Релейная защита трансформатора: виды защит, основные и резервные, требования ПУЭ

От каких повреждений и режимов защищают трансформатор

ПУЭ перечисляет восемь видов повреждений и ненормальных режимов, от которых на трансформаторе с обмоткой высшего напряжения 3 кВ и выше должны быть предусмотрены устройства релейной защиты (п. 3.2.51). Термин «трансформаторы» в разделе 3 ПУЭ распространяется и на автотрансформаторы соответствующих напряжений и мощностей, если нет специальной оговорки.

Чаще всего у трансформаторов 35–110 кВ отказывают обмотки. В.О. Антонов отобрал десять публикаций об отказах трансформаторов и по тем из них, где отказы распределены по узлам, свел данные о 1220 отказах: на обмотки пришлось 35,0 %, на переключающие устройства 17,7 %, на упуск масла 11,6 %, на вводы 11,2 %, на бак 4,7 %, на систему охлаждения 2,8 % и на магнитопровод 2,5 %. Повреждения обмоток и выводов отключает дифференциальная защита, а повреждения в баке РПН и снижение уровня масла выявляют газовые реле и реле уровня.

Витковое замыкание с малым числом витков дает со стороны питания ток, который может быть намного меньше номинального тока трансформатора, и максимальными токовыми защитами такое повреждение обнаружить трудно (Шабад М.А., 1989). По РД 153-34.0-35.518-2001 при «пожаре» стали и межвитковых замыканиях в некоторых случаях действует только газовая защита, а электрические защиты трансформатора не работают из-за недостаточной чувствительности.

Основные, резервные и дополнительные защиты трансформатора

Деление защит на основные и резервные задает ПУЭ. Основная защита предназначена «для ее действия при повреждениях в пределах всего защищаемого элемента с временем, меньшим, чем у других установленных на этом элементе защит» (п. 3.2.14). Резервная защита действует при отказах защит или выключателей смежных элементов, то есть выполняет дальнее резервирование (п. 3.2.15).

Основная защита трансформатора не обязательно дифференциальная. На трансформаторе без дифференциальной защиты ни одна защита полностью не отвечает определению п. 3.2.14, и функцию основной выполняют вместе токовая отсечка и максимальная токовая защита (МТЗ). Отсечка действует быстрее, но охватывает только выводы и часть обмотки со стороны питания, МТЗ охватывает весь трансформатор, но с выдержкой времени. Начиная с 6,3 МВ·А у масляного трансформатора две основные защиты, которые работают на разных физических признаках: дифференциальная по токам сторон и газовая по разложению масла. ГОСТ Р 58983-2020 так их и определяет: дифференциальную защиту как основную защиту оборудования с абсолютной селективностью, газовую как основную защиту маслонаполненного оборудования (пп. 3.1.1, 3.1.3).

Если основная защита обладает абсолютной селективностью, как продольная дифференциальная, резервная защита этого элемента должна выполнять и дальнее, и ближнее резервирование, то есть действовать при отказе основной защиты или ее выводе из работы (п. 3.2.15). Отдельный комплект резервной защиты выполняют, как правило, так, чтобы основную и резервную можно было проверять и ремонтировать раздельно при работающем трансформаторе, и питают их, как правило, от разных вторичных обмоток трансформаторов тока (п. 3.2.19).

Отключения КЗ за трансформаторами ПУЭ разрешает не резервировать, если полное дальнее резервирование сильно усложняет защиту или технически невозможно (п. 3.2.17). Защите питающей линии 10 кВ трудно зарезервировать КЗ за трансформатором небольшой мощности с большим сопротивлением, и у многих трансформаторов 10 кВ дальнего резервирования нет. Для них особенно важна исправная работа собственных защит и коммутационных аппаратов и их взаимное резервирование (Шабад М.А., 1989). Для полноценного ближнего резервирования у основной и резервной защит должны быть независимые измерительные и оперативные цепи и источники питания. Если присоединение 6–35 кВ защищает один микропроцессорный блок, такое разделение практически невозможно.

В ПУЭ «дополнительной защитой» называют только защиты линий, например токовую отсечку без выдержки времени (пп. 3.2.16, 3.2.26), а в пунктах о трансформаторах этого термина нет. Для трансформатора основными и дополнительными защитами на практике называют разные группы: к основным относят защиты от внутренних повреждений, к дополнительным защиту от перегрузки и технологическую автоматику, то есть контроль температуры, уровня масла и охлаждения.

Требования к релейной защите трансформатора

Основные требования ПУЭ к релейной защите: быстродействие (п. 3.2.4), селективность (п. 3.2.5), надежность функционирования (п. 3.2.7) и чувствительность (пп. 3.2.20, 3.2.21). Для защит трансформатора чувствительность нормирована наименьшими коэффициентами.

Источник: ПУЭ, пп. 3.2.21, 3.2.25.

Виды защит трансформатора

В таблице 2 собраны защиты силового трансформатора 6–110 кВ: от чего они защищают и когда их требует ПУЭ.

Основные защиты трансформатора от внутренних повреждений

Дифференциальная защита и дифференциальная отсечка

Продольная дифференциальная защита трансформатора (ДЗТ) сравнивает токи сторон и без выдержки времени отключает трансформатор при повреждении между комплектами трансформаторов тока. ПУЭ требует выполнять ее так, чтобы в зону действия входили соединения трансформатора со сборными шинами, и отстраивать от бросков тока намагничивания, переходных и установившихся токов небаланса (п. 3.2.55). Трансформаторы тока, встроенные в трансформатор, для ДЗТ допускаются, если КЗ в соединениях трансформатора со сборными шинами отключает другая защита с требуемым быстродействием. На трансформаторах до 25 МВ·А допускается дифференциальная отсечка, отстроенная по току срабатывания от бросков тока намагничивания, если она дает требуемую чувствительность.

ДЗТ и токовая отсечка действуют на отключение всех выключателей трансформатора (п. 3.2.54). Принцип торможения, отстройку от броска тока намагничивания и выбор уставок разбирает статья про дифференциальную защиту трансформатора.

Газовая защита, защита РПН и реле уровня масла

Газовая защита реагирует на повреждения внутри бака, при которых разлагается масло или изоляция, и на понижение уровня масла. Она действует на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня (п. 3.2.53). В схеме должна быть возможность перевести отключающий элемент газового реле на сигнал, а сигналы от сигнального и отключающего элементов выполняют раздельными.

Пункт 3.2.53 допускает выполнять газовую защиту только с действием на сигнал в двух случаях: на трансформаторах в районах, подверженных землетрясениям, и на внутрицеховых понижающих трансформаторах 2,5 МВ·А и менее, не имеющих выключателя со стороны высшего напряжения.

Для контакторного устройства РПН с разрывом дуги в масле предусматривают отдельное газовое реле и реле давления, для избирателей РПН в отдельном баке отдельное газовое реле (п. 3.2.53). Расширитель устройства РПН снабжают струйным защитным реле и сигнализатором низкого уровня масла (ГОСТ 11677-85, п. 3.5.37). Струйная защита РПН работает от реле без поплавков: его напорная пластина срабатывает при выбросе масла из бака РПН в расширитель (РД 153-34.0-35.518-2001).

Газовое реле на трансформаторе и газовая защита в схеме РЗА нормируются разными документами. Стандарт на силовые трансформаторы требует, чтобы масляные трансформаторы мощностью 1,6 МВ·А и более с расширителем были снабжены газовым реле, а трансформаторы 0,4–1 МВ·А с расширителем снабжаются им по заказу потребителя (ГОСТ 11677-85, п. 3.5.36). ПУЭ определяет, когда защита от этого реле обязательна в схеме релейной защиты: от 6,3 МВ·А и для внутрицеховых понижающих трансформаторов от 630 кВ·А, а на трансформаторах 1–4 МВ·А ее «можно устанавливать» (п. 3.2.53). На трансформаторе 2,5 МВ·А, если он не внутрицеховой, газовое реле стоит по стандарту, а выполнять ли от него газовую защиту, решают в проекте. Порог 1 МВ·А, который встречается в литературе конца 1980-х годов, приводился по редакции стандарта до Изменения № 4.

На трансформаторах 110 кВ и выше газовое реле имеет по два контакта на каждую ступень, чтобы завести их в разные устройства РЗА. При двух устройствах с функцией ДЗТ газовая защита действует через каждое из них, при одном через устройство с ДЗТ и через устройство резервных защит. Контакты подключают к разным устройствам отдельными кабелями, а цепи оперативного тока газовой защиты снабжают контролем изоляции с действием на сигнал (приказ Минэнерго № 101, п. 62).

Токовая отсечка на трансформаторе без дифференциальной защиты

Если дифференциальная защита не предусмотрена, со стороны питания устанавливают токовую отсечку без выдержки времени, которая охватывает часть обмотки трансформатора (п. 3.2.54). Ток срабатывания отсечки выбирают по двум условиям.

Отстройка от максимального тока трехфазного КЗ на шинах низшего напряжения:

Iто ≥ kотс · I⁽³⁾кз.макс,

где kотс = 1,2 — коэффициент отстройки; I⁽³⁾кз.макс — периодическая составляющая тока металлического трехфазного КЗ на шинах НН, А. Для трансформатора с РПН ток определяют при положении регулятора, при котором сопротивление трансформатора наименьшее.

Отстройка от броска тока намагничивания при включении трансформатора:

Iто ≥ kн · Iн.тр,

где kн = 5÷7 — коэффициент надежности; Iн.тр — номинальный ток трансформатора, А.

Чувствительность проверяют при металлическом двухфазном КЗ на выводах ВН в режиме, дающем наименьший ток: kч = I⁽²⁾кз.мин / Iто ≥ 2.

Зона отсечки зависит от соотношения сопротивлений трансформатора и питающей сети. У трансформатора небольшой мощности сопротивление велико, ток КЗ за ним намного меньше тока КЗ на выводах, и в зону отсечки входит часть обмотки, тем большая, чем больше сопротивление трансформатора по сравнению с сопротивлением сети. Если сопротивление питающей сети соизмеримо с сопротивлением трансформатора, как у мощного трансформатора на удаленной подстанции, токи КЗ на выводах ВН и за трансформатором различаются мало, и отсечка не проходит по чувствительности. Из формул выше следует, что условие kч ≥ 2 выполняется, только если ток трехфазного КЗ на выводах ВН в минимальном режиме больше тока КЗ за трансформатором в максимальном режиме примерно в 2,8 раза (2 · 1,2 / 0,87). Для этого случая ПУЭ разрешает ставить дифференциальную защиту уже на трансформаторах от 1 МВ·А, если МТЗ имеет выдержку времени более 0,5 с (п. 3.2.54).

Логическая защита трансформатора

Логическая защита трансформатора (ЛЗТ) работает аналогично логической защите шин. Она срабатывает при пуске ступеней МТЗ устройства или собственного пускового органа, если по дискретному входу не пришел сигнал пуска МТЗ стороны НН. Пуск защиты НН означает, что КЗ находится за трансформатором, и ЛЗТ блокируется. Если пуск в устройстве защиты трансформатора есть, а на стороне НН его нет, повреждение находится в трансформаторе, и ЛЗТ отключает его с собственной выдержкой времени, которую выбирают меньше, чем у МТЗ (в ЭСТРА-ДЗТ уставка от 0 до 10 с, заводская 0,2 с). В ЭСТРА-ДЗТ эта функция предназначена для ликвидации КЗ в понижающих трансформаторах как альтернатива дифференциальной защите, а длительный сигнал на входе блокировки устройство фиксирует как неисправность «Неиспр ЛЗШ/ЛЗТ» (Руководство по эксплуатации ЭСТРА-ДЗТ, п. 4.1.9).

У ЛЗТ есть граница применимости. Работа защиты зависит от цепи сигнала с защиты стороны НН: при обрыве этой цепи внешнее КЗ на стороне НН будет отключено логической защитой трансформатора неселективно. ЛЗТ сокращает время отключения на трансформаторах, где ДЗТ не обязательна, но не заменяет дифференциальную защиту там, где ее требует п. 3.2.54 ПУЭ. Логика блокирующих сигналов подробно описана в статье про проектирование релейной защиты 6–35 кВ в разделе о ЛЗШ.

Резервные защиты трансформатора от внешних КЗ

МТЗ трансформатора защищает от внешних многофазных КЗ и резервирует токовую отсечку. На трансформаторах мощностью менее 1 МВ·А ПУЭ требует МТЗ с действием на отключение (п. 3.2.60). На понижающих трансформаторах 1 МВ·А и более ставят МТЗ с комбинированным пуском по напряжению или без него. На повышающих трансформаторах с двусторонним питанием применяют ТЗОП от несимметричных КЗ и МТЗ с минимальным пуском по напряжению от симметричных КЗ или МТЗ с комбинированным пуском по напряжению. На мощных понижающих трансформаторах с двусторонним питанием ТЗОП и МТЗ с минимальным пуском по напряжению можно применять (п. 3.2.59). При выборе тока срабатывания МТЗ учитывают перегрузку при отключении параллельно работающего трансформатора и ток самозапуска электродвигателей.

Место установки защиты от внешних КЗ определяет п. 3.2.61:

• на двухобмоточных трансформаторах со стороны основного питания;
• на многообмоточных трансформаторах, присоединенных тремя и более выключателями, со всех сторон; допускается не ставить защиту на одной из сторон, если защита стороны основного питания с меньшей выдержкой времени отключает выключатели этой стороны;
• на понижающем двухобмоточном трансформаторе, питающем раздельно работающие секции, со стороны питания и со стороны каждой секции;
• при накладных трансформаторах тока на стороне ВН — со стороны НН, а на трехобмоточном трансформаторе — со сторон НН и СН.

Защита со стороны питания резервирует и защиты отходящих присоединений, и защиты самого трансформатора от внутренних повреждений. Защита со стороны нагрузки отключает только выключатель той стороны, где произошло внешнее КЗ (Булычев А.В. и др., 2023). ПУЭ допускает выполнять защиту от внешних КЗ только для резервирования смежных элементов, без действия при отказе основных защит трансформатора, если иначе защита сильно усложняется (п. 3.2.61). Для понижающих трансформаторов там же требуется рассмотреть необходимость и возможность дополнить МТЗ токовой отсечкой для отключения с меньшей выдержкой времени КЗ на шинах среднего и низшего напряжения.

Пуск по напряжению применяют, когда обычная МТЗ нечувствительна к КЗ в конце зоны резервирования. Ток срабатывания тогда выбирают по условию чувствительности, но не ниже отстройки от максимального рабочего тока: при неисправности цепей напряжения защита не должна срабатывать от тока нагрузки. Напряжение срабатывания минимального органа выбирают по двум условиям: возврат защиты при самозапуске нагрузки после отключения внешнего КЗ и отстройка от напряжения самозапуска при восстановлении питания устройствами АПВ и АВР. При практических расчетах минимальное рабочее напряжение принимают равным 0,85–0,9 номинального, напряжение самозапуска 0,7 номинального (Булычев А.В. и др., 2023).

ТЗОП чувствительнее МТЗ к несимметричным КЗ, так как ее не нужно отстраивать от тока нагрузки и самозапуска. Ток срабатывания ТЗОП в реальных условиях составляет 0,5–0,7 номинального тока трансформатора, тогда как ток срабатывания МТЗ от внешних КЗ больше номинального (там же). На симметричные трехфазные КЗ ТЗОП не реагирует, и ее дополняют МТЗ с минимальным пуском по напряжению.

ТЗНП устанавливают со стороны обмотки, присоединенной к сети с большими токами замыкания на землю, на повышающих трансформаторах 1 МВ·А и более, на трансформаторах с двух- и трехсторонним питанием и на автотрансформаторах (п. 3.2.63). Для понижающего трансформатора с односторонним питанием ПУЭ этой защиты не требует. Дистанционную защиту от внешних КЗ предусматривают на понижающих автотрансформаторах 330 кВ и выше, когда это нужно для дальнего резервирования или согласования защит смежных напряжений, и допускают на автотрансформаторах 220 кВ (п. 3.2.59).

Защита трансформатора от перегрузки и технологическая автоматика

На трансформаторах мощностью 0,4 МВ·А и более, в зависимости от вероятности и значения перегрузки, предусматривают МТЗ от токов перегрузки с действием на сигнал. На подстанциях без постоянного дежурства персонала допускается действие этой защиты на автоматическую разгрузку или отключение, если перегрузку нельзя ликвидировать другими средствами (п. 3.2.69). Перегрузка симметрична, и защиту от нее выполняют в одной фазе.

Ток срабатывания защиты от перегрузки:

Iзп = (kотс / kв) · Iном,

где kотс = 1,05 — коэффициент отстройки при действии на сигнал, 1,2 при действии на отключение; kв — коэффициент возврата; Iном — номинальный ток трансформатора, А.

Защита трансформатора действует на сигнал с выдержкой времени около 9–10 с.

Технологической автоматикой трансформатора называют устройства, которые контролируют его состояние по неэлектрическим признакам: температуру масла и обмоток, уровень масла, давление в баке, работу системы охлаждения. Приказ Минэнерго № 101 до изменений называл их технологическими защитами, в редакции приказа № 892 от 05.08.2026 (вступает в силу 19.10.2026) технологической автоматикой. Цепи технологической автоматики, действующие на отключение, как и цепи газовой защиты, снабжают контролем изоляции (п. 62).

Сигналы технологической автоматики заводят на дискретные входы устройства защиты трансформатора. В ЭСТРА-ДЗТ для газовых реле, датчиков температуры масла и шкафа автоматики охлаждения предусмотрены отдельные функции, а прочие сигналы, например от реле давления, заводят на входы отключения от внешних защит с действием на сигнал или на отключение (Руководство по эксплуатации ЭСТРА-ДЗТ, пп. 4.1.5, 4.2.1, 4.2.4). У сухих трансформаторов температуру обмоток контролирует блок тепловой защиты по датчикам в обмотках, и его выходы включают в схему РЗА на сигнал и на отключение.

Какие защиты обязательны: требования ПУЭ по мощности

ПУЭ задает обязательный состав защит по мощности трансформатора и схеме сети. Слова «должна быть предусмотрена» и «можно устанавливать» в тексте ПУЭ обозначают разный уровень требования, и в таблице это сохранено.

Рисунок 1. Обязательные и разрешенные защиты силового трансформатора по ПУЭ и приказу Минэнерго № 101 в зависимости от мощности

Защита трансформатора 6(10)/0,4 кВ

Предохранители или выключатель с релейной защитой

Ради удешевления электроустановки ПУЭ предписывает применять вместо выключателя и релейной защиты предохранители или открытые плавкие вставки, если их можно выбрать с нужными номинальными параметрами, они дают требуемые селективность и чувствительность и не мешают АПВ и АВР (п. 3.2.3). На стороне НН трансформаторов 3–10 кВ, питающих сборки с присоединениями на предохранителях, ставят главный предохранитель или автоматический выключатель. Его можно не ставить, если аппараты на сторонах ВН и НН обслуживает один и тот же персонал (п. 3.2.67).

Требования ПУЭ к защите от однофазных КЗ в сети НН, о которых сказано ниже, распространяются и на защиту трансформатора предохранителями на стороне ВН (п. 3.2.66). Металлические КЗ в электроустановках 0,4 кВ происходят редко: электродинамические силы разрывают ошибочно оставленные перемычки, и КЗ переходит в дуговое. Ток дугового КЗ меньше металлического, и это меняет условия селективности предохранителя стороны 10 кВ с автоматами 0,4 кВ (Шабад М.А., 1989). На малых мощностях предохранитель остается обычным решением: в примере расчета Методических указаний НГТУ и ЭСТРА комплектная трансформаторная подстанция 63 кВ·А с трансформатором ТМГ-63/10/0,4 защищена предохранителем с номинальным током 10 А.

Однофазные КЗ на стороне 0,4 кВ

Если вводной автомат 0,4 кВ установлен в стороне от трансформатора, участок от выводов НН до автомата защищают только защиты стороны 10 кВ. Для понижающих трансформаторов с высшим напряжением до 35 кВ и обмоткой НН, соединенной в звезду с заземленной нейтралью, ПУЭ требует защиту от однофазных замыканий на землю в сети НН и называет три способа (п. 3.2.66):

1. МТЗ от внешних КЗ на стороне ВН, при необходимости по чувствительности в трехрелейном исполнении.
2. Автоматические выключатели или предохранители на выводах НН.
3. Специальная защита нулевой последовательности в нулевом проводе трансформатора, если защиты по пп. 1 и 2 нечувствительны.

Для промышленных электроустановок защиту по п. 3 допускается не применять, если сборка НН с аппаратами защиты присоединений расположена не дальше 30 м от трансформатора или соединение с ней выполнено трехфазными кабелями (п. 3.2.66).

У трансформаторов со схемой соединения обмоток «звезда/звезда с нулем» МТЗ стороны ВН, как правило, недостаточно чувствительна к однофазному КЗ за трансформатором. Одна из причин в распределении токов по фазам: в поврежденной фазе на стороне ВН проходит ток, равный 2/3 приведенного тока однофазного КЗ, а в двух других фазах в два раза меньше. У схемы «треугольник/звезда с нулем» ток на стороне ВН проходит в двух фазах и равен приведенному току однофазного КЗ, деленному на √3 (Шабад М.А., 1989). Выражения для токов в реле при разных схемах соединения обмоток и ТТ приведены в таблице 3.4.4.

Чувствительность МТЗ трансформатора проверяют при двухфазном и однофазном КЗ на выводах 0,4 кВ в минимальном режиме питающей системы, в том числе через переходное сопротивление. Коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,5 при металлическом КЗ и не менее 1,2 при КЗ через переходное сопротивление. Переходное сопротивление на стороне 0,4 кВ принимают равным 15 мОм для любой точки КЗ, так как его определяет сопротивление дуги.

Если МТЗ стороны ВН не проходит по этим условиям, применяют специальную токовую защиту нулевой последовательности. Ее измерительный орган включают через трансформатор тока в заземленную нейтраль трансформатора. Защиту отстраивают от допустимого тока небаланса в нулевом проводе: по ГОСТ 11677-85 (п. 3.9.6) нейтраль обмотки НН рассчитана на продолжительный ток 0,25 номинального тока обмотки НН у трансформаторов «звезда/звезда с нулем» и 0,75 у трансформаторов «треугольник/звезда с нулем». Такая защита чувствительнее МТЗ к однофазным КЗ, так как ее не нужно отстраивать от перегрузки и самозапуска. Но она дороже, особенно если для отключения выключателя 10 кВ приходится прокладывать длинный контрольный кабель от щита НН до КРУ 10 кВ (Шабад М.А., 1989). Для схемы линия-трансформатор ПУЭ допускает такой кабель не прокладывать и действовать этой защитой на автоматический выключатель стороны НН (п. 3.2.66). По оценке М.А. Шабада, большинство КЗ в сетях 0,4 кВ с глухозаземленной нейтралью начинается с однофазного и при медленном отключении переходит в междуфазное, чаще трехфазное.

Рисунок 2. Токи в фазах 10 кВ при однофазном КЗ за трансформатором 10/0,4 кВ «звезда/звезда с нулем» и специальная защита нулевой последовательности

Трансформаторные подстанции без оперативного тока

На трансформаторных подстанциях без гарантированного оперативного тока защиту питают от токовых цепей. ПУЭ рекомендует защиты на переменном оперативном токе, если это упрощает и удешевляет электроустановку (п. 3.2.31). Источником переменного оперативного тока для защит от КЗ служат, как правило, трансформаторы тока защищаемого элемента, а схему выполняют с дешунтированием электромагнитов отключения, с блоками питания или с зарядными устройствами с конденсатором (п. 3.2.32). Схемы и расчет чувствительности при дешунтировании разобраны в статье про дешунтирование в РЗА.

Для ТП без оперативного тока ЭСТРА выпускает защитное реле ЭСТРА-ИКИ с автономным источником питания. По руководству по эксплуатации реле защищает трансформаторы мощностью до 4 МВ·А и устанавливается в релейных отсеках КСО, КРУ, КРУН и КТП. Номинальный ток защищаемого трансформатора задают от 10 до 250 А: при 10 кВ этому диапазону отвечают трансформаторы до 4 МВ·А, при 6 кВ до 2,5 МВ·А. Функции: токовая отсечка, МТЗ с блокировкой при броске тока намагничивания, защита от перегрузки с выбором из семи времятоковых характеристик, защита от однофазных замыканий на землю и отключение от внешних защит, например от реле давления трансформатора. Реле питается от комплектных трансформаторов тока при токе одной фазы от 10 А, от встроенной батареи или от внешнего источника =24 В. Для отключения выключателя реле питает маломощный электромагнит привода =24 В от встроенного накопителя энергии (Руководство по эксплуатации ЭСТРА-ИКИ, разд. 1, 2, 3.2, 4.1).

Для ячеек с выключателями, отключаемыми токовыми катушками, применяют терминал МКЗП-МИКРО 2.0-2-ДШ с цепями дешунтирования и питанием от токовых цепей или ЭСТРА-РЕЛЕ.Д с двумя каналами дешунтирования.

Защита трансформаторов 35 и 110 кВ

Трансформатор 35/6–10 кВ

На трансформаторах 35/6–10 кВ мощностью 6,3 МВ·А и более устанавливают продольную дифференциальную защиту и газовую защиту (пп. 3.2.53, 3.2.54). На трансформаторах 4 МВ·А при параллельной работе ДЗТ обязательна, а газовую защиту можно устанавливать. При РПН с разрывом дуги в масле к ним добавляют газовое реле и реле давления контакторного устройства. Резервной защитой служит МТЗ, при необходимости с комбинированным пуском по напряжению, со стороны питания и со стороны каждой секции 6–10 кВ, если секции работают раздельно (пп. 3.2.59, 3.2.61). Защиту от перегрузки выполняют с действием на сигнал (п. 3.2.69).

Замыкание на землю в сети с изолированной нейтралью непосредственно не нарушает работу электрической системы, и ПУЭ допускает действие защиты от него только на сигнал (п. 3.2.2). На отключение такую защиту выполняют, когда это нужно по требованиям безопасности (пп. 3.2.51, 3.2.96). На стороне 6–10 кВ трансформатора выполняют сигнализацию замыканий на землю. Принципы ее выполнения описаны в статье о защите от однофазных замыканий на землю в сетях 6–35 кВ. На подстанциях 35 кВ и выше выключатели 6–35 кВ, отказ которых не резервируется защитами других присоединений, оснащают УРОВ (приказ Минэнерго № 6, п. 189).

Трансформатор 110 кВ и выше: основные защиты и число комплектов

Для трансформаторов и автотрансформаторов с высшим напряжением 110 кВ и выше требования к оснащению устройствами РЗА задает приказ Минэнерго России от 13.02.2019 № 101. На них должны быть основные и резервные защиты от междуфазных и однофазных КЗ, а резервные защиты устанавливают со стороны ВН и СН (пп. 58, 59).

Число устройств с функцией ДЗТ зависит от мощности и класса напряжения:

• на трансформаторах 330 кВ и выше и на трансформаторах 110–220 кВ мощностью 63 МВ·А и более устанавливают два устройства РЗА с функцией ДЗТ (п. 60);
• на трансформаторах 110–220 кВ мощностью менее 63 МВ·А устанавливают не менее одного такого устройства, а второе ставят, если резервные защиты трансформатора или защиты смежных элементов недостаточно чувствительны к КЗ в зоне ДЗТ или отключают такие КЗ с недопустимым временем (п. 61).

При подключении трансформатора к распределительному устройству через два выключателя и более или через кабельную вставку на соответствующей стороне предусматривают дифференциальную защиту ошиновки (п. 63). Если коэффициент чувствительности ДЗТ при КЗ на стороне НН за токоограничивающим реактором или линейным регулировочным трансформатором меньше 1,5, устанавливают дифференциальную защиту ошиновки НН (п. 67). ПУЭ требует УРОВ в установках 110–500 кВ и допускает не предусматривать его в установках 110–220 кВ при двух условиях (п. 3.2.18). Приказ № 892 от 05.08.2026 изложил п. 68 приказа № 101 в новой редакции: УРОВ выключателей ВН и (или) СН устанавливают и для повреждений на стороне НН за оборудованием, подключенным к ошиновке НН без выключателя (токоограничивающий реактор, вольтодобавочный трансформатор, трансформатор собственных нужд, трансформатор возбуждения), если реле тока УРОВ к такому повреждению недостаточно чувствительны. Прежняя редакция касалась только повреждений за токоограничивающим реактором.

Функции микропроцессорного устройства РЗА трансформатора 110–220 кВ перечисляет ГОСТ Р 58983-2020 (раздел 5): ДЗТ с торможением, дифференциальной отсечкой и блокировкой или торможением от перевозбуждения, прием двух ступеней газовой защиты и газовой защиты РПН, МТЗ стороны НН с пуском по напряжению, дифференциальная защита ошиновки, сигнализация замыканий на землю стороны НН, ТЗНП стороны НН при низкоомном резистивном заземлении нейтрали, защита от перегрузки, пуск автоматики охлаждения и контроль изоляции цепей газовых защит. Полное время срабатывания чувствительного органа ДЗТ при дифференциальном токе более двукратного тока уставки, с учетом срабатывания выходного реле, не должно превышать 50 мс. Состав функций конкретного трансформатора стандарт не устанавливает (п. 1.7), он задает требования к функции, если ее нужно выполнить по нормам.

Комплекты основной и резервной защиты разделяют по цепям. Их подключают, как правило, к разным вторичным обмоткам ТТ (ПУЭ, п. 3.2.19), прокладывают в разных кабелях по разным трассам (приказ Минэнерго № 6, п. 123) и питают от разных аккумуляторных батарей или разных секций щита постоянного тока (там же, п. 144). Требования к обмоткам ТТ для разных комплектов защит описаны в статье о том, как выбрать трансформатор тока для устройств РЗА.

Схема релейной защиты силового трансформатора 110/10 кВ с зонами основных и резервных защит показана на рисунке.

Рисунок 3. Зоны основных и резервных защит понижающего трансформатора 110/10 кВ с РПН и выключатели, которые они отключают

Трансформатор без выключателя на стороне ВН

Если трансформатор, кроме внутрицехового, присоединен к линии без выключателя, например по схеме блока линия-трансформатор, для отключения повреждения в трансформаторе предусматривают одно из мероприятий (п. 3.2.58):

• короткозамыкатель вне зоны ДЗТ и, при необходимости, отделитель, отключающийся в бестоковую паузу АПВ линии;
• открытые плавкие вставки на стороне ВН в сочетании с АПВ линии;
• передачу отключающего сигнала на выключатели линии;
• предохранители на стороне ВН.

Эти мероприятия можно не применять в двух случаях. Первый: при двустороннем питании трансформатор защищает общая защита блока, высокочастотная или продольная дифференциальная специального назначения. Второй: трансформатор мощностью 25 МВ·А и менее с односторонним питанием защищает защита питающей линии, то есть быстродействующая защита линии охватывает его часть, а резервная с временем не более 1 с весь трансформатор. Газовую защиту при этом выполняют с действием отключающего элемента только на сигнал (п. 3.2.58).

Куда действуют защиты трансформатора и как восстанавливают питание

Дифференциальная защита и токовая отсечка отключают все выключатели трансформатора (п. 3.2.54). МТЗ стороны питания отключает трансформатор целиком, МТЗ стороны секции НН только выключатель этой секции (Булычев А.В. и др., 2023).

Устройство АПВ не должно действовать при отключении выключателя защитой от внутренних повреждений трансформатора (ПУЭ, п. 3.3.3). Все одиночные понижающие трансформаторы мощностью более 1 МВ·А на подстанциях энергосистем, имеющие выключатель и МТЗ со стороны питания, оборудуют АПВ, если отключение трансформатора обесточивает потребителей. Действие АПВ после отключения защитой от внутренних повреждений в отдельных случаях допускается (п. 3.3.26).

На двухтрансформаторной подстанции с раздельной работой трансформаторов при внутренних повреждениях трансформатора действует АВР, при прочих повреждениях АПВ шин СН и НН (п. 3.3.25). Логика пуска и блокировок АВР описана в статье про автоматический ввод резерва в сетях 6–35 кВ.

Расчет уставок защит трансформатора

Уставки защит трансформатора 6(10)/0,4 кВ по Методическим указаниям рассчитывают в следующем порядке:

1. Токовая отсечка: отстройка от трехфазного КЗ на шинах НН и от броска тока намагничивания, проверка чувствительности при двухфазном КЗ на выводах ВН.
2. МТЗ: несрабатывание при сверхтоках послеаварийных перегрузок и самозапуске нагрузки, при полной нагрузке и пуске наиболее мощного двигателя, при действии АВР секционного выключателя 0,4 кВ, согласование с защитами РУ 0,4 кВ.
3. Проверка чувствительности МТЗ при двухфазном и однофазном КЗ на выводах НН, в том числе через переходное сопротивление.
4. Защита от перегрузки: ток срабатывания по номинальному току трансформатора, выдержка времени.

Порядок соответствует разделам 3.4.3 и 3.4.5. В набор защит трансформатора по разделу 3.3 указаний входят также защита от замыканий на землю и УРОВ. Формулы, коэффициенты и выбор ступеней селективности приведены в статье про расчет уставок релейной защиты 6–35 кВ.

Устройства ЭСТРА для защиты трансформаторов

Устройства ЭСТРА для каждого класса трансформаторов, рассмотренного выше, сведены в таблицу 4.

Источники: руководства по эксплуатации ЭСТРА-ИКИ v1.01, ЭСТРА-РЕЛЕ v1.14, МКЗП-МИКРО 2.0 v1.18, ЭСТРА-ДЗТ v1.09; по ЭСТРА-АРКТ материалы сайта rza-estra.ru.

Для комплектной поставки устройства защиты трансформатора собирают в шкафы РЗА. Конструкция и типовые исполнения шкафов описаны в статье про шкафы РЗА, устройство микропроцессорных терминалов в статье про микропроцессорные терминалы релейной защиты.

Вопросы и ответы

Какие защиты обязательны для силового трансформатора?

Для трансформатора с обмоткой ВН от 3 кВ, защищенного выключателем, нужна защита от многофазных КЗ (токовая отсечка или ДЗТ) и МТЗ от внешних КЗ. Если условия п. 3.2.3 ПУЭ выполняются, вместо выключателя с релейной защитой ставят предохранители. От 0,4 МВ·А добавляют защиту от перегрузки, если перегрузка возможна. ДЗТ обязательна от 6,3 МВ·А и на трансформаторах 4 МВ·А при параллельной работе, газовая защита от 6,3 МВ·А и на внутрицеховых понижающих трансформаторах от 630 кВ·А. На понижающих трансформаторах с ВН до 35 кВ и обмоткой НН в звезду с заземленной нейтралью нужна защита от однофазных КЗ в сети НН (п. 3.2.66).

Нужна ли дифференциальная защита трансформатору 1000 и 2500 кВ·А?

По ПУЭ не обязательна. На трансформаторах от 1 МВ·А ее можно ставить, если токовая отсечка нечувствительна, а МТЗ имеет выдержку более 0,5 с, или если трансформатор установлен в сейсмическом районе (п. 3.2.54).

Нужна ли газовая защита трансформатору 1000 кВ·А?

Для внутрицехового понижающего трансформатора от 630 кВ·А нужна. Для остальных трансформаторов 1–4 МВ·А ПУЭ ее разрешает, но не требует, а газовым реле масляный трансформатор 1 МВ·А с расширителем комплектуют по заказу потребителя.

Может ли токовая отсечка быть единственной защитой трансформатора от КЗ?

По ПУЭ нет. Отсечка охватывает только часть обмотки со стороны питания, и для КЗ на остальной части обмотки и за трансформатором нужна МТЗ (пп. 3.2.54, 3.2.59, 3.2.60).

Почему МТЗ на стороне 10 кВ может не почувствовать однофазное КЗ на стороне 0,4 кВ?

У трансформатора «звезда/звезда с нулем» ток в фазах 10 кВ при таком КЗ составляет не более 2/3 приведенного тока КЗ, а уставку МТЗ отстраивают от нагрузки и самозапуска. Если kч МТЗ ниже 1,5 (1,2 при КЗ через переходное сопротивление), а автоматы или предохранители на выводах НН тоже нечувствительны, ставят специальную защиту нулевой последовательности в нейтрали 0,4 кВ (п. 3.2.66).

Чем релейная защита трансформатора отличается от защиты предохранителями?

Предохранитель отключает КЗ по время-токовой характеристике плавкой вставки, а релейная защита позволяет настроить уставки по току и времени, выполнить защиту от перегрузки, принять сигналы газового реле и других внешних защит и зафиксировать аварию. Ради удешевления ПУЭ предписывает применять предохранители, если они дают нужную селективность и чувствительность и не мешают АПВ и АВР (п. 3.2.3).

Какие основные защиты у трансформатора 110 кВ?

Продольная дифференциальная защита и газовая защита бака и РПН. Резервные защиты ставят со стороны ВН и СН, а от 63 МВ·А устанавливают два устройства с функцией ДЗТ (приказ Минэнерго № 101, пп. 59–60).

Чем релейная защита отличается от автоматики?

Релейная защита выявляет повреждения и ненормальные режимы и отключает поврежденный элемент или подает сигнал. Автоматика управляет режимом: АПВ включает выключатель повторно, АВР переводит нагрузку на резервный источник, автоматика РПН поддерживает напряжение. Подробнее в статье о том, что такое релейная защита.

Источники

1. Правила устройства электроустановок. 6-е изд., перераб. и доп. Гл. 3.2 «Релейная защита», гл. 3.3 «Автоматика и телемеханика». — М.: Энергоатомиздат.
2. Требования к оснащению линий электропередачи и оборудования объектов электроэнергетики классом напряжения 110 кВ и выше устройствами и комплексами релейной защиты и автоматики, а также к принципам функционирования устройств и комплексов релейной защиты и автоматики (утв. приказом Минэнерго России от 13.02.2019 № 101, зарегистрирован Минюстом России 25.04.2019 № 54503; ред. приказа Минэнерго России от 05.08.2026 № 892, вступает в силу 19.10.2026).
3. Приказ Минэнерго России от 15.01.2024 № 6 «Об утверждении Методических указаний по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35–750 кВ» (зарегистрирован Минюстом России 01.07.2024 № 78714).
4. ГОСТ Р 58983-2020. Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Релейная защита и автоматика автотрансформаторов (трансформаторов), шунтирующих реакторов, управляемых шунтирующих реакторов, конденсаторных батарей с высшим классом напряжения 110 кВ и выше. Функциональные требования (с Изменением № 1).
5. ГОСТ 11677-85. Трансформаторы силовые. Общие технические условия (с Изменениями № 1–4).
6. РД 153-34.0-35.518-2001. Инструкция по эксплуатации газовой защиты. — М.: СПО ОРГРЭС, 2001.
7. Методические указания по расчету и выбору уставок защит распределительных сетей 6–35 кВ / В.Е. Глазырин, Е.И. Фролова, А.А. Суворов. — Новосибирск: НГТУ, НПП «ЭСТРА», 2026.
8. Шабад М.А. Защита трансформаторов 10 кВ. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 144 с. (Библиотека электромонтера; вып. 623).
9. Булычев А.В., Иванов Е.Н., Осипова В.С. Защиты трансформаторов: учебное пособие. — Чебоксары: ИПК РЗА, 2023. — 56 с.
10. Антонов В.О. Анализ статистики технологических отказов функциональных узлов силовых трансформаторов 35 кВ и выше // Вестник науки. 2024. № 1 (70). Т. 4. С. 755–762.
11. Руководство по эксплуатации ЭСТРА-ИКИ. Версия 1.01 от 02.07.2026. НПП «ЭСТРА».
12. Руководство по эксплуатации ЭСТРА-РЕЛЕ / ЭСТРА-РЕЛЕ.Д. Версия 1.14 от 28.10.2025. НПП «ЭСТРА».
13. Руководство по эксплуатации МКЗП-МИКРО 2.0. Версия 1.18 от 11.02.2026. НПП «ЭСТРА».
14. Руководство по эксплуатации ЭСТРА-ДЗТ. Версия 1.09 от 09.02.2026. НПП «ЭСТРА».