Релейная защита и автоматика электрооборудования тепловой электростанции мощностью 360 МВт

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

РАСЧЕТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

К проекту по теме:

“Релейная защита и автоматика электрооборудования тепловой электростанции мощностью 360 МВт”

Задание

Студенту_____________________________________________________

1. Тема проекта Релейная защита и автоматика электрооборудования ТЭЦ мощностью 360МВт.____________________________________________

2. Сроки сдачи студентом законченного проекта ___________________

3. Исходные данные к проекту __________________________________

_____________________________________________________________

Размещено на http://www.allbest.ru/

_____________________________________________________________

_____________________________________________________________

_____________________________________________________________

_____________________________________________________________

_____________________________________________________________

_____________________________________________________________

_____________________________________________________________

_____________________________________________________________

4. Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов) Введение. .

4.1. Главная схема электрических соединений и схема собственных нужд станции (по материалам типовых проектов).______________________

4.2. Выбор электрооборудования главной схемы электрических соединений и схемы собственных нужд станции (по материалам типовых проектов). ,

4.3. Выбор устройств релейной защиты и автоматики основных элементов станции. Оперативный ток. .

4.4. Расчет токов короткого замыкания для выбора параметров срабатывания устройств релейной защиты и автоматики. .

4.5. Расчет защит генератора (блока) и разработка релейной защиты генератора (блока). .

4.6. Разработка схем релейной защиты и автоматики и выбор параметров срабатывания РЗА основных элементов собственных нужд станции.

4.7. Проверка самозапуска ответственных электродвигателей собственных нужд станции.

4.8. Техника безопасности. Охрана труда. .

4.9. Технико-экономические показатели. .

4.10.Техника безопасности. Охрана труда

5. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей и графиков)___________________________________

5.1. Главная схема электрических соединений -- 1 лист.

5.2. Схема собственных нужд станции -- 1 лист.

5.3. Схемы защит генератора (блока) -- 2 листа.

5.4. Схемы релейной защиты и автоматики элементов собственных .

нужд станции -- 2 листа.

Руководитель

(подпись)

Задание принял к исполнению (дата). .

(подпись студента). .

Доклад

Уважаемая комиссия!

Вам представлена работа по теме: ”Релейная защита и автоматика ТЭЦ мощностью 360 МВт”.

Исходные данные к проекту: проектируемая КЭС связана с системой, посредством двухцепной ЛЭП напряжением 220 кВ и длиной 120 км.

Для расчета приняты: максимальная нагрузка на 10 кВ - 70 МВт.

ТЭЦ построена по блочному типу. Принято три однотипных генератора типа ТВВ-120-2ЕУ3. Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, выбираем по мощности последних.

Все трансформаторы собственных нужд и автотрансформаторы связи имеют регулирование под напряжением.

Питание потребителей осуществляется от ОРУ-10 кВ.

Схема ОРУ-10 кВ принята с двумя рабочими и третьей обходной системами шин.

Для ОРУ-220 кВ принята схема 3/2 выключателя на присоединение.

Коммутационные аппараты и токоведущие части выбраны по материалам типовых проектов.

Главная схема электрических соединений представлена на чертеже №1.

Выбраны устройства РЗиА основных элементов ТЭЦ.

Расчет токов короткого замыкания для выбора параметров срабатывания, проверки селективности и чувствительности устройств РЗиА, произведен по программе ТКЗ.

Согласно заданию был произведен расчет и разработка релейной защиты блока генератор - трансформатор.

Основными защитами блока генератор - трансформатор является:

продольная дифференциальная защита генератора;

поперечная дифференциальная защита генератора;

защита от замыканий на землю в обмотке статора генератора;

продольная дифференциальная токовая защита трансформатора блока;

газовая защита трансформатора.

Резервные защиты:

дистанционная защита генератора;

защита от замыканий на землю в обмотке ротора генератора;

токовая защита генератора обратной последовательности;

защита трансформатора от внешних коротких замыканий на землю;

защита генератора от симметричных перегрузок;

защита от перегрузки ротора генератора;

защита генератора от потери возбуждения;

защита генератора от асинхронного режима без потери возбуждения;

пуск УРОВ;

защита трансформатора от внешних коротких замыканий на землю;

защита трансформатора от внешних несимметричных коротких замыканий;

защита трансформатора от внешних симметричных коротких замыканий;

защита трансформатора от симметричной перегрузки.

Цепи переменного оперативного тока защиты блока генератор - трансформатор приведены на чертеже № 3.

Цепи постоянного оперативного тока защиты блока генератор - трансформатор приведены на чертеже № 4.

На чертеже № 2 представлена схема собственных нужд электростанции.

Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд выбираем из процента расхода на собственные нужды от мощности генераторов ТЭЦ.

Мощность пускорезервного трансформатора собственных нужд выбираем примерно в 1,5 раза больше мощности рабочего трансформатора собственных нужд.

Произведен расчет параметров срабатывания и разработка схем релейной защиты основных элементов собственных нужд (Чертежи № 5,6).

Защита трансформатора собственных нужд 10/6 кВ (Чертеж № 5). Основной защитой является дифференциальная защита.

Основной защитой трансформатора собственных нужд 6/0,4 кВ (Чертеж №6) является токовая отсечка.

Выполнен расчет защит мощного и маломощного двигателей (Чертеж № 6).

Основной защитой мощного двигателя является дифференциальная защита, а маломощного - токовая отсечка.

Общая защита для двигателей секции является групповая защита минимального напряжения.

Были определены условия самозапуска двигателей собственных нужд при потере питания с помощью программы “Самозапуск”.

Также в проекте рассмотрены вопросы охраны труда и технико-экономической части электростанции.

Содержание

Введение

1. Главная схема электрических соединений и схема собственных нужд (по материалам типовых проектов)

2. Выбор электрооборудования главной схемы и схемы собственных нужд (по материалам типовых проектов)

3. Выбор устройств релейной защиты и автоматики

для основных элементов ТЭЦ. Оперативный ток

3.1 Выбор релейных защит генераторов

3.2 Выбор релейных защит трансформаторов

3.3 Выбор релейных защит шин

3.4 Выбор релейных защит двигателей

3.5 Автоматическое повторное включение (АПВ)

3.6 Включение генераторов

3.7 Автоматическое регулирование возбуждения (АРВ), напряжения (АРН) и реактивной мощности

3.8 Автоматическое регулирование частоты и активной мощности (АРЧМ)

3.9 Автоматическое прекращение асинхронного режима

3.10 Автоматическое ограничение снижения частоты

3.11 Оперативный ток

4. Расчет токов КЗ для выбора электрооборудования, параметров срабатывания, проверки селективности и чувствительности устройств РЗА

5. Расчет и разработка схем релейной защиты блока генератор-трансформатор

5.1 Основные защиты

5.2 Резервные защиты

6. Расчет параметров срабатывания и разработка схем релейной защиты собственных нужд

6.1 Защита электродвигателя

6.2 Защита трансформатора собственных нужд 6/0,4кВ

6.3 Защита трансформатора собственных нужд 10/6 кВ

6.4 Групповая защита минимального напряжения секции

собственных нужд

7. Проверка самозапуска ответственных электродвигателей СН станции

8. Охрана труда

8.1 Техника безопасности при эксплуатации систем РЗА ТЭЦ-360 МВт.

8.2 Выбор защитных мер от опасности поражения электрическим током в РУ СН 6 кВ ТЭЦ -360 МВт

9. Технико-экономическая часть

9.1 Расчет технико-экономических показателей работы ТЭЦ

Заключение

Список литературы

Введение

Электростанциями называются предприятия или установки, предназначенные для производства электроэнергии.

Электрическая энергия находит широкое применение во всех областях народного хозяйства. Этому способствуют такие ее свойства, как универсальность и простота использования, возможность производства в больших количествах промышленным способом и передача на большие расстояния.

ТЭЦ - предназначена для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом.

При проектировании и эксплуатации любой электроэнергетической системы приходится считаться с возможностью возникновения в ней повреждений и ненормальных режимов работы. Наиболее распространенными и в то же время наиболее опасными видами являются короткие замыкания (к.з.). Повреждения и ненормальные режимы работы могут приводить к возникновению аварий, под которыми обычно понимаются вынужденные нарушения нормальной работы всей системы или ее части.

Первопричины возникновения аварий бывают весьма разнообразными, но в большинстве своем являются результатом своевременно не обнаруженных и не устраненных дефектов оборудования, неудовлетворительных проектирования, монтажа и эксплуатации. Дежурный персонал не в состоянии в требуемое время отметить возникновение к.з., выявить поврежденных элемент и дать сигнал на отключение его выключателей. Поэтому электрические установки снабжаются автоматически действующими устройствами - релейной защитой или предохранителями, осуществляющими защиту от к.з.

Основным назначением релейной защиты является автоматическое отключение поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части системы при помощи выключателей. Важность этого вида автоматики определяется тем, что без нее вообще не возможна бесперебойная работа электроэнергетических установок.

Целью настоящего дипломного проекта является проектирование релейной защиты и автоматики электрического оборудования городской отопительной ТЭЦ, мощностью 360 МВт.

Поэтому основное внимание уделяется разделу релейной защиты и автоматики электрооборудования электростанции.

В отдельных разделах дипломного проекта рассмотрены вопросы охраны труда и расчет технико-экономических показателей электрической станции, являющиеся необходимыми при проектировании.

1. Главная схема электрических соединений и схема собственных нужд (по материалам типовых проектов)

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части электростанции, так как он определяет полный состав элементов и связей между ними.

Главной схемой электрических соединений электростанции называют совокупность основного оборудования (генераторы трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями. Главная схема должна обеспечивать безотказную выдачу мощности электрической станции, другими словами, быть надежной. Требование надежности является одним из самых основных предъявляемых к схемам электрических соединений станции. Т.е. свойство системы, аппарата, схемы выполнять свои функции в разнообразных условиях эксплуатации при сохранении заданных параметров процесса. Главная схема электрических соединений электростанций является техническим документом при проектировании, монтаже и эксплуатации.

Вторым важным требованием, предъявляемым к главным схемам, является их экономичность, т. е. требование минимальных затрат материальных ресурсов и времени при сооружении РУ, а так же минимальных расходов на его эксплуатацию.

Весьма существенным является требование маневренности главной схемы, под которым понимают возможность легкого приспособления схемы к изменяющимся условиям работы, как в эксплуатации, так и при расширении станции, а так же возможность ремонта оборудования РУ без нарушения нормальной работы присоединений (ремонтопригодность).

Главная схема должна удовлетворять требованиям безопасности в обслуживания РУ; в числе прочих факторов, от которых она зависит, - простота и наглядность главной схемы. Наглядность схемы и ее хорошая обзорность в натуре значительно повышают оперативную надежность, уменьшая вероятность ошибочных действий персонала [4].

Главная схема электрических соединений разработана по схеме выдачи мощности станции. Для дальнейших расчетов принимаем максимальную нагрузку на 10 кВ - 70 МВт. Минимальную нагрузку принимаем 80% от максимальной нагрузки. Расход на собственные нужды принимаем - 8%.

Согласно материалам типовых проектов, строим ТЭЦ по блочному типу. Структурная схема представлена на рис.1.1. Питание потребителей генераторного напряжения осуществляется от комплектных распределительных устройств (КРУ), которые подключаются к отпаечным реакторам, а связь с энергосистемой - по линиям высокого напряжения 220 кВ.

Для выбора схемы распределительного устройства (РУ), определяется число присоединений в каждом из них, которое рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий (nлэп), числа линий связи с системой (nсв) и числа трансформаторов связи (nт.св) или питающих трансформаторов (nт), подключенных к данному РУ [3].

. (1.1)

к системе

Рис. 1.1. Структурная схема ТЭЦ

Количество отходящих линий определяем, исходя из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей [3]:

(1.2)

Тогда в соответствии с (1.1) количество присоединений к РУ 220 кВ равно: nп = 2+2+2=6. Таким образом, схему РУ 220 кВ принимаем с двумя рабочими и третей обходной системами шин [2].

Количество присоединений к РУ 10 кВ определяем аналогично. Напряжение собственных нужд ТЭЦ принимаем 6 кВ при напряжении генераторов 10 кВ. Питание СН осуществляется от трансформаторов собственных нужд (ТСН).

Рабочие трансформаторы собственных нужд ТЭЦ присоединяются отпайкой от блока между генераторным выключателем и трансформатором. Мощность рабочих трансформаторов СН выбираем, исходя из процента расхода на СН от мощности генераторов (8%).

Количество секций 6 кВ для блочной ТЭЦ принимаем две на каждый блок. Каждая секция присоединяется к рабочему трансформатору СН. Трансформаторы ТСН 1, ТСН 2, ТСН 3 питают секции 6кВ соответственно первого блока 1А, 1Б, второго блока - 2А, 2Б, третьего блока - 3А, 3Б. К этим секциям присоединяются электродвигатели 6 кВ турбинного и котельного отделения, общестанционная нагрузка и трансформаторы 6/0.4 кВ. Таблица 1.1

Напряжение линии в кВ	Наибольшая длина передачи, км	Наибольшая передаваемая мощность на одну цепь, МВт
6…10	10…15	3…5

Резервное питание секций СН осуществляется от резервной магистрали, связанной с резервным трансформатором СН (ПРТСН).

Резервную магистраль для увеличения гибкости и надежности секционируем выключателями через два блока.

На ТЭЦ с числом рабочих трансформаторов СН 3 принимаем один пускорезервный трансформатор СН [2]. Мощность резервного трансформатора СН должна обеспечить замену рабочего трансформатора одного блока и одновременный пуск или аварийный останов второго блока. Мощность резервного трансформатора СН принимаем примерно в 1.5 раза больше мощности наибольшего рабочего трансформатора СН [1,2,3]. Резервный трансформатор СН присоединяем к сборным шинам повышенного напряжения (220 кВ), которые имеют связь с энергосистемой по линиям ВН (на случай аварийного отключения всех генераторов станции).

Потребители СН напряжением 0.4 кВ и часть общестанционной нагрузки питаются от секций 0,4 кВ, получающих питание от трансформаторов 6/0.4 кВ. Наиболее ответственные потребители присоединены на полусекции 0,4 кВ, отделяемые автоматами от остальной части этих же секций. Расход на собственные нужды 0.4 кВ приблизительно можно принять равным 15% общего расхода [1,2,3]. Трансформаторы 6/0.4 кВ устанавливаем по возможности в центрах электрических нагрузок в котельном и турбинном отделении, в объединенном вспомогательном корпусе, на ОРУ, в компрессорной и т.д.

Резервирование РУ СН 0.4 кВ на ТЭЦ осуществляется от трансформаторов 6/0.4 кВ, число и мощность которых осуществляется по такому же принципу, как и резервирование РУ СН 6 кВ. При этом рабочий и резервирующий его трансформатор присоединяются к разным секциям СН 6 кВ [1,2,3].

Для поддержания необходимого уровня напряжения на шинах собственных нужд ТСН и ПРТСН имеют РПН.

Для ограничения токов короткого замыкания применяется раздельная работа секций 6 кВ. Для ограничения токов короткого замыкания на стороне 0,4 кВ на вводах к сборкам устанавливаем реакторы [1,2,3].

2. Выбор электрооборудования главной схемы и схемы собственных нужд (по материалам типовых проектов)

Согласно материалам типовых проектов выбраны главная схема и схема собственных нужд, представленные на листах 1 и 2 соответственно.

Принимаем три однотипных генератора типа ТВФ-120-2УЗ [2]. Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, выбираем по мощности последних. Мощность трансформаторов собственных нужд выбираем из процента расхода на собственные нужды от мощности генераторов ТЭЦ. Мощность пускорезервного трансформатора собственных нужд определяем исходя из условия замены одного из наибольших рабочих трансформаторов СН и одновременного обеспечения запуска блока. Она примерно в 1,5 раза больше мощности рабочего трансформатора собственных нужд [1]. Рабочие трансформаторы собственных нужд блоков присоединяются к отпайкам от токопроводов генераторного напряжения. Пускорезервный трансформатор собственных нужд присоединен к распределительному устройству высшего напряжения. Все трансформаторы СН, а также повышающие трансформаторы Т1 и Т2 имеют регулирование под нагрузкой (РПН) для поддержания необходимого уровня напряжения на сборных шинах.

В таблице 2.1 приведены параметры выбранного основного электрооборудования для проектируемой ТЭЦ в соответствии с [1].

Таблица 2.1

Название и тип оборудования	S, МВА	Uн, кВ	Cosцном	Iном, кА	XdЅ	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Uк,%	Iх,%
Генераторы Г1,Г2,Г3: ТВФ-120-2УЗ	125 150	10,5	0,8	6,875 8,248	0,192	-	-	-	-
Блочные трансформа-торы Т1,Т2,Т3: ТДЦН-160000/220	160	-	-	-	-	242	10,5	11	0,55
Рабочие трансформаторы собственных нужд (ТСН)	10	-	-	-	-	10,5	6,3	8	0,75
Пускорезервный трансформатор собственных нужд (ПРТСН)	16	-	-	-	-	230	6,3	10,5	0,7

В таблице 2.2 приведены выбранные типы проводников на проектируемой ТЭЦ.

Таблица 2.2

Участок схемы	Тип проводника	Параметры
От генератора до повышающего трансформатора и отпайка до ТСН	Пофазно-экранированный токопровод ГРТЕ-8550-250	Uном.ген=10 кВ; Uном.т=10 кВ; Iном.ген=6875 кА; Iном.т=8550 кА; Iдин.с.=250 кА; тип опорного изолятора - ОФР-20-375с.
Сборные шины 220 кВ и ошиновка до выводов повышающих трансформаторов и до ПРТСН	Провод марки АС-400/22	Dнаруж.=26,6 мм; Iдоп.=835 А; q=400 мм2.
Отпайка от блока генератор-трансформатор до реакторов	Гибкий токопровод: два несущих провода марки АС-500/64, пять проводов марки А-500	АС-500/64: Dнаруж.=20,6 мм; Iдоп.=815 А; q=500 мм2, А-500: Dнаруж.=29,1 мм; Iдоп.=820 А; q=500 мм2.
От ТСН и ПРТСН до сборных шин 6,3 кВ	Комплектный токопровод ТЗК-6-1600-51	Uном.т=6 кВ; Iном.т=1600 кА; Iдин.с.=51 кА.

В таблице 2.3 приведены места установки трансформаторов тока и их типы.

Для защиты электрооборудования от атмосферных перенапряжений используем ограничители перенапряжения типа ОПН.

Система питания СН электрических станций занимает особое положение среди других потребителей энергосистемы. На рушение электроснабжения механизмов собственных нужд вызывает нарушение работы не только самой станции, но и потребителей энергосистемы в случае недостатка мощности.

Потребители СН электрических станций относятся к 1 категории по надежности питания и требуют электроснабжения от двух независимых источников. В пределах 1 категории потребители СН тепловых станций делятся на группы ответственных и неответственных. Ответственными являются механизмы СН, кратковременная остановка которых приводит к аварийному отключению или разгрузке агрегатов станции.

Принятые к установке типы выключателей и их параметры приведены в таблице 2.4.

3. Выбор устройств релейной защиты и автоматики для основных элементов ТЭЦ. Оперативный ток

3.1 Выбор релейных защит генераторов

Современные генераторы являются сложными и дорогостоящими машинами. Поэтому к релейной защите генераторов предъявляются требования повышенной чувствительности при расчетных видах повреждения, увеличения быстродействия, уменьшения или полного устранения мертвых зон.

К основным видам повреждения генераторов относятся следующие:

Междуфазные КЗ в обмотке статора. Это наиболее тяжелый вид повреждения, так как сопровождается протеканием больших токов и как следствие значительными повреждениями обмотки и железа статора;

Однофазные замыкания на землю в обмотке статора;

Витковые замыканий обмотки статора;

Замыканий между витками одной фазы в обмотке статора;

Замыканий на землю в двух точках цепи ротора;

Прохождения в обмотке статора тока выше номинального, обусловленного внешним КЗ;

Прохождения в обмотке статора тока, обусловленного симметричной перегрузкой.

Для защиты от многофазных КЗ в обмотке статора генератора устанавливается быстродействующая продольная дифференциальная защита, действующая на отключение [6,7,8]. Сети генераторного напряжения в РБ работают с изолированной нейтралью и поэтому дифференциальная защита может выполняться на двух фазах. Однако в этом случае не обеспечивается отключение генератора при двойных замыканиях на землю (одно из замыканий в сети, другое - на фазе генератора, не имеющей дифференциальной защиты). Поэтому дополнительно к двухфазной дифзащите предусматривают релейную защиту от замыканий на землю. Таким образом, с целью повышения надежности защиты генераторов устанавливаем трехфазную дифзащиту.

Для защиты генератора от однофазных замыканий на землю в обмотке статора используем блок-реле БРЭ1301 в исполнении ЗЗГ-12.

Для защиты от витковых замыканий применяется поперечная дифзащита, основанная на сравнении токов двух параллельных ветвей статора [6,7,8].

Для защиты цепей возбуждения (ротора) генератора от замыкания на землю предусматриваем специальную релейную защиту; действие ее основано на принципе моста постоянного тока, плечи которого составляют сопротивления цепи возбуждения и специального потенциометра [6,7,8]. Защита включается в работу только при появлении устойчивого замыкания на землю в одной точке цепи возбуждения и является защитой от появления второго замыкания на землю в цепи возбуждения. Защита предусматривается в одном комплекте на всю станцию, который выполняется переносным. При замыкании на землю в одном месте цепи возбуждения генератор может продолжать работать. В измерительной цепи устанавливается максимальная токовая защита, действующая на сигнал.

Для защиты обмотки статора генератора от симметричной перегрузки предусматриваем защиту на реле РТВК с высоким коэффициентом возврата, включенном в одну из фаз вторичной цепи ТА.

Фильтровая защита обратной последовательности применяется для защиты генератора от внешних КЗ и для защиты генератора от несимметричных перегрузок [6,7,8].

3.2 Выбор релейных защит трансформаторов

Для силовых трансформаторов, а также ТНС предусматриваем релейную защиту от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы [5,7,10]:

Многофазных замыканий в обмотках и на их выводах;

Внутренних повреждений (витковых замыканий в обмотках и “пожара стали” магнитопровода);

Однофазных замыканий на землю;

Сверхтоков в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

Сверхтоков в обмотках, обусловленных перегрузкой (если она возможна).

Понижения уровня масла.

При выполнении защит трансформатора необходимо учитывать некоторые особенности его нормальной работы, броски тока намагничивания при включении трансформатора под напряжение, влияние коэффициента трансформации и схем соединения обмоток трансформатора.

Для защиты от многофазных замыканий в обмотках и на выводах блочных трансформаторов, а также ТСН предусматривается продольная дифференциальная защита с циркулирующими токами, действующая на отключение выключателей силового трансформатора без выдержки времени. Особенностью дифзащиты трансформаторов по сравнению с дифзащитой генераторов, является неравенство первичных токов разных обмоток трансформатора и их несовпадение в общем случае по фазе.

Для компенсации сдвига токов по фазе вторичные обмотки трансформаторов тока, установленных со стороны звезды силового трансформатора, соединяют в треугольник, а вторичные обмотки трансформаторов тока, установленных со стороны треугольника силового трансформатора, - в звезду. Компенсация неравенства первичных токов достигается правильным подбором коэффициентов трансформации трансформаторов тока. Если не удается подобрать коэффициент трансформации трансформаторов тока таким образом, чтобы разность вторичных токов в плечах дцфзащигы была меньше 10 % (так как трансформаторы тока имеют стандартное значение коэффициента трансформации), при выполнении защиты для компенсации неравенства токов используют дифференциальные реле типа ДЗТ-21.

На рабочих и пускорезервных трансформаторах собственных нужд электростанции применяется продольная дифзащита.

Наиболее простои схемой выполнения продольной дифзащиты является дифференциальная токовая отсечка, которая применяется в случаях, когда она удовлетворяет требованиям чувствительности. Если это условие не выполняется, в продольной дифзащите используют реле типа ДЗТ-21.

На трансформаторах с регулированием напряжения под нагрузкой предусматриваем дифзащиту с торможением и установкой реле типа ДЗТ или их заменяющими [5,7,10]. Предварительно защита рассчитывается для случая применения реле без торможения. Если она оказывается недостаточно чувствительной, применяют реле с минимальным числом тормозных обмоток, обеспечивающих требуемую чувствительность.

Для защиты от внутренних повреждений (витковых замыканий в обмотках, сопровождающихся выделением газа) и от понижения уровня масла на всех трансформаторах ТЭЦ, применяется газовая защита с действием на сигнал при слабых и на отключение при интенсивных газообразованиях.

Газовая защита устанавливается на трансформаторах с масляным охлаждением, имеющих расширители, и осуществляется с помощью поплавковых, лопастных и чашечных газовых реле. Газовая защита является единственной защитой трансформаторов от “пожара стали” магнитопровода, возникающего при нарушении изоляции между листами стали [5,7,10].

В связи с широким применением трансформаторов 6/0,4 кВ со схемой соединения обмоток треугольник - звезда, имеющих глухо-заземленную нейтраль на стороне 0,4 кВ, применяем максимальную токовую защиту, установленную на стороне ВН [5,7,10].

Для защиты блочных трансформаторов от внешних КЗ, применяем токовую защиту нулевой последовательности [5,7,10].

3.3 Выбор релейных защит шин

Короткие замыкания на шинах ТЭЦ возникают из-за загрязнения или повреждения шинных изоляторов, втулок выключателей и измерительных трансформаторов тока, а также при ошибочных действиях персонала с шинными разъединителями [5,8]. Повреждения на шинах маловероятны. Однако, учитывая весьма тяжелые последствия, к которым эти повреждения могут привести, необходимо иметь защиту, действующую при повреждении шин. В качестве защиты шин применяем дифференциальную токовую защиту.

Для выполнения дифференциальной защиты используют трансформаторы тока с одинаковыми коэффициентами трансформации независимо от мощности присоединения.

Дифференциальная токовая защита шин напряжением 220 кВ электрической станции охватывает все элементы, которые присоединены к системе. При этом число трансформаторов тока оказывается значительным и вероятность обрыва их вторичных цепей повышена. Это учитывается при выборе тока срабатывания защиты. При возникновении обрыва защита автоматически с выдержкой времени выводится из действия. Для этого в обратный провод дифференциальной цепи включается реле тока, срабатывающее при обрыве вторичных цепей любого трансформатора тока [5,8]. Как и любая дифференциальная защита, дифференциальная защита шин не должна срабатывать при внешних коротких замыканиях. Для повышения чувствительности защиты используем реле типа РНТ. Чувствительность защиты считается достаточной, если при КЗ на шинах кч 2 [5,8].

Дифференциальная токовая защита шин напряжением 6--10 кВ выполняется по упрощенной схеме. В ее цепи тока не включаются трансформаторы тока потребителей электрической энергии. Такая защита называется неполной дифференциальной токовой [5,8].

Защита выполняется двухступенчатой. Она содержит первую и третью ступени. Первая ступень, токовая отсечка без выдержки времени, является основной. Третья ступень, максимальная токовая защита, резервирует первую ступень и защиты отходящих линий, не охваченных дифференциальной защитой.

3.4 Выбор релейных защит двигателей

Дифференциальная защита в трехфазном исполнении используется для защиты от междуфазных КЗ двигателей мощностью 4000 кВт и выше. Дифференциальная защита выполняется с использованием трех реле с торможением типа ДЗТ-11.

Токовая отсечка применяется на двигателях мощностью менее 4000 кВт от тех же повреждений, что и дифзащита.

Токовая защита нулевой последовательности предназначена для защиты двигателей от замыканий на землю, выполненной на реле типа РТЗ-51.

Защита от двойных замыканий на землю выполняется на реле тока типа РТ-40.

Защита минимального напряжения предназначена для облегчения условий самозапуска двигателей ответственных механизмов.

Токовая защита от перегрузки устанавливается на двигателях, подверженных перегрузкам [11,12].

3.5 Автоматическое повторное включение (АПВ)

Устройство АПВ предусматривают для быстрого восстановления питания потребителей и внутрисистемных связей путем автоматического включения выключателей, отключенных устройствами релейной защиты.

Предусматриваем следующие виды АПВ:

Устройство АПВ на кабельных линиях 10 кВ потребителей;

Устройство АПВ воздушных линий 220 кВ;

Устройство АПВ шин ТЭЦ;

Устройство АПВ ответственных электродвигателей, отключенных для самозапуска других электродвигателей;

Устройство АПВ обходного и секционного выключателей.

Устройства АПВ выполнены так, чтобы они не действовали при отключении выключателя персоналом дистанционно или при помощи телеуправления; автоматическом отключении релейной защитой непосредственно после включения персоналом дистанционно или при помощи телеуправления; отключении выключателя защитой от внутренних повреждений трансформаторов и вращающихся машин, а также в других случаях отключений выключателя, когда действие АПВ недопустимо.

Действие устройств АПВ фиксируется указательными реле, встроенными в реле указателями срабатывания, счетчиками числа срабатывания.

3.6 Включение генераторов

Включение генераторов на параллельную работу производится одним из следующих способов: точной синхронизацией и самосинхронизацией.

Для проектируемой ТЭЦ для турбогенераторов ТВФ-120 применяется способ точной автоматической синхронизации при нормальных режимах. При аварийных режимах допускается способ самосинхронизации.

Все генераторы оборудованы устройствами, позволяющими в необходимых случаях производить ручную точную синхронизацию с блокировкой от несинхронного включения.

3.7 Автоматическое регулирование возбуждения (АРВ), напряжения (АРН) и реактивной мощности

Устройства АРВ, АРН и автоматического регулирования реактивной мощности предназначены для поддержания напряжения в энергосистеме по заданным характеристикам при нормальной работе; распределение реактивной нагрузки между источниками реактивной мощности по заданному закону; повышения статической и динамической устойчивости энергосистем.

Генераторы оборудованы устройствами АРВ, соответствующими требованиям ГОСТ на системы возбуждения и техническим условиям на оборудование систем возбуждения.

Для генераторов ТВФ-120 предусмотрена быстродействующая система возбуждения с АРВ сильного действия.

Трансформаторы с РПН оснащены системой автоматического регулирования коэффициента трансформации для поддержания или заданного изменения напряжения.

3.8 Автоматическое регулирование частоты и активной мощности (АРЧМ)

Системы АРЧМ предназначены для поддержания частоты в энергосистеме в нормальных режимах согласно требованиям ГОСТ на качество электрической энергии; регулирование обменных мощностей энергосистем; распределение мощности между объектами управления на всех уровнях диспетчерского управления.

Системы АРЧМ обеспечивают на ТЭЦ поддержание среднего отклонения частоты от заданного значения в пределах 0,1 Гц и ограничение перетока мощности по контролируемым связям с подавлением не менее чем 70 процентов амплитуды колебаний перетока мощности с периодом 2 мин и более.

Управление мощности ТЭЦ осуществляется со статизмом по частоте, изменяемым в пределах от 3 до 6 процентов.

3.9 Автоматическое прекращение асинхронного режима

Для прекращения асинхронного режима в случае его возникновения применяются устройства автоматики, отличающие асинхронный режим от синхронного, КЗ или других нормальных режимов работы.

Указанные устройства выполнены так, чтобы они, прежде всего, способствовали осуществлению мероприятий, направленных на облегчение ресинхронизации:

быстрому набору нагрузки турбинами;

частичному отключению потребителей;

уменьшению генерирующих мощностей (если возник избыток мощности).

3.10 Автоматическое ограничение снижения частоты

Автоматическое ограничение снижения частоты выполнено с таким расчетом, чтобы при любом возможном дефиците мощности в энергосистеме возможность снижения частоты ниже уровня 45 Гц исключена полностью, время работы с частотой ниже 47 Гц не более 20 с, а с частотой ниже 48,5 Гц - не более 60 с.

Система автоматического ограничения снижения частоты осуществляет:

автоматический ввод резерва (по частоте);

автоматическую частотную разгрузку (АЧР);

дополнительную разгрузку;

включение питания отключенных потребителей при восстановлении частоты (ЧАПВ).

Действие АЧР согласовано с действием устройств АПВ.

3.11 Оперативный ток

Оперативный ток служит для питания вторичных устройств, к которым относятся оперативные цепи защиты, автоматики и телемеханики, аппаратуры дистанционного управления, аварийная и предупреждающая сигнализация и др. При нарушениях нормальной работы станции оперативный ток в некоторых случаях используется для аварийного освещения и для электроснабжения особо ответственных механизмов собственных нужд.

От источников оперативного тока требуется повышенная надежность, поэтому их мощность должна быть вполне достаточной для надежного действия вторичных устройств при самых тяжелых авариях, а напряжение должно отличаться высокой стабильностью. Эти же требования высокой надежности приводят к необходимости повышенного резервирования источников оперативного тока и их распределительных сетей.

Самым надежным источником питания оперативных цепей считаются аккумуляторные батареи. Большим преимуществом их является независимость (полная автономность) от внешних условий, что позволяет обеспечивать работу вторичных устройств даже при полном исчезновении напряжения в основной сети станции.

Другим важным достоинством этого источника является способность выдерживать значительные кратковременные перегрузки, необходимость в которых возникает при наложении на нормальный режим аккумулятора толчковых токов включения приводов выключателей.

Источники постоянного оперативного тока обладают высокой надежностью, однако крупным их недостатком является большая стоимость, как самих аккумуляторных батарей, так и сети оперативного тока, которая при централизованном распределении неизбежно получается очень сложной и сильно разветвленной.

Источниками переменного оперативного тока являются трансформаторы собственных нужд и измерительные трансформаторы тока и напряжения, осуществляющие питание вторичных устройств непосредственно или через промежуточные звенья - конденсаторные устройства, блоки питания или специальные выпрямительные агрегаты.

4. Расчет токов КЗ для выбора параметров срабатывания, устройств релейной защиты и автоматики

Определяем расчетные условия: составляем схему замещения, намечаем места КЗ и вид КЗ.

Расчет токов короткого замыкания производим с использованием ЭВМ по программе TKZ. Для этого составим эквивалентную электрическую схему замещения (рис.4.1) и наметим точки, в которых необходимо знать токи КЗ:

На выводах генераторов;

За трансформаторами собственных нужд.

В качестве расчетного вида КЗ принимаем трехфазное.

Рис. 4.1. Схема замещения к расчёту токов КЗ

Поскольку расчет выполняется в относительных единицах (о.е.), то предварительно переводим все сопротивления элементов схемы замещения к одним и тем же базисным условиям. Базисные условия выбираем, учитывая удобство проведения расчета. За базисную мощность принимаем мощность, равную 1000 МВА, за базисное напряжение принимаем номинальное напряжение той ступени, для которой производим расчет токов КЗ. В таблице 4.1 приведены выражения для определения значений сопротивлений в о.е., а также значения сопротивлений.

Таблица 4.1

Элементы электроустановки	Исходные параметр	Выражения для определения сопротивления в о.е.	Значения сопротивления
Генераторы Г1, Г2, Г3	Х”d.ном Sном	Х*=Х”d.ном Sб/Sном	Х*=0,1921000/150=1,28
Трансформаторы Т1, Т2, Т3	Uк % Sном	Х*=(Uк% /100)(Sб /Sном)	Х*=(11/100)(1000/160)=0,688
Трансформаторы ТСН1, ТСН2, ТСН3	Uк % Sном	Х*=(Uк% /100)(Sб /Sном)	Х*=(8/100)(1000/10)= 8,0
Пускорезервный ТСН	Uк % Sном	Х*=(Uк% /100)(Sб /Sном)	Х*=(10,5/100)(1000/16) = 6,56
Энергосистема	Sном Хc.ном	Х*= Хc.номSб /Sном	Х*=0,41000/2000=0,2
Реактор	Хр	Х*=Хр Sб /U2	Х*=0,21000/10,52=1,81
Линия электропередачи	Худ L	Х*=ХудLSб /U2ср	Х*=(0,41201000/2302 )/2=0,45
Трансформатор ТСН 6/0,4кВ	Uк % Sном	Х*=(Uк% /100)(Sб /Sном)	Х*=(8/100)(1000/0.63)=126,98

Ниже приведены файлы данных и результаты расчета токов КЗ по программе TKZ для минимального и максимального режимов работы.

Файл данных для расчета токов короткого

замыкания по программе TKZ.

(минимальный режим)

2 0 9 4 0 0 1000.

0 1 0.2 2000.0

0 2 1.28 150.0

2 1 0.688 0.

0 3 1.28 150.0

3 1 0.688 0.

0 4 1.28 150.0

4 1 0.688 0.

4 11 0.8 0.

11 12 126.98 0.

1 230 4 10.5 11 6.3 12 0.4

РЭЗУЛЬТАТЫ РАЗЛIКАУ ПА ПРАГРАМЕ TKZ

(минимальный режим)

НУМАР ВУЗЛА КЗ: 1

Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 230.000000

Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 2.510219

Рэзультатыунае супрац. схемы адносна вузла КЗ:

-для токау прамой (адв.) паслядоун. (адн.адз.) 1.532710E-01

Перыядычная састаул. звышпераходн. току КЗ (КА):

- трохфазнае 16.377650

- двухфазнае 14.183460

Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):

Прамая Адваротная Нулявая

- трохфазнае 16.3776

- двухфазнае 8.1888 8.1888

Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ па

галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак

ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая

0 1 -.7664 .7664

0 2 -.0779 .0779

2 1 .0779 -.0779

0 3 -.0779 .0779

3 1 .0779 -.0779

0 4 -.0779 .0779

4 1 .0779 -.0779

4 11 .0000 .0000

11 12 .0000 .0000

НУМАР ВУЗЛА КЗ: 4

Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 10.500000

Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 54.985740

Рэзультатыунае супрац. схемы адносна вузла КЗ:

-для токау прамой (адв.) паслядоун. (адн.адз.) 5.123177E-01

Перыядычная састаул. звышпераходн. току КЗ (КА):

- трохфазнае 107.327400

- двухфазнае 92.948280

Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):

Прамая Адваротная Нулявая

- трохфазнае 107.3274

- двухфазнае 53.6637 53.6637

Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ па

галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак

ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая

0 1 -.4984 .4984

0 2 -.0507 .0507

2 1 .0507 -.0507

0 3 -.0507 .0507

3 1 .0507 -.0507

0 4 -.4002 .4002

4 1 -.5998 .5998

4 11 .0000 .0000

11 12 .0000 .0000

НУМАР ВУЗЛА КЗ: 11

Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 6.300000

Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 91.642900

Рэзультатыунае супрац. схемы адносна вузла КЗ:

-для токау прамой (адв.) паслядоун. (адн.адз.) 1.312318

Перыядычная састаул. звышпераходн. току КЗ (КА):

- трохфазнае 69.832860

- двухфазнае 60.477030

Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):

Прамая Адваротная Нулявая

- трохфазнае 69.8329

- двухфазнае 34.9164 34.9164

Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ па

галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак

ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая

0 1 -.4984 .4984

0 2 -.0507 .0507

2 1 .0507 -.0507

0 3 -.0507 .0507

3 1 .0507 -.0507

0 4 -.4002 .4002

4 1 -.5998 .5998

4 11 -1.0000 1.0000

11 12 .0000 .0000

НУМАР ВУЗЛА КЗ: 12

Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 4.000000E-01

Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 1443.376000

Рэзультатыунае супрац. схемы адносна вузла КЗ:

-для токау прамой (адв.) паслядоун. (адн.адз.) 128.292300

Перыядычная састаул. звышпераходн. току КЗ (КА):

- трохфазнае 11.250680

- двухфазнае 9.743372

Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):

Прамая Адваротная Нулявая

- трохфазнае 11.2507

- двухфазнае 5.6253 5.6253

Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ па

галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак

ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая

0 1 -.4985 .4984

0 2 -.0507 .0507

2 1 .0507 -.0507

0 3 -.0507 .0507

3 1 .0507 -.0507

0 4 -.4002 .4002

4 1 -.5997 .5998

4 11 -1.0000 1.0000

11 12 -1.0000 1.0000

Файл данных для расчета токов короткого

замыкания по программе TKZ.

(максимальный режим)

2 0 9 4 0 0 1000.

0 1 0.15 2000.0

0 2 1.28 150.0

2 1 0.688 0.

0 3 1.28 150.0

3 1 0.688 0.

0 4 1.28 150.0

4 1 0.688 0.

4 11 0.8 0.

11 12 126.98 0.

1 230 4 10.5 11 6.3 12 0.4

РЭЗУЛЬТАТЫ РАЗЛIКАУ ПА ПРАГРАМЕ TKZ

(максимальный режим)

НУМАР ВУЗЛА КЗ: 1

Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 230.000000

Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 2.510219

Рэзультатыунае супрац. схемы адносна вузла КЗ:

-для токау прамой (адв.) паслядоун. (адн.адз.) 1.220844E-01

Перыядычная састаул. звышпераходн. току КЗ (КА):

- трохфазнае 20.561340

- двухфазнае 17.806650

Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):

Прамая Адваротная Нулявая

- трохфазнае 20.5613

- двухфазнае 10.2807 10.2807

Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ па

галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак

ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая

0 1 -.8139 .8139

0 2 -.0620 .0620

2 1 .0620 -.0620

0 3 -.0620 .0620

3 1 .0620 -.0620

0 4 -.0620 .0620

4 1 .0620 -.0620

4 11 .0000 .0000

11 12 .0000 .0000

НУМАР ВУЗЛА КЗ: 4

Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 10.500000

Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 54.985740

Рэзультатыунае супрац. схемы адносна вузла КЗ:

-для токау прамой (адв.) паслядоун. (адн.адз.) 4.991249E-01

Перыядычная састаул. звышпераходн. току КЗ (КА):

- трохфазнае 110.164300

- двухфазнае 95.405080

Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):

Прамая Адваротная Нулявая

- трохфазнае 110.1643

- двухфазнае 55.0821 55.0821

Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ па

галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак

ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая

0 1 -.5294 .5294

0 2 -.0403 .0403

2 1 .0403 -.0403

0 3 -.0403 .0403

3 1 .0403 -.0403

0 4 -.3899 .3899

4 1 -.6101 .6101

4 11 .0000 .0000

11 12 .0000 .0000

НУМАР ВУЗЛА КЗ: 11

Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 6.300000

Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 91.642900

Рэзультатыунае супрац. схемы адносна вузла КЗ:

-для токау прамой (адв.) паслядоун. (адн.адз.) 1.299125

Перыядычная састаул. звышпераходн. току КЗ (КА):

- трохфазнае 70.542020

- двухфазнае 61.091180

Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):

Прамая Адваротная Нулявая

- трохфазнае 70.5420

- двухфазнае 35.2710 35.2710

Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ па

галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак

ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая

0 1 -.5294 .5294

0 2 -.0403 .0403

2 1 .0403 -.0403

0 3 -.0403 .0403

3 1 .0403 -.0403

0 4 -.3899 .3899

4 1 -.6101 .6101

4 11 -1.0000 1.0000

11 12 .0000 .0000

НУМАР ВУЗЛА КЗ: 12

Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 4.000000E-01

Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 1443.376000

Рэзультатыунае супрац. схемы адносна вузла КЗ:

-для токау прамой (адв.) паслядоун. (адн.адз.) 128.279100

Перыядычная састаул. звышпераходн. току КЗ (КА):

- трохфазнае 11.251830

- двухфазнае 9.744375

Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):

Прамая Адваротная Нулявая

- трохфазнае 11.2518

- двухфазнае 5.6259 5.6259

Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ па

галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак

ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая

0 1 -.5294 .5294

0 2 -.0404 .0403

2 1 .0403 -.0403

0 3 -.0404 .0403

3 1 .0403 -.0403

0 4 -.3899 .3899

4 1 -.6100 .6101

4 11 -1.0000 1.0000

11 12 -1.0000 1.0000

Ток короткого замыкания, протекающий по ветви, определяется по:

, (4.1)

где - периодическая составляющая сверхпереходного тока КЗ, - коэффициент распределения симметричных составляющих тока КЗ по ветвям схемы, m и n - соответственно, начало и конец ветви.

5. Расчет и разработка схем релейной защиты блока генератор-трансформатор

5.1 Основные защиты

Продольная дифференциальная защита генератора. Защита выполняется трехфазной, трехрелейной на реле ДЗТ-11/5 с процентным торможением, обеспечивающим отстройку от максимального тока небаланса при токе срабатывания, меньшем номинального тока генератора.

Трансформаторы тока (ТА) защиты со стороны линейных выводов всегда включаются на полный ток генератора, а со стороны нейтрали - либо на тот же полный ток, либо на его половину (в каждую из двух параллельных ветвей обмотки статора). Соответственно коэффициент трансформации ТА со стороны нейтрали должен быть таким же, как и со стороны линейных выводов, либо в 2 раза меньше. Все ТА защиты должны допускать длительную работу при токе нагрузки генератора генератора и обеспечивать при внешних КЗ (за трансформатором блока) полную погрешность не более 10%.

Ток срабатывания защиты при отсутствии торможения

, (5.1.1)

где -- МДС срабатывания (равна 100 А); - число витков рабочей обмотки (144 витка).

Первичный ток срабатывания для всех генераторов составляет .

Максимальный расчетный ток небаланса

, (5.1.2)

где - коэффициент однотипности ТА (принимается равным 1 при разных ТА или 0,5 при одинаковых); - полная погрешность (принимается равной 0,1); - периодически составляющая тока трехфазного КЗ или наибольшее значение тока асинхронного хода.

Необходимое число тормозных витков определяется по выражению

(5.1.3)

где -коэффициент надежности (принимается равным 1,6); -тормозной ток (равен току ); -тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной к тормозной характеристике (принимается равным 0,75).

Принимается ответвление тормозной обмотки с ближайшим большим числом витков.

Определяем ток срабатывания реле

(5.1.4)

Чувствительность защиты проверять не требуется, так как она всегда выше необходимой согласно ПУЭ.

Выбираем трансформаторы тока на выводах и в нейтрали генератора по длительно-допустимому току нагрузки генератора:

принимаем ТШ20-10000/5-0,2/10РУ3.

Ток срабатывания защиты при отсутствии торможения определим по (5.1.1)

Первичный ток срабатывания:

принимаем

Расчитаем периодическую составляющую трехфазного КЗ и наибольшее значение тока асинхронного хода.При отсуствии выключателя в цепи генератора расчетную точку КЗ принимаем на стороне высшего напряжения блочного трансформатора. Такое решение позволяет повысить чувствительность защиты [6] (т.К2 П.3). Рассчитанный ток приводим к стороне установки защиты:

ток трехфазного КЗ

ток асинхронного режима при увеличении угла между ЭДС до 180о в генераторе

ток при потере возбуждения и асинхронном ходе

Из рассчитанных токов принимаем больший.

Максимальное расчетное значение первичного тока небаланса по (5.1.2)

Определяем число витков тормозной обмотки по (5.1.3)

принимаем

Определяем ток срабатывания реле по (5.1.4)

Поперечная дифференциальная защита генератора. Защита выполняется односистемной на реле РТ-40/Ф с фильтром высших гармоник. Это реле присоединяется к ТА с коэффициентом трансформации от 1500/5 до 2500/5, врезанному в перемычку между нейтралями параллельных обмоток статора.

Первичный ток срабатывания при проектировании принимается равным генератора. При наладке ток срабатывания уточняется по результатам измерений тока небаланса и существенно снижается.

Ток срабатывания реле определяется по выражению

(5.1.5)

Принимаем трансформатор тока для генератора ТВФ-120-2У3 ТШЛО10-1500/5-0,5/10РУ3.

Ток срабатывания защиты:

Ток срабатывания реле определяется по (5.1.5)

Защита от замыканий на землю в обмотке статора. На генераторе энергоблока в качестве защиты от замыканий на землю, устанавливаем защиту ЗЗГ-12 выполненную на блок-реле БРЭ1301. Блок-реле БРЭ1301состоит из органов напряжения 1-й и 3-й гармоник и охватыватывает всю обмотку статора без зоны нечувствительности [5]. Орган 1-й гармоники называется «реле напряжения». Он реагирует на напряжение нулевой последовательности 1-й гармоники; его уставки могут регулироваться в пределах 5--20 В. В БРЭ1301 предусмотрена блокировка этого органа при однофазных КЗ на стороне ВН блока с помощью реле напряжения обратной последовательности.

В защите ЗЗГ-12 орган 3-й гармоники реагирует на производную по времени при быстром возрастании напряжения 3-й гармоники на выводах генератора (с постоянной времени Т< 0,3 с) и называется «реле производной». Уставки реле производной не регулируются.

К органам защиты подается напряжение нулевой последовательности от трансформаторов напряжения (ТН) соответственно через фильтры 1-ой и 3-й гармоник.

В защите ЗЗГ-12 реле напряжения и реле производной присоединяются к ТН на выводах генератора.

Уставка органа 1-й гармоники защиты по условию отстройки от непродолжительных снижений уровня изоляции в процессе эксплуатации должна быть не менее 10 В (рекомендуется 10 - 15 В).

Для отстройки от возможных кратковременных срабатываний защиты в переходных режимах на ее выходе должна быть выдержка времени порядка 0,5 с.

Продольная дифференциальная токовая защита трансформатора блока. Защита от всех видов КЗ в обмотках и на выводах, включая витковые замыкания в обмотках, - продольная дифференциальная токовая защита. В защите используются реле типа ДЗТ-21. Реле позволяет осуществлять торможение от двух групп ТА. Для выравнивания вторичных токов в плечах защиты могут использоваться автотрансформаторы тока (АТТ).

Используемые в защите ТА удовлетворяют кривым предельной кратности при протекании через них тока внешнего КЗ. Вторичные обмотки ТА соединены в треугольник на стороне ВН и в звезду на стороне НН. Коэффициенты трансформации ТА выбираются, исходя из номинального первичного тока , соответствующего проходной мощности трансформатора, если ТА на данной стороне соединяются в звезду, или при соединении в треугольник.

...