТНП появляется ток 3I0. Он наводит во вторичных обмотках одинаково направленные и равные по величине ЭДС, которые складываются и вызывают в реле ток Iр=3I0. При симметричных КЗ и нагрузке ток в реле должен отсутствовать, однако из-за несимметрии расположения первичных токопроводов во вторичных обмотках ТНП возникает ЭДС небаланса Eнб.нес, обуславливающая появление в реле тока Iнб.нес.

С учетом небаланса обмоток подмагничивания результирующих ток небаланса

Выбор уставок

Первичный ток срабатывания выбирается из условия селективности действия при внешнем однофазном замыкании на землю, сопровождающимся внешним замыканием между двумя фазами.

Где - установивший емкостной ток замыкания на землю защищаемого генератора; согласно [7, стр. 479, табл. 15-4];

- первичный установившийся ток небаланса, соответствующий току срабатывания блокирующих реле;

- коэффициент надежности для отстройки от перемежающегося внешнего ЗНЗ; принимается равным 2;

- коэффициент надежности, принимаемый равным 2;

- коэффициент возврата, для реле РТЗ-50, ;

Поскольку - к установке принимаем трансформатор тока ТНПШ-3У с .

Для цепей блокировки рассматриваемой защиты при внешних КЗ используется реле тока защиты генератора от внешних КЗ с током срабатывания

Для определения тока срабатывания защиты необходимо определить ток небаланса :

а) при наличии подмагничивания

б) при снятом подмагничивании

В указанных выражениях - кратность тока срабатывания блокирующих реле; , , взяты из [5, стр. 46, табл. 1]при этом пересчитывается с учетом различия номинальных токов генератора и ТТ.

Больший из вычисленный вторичных токов приводится к первичной стороне

Тогда ток срабатывания защиты



Поскольку рассчитанный ток срабатывания защиты больше приведенного в таблице , то проводим вторичный расчет при , что обеспечивает снижение тока небаланса, следовательно, тока срабатывания зашиты.

а) при наличии подмагничивания

б) при снятом подмагничивании

Выбираем больший и приводим в первичной стороне

Тогда ток срабатывания защиты:

Ток срабатывания реле

Ток срабатывания грубого органа должен быть максимального возможного тока, протекающего через защиту при внешних коротких замыканиях. На основании опыта эксплуатации рекомендуется принимать первичный ток срабатывания

4.4 Защита от замыканий на землю в обмотке ротора

Назначение: выявление замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения.

Защита содержит источник наложенного напряжения с частотой приблизительно 16,7 Гц. Один полюс источника подключается к цепи возбуждения, а второй - к специальной "релейной" щётке на валу генератора.

В защите предусмотрено две независимые ступени срабатывания по сопротивлению изоляции с диапазоном регулирования уставок от 1,0 до 25,0 кОм с шагом 0,1 кОм. Диапазон уставок обеспечивается при значениях ёмкости цепей возбуждения от 0,2 до 5,0 мкФ при условии настройки защиты на конкретные значения ёмкости цепей возбуждения.

Защита выявляет нарушение контакта релейной щётки при ёмкости ротора относительно земли не менее 0,2 мкФ и обеспечивает сигнализацию неисправности.

Кроме выполнения функций защиты, устройство позволяет измерять сопротивление изоляции цепи возбуждения в пределах от 1,0 до 80 кОм с погрешностью измерения не более ±20%.

Выбор уставок

На этапе проектирования уставка 1-й ступени, действующей на сигнал, принимается в соответствии с данными завода-изготовителя. При отсутствии таких данных её принимают равной 50 кОм, с выдержкой времени 10 с.

Уставка 2-й ступени, действующей на отключение, при отсутствии рекомендаций завода-изготовителя принимается равной 10 кОм, с выдержкой времени 9 с.

При наладке защиты на защищаемом генераторе уставки по активному сопротивлению 1-й и 2-й ступеней уточняются.

Кроме того, при наладке опытным путём определяются значения компенсирующего активного сопротивления Rk и ёмкости компенсирующего конденсатора Ck путём балансировки компенсирующей цепи на минимум небаланса.

2-я ступень действует на отключение выключателя блока и гашение поля генератора.

Действие защиты блокируется при выявлении отскока релейной щётки или снижении напряжения на выходе генератора наложенного тока ниже допустимого значения, при котором формируется сигнал «Неисправность UГ».

4.5 Токовая защита обратной последовательности

Назначение: токовая защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок предназначена для предотвращения повреждения генератора при перегрузках токами обратной последовательности, вызванных несимметричной нагрузкой в рабочих режимах или ненормальными режимами сети (обрыв фазы, неполнофазное отключение выключателя, несимметричные КЗ). Основная функция защиты - защита генератора от термического действия токов двойной частоты в демпферных контурах ротора, вызывающих местные нагревы в зубцах, металлических клиньях, бандажных кольцах генератора.

Защита содержит следующие функциональные органы, реализованные программно:

* сигнальный орган, срабатывающий с независимой выдержкой времени при увеличении тока обратной последовательности выше заданной уставки;

* пусковой орган, срабатывающий при увеличении тока обратной последовательности выше заданной уставки и осуществляющий запуск интегрального органа;

* токовая отсечка, срабатывающая с независимой выдержкой времени при увеличении тока обратной последовательности выше заданной уставки;

* интегральный орган, срабатывающий с зависимой от тока обратной последовательности выдержкой времени, определяемой уравнением

где I2* - относительный ток обратной последовательности;

tср - время срабатывания интегрального органа в секундах при воздействии тока обратной последовательности I2*;

A - постоянная величина, являющаяся параметром генератора, численно равная допустимой длительности несимметричного режима при I2* = 1,0.

Сигнальный и пусковой органы, а также отсечка имеют уставки по току срабатывания, регулируемые в диапазоне от 0,05 до 3,0 с шагом 0,01. Значение коэффициента возврата этих органов не ниже 0,95.

Интегральный орган защиты реализует приближённую тепловую модель генератора, что позволяет предотвратить его повреждение при достаточно полном использовании перегрузочной способности.

Характеристика срабатывания токовой защиты обратной последовательности определяется параметром А, который может задаваться от 1,0 до 100 секунд с шагом 1,0 с; временем охлаждения, которое может задаваться от 1,0 до 1000 секунд с шагом 1,0 с; максимальное время срабатывания, которое может задаваться от 1,0 до 4000 секунд с шагом 0,1 с; минимальное время срабатывания, которое может задаваться от 1,0 до 100 секунд с шагом 0,1 с.

Выбор уставок

Сигнальный орган. Поскольку защищаемым объектом является турбогенератор, принимаем ток срабатывания сигнального органа, равным 0,05 Iном. Выдержка времени должна быть отстроена от выдержек времени резервных защит.

Пусковой орган. Поскольку пусковой орган должен надёжно возвращаться при токе срабатывания сигнального органа, принимаем ток срабатывания пускового органа, равным 0,06 Iном.

Интегральный орган. Основной уставкой интегрального органа является допустимое время протекания тока обратной последовательности, равного номинальному (параметр А). Для установленного на рассматриваемой станции генератора А = 15 [2].

Остальные параметры принимаем в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя, используемого микропроцессорного шкафа релейной защиты:

* максимальное время срабатывания - tмакс = 800 с,

* минимальное время срабатывания - tмин = 1 с,

* время охлаждения - tохл = 100 с.

Принятые времена могут уточняться при наладке защиты.

Токовая отсечка. Определяем величину тока обратной последовательности, протекающего через генератор при двухфазном коротком замыкании на выводах

Отсюда время допустимое срабатывания отсечки

Ток срабатывания отсечки для обеспечения чувствительности к двухфазным коротким замыканиям на выводах генератора

Принимаем к установке значение тока срабатывания 2,0.

4.6 Защита обмотки статора от симметричных перегрузок

Назначение: защита обмотки статора от симметричных перегрузок предназначена для предотвращения повреждения генератора при перегрузке токами прямой последовательности. Защита реагирует на относительный ток статора фазы с максимальным значением тока в трёхфазном режиме. Зависимости, отражающие допустимые длительные нагрузки по току статора для ряда турбогенераторов, взятые из [2], приведены на рис. 5.

Рисунок 5 - Допустимая длительность перегрузки турбогенераторов по току статора: ТГВ-200, ТГВ-300 (1), ТВВ мощностью до 500 МВт включительно и ТГВ-200М (2), ТВФ (3)

Защита содержит следующие функциональные блоки, реализованные программно:

* сигнальный орган, срабатывающий с независимой выдержкой времени при увеличении максимального фазного тока выше заданной уставки;

* пусковой орган, срабатывающий без выдержки времени при увеличении максимального фазного тока выше заданной уставки и осуществляющий пуск интегрального органа;

* токовая отсечка, срабатывающая с независимой выдержкой времени при увеличении максимального фазного тока выше заданной уставки;

* интегральный орган, срабатывающий с зависимой от максимального фазного тока выдержкой времени, определяемой уравнением:

где I* - относительный ток статора;

В и С - постоянные коэффициенты, величина которых определяется, исходя из наилучшего приближения к перегрузочной характеристике генератора.

Сигнальный и пусковой органы, а также отсечка имеют уставки по току срабатывания, регулируемые в диапазоне от 1,0 до 2,0 с шагом 0,01. Значение коэффициента возврата этих органов - не ниже 0,98.

Интегральный орган защиты реализует приближённую тепловую модель обмотки статора генератора, что позволяет предотвратить его повреждение при достаточно полном использовании перегрузочной способности.

Для интегрального органа могут быть заданы следующие параметры срабатывания:

* коэффициент B регулируется в диапазоне от 0,8 до 1,5 с шагом 0,01;

* коэффициент C регулируется в диапазоне от 10 до 300 секунд с шагом 1,0;

* время охлаждения регулируется в диапазоне от 1,0 до 1000 секунд с шагом 1 с;

* максимальное время срабатывания регулируется в диапазоне от 1,0 до 4000 секунд с шагом 1,0 с;

* минимальное время срабатывания регулируется в диапазоне от 1,0 до 100 секунд с шагом 1,0.

Выбор уставок

Сигнальный орган. Ток срабатывания сигнального органа выбирается из условия отстройки от длительно допустимых перегрузок генератора

Принимаем к установке ближайшее большее значение 1,08.

Пусковой орган. Ток срабатывания пускового органа выбирается из условия обеспечения пуска при перегрузке, допустимое время которой менее часа. Из этого условия, в соответствии с [1], принимаем

Интегральный орган. Параметрами, определяющими работу интегрального органа, являются параметры C и B. Для определения этих параметров необходимо использовать данные о перегрузочной способности защищаемого объекта.

Подбор, проведенный для рассматриваемого генератора, показал, что наилучшее приближение к реальной характеристике дают значения: В = 1,08, С = 90 с. Достигнутое согласование с характеристикой показано в таблице 6.



Таблица 6 Сопоставление перегрузочной характеристики обмотки статора с характеристикой интегрального органа

Кратность перегрузки обмотки статора	о.е.	1,15	1,2	1,25	1,3	1,35	1,4	1,45	1,5
Допустимая продолжительность перегрузки по [1]	с	600	380	310	250	204	186	144	120
Время срабатывания интегрального органа	с	576	328	227	171	137	113	96	83

Как видно из таблицы, согласованными оказались времена только при больших перегрузках. Более точное согласование невозможно из-за дискретности устанавливаемых уставок и неполного соответствия используемой математической модели и реального генератора.

Остальные параметры принимаем в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя, используемого микропроцессорного шкафа релейной защиты:

* максимальное время срабатывания - tмакс = 800 с,

* минимальное время срабатывания - tмин = 1 с,

* время охлаждения - tохл = 100 с.

Токовая отсечка. Уставки токовой отсечки на этапе проектирования не определяются, поскольку в комплекте цифровых защит шкафа имеется функция резервной защиты от междуфазных коротких замыканий, выполненная на более совершенном дистанционном принципе.

4.7 Защита обмотки ротора генератора от перегрузок

Назначение: защита обмотки ротора генератора от перегрузок током возбуждения предназначена для предотвращения повреждения генератора при длительных форсировках возбуждения в случаях аварийного снижения напряжения в энергосистеме или при неисправностях в системе возбуждения.

Для получения информации о величине тока возбуждения применяют различные устройства в зависимости от исполнения системы возбуждения. В настоящее время наиболее широкое распространение получили тиристорные системы возбуждения, у которых обычно имеется возможность контролировать переменный ток, пропорциональный току возбуждения и получаемый до выпрямления.

Зависимости, отражающие допустимые длительные нагрузки по току возбуждения для ряда турбогенераторов, взятые из [2], приведены на рис. 6.

Рисунок 6 - Допустимая длительность перегрузки турбогенераторов по току ротора: ТВФ, ТВВ и ТГВ мощностью до 500 МВт включительно (1 - генератор ТВФ-63-2; 2 - генераторы ТВФ-100-2, ТВВ и ТГВ)

Защита содержит следующие функциональные блоки, реализованные программно:

* преобразователь тока или преобразователь тока и напряжения статора в сигнал, пропорциональный току ротора;

* сигнальный орган, срабатывающий с независимой выдержкой времени при увеличении тока возбуждения выше заданной уставки;

* пусковой орган, срабатывающий без выдержки времени при увеличении тока возбуждения выше заданной уставки и осуществляющий пуск интегрального органа;

* токовая отсечка, срабатывающая с независимой выдержкой времени при увеличении тока возбуждения выше заданной уставки;

* интегральный орган, срабатывающий с зависимой от тока возбуждения выдержкой времени, определяемой уравнением:

где Iр* - относительный ток ротора;

В и С - постоянные коэффициенты, величина которых определяется, исходя из наилучшего приближения к перегрузочной характеристике обмотки возбуждения генератора.

Сигнальный и пусковой органы, а также отсечка имеют уставки по току срабатывания, регулируемые в диапазоне от 0,05 до 2,0 с шагом 0,01. Значение коэффициента возврата этих органов - не ниже 0,98.

Интегральный орган защиты реализует приближённую тепловую модель обмотки возбуждения генератора, что позволяет предотвратить его повреждение при достаточно полном использовании перегрузочной способности.

Для интегрального органа могут быть заданы следующие параметры срабатывания:

* коэффициент B регулируется в диапазоне от 0,8 до 1,5 с шагом 0,01;

* коэффициент C регулируется в диапазоне от 10 до 300 секунд с шагом 1,0;

* максимальное время срабатывания регулируется в диапазоне от 1,0 до 4000 секунд с шагом 1,0 с;

* минимальное время срабатывания регулируется в диапазоне от 1,0 до 100 секунд с шагом 1,0.

Выбор уставок

Сигнальный орган. Низкий уровень допустимой перегрузки обмотки ротора рассматриваемого генератора при допустимой длительности 60 мин вынуждает иметь ток срабатывания сигнального органа минимально возможным, обеспечивающим возврат органа при номинальной нагрузке. Исходя из этого принимаем коэффициент надёжности равным 1,02. Тогда имеем

Принимаем к установке ближайшее значение 1,04.

Пусковой орган. Ток срабатывания пускового органа выбирается из условия обеспечения пуска при перегрузке, допустимое время которой менее часа. Из этого условия, в соответствии с [1], принимаем

Интегральный орган. Параметрами, определяющими работу интегрального органа, являются параметры C и B. Для определения этих параметров необходимо использовать данные о перегрузочной способности защищаемого объекта.

Подбор, проведенный для рассматриваемого генератора, показал, что наилучшее приближение к реальной характеристике дают значения: В = 1,07, С = 67 с. Достигнутое согласование с характеристикой показано в таблице 7.

Таблица 7 Сопоставление перегрузочной характеристики обмотки ротора с характеристикой интегрального органа

Кратность перегрузки обмотки ротора	о.е.	1,2	1,2	1,5	2,0
Допустимая продолжительность перегрузки по [1]	с	240	150	91,2	48
Время срабатывания интегрального органа	с	227	82	47	32

Как видно из таблицы, согласованными оказались времена только при больших перегрузках.

Более точное согласование невозможно из-за дискретности устанавливаемых уставок и неполного соответствия используемой математической модели и реального генератора.

Остальные параметры принимаем в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя, используемого микропроцессорного шкафа релейной защиты:

* максимальное время срабатывания - tмакс = 800 с,

* минимальное время срабатывания - tмин = 1 с,

* время охлаждения - tохл = 100 с.

Токовая отсечка. При используемой на защищаемом генераторе независимой системе возбуждения отсечка не применяется.

4.8 Защита от потери возбуждения

Назначение: защита от потери возбуждения предназначена для выявления снижения возбуждения генератора, приводящего к перегревам торцевых пакетов стали статора и к переходу в асинхронный режим работы.

Защита выполняется на основе органа сопротивления и получает информацию от трансформаторов тока, установленных в цепи генератора и от трансформаторов напряжения, установленных на линейных выводах генератора.

На рис. 7 показаны возможные изменения сопротивления замера (годографы сопротивлений) на выводах генератора в различных режимах.



Рисунок 7 - Возможные изменения сопротивления на выводах генератора в различных режимах в комплексной плоскости сопротивлений и характеристика срабатывания защиты от потери возбуждения

В случае частичной потери возбуждения (кривая 2) годограф сопротивления может кратковременно выходить из области срабатывания органа сопротивления (ограниченной окружностью).

Защита выполнена с двумя каналами срабатывания: основным и дополнительным. Основной канал срабатывает при попадании вектора сопротивления в область срабатывания измерительного органа сопротивления. Основной канал действует с выдержкой времени (0,5 - 1,0) с. Дополнительный канал обеспечивает срабатывание защиты при потере возбуждения и асинхронном ходе, при котором годограф вектора сопротивления существенно изменяется и может кратковременно выходить из области срабатывания органа сопротивления, и основной канал может не успеть сработать из-за выдержки времени. Срабатывание дополнительного канала происходит, если интервал времени нахождения вектора сопротивления замера вне зоны срабатывания меньше времени tв, а в области срабатывания - более времени срабатывания tср.

Орган сопротивления имеет следующие уставки:

* Zуст - сопротивление уставки, определяющее максимальное сопротивление характеристики срабатывания, может регулироваться в диапазоне от 4 до 100 Ом с шагом 0,1 Ом;

* ?МЧ - угол максимальной чувствительности, определяющий аргумент сопротивления Zуст, является постоянной величиной и имеет значение 270°;

* Zсм - сопротивление смещения, определяющее смещение характеристики срабатывания вдоль мнимой оси в направлении угла максимальной чувствительности, может задаваться в интервале (0…0,5) Zуст с шагом 0,1 Ом;

* коэффициент возврата имеет значение не более 1,05. Для исключения ложного действия защиты при трёхфазных КЗ и последующих синхронных качаниях предусмотрена блокировка при КЗ, контролирующая скорость изменения сопротивления замера. Скорость изменения сопротивления при возникновении КЗ большая, поскольку обусловлена скачкообразным изменением сопротивления. При качаниях и асинхронном ходе изменение сопротивления замера обусловлено электромеханическими переходными процессами, при которых скорость изменения сопротивления замера существенно меньше. Блокировка имеет широкий диапазон уставок по скорости изменения сопротивления от 1 до 800 Ом/с, задаваемых с шагом 1,0 Ом/с.

Выбор уставок

Основной канал. Максимальное сопротивление характеристики срабатывания

Смещение характеристики срабатывания вдоль мнимой оси в направлении угла максимальной чувствительности

Уставки защиты, приведённые к вторичным цепям

Принимаем к установке сопротивление уставки 35,9 Ом, сопротивление смещения - 1,7 Ом.

Время срабатывания основного канала принимаем равным 1 с.

Дополнительный канал. Принимаем следующие рекомендуемые уставки времени дополнительного канала: максимальное время нахождения вектора сопротивления замера вне зоны срабатывания tв = 0,5 с, минимальное время нахождения вектора сопротивления в зоне срабатывания tср = 2,0 с.

В процессе наладки эти параметры должны уточняться.

Блокировка по скорости. Для определения уставки по скорости срабатывания необходима информация о динамических параметрах системы и станции, которые определяют минимальный период качаний и асинхронного хода, допускаемый в энергосистеме. При учебном проектировании эти данные не известны.



4.9 Защита от асинхронного режима без потери возбуждения

Назначение: предназначена для ликвидации асинхронного режима генератора, характеризующегося большими колебаниями активной и реактивной мощности, что может привести к развитию аварии.

Защита выполняется на основе контроля сопротивления на зажимах генератора и имеет специальные характеристики срабатывания. Кроме того, контролируется расположение годографа сопротивлений в комплексной плоскости сопротивлений.

Характеристики срабатывания измерительных органов сопротивления Z1 и Z2, а также фазочувствительного органа W приведены на рис. 8.

Рисунок 8 - Характеристики срабатывания измерительных органов защиты от асинхронного хода

В нормальном режиме работы генератора вектор сопротивления замера, соответствующий нагрузочному режиму ZН находится в 1-ом квадранте комплексной плоскости сопротивлений и измерительные органы Z1 , Z2 и W находятся в несработанном состоянии. Совместно измерительные органы позволяют выявлять положение вектора сопротивления замера в одной из областей: 1 и 4 в правой полуплоскости; 2 и 3 в левой полуплоскости.

При возникновении асинхронного режима вектор сопротивления замера движется по траектории, зависящей от соотношения ЭДС генератора и напряжения на шинах системы. На рис. 8 показаны два годографа:
1 - соответствует расположению электрического центра качаний в генераторе;

2 - расположению центра качаний в линии связи с системой.

Расположение центра качаний внутри генератора (или блока) характерно для асинхронного режима, при котором защищаемый генератор проворачивается относительно остальной части системы. Поэтому в этом случае желательно действие защиты на отключение защищаемого генератора (первая ступень).

Расположение центра качаний в линии связи с системой характерно для асинхронного режима, при котором группа генераторов, включая защищаемый, проворачиваются относительно системы. Поэтому в этом случае целесообразно действие защиты на разрыв связи с системой (вторая ступень).

В качестве уставок защиты задаются числа циклов асинхронного режима, при которых должны срабатывать первая и вторая ступени. Как правило число циклов срабатывания второй ступени выбирается большим, чем число циклов срабатывания первой ступени.

Сопротивления уставок измерительных органов регулируются в диапазоне от 1 до 80 Ом с шагом 0,1 Ом. Сопротивления смещения характеристик измерительных органов регулируются в диапазоне (0…0,4) сопротивления уставки. Углы максимальной чувствительности всех измерительных органов регулируются в диапазоне от 0 до 360° с шагом 1°.

Уставки по числу циклов асинхронного хода регулируются от 1 до 5.

Выбор уставок

Измерительный орган сопротивления Z1. Сопротивление уставки Zуст.1 определяется сопротивлением от места установки трансформаторов напряжения защиты до эквивалентной ЭДС всей остальной части системы. В соответствии с рис. 8 необходимо найти эквивалентное сопротивление относительно шин 110 кВ и остальной частью системы с учётом активных сопротивлений. Поскольку основные активные составляющие сопротивлений сосредоточены в линиях связи, при учебном проектировании допустимо для остальных элементов схемы использовать только индуктивные сопротивления.

Отсюда сопротивление уставки

Сопротивление смещения

Сопротивление уставки, приведённое к вторичным цепям

Принимаем к установке сопротивление уставки 3,6 Ом, а угол максимальной чувствительности 89°.

Максимально возможное сопротивление смещения, приведённое к вторичным цепям.

Принимаем к установке сопротивление смещения 4,4 Ом.

Измерительный орган сопротивления Z2. Сопротивление уставки Zуст.2 определяется синхронным реактивным сопротивлением генератора по продольной оси.

Сопротивление уставки

Сопротивление смещения

Сопротивление уставки, приведённое к вторичным цепям

Принимаем к установке сопротивление уставки 39,3 Ом.

Сопротивление смещения, приведённое к вторичным цепям

Принимаем к установке сопротивление смещения 2,9 Ом.

Фазочувствительный орган W. Угол максимальной чувствительности фазочувствительного органа согласуется с углом максимальной чувствительности органа сопротивления Z1:

Принимаем к установке угол максимальной чувствительности фазочувствительного органа 179°.

Счётчик циклов асинхронного режима. Число циклов срабатывания защиты выбирается из условия согласования с устройствами системной противоаварийной автоматики. На стадии проектирования можно принять максимальные уставки по числу циклов, предусмотренные в функции защиты. Для первой ступени - 3, а для второй ступени - 5. В процессе наладки эти параметры должны быть скорректированы.

4.10 Резервная дистанционная защита генератора от междуфазных КЗ

Назначение: защита от внешних симметричных КЗ.

Защита выполняется на основе органов сопротивления и подключается к измерительным трансформаторам на линейные напряжения и разности фазных токов.

Характеристика срабатывания имеет форму круга, расположенного в первом и втором квадрантах со смещением в третий и четвёртый квадранты комплексной плоскости сопротивлений. Характеристика срабатывания приведена на рис. 9.

Рисунок 9 - Характеристика дистанционного органа защиты генератора от внешних междуфазных КЗ

Уставка по сопротивлению срабатывания Zуст регулируется в пределах от 1,0 до 80 Ом с шагом 0,1 Ом.

Уставка по сопротивлению смещения Zсм регулируется в пределах от 0 до Zуст.

Угол максимальной чувствительности регулируется в диапазоне от 0 до 360° с шагом 1°.

В защите предусмотрена блокировка от качаний, которая отличает повреждение от качаний в системе по скорости относительного изменения сопротивления замера и используется для блокировки защиты при малом времени её действия. Поскольку время действия защиты генератора от внешних междуфазных КЗ согласовывается с временем действия резервных защит линий, отходящих от шин высшего напряжения, и тем самым отстроена от качаний по времени, блокировка от качаний, реализованная в дистанционной защите минимального сопротивления, не используется.

Выбор уставок

Сопротивление срабатывания защиты. Сопротивление замера при наибольшей реально возможной нагрузке генератора

Сопротивление срабатывания защиты с дистанционным органом, имеющим круговую характеристику,

Сопротивление срабатывание, приведённое к вторичным цепям,

Принимаем к установке сопротивление уставки 15,3 Ом.

Сопротивление смещения характеристики срабатывания. Максимальное сопротивление смещения характеристики срабатывания

Максимальное сопротивление смещения, приведённое к вторичным цепям,

Принимаем к установке ближайшее меньшее значение - 2,1 Ом.

Время срабатывания. Согласовывается с резервными защитами линий, отходящих от распределительного устройства высшего напряжения.

4.11 Защита от повышения напряжения

Назначение: защита от повышения напряжения на обмотках статора генератора и трансформатора блока при его работе на холостом ходу. Такой режим может возникать при сбросе нагрузки, вызванном внезапным отключением выключателя блока. Защита не имеет выдержки времени и может действовать только на холостом ходу генератора (на гашение поля). При работе блока на нагрузку она автоматически выводится из действия с помощью органов контроля тока. При переходе генератора блока в режим холостого хода защита автоматически вводится в действие с выдержкой времени около 3 секунд, перекрывающей длительность кратковременного повышения напряжения на генераторе при его отключении от сети.

Защита содержит следующие органы:

* орган максимального напряжения;

* органы контроля отсутствия тока в одной или в двух цепях первичной схемы (в цепи генератора или в цепях генератора и обмотки высшего напряжения трансформатора блока).

По цепям напряжения защита подключается к трансформаторам напряжения, установленным на линейных выводах генератора.

Выбор уставок

Напряжение срабатывания.

Первичное напряжение срабатывания защиты

Напряжение срабатывания, приведённое к вторичным цепям,

Ток срабатывания блокирующих реле. Блокирование защиты производится при протекании по генератору тока нагрузки. Для этого первичный ток срабатывания

Ток блокирования, приведённый к вторичным цепям,

4.12 Контроль исправности цепей напряжения (КИН)

Назначение: своевременное выявление неисправностей цепей напряжения, которые чаще всего возникают из-за перегорания предохранителей или отключения защитной коммутационной аппаратуры, установленной в цепях напряжения. Необходимость своевременного выявления неисправностей обусловлена возможностью ложной работы некоторых защит при потере информации о напряжении на защищаемом объекте.

При срабатывании устройства КИН выдаётся соответствующий сигнал и запрещается работа защит, у которых повреждение цепей напряжения может вызвать ложное действие, приводящее к отключению защищаемого объекта.

4.13 Дифференциальная защита трансформатора блока

Назначение: продольная дифференциальная защита трансформатора блока (ДЗТБ) является основной быстродействующей защитой трансформатора от всех видов КЗ в обмотках трансформатора блока и на его выводах.

Дифференциальная защита трансформатора блока имеет три плеча:

* Первое плечо ДЗТБ подключается к трансформаторам тока, встроенным в генераторный токопровод.

* Второе плечо ДЗТБ подключается к трансформаторам тока стороны высшего напряжения. В зависимости от исполнения схемы распределительного устройства место установки используемых в ДЗТБ трансформаторов тока может быть различным. В данном случае блок подключается к распределительному устройству через один выключатель и ДЗТБ подключается к трансформаторам тока, включенным в цепь выключателя (используются либо встроенные в выключатель трансформаторы тока, либо выносные - установленные непосредственно возле выключателя).

* Третье плечо ДЗТБ в блоках турбогенератор-трансформатор подключается к трансформаторам тока, установленным на стороне генераторного напряжения трансформатора собственных нужд. В блоках гидрогенератор-трансформатор при отсутствии подключенного к нему трансформатора собственных нужд ДЗТБ имеет два плеча.

В защите предусмотрено согласование вторичных номинальных токов плеч и защиты в отношении от 0,3 до 2,0, то есть для трансформаторов тока с вторичным номинальным током 5 А обеспечивается согласование токов плеч в диапазоне от 1,5 А до 10 А с погрешностью выравнивания не более ± 3 % от номинального тока плеча.

Каждая фаза защиты содержит две части: чувствительную, выполненную как дифференциальная с торможением, и дифференциальную отсечку.

Характеристика срабатывания защиты имеет вид, представленный на рис. 5 для дифференциальной защиты генератора. Наклон характеристики определяется коэффициентом торможения kт, определяющим крутизну наклонного участка характеристики срабатывания. Защита позволяет устанавливать величину в диапазоне от 0,2 до 0,5 с шагом 0,01.

Уставка по току блокирования (B) может быть установлена в диапазоне
от 1,2 до 5,0 с шагом 0,1. Уставка выбирается из условия предотвращения блокирования защиты максимально возможным сопровождающим вытекающим током при внутреннем повреждении защищаемого трансформатора.

Для обеспечения надёжной работы защиты при больших токах повреждения в зоне действия защиты предусмотрена дифференциальная отсечка с током срабатывания Iотс, регулируемым в диапазоне от 5,0 до 12,0 с шагом 0,1.

Время срабатывания защиты при двукратном и более превышении тока срабатывания не превосходит 0,03 с.

Выбор уставок

Определение номинальных токов плеч. Первичные токи на всех сторонах защищаемого трансформатора определяются в соответствии с его номинальной мощностью. По этим токам определяются токи в плечах защиты, исходя из коэффициентов трансформации трансформаторов тока и коэффициентов схемы. Расчёты сведены в таблицу 8.

На стороне высшего напряжения приняты к установке трансформаторы тока, встроенные в выводы трансформатора блока типа ТВТ-110 и соединённые в группу по схеме "треугольник".

На цепи статора генератора использованы трансформаторы тока, устанавливаемые в закрытых экранированных токопроводах типа ТШ-20 и соединённые в группу по схеме "звезда".

В цепи трансформатора собственных нужд использованы трансформаторы тока, встроенные в его выводы типа ТВТ-10 с номинальным первичным током, определяемым максимальным током нагрузки цепи собственных нужд. Трансформаторы тока соединены в группу по схеме "звезда".

Таким образом, для согласования токов плеч защиты необходимо установить приведенные в табл. 8 вторичные номинальные токи плеч с учётом амплитудной коррекции тока от трансформаторов тока, установленных в цепи трансформатора собственных нужд.

Таблица 8 Определение токов плеч

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение для стороны
		110 кВ	10 кВ (ТГ)	10 кВ (ТСН)
Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, соответствующий его номинальной мощности, А
Схема соединения трансформаторов тока	-	Д	Y	Y
Коэффициент трансформации трансформаторов тока	kTТ	600/5	10000/5	5000/5
Вторичный ток в плече защиты, соответствующий номинальной мощности защищаемого трансформатора, А

Определение коэффициента торможения. Сначала определяем коэффициент небаланса.

Составляющая коэффициента небаланса, обеспечивающая отстройку от небаланса, вызванного погрешностями трансформаторов тока,

Составляющая коэффициента небаланса, обеспечивающая отстройку от небаланса, вызванного регулированием коэффициента трансформации защищаемого трансформатора,

Составляющая коэффициента небаланса, обеспечивающая отстройку от небаланса, вызванного неточностью согласования токов плеч,

Суммарный коэффициент небаланса

Расчётный коэффициент торможения

К установке принимаем ближайшее большее значение коэффициента торможения -

Определение минимального тока срабатывания. Для надёжной отстройки от однополярных бросков намагничивающего тока принимаем значение уставки минимального тока срабатывания защиты, равным 0,3.

Определение начального тока торможения. Значение начального тока торможения при принятых значениях коэффициента торможения и минимального тока срабатывания защиты равно

Определение тока блокировки. Ток торможения, при котором осуществляется блокирование защиты в режиме внешнего повреждения, для трансформаторов, работающих в блоке, определяется перегрузочной способностью генератора:

Принимаем 3,1.

Определение тока срабатывания отсечки. Сначала определяем расчётный ток небаланса.

При коротком замыкании в генераторе ток, протекающий через зону защиты, составляет (эквивалентирование схемы аналогично эквивалентированию, произведенному в пункте 4.1)

При коротком замыкании на стороне высшего напряжения ток, протекающий через зону защиты со стороны низкого напряжения трансформатора, составляет

При асинхронном режиме работы генератора максимальный ток, протекающий через зону защиты (расчет приведен в пункте 4.1)

Таким образом, расчётным является ток короткого замыкания на выводах защищаемого генератора

Составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностями трансформаторов тока,

Составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием коэффициента трансформации защищаемого трансформатора,

,

Составляющая тока небаланса, обусловленная неточностью согласования токов плеч,

Суммарный ток небаланса

Ток срабатывания отсечки по условию отстройки от максимального тока небаланса, выраженный в относительных номинальных единицах,

Ток срабатывания отсечки по условию отстройки от броска намагничивающего тока

Окончательно принимаем уставку токовой отсечки

Чувствительность обычно не проверяется, поскольку при токе срабатывания чувствительной части защиты (0,3…0,4) Iном она обеспечена ко всем внутренним повреждениям [4].



4.14 Газовая защита трансформатора

Газовая защита получила широкое распространение в качестве весьма чувствительной защиты от внутренних повреждений трансформаторов. Внутренние повреждения трансформатора, бак которого заполняется маслом, выполняющим функции изоляции и охлаждения, сопровождаются электрической дугой или нагревом деталей, что приводит к разложению масла и изоляционных материалов и образованию летучих газов. Выделяющиеся газы поднимаются в расширитель, который является самой высокой частью трансформатора и имеет сообщение с атмосферой. Газовое реле встраивается в трубу, соединяющую бак трансформатора с расширителем. Корпус реле находится ниже уровня масла в расширителе и поэтому всегда заполнен маслом.

Подвижные части газового реле выполняются таким образом, чтобы при заполненном маслом корпусе реле и отсутствии движения масла в расширителе они находились в верхнем положении.

Чувствительная часть реле реагирует на появление газа в верхней части корпуса и действует на сигнал.

Более грубый орган реагирует на возникновение сильного потока масла из бака в расширитель (и/или) на глубокое понижение уровня масла.

Газовые реле являются элементами конструкции силового трансформатора и выбираются при его конструировании. Требуется предусмотреть соответствующие дискретные входы для приёма сигналов о срабатывании газового реле, их логическую обработку и формирование соответствующих выходных сигналов шкафа.