Защита блока генератор–трансформатор, работающего на сборные шины 110 кВ

Защита блока генератор–трансформатор, работающего на сборные шины 110 кВ

Содержание

Введение

. Исходные данные и задание на расчет

. Расчет параметров и составление схемы замещения

. Расчет токов коротких замыканий с использованием пакета АРМ_СРЗА

. Расчёт продольной дифференциальной защиты генератора

. Расчёт поперечной дифференциальной защиты генератора

. Расчёт уставок защиты от замыканий на землю в обмотке статора

. Расчёт уставок токовой защиты обратной последовательности

. Расчёт уставок защиты обмотки статора от симметричных перегрузок

. Расчёт уставок защиты обмотки ротора генератора от перегрузок

. Расчёт уставок защиты от потери возбуждения

. Расчёт уставок защиты от асинхронного режима без потери возбуждения

. Расчёт уставок резервной дистанционной защиты генератора от междуфазных коротких замыканий

. Расчёт уставок защиты от повышения напряжения

. Расчёт дифференциальной защиты трансформатора блока

. Дополнительная резервная защита на стороне ВН

. Защита от внешних коротких замыканий на землю

Заключение

Введение

В процессе развития энергетики и постоянного роста единичных мощностей энергоблоков их релейная защита претерпела большие изменения, недостаточно освещенные в литературе. Эти изменения в значительной мере связаны с освоением промышленного производства новых устройств релейной защиты, предназначенные для генераторов и трансформаторов.

К таким устройствам относятся защита от замыканий на землю в обмотке статора генератора, выполняемая с использованием напряжения третьей гармоники и не имеющая зоны нечувствительности, токовая защита обратной последовательности генераторов и защита ротора от перегрузки с интегральными зависимыми выдержками времени, высокочувствительная защита трансформаторов. Наряду с этим проводили совершенствование ближнего и дальнего резервирования, такое как переход с токовой защиты с пуском напряжения на дистанционную защиту, разделение питания оперативным током выходных реле основных и резервных защит на разные автоматические выключатели.

Появились новые первичные схемы энергоблоков: сдвоенные блоки (два блока генератор - трансформатор с общими выключателями на стороне ВН), широко внедряются блоки генератор - трансформатор - линия с выключателями стороны ВН, удаленными от трансформатора блока на расстояние до 40 км, начали применять блоки с шестифазными генераторами.

Основной задачей построения релейной защиты энергоблоков является обеспечение ее эффективного функционирования по возможности при любых видах повреждений, предотвращая развитие повреждений и значительных разрушений защищаемого оборудования, а также предотвращений нарушений устойчивости в энергосистеме.

Для этого устройства релейной защиты должны обладать необходимы для них свойствами, соответствующими известным основным требованиям: быстродействию, чувствительности, селективности и надежности.

Для достижения требуемой эффективности функционирования защиты энергоблоков необходимо выполнение следующих условий:

основные защиты от внутренних КЗ должны обеспечивать быстрое отключение повреждений любого элемента блока. При этом не должно оставаться ни одного незащищенного участка первичной схемы;

резервные защиты энергоблока также должны охватывать все его элементы и должны обеспечивать ближнее и дальнее резервирование соответственно основных защит блока и защит прилежащей сети;

повреждения, не сопровождающиеся КЗ и не отражающиеся на работе энергоблока, также должны по возможности быстро отключаться, если их развитие может привести к разрушениям электрооборудования;

анормальные режимы должны автоматически ликвидироваться защитой, если они недопустимы для оборудования или для энергосистемы. В случаях, когда не требуется немедленная ликвидация анормального режима, допускается только сигнализация о его возникновении;

действие устройств релейной защиты должно быть увязано с технологическими защитами и автоматикой энергоблока;

Основные требования к выполнению релейной защиты в РФ, обязательные при проектировании и в эксплуатации, устанавливают Правила устройства электроустановок, Правила технической эксплуатации и другие директивные материалы Минэнерго РФ на основе многолетнего опыта научно-исследовательских разработок, производства, проектирования и эксплуатации устройств релейной защиты.

1. Исходные данные и задание на расчет

Генераторы 4 х 110 + 4 х 220 МВт,

Рабочие ТСН типа ТДНС-16,

Повышенные напряжения 110 кВ и 220 кВ,

Связь осуществляется двумя автотрансформаторами связи типа АТДТЦТН-200.

Схема на стороне 220 кВ:

Двойная система сборных шин с обходной. Связь с системой осуществляется двухцепной линией связи длиной 130 км,  = 10000 МВА, выполнена проводом АС-300/39. К ОРУ подключено четыре блока с генераторами 220 МВт и с трансформаторами типа ТДЦ-250.

Схема на стороне 110 кВ:

Двойная система сборных шин с обходной. Связь с системой осуществляется по двухцепным линиям связи (первая длиной 60 км,  = 4500 МВА, вторая длиной 70 км,  = 4000 МВА) выполнены проводом АС-185/19. К ОРУ подключено четыре блока с генераторами 110 МВт и с трансформаторами типа ТДЦ-125 и резервный ПРТСН типа ТРДНС-25. Второй ПРТСН подключен к обмоткам низшего напряжения автотрансформаторов связи.

Задание:

Защитить блок генератор - трансформатор, работающий на сборные шины 110 кВ.

Расчетная схема приведена на рисунке - 1.

Рисунок - 1. Расчетная схема сети

. Расчет параметров и составление схемы замещения

Расчет проводим в именованных единицах.

. Генератор 110 МВт.

Тип ТВФ-110-2ЕУ3, , , , ,

- сверхпереходное сопротивление,

- переходное сопротивление,

- сопротивление установившегося режима,

- сопротивление обратной последовательности,

 - сверхпереходная ЭДС.

. Генератор 220 МВт

Тип ТВВ-220-2ЕУ3, , ,,,

- сверхпереходное сопротивление,

- переходное сопротивление,

- сопротивление установившегося режима,

- сопротивление обратной последовательности,

 - сверхпереходная ЭДС.

. Трансформатор блока 110 кВ

Тип ТДЦ-125, , , . Приведем сопротивление трансформатора к стороне низшего напряжения

.

. Трансформатор блока 220 кВ

Тип ТДЦ-250, , , . Приведем сопротивление трансформатора к стороне низшего напряжения

.

. Рабочие трансформаторы собственных нужд.

Тип ТДНС-16, , , . Приведем сопротивление трансформатора к стороне высшего напряжения

,

.

. Пускорезервный трансформатор собственных нужд

Тип ТРДНС-25 , , , .

- коэффициент расщепления,

,

.

. Автотрансформатор связи

Тип АТДЦТН-200 , , , , , .

,

,

,

Все сопротивления приведем к стороне среднего напряжения.

- сопротивление ветви высшего напряжения,

- сопротивление ветви среднего напряжения,

- сопротивление ветви низшего напряжения.

. Линии связи

.1 Линия Л1 110 кВ, , провод АС-185/19,

- сопротивление прямой последовательности,

- сопротивление нулевой последовательности.

.2 Линия Л2 110 кВ, , провод АС-185/19,

- сопротивление прямой последовательности,

- сопротивление нулевой последовательности.

.3 Линия Л1 220 кВ, , провод АС-300/39,

- сопротивление прямой последовательности,

- сопротивление нулевой последовательности.

. Сопротивление систем

.1 Система 1, 110 кВ

,

.2 Система 2, 110 кВ

,

.3 Система 1, 220 кВ

.

На основании проведенных расчетов составим схему замещения сети (Рисунок 2)

Рисунок - 2. Схема замещения исходной сети

. Расчет токов коротких замыканий с использованием пакета АРМ_СРZА

====================== АРМ СРЗА г.Новосибирск ПК БРИЗ ======================

ЗАДАНИЕ-  СЕТЬ-Авдеенко  ДАТА-18.11.2009.  ВРЕМЯ-10:07:08.  #2

**** П О В Р Е Ж Д Е Н И Я ****

 1-однофазное КЗ (А0)

             Р Е З У Л Ь Т А Т Ы    Р А С Ч Е Т А

---------------------------------------------------------------------------

Суммарные величины в узле КЗ:па=122.4/0   Z1=0.000+j2.585  Z2=0.000+j2.744  Z0=0.000+j1.483

I1сум    10372   90   I2сум    10373   90   3I0сум   31117   90

IАсум    31117   90   IВсум        1    0    IСсум       1    0АВсум    31117   90  IВСсум        2  157   IСАсум   31117  -90

---------------------------------------------------------------------------

        1,5-0  IA    19486   90      IB     9913  -79      IC     9913 -101

               I1    10798   90      I2     8688   90      3I0       0    0

               UA     3.15   -0      UB     5.83 -106      UC     5.83  106

               U1     4.82    0      U2     1.67 -180      3U0    0.00    0

          5-1  IA    33877  -90      IB     4993 -111      IC     4993  -69

               I1    10798  -90      I2     8688  -90      3I0   43171  -90

               UA     3.15   -0      UB     5.83 -106      UC     5.83  106

               U1     4.82    0      U2     1.67 -180      3U0    0.00    0

          1-5  IA     2947   90      IB      434   69      IC      434  111

               I1      939   90      I2      756   90      3I0    3756   90

               UA     0.00    0      UB    66.73 -110      UC    66.73  110

               U1    43.84   -0      U2    28.46 -180      3U0   46.15  180

====================== АРМ СРЗА г.Новосибирск ПК БРИЗ ======================

ЗАДАНИЕ-  СЕТЬ-Авдеенко  ДАТА-18.11.2009.  ВРЕМЯ-10:07:25.  #3

**** П О В Р Е Ж Д Е Н И Я ****

 2-двухфазное КЗ (ВС)

             Р Е З У Л Ь Т А Т Ы    Р А С Ч Е Т А

---------------------------------------------------------------------------

Суммарные величины в узле КЗ:па=122.4/0   Z1=0.000+j2.585  Z2=0.000+j2.744  Z0=0.000+j1.483

I1сум    13259   90   I2сум    13259  -90   3I0сум       1    0

IАсум        1    0   IВсум    22965    0    IСсум   22965  180АВсум    22965 -180  IВСсум    45930    0   IСАсум   22965  180

---------------------------------------------------------------------------

        1,5-0  IA     2342   90      IB    21297   -3      IC    21297 -177

               I1    13448   90      I2    11106  -90      3I0       0    0

               UA     6.55    0      UB     3.83 -149      UC     3.83  149

               U1     4.42    0      U2     2.13    0      3U0    0.00    0

          5-1  IA     2342  -90      IB    21297  177      IC    21297    3

               I1    13448  -90      I2    11106   90      3I0       1    0

               UA     6.55    0      UB     3.83 -149      UC     3.83  149

               U1     4.42    0      U2     2.13    0      3U0    0.00    0

          1-5  IA      204   90      IB     1853   -3      IC     1853 -177

               I1     1170   90      I2      966  -90      3I0       0    0

               UA    72.76    0      UB    36.38 -180      UC    36.38 -180

               U1    36.38    0      U2    36.38    0      3U0    0.00    0

====================== АРМ СРЗА г.Новосибирск ПК БРИЗ ======================

ЗАДАНИЕ-  СЕТЬ-Авдеенко  ДАТА-18.11.2009.  ВРЕМЯ-10:07:49.  #4

**** П О В Р Е Ж Д Е Н И Я ****

 3-трехфазное КЗ (АВС)

             Р Е З У Л Ь Т А Т Ы    Р А С Ч Е Т А

---------------------------------------------------------------------------

Суммарные величины в узле КЗ:па=122.4/0   Z1=0.000+j2.585  Z2=0.000+j2.744  Z0=0.000+j1.483

I1сум    27332   90   I2сум        0    0   3I0сум       0    0

IАсум    27332   90   IВсум    27332  -30    IСсум   27332 -150АВсум    47341  120  IВСсум    47341   -0   IСАсум   47341 -120

---------------------------------------------------------------------------

        1,5-0  IA    26367   90      IB    26367  -30      IC    26367 -150

               I1    26367   90      I2        0    0      3I0       0    0

               UA     2.45    0      UB     2.45 -120      UC     2.45  120

               U1     2.45   -0      U2     0.00    0      3U0    0.00    0

          5-1  IA    26367  -90      IB    26367  150      IC    26367   30

               I1    26367  -90      I2        0    0      3I0       0    0

               UA     2.45    0      UB     2.45 -120      UC     2.45  120

               U1     2.45   -0      U2     0.00    0      3U0    0.00    0

          1-5  IA     2294   90      IB     2294  -30      IC     2294 -150

               I1     2294   90      I2        0    0      3I0       0    0

               UA     0.00    0      UB     0.00    0      UC     0.00    0

               U1     0.00    0      U2     0.00    0      3U0    0.00    0

====================== АРМ СРЗА г.Новосибирск ПК БРИЗ ======================

ЗАДАНИЕ-  СЕТЬ-Авдеенко  ДАТА-18.11.2009.  ВРЕМЯ-10:08:09.  #5

**** П О В Р Е Ж Д Е Н И Я ****

 1,1-двухфазное КЗ на землю (ВС0)

             Р Е З У Л Ь Т А Т Ы    Р А С Ч Е Т А

---------------------------------------------------------------------------

Суммарные величины в узле КЗ:па=122.4/0   Z1=0.000+j2.585  Z2=0.000+j2.744  Z0=0.000+j1.483

I1сум    19915   90   I2сум     6988  -90   3I0сум   38785  -90

IАсум        1  -67   IВсум    30313  -40    IСсум   30313 -140АВсум    30312  140  IВСсум    46597   -0   IСАсум   30313 -140

---------------------------------------------------------------------------

        1,5-0  IA    13706   90      IB    23049  -17      IC    23049 -163

               I1    19559   90      I2     5853  -90      3I0       0    0

               UA     4.61    0      UB     3.08 -138      UC     3.08  138

               U1     3.49   -0      U2     1.12    0      3U0    0.00    0

          5-1  IA     4230   90      IB    33148  132      IC    33148   48

               I1    19559  -90      I2     5853   90      3I0   53808   90

               UA     4.61    0      UB     3.08 -138      UC     3.08  138

               U1     3.49   -0      U2     1.12    0      3U0    0.00    0

          1-5  IA      368  -90      IB     2884  -48      IC     2884 -132

               I1     1702   90      I2      509  -90      3I0    4681  -90

               UA    57.52    0      UB     0.00    0      UC     0.00    0

               U1    19.17    0      U2    19.17    0      3U0   57.52    0

====================== АРМ СРЗА г.Новосибирск ПК БРИЗ ======================

ЗАДАНИЕ-  СЕТЬ-Авдеенко  ДАТА-18.11.2009.  ВРЕМЯ-10:09:32.  #7

**** П О В Р Е Ж Д Е Н И Я ****

 2-двухфазное КЗ (ВС)

             Р Е З У Л Ь Т А Т Ы    Р А С Ч Е Т А

---------------------------------------------------------------------------

Суммарные величины в узле КЗ:па=6.5/0   Z1=0.000+j0.270  Z2=0.000+j0.273  Z0=0.000+j0.247

I1сум     6906   90   I2сум     6906  -90   3I0сум       0    0

IАсум        0    0   IВсум    11961    0    IСсум   11961 -180АВсум    11961 -180  IВСсум    23922    0   IСАсум   11961 -180

---------------------------------------------------------------------------

        1,5-0  IA     1499   90      IB     4057  -11      IC     4057 -169

               I1     3051   90      I2     1552  -90      3I0       0    0

               UA     6.29   -0      UB     5.85 -123      UC     5.85  123

               U1     6.00    0      U2     0.30   -0      3U0    0.00    0

          5-1  IA     1499  -90      IB     3263   13      IC     3263  167

               I1     1084   90      I2     2583  -90      3I0       0    0

               UA     6.29   -0      UB     5.85 -123      UC     5.85  123

               U1     6.00    0      U2     0.30   -0      3U0    0.00    0

          1-5  IA      130   90      IB      284 -167      IC      284  -13

               I1       94  -90      I2      225   90      3I0       0    0

               UA    70.75   -0      UB    69.75 -120      UC    69.75  120

               U1    70.08   -0      U2     0.66   -0      3U0    0.00    0

====================== АРМ СРЗА г.Новосибирск ПК БРИЗ ======================

ЗАДАНИЕ-  СЕТЬ-Авдеенко  ДАТА-18.11.2009.  ВРЕМЯ-10:09:46.  #8

**** П О В Р Е Ж Д Е Н И Я ****

 3-трехфазное КЗ (АВС)

             Р Е З У Л Ь Т А Т Ы    Р А С Ч Е Т А

---------------------------------------------------------------------------

Суммарные величины в узле КЗ:па=6.5/0   Z1=0.000+j0.270  Z2=0.000+j0.273  Z0=0.000+j0.247

I1сум    13874   90   I2сум        0    0   3I0сум       0    0

IАсум    13874   90   IВсум    13874  -30    IСсум   13874 -150АВсум    24030  120  IВСсум    24030    0   IСАсум   24030 -120

---------------------------------------------------------------------------

        1,5-0  IA     4842   90      IB     4842  -30      IC     4842 -150

               I1     4842   90      I2        0    0      3I0       0    0

               UA     5.72   -0      UB     5.72 -120      UC     5.72  120

               U1     5.72    0      U2     0.00    0      3U0    0.00    0

          5-1  IA     3466   90      IB     3466  -30      IC     3466 -150

               I1     3466   90      I2        0    0      3I0       0    0

               UA     5.72   -0      UB     5.72 -120      UC     5.72  120

               U1     5.72    0      U2     0.00    0      3U0    0.00    0

          1-5  IA      302  -90      IB      302  150      IC      302   30

               I1      302  -90      I2        0    0      3I0       0    0

               UA    69.50   -0      UB    69.50 -120      UC    69.50  120

               U1    69.50    0      U2     0.00    0      3U0    0.00    0

====================== АРМ СРЗА г.Новосибирск ПК БРИЗ ======================

ЗАДАНИЕ-  СЕТЬ-Авдеенко  ДАТА-18.11.2009.  ВРЕМЯ-10:10:04.  #9

**** П О В Р Е Ж Д Е Н И Я ****

 2-двухфазное КЗ (ВС)

             Р Е З У Л Ь Т А Т Ы    Р А С Ч Е Т А

---------------------------------------------------------------------------

Суммарные величины в узле КЗ:па=10.9/0   Z1=0.000+j0.065  Z2=0.000+j0.072  Z0=0.000-j-0.000

I1сум    45634   90   I2сум    45634  -90   3I0сум       0    0

IАсум        0    0   IВсум    79041    0    IСсум   79041 -180АВсум    79041 -180  IВСсум   158081    0   IСАсум   79041 -180

---------------------------------------------------------------------------

     1,5-0     IA     3729   90      IB    32954   -3      IC    32954 -177

               I1    20860   90      I2    17131  -90      3I0       0    0

               UA     6.58   -0      UB     3.29  180      UC     3.29  180

               U1     3.29   -0      U2     3.29   -0      3U0    0.00    0

          5-1  IA     3729  -90      IB    46177    2      IC    46177  178

               I1    24774   90      I2    28503  -90      3I0       0    0

               UA     6.58   -0      UB     3.29  180      UC     3.29  180

               U1     3.29   -0      U2     3.29   -0      3U0    0.00    0

          1-5  IA      324   90      IB     4017 -178      IC     4017   -2

               I1     2155  -90      I2     2480   90      3I0       0    0

               UA    71.63   -0      UB    60.95 -126      UC    60.95  126

               U1    64.29    0      U2     7.34   -0      3U0    0.00    0

====================== АРМ СРЗА г.Новосибирск ПК БРИЗ ======================

ЗАДАНИЕ-  СЕТЬ-Авдеенко  ДАТА-18.11.2009.  ВРЕМЯ-10:10:16.  #10

**** П О В Р Е Ж Д Е Н И Я ****

 3-трехфазное КЗ (АВС)

             Р Е З У Л Ь Т А Т Ы    Р А С Ч Е Т А

---------------------------------------------------------------------------

Суммарные величины в узле КЗ:па=10.9/0   Z1=0.000+j0.065  Z2=0.000+j0.072  Z0=0.000-j-0.000

I1сум    96060   90   I2сум        0    0   3I0сум       0    0

IАсум    96060   90   IВсум    96060  -30    IСсум   96060 -150АВсум   166381  120  IВСсум   166381    0   IСАсум  166381 -120

---------------------------------------------------------------------------

        1,5-0  IA    42500   90      IB    42500  -30      IC    42500 -150

               I1    42500   90      I2        0    0      3I0       0    0

               UA     0.00    0      UB     0.00    0      UC     0.00    0

               U1     0.00    0      U2     0.00    0      3U0    0.00    0

          5-1  IA    53560   90      IB    53560  -30      IC    53560 -150

               I1    53560   90      I2        0    0      3I0       0    0

               UA     0.00    0      UB     0.00    0      UC     0.00    0

               U1     0.00    0      U2     0.00    0      3U0    0.00    0

          1-5  IA     4660  -90      IB     4660  150      IC     4660   30

               I1     4660  -90      I2        0    0      3I0       0    0

               UA    57.25   -0      UB    57.25 -120      UC    57.25  120

               U1    57.25    0      U2     0.00    0      3U0    0.00    0

. Расчёт продольной дифференциальной защиты генератора

Назначение: защита от междуфазных коротких замыканий в обмотке статора.

Защищаемый генератор ТВФ-110 МВт имеет девять выводов, три линейных вывода и шесть выводов со стороны нейтрали, так как каждая фаза состоит из двух катушек. Значит, трансформаторы тока подключены по схеме приведенной на Рисунке - 3:

Рисунок 3 - Установка измерительных трансформаторов тока в цепи статорной обмотки

Через окно трансформатора тока нейтрали проходят обе параллельные ветви обмотки статора. Трансформаторы тока ТА1 и ТА2 в этом случае также имеют одинаковые коэффициенты трансформации и их вторичные токи в нормальном режиме работы одинаковые по величине и противоположные по фазе.

Поскольку установленные трансформаторы тока в нейтрали и на линейных выводах имеют одинаковый коэффициент трансформации, принимаем коэффициент выравнивания

,

Ток небаланса, возникающий в номинальном режиме работы защищаемого генератора

Минимальный ток срабатывания защиты

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 косвенным охлаждением обмотки статора максимальный ток перегрузочного режима, продолжающегося не более двух минут, составляет

Тогда ток блокировки

Определяем уставку защиты, устанавливаемую в относительных номинальных 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 расчетном внешнем коротком замыкании и при асинхронном ходе защищаемого генератора.

Максимальный ток внешнего короткого замыкания протекает по защищаемому генератору при трехфазном коротком замыкании на выводах низшего напряжения трансформатора блока. Используя результаты расчетов в программе ТКЗ-2000, установлено, что ток короткого замыкания в этом режиме составляет

.

Максимальный расчетный ток небаланса

Минимальный ток срабатывания дифференциальной отсечки

Определяем уставку защиты, устанавливаемую в относительных номинальных единицах

Принимаем минимально возможную уставку по току срабатывания дифференциальной отсечки, которую можно выставить на терминале

. Расчёт поперечной дифференциальной защиты генератора

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. При выборе необходимо руководствоваться рекомендациями [2] для конкретных генераторов или по [1] выбирать трансформаторы тока специально предназначенные для поперечной дифференциальной защиты генератора. Для рассматриваемого генератора ТВФ-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 значительно уменьшен по результатам измерения фактического тока небаланса.

6. Расчёт уставок защиты от замыканий на землю в обмотке статора

Защита предназначена для выявления и отключения однофазных замыканий на землю в обмотке статора генератора, работающего в блоке с трансформатором.

В состав защиты входят следующие функциональные органы:

• орган напряжения основной гармоники нулевой последовательности , обеспечивающий защиту 85 - 95 % витков обмотки статора со стороны фазных выводов;

• орган напряжения обратной последовательности  для блокировки защиты при внешних КЗ;

• орган напряжения третьей гармоники , обеспечивающий защиту до 30 % витков обмотки статора со стороны нейтрали.

Орган  включается на напряжение нейтрали генератора относительно земли (при наличии трансформатора напряжения в нейтрали генератора) или на напряжение  ТН линейных выводов генератора, если ТН в нейтрали не установлен.

Орган  включается на линейные напряжения ТН, присоединённого к линейным выводам генератора.

Орган  включается на напряжение нулевой последовательности на выводах генератора  и в его нейтрали . Орган  реагирует на отношение абсолютных значений третьих гармоник указанных напряжений в соответствии с условием срабатывания защиты

,

где  - рабочее напряжение, равное

,

 - тормозное напряжение, равное

,

 - постоянная, называемая обычно коэффициентом торможения.

Защита охватывает 100 % обмотки статора генератора, в том числе и его нейтраль. Защита отстроена от внешних КЗ, от апериодической составляющих и от высших гармоник. Действует с выдержкой времени 0,5 секунды на отключение выключателя блока, гашение поля и останов генератора.

Орган напряжения основной гармоники должен быть отстроен от напряжения нулевой последовательности, возникающем на генераторе при однофазном КЗ на землю в сети высшего напряжения, к которой присоединён трансформатор блока. При расчёте защиты турбогенератора можно воспользоваться схемой замещения, приведённой на Рисунке - 4 (для упрощения расчётов здесь не учтена ёмкость токопроводов между генератором и трансформатором блока).

Рисунок 4 - Схема замещения для расчета напряжения  на выводах турбогенератора при однофазном КЗ на стороне высшего напряжения трансформатора

В соответствии с Рисунком - 4 напряжение на выводах генератора в рассматриваемом режиме приближенно можно определить следующим образом:

,

где  - напряжение нулевой последовательности, возникающее на стороне высшего напряжения трансформатора блока при КЗ на землю на этой стороне (можно принять равному напряжению стороны ВН, кВ);

 - межобмоточная емкость силового трансформатора блока;

 - емкость обмотки низшего напряжения трансформатора блока относительно земли;

 - коэффициент, учитывающий режим нейтрали (0,5).

Емкость обмотки низшего напряжения трансформатора может быть определена по эмпирической формуле

,

 - мощность трансформатора в кВА (125000),

 - напряжение обмотки низшего напряжения (10,5 кВ).

Тогда,

Для определения межобмоточной емкости трансформатора на одну фазу используется эмпирическая формула

,

 - напряжение обмотки высшего напряжения, кВ (121 кВ).

Тогда, .

Значение ёмкости обмотки статора генератора  может быть взято, например, из [1, 2]. В учебных расчётах ёмкостью токопроводов между генератором и трансформатором блока можно пренебречь.

- для трех фаз,

,

Напряжение срабатывания во вторичных величинах составляет

,

где  - коэффициент отстройки;

 - коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

Величина напряжения генератора нулевой последовательности и соответствующая ей уставка получилась достаточно небольшой. Поэтому, чтобы избежать неселективных действий защиты при незначительном увлажнении изоляции на стороне генераторного напряжения, выберем уставку срабатывания, равную 10В. При этом отпадает необходимость использовать блокировку по обратной последовательности, так как расчетная уставка не превышает максимально возможную уставку защиты.

Рисунок 5 - Зависимость напряжения основной гармоники  от места замыкания

Орган напряжения основной гармоники имеет мертвую зону при замыкании вблизи нейтрали, что проиллюстрировано на Рисунке 5. Место замыкания характеризуется параметром , равным отношению числа витков от нейтрали до места короткого замыкания к общему числу витков обмотки статора генератора.

Коэффициент чувствительности будет равен 2 при

Исходя из условия обеспечения чувствительности к замыканиям на землю вблизи нейтрали, уставка по коэффициенту торможения  должна быть не более

.

К установке принимаем значение 1,5. Коэффициент торможения получился больше единицы, следовательно, защита по напряжению нулевой последовательности основной гармоники надежно отключит замыкания в защищаемой зоне и применять блокировку по обратной последовательности нет необходимости.

. Расчёт уставок токовой защиты обратной последовательности

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 режима-ми 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:

1 - сигнальный орган, срабатывающий с независимой выдержкой времени при увеличении тока обратной последовательности выше заданной уставки. Поскольку защищаемым объектом является турбогенератор, принимаем ток срабатывания сигнального органа равным . Выдержка времени должна быть отстроена от выдержек времени резервных защит;

- пусковой орган, срабатывающий при увеличении тока обратной последовательности выше заданной уставки и осуществляющий запуск интегрального органа. Поскольку пусковой орган должен надежно возвращаться при токе срабатывания сигнально органа, принимаем ток срабатывания пускового органа равным ;

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

,

где  - время срабатывания интегрального органа в секундах при воздействии тока обратной последовательности ;

 - постоянная величина, являющаяся параметром генератора, численно равная допустимой длительности несимметричного режима при ;

- относительный ток обратной последовательности;

 - ток обратной последовательности в первичной цепи генератора;

 - первичный номинальный ток генератора.

Для установленного на рассматриваемой станции турбогенератора .

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

максимальное время срабатывания ;

минимальное время срабатывания ;

время охлаждения .

Принятые времена могут уточняться при наладке защиты.

Интегральный орган защиты по току обратной последовательности, защищая генератор от перегрузки, имеет несколько ступеней, действующих на коммутационную аппаратуру. Первая ступень, не имеющая дополнительной выдержки времени, действует на деление шин высшего напряжения. Вторая ступень, имеющая минимальную дополнительную выдержку времени 0,5 с, действует на отключение блока выключателями высшего напряжения. Третья ступень, отстроенная по времени от второй, действует на отключение выключателя генератора, гашение поля и останов блока.

Токовая отсечка

Параметры срабатывания токовой отсечки выбираются по следующим условиям:

предотвращение перегрева ротора при протекании через статор токов обратной последовательности;

обеспечение резервирования при повреждениях на шинах генераторного напряжения блока.

По первому условию выбор допустимого времени срабатывания отсечки осуществляется по кривой допустимой длительности протекания токов обратной последовательности через генератор при двухфазном КЗ на выводах. Из расчетов по ТКЗ-2000

Допустимое время срабатывания отсечки определяется следующим образом:

Ток срабатывания отсечки по второму условию:

,

где  - минимальный ток обратной последовательности в защите при двухфазном КЗ на шинах генераторного напряжения блока,

- коэффициент чувствительности, равный 1,2. Принимать более высокий коэффициент чувствительности не рекомендуется во избежание излишних отключений генератора при коротких замыканиях за повышающим трансформатором.

Принимаем значение тока срабатывания

. Расчёт уставок защиты обмотки статора от симметричных перегрузок

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 приведены на Рисунке 6.

Рисунок 6 - Допустимая длительность перегрузки турбогенераторов по току статора

ТВФ (кривая 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.

Сигнальный орган.

Ток срабатывания сигнального органа принимается из условия отстройки от длительно допустимых перегрузок генератора

,

где  - коэффициент надежности, обеспечивающий отстройку от длительно допустимых перегрузок генератора;

 - коэффициент возврата.

Принимаем к установке ближайшее большее значение 1,12.

Пусковой орган.

Ток срабатывания пускового органа выбирается из условия обеспечения пуска при перегрузке, допустимое время которой меньше часа. Из этого условия принимаем

Интегральный орган

Параметрами, определяющими работу интегрального органа, являются параметры С и В в выражении

,

Для определения этих параметров необходимо использовать информацию о перегрузочной способности защищаемого объекта. Подбор, проведенный для рассматриваемого генератора, показал, что наилучшее приближение к реальной характеристике дают значения В=1,09, С=68 с. Достигнутое согласование с характеристикой показано в табл. 1

Таблица 1. Сопоставление перегрузочной характеристики обмотки статора с характеристикой интегрального органа

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

Остальные параметры срабатывания интегрального органа на этапе проектирования принимаем следующими:

- максимальное время срабатывания ;

минимальное время срабатывания ;

время охлаждения .

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 боде совершенном дистанционном принципе.

. Расчёт уставок защиты обмотки ротора генератора от перегрузок

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. На генераторах с бесщёточной системой возбуждения используются специальные индукционные датчики тока.

Рисунок 7 - Допустимая длительность перегрузки турбогенераторов по току ротора (2 - генераторы ТВФ)

Этими характеристиками допустимо пользоваться при учебном проектировании. Для реальных проектов следует использовать данные из технической документации на соответствующий генератор.

Защита содержит следующие функциональные блоки, реализованные программно:

- преобразователь тока или преобразователь тока и напряжения статора в сигнал, пропорциональный току ротора (в дальнейшем именуемый "преобразователь тока 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.

Сигнальный орган

Ток срабатывания сигнального органа выбирается из условия

,

где  - коэффициент надежности, обеспечивающий отстройку от длительно допустимых перегрузок обмотки возбуждения;

 - коэффициент возврата.

Принимаем к установке ближайшее большее значение 1,12.

Пусковой орган.

Ток срабатывания пускового органа выбирается из условия обеспечения пуска при перегрузке, допустимое время которой меньше часа. Из этого условия принимаем

Интегральный орган

Допустимая перегрузка по току ротора машин с косвенным охлаждением обмоток определяется допустимой перегрузкой статора, следовательно, постоянные коэффициенты, определяющие работу интегрального органа равны В=1,09, С=68 с.

Остальные параметры срабатывания интегрального органа на этапе проектирования принимаем следующими:

максимальное время срабатывания ;

минимальное время срабатывания ;

время охлаждения .

Токовая отсечка

При использовании на защищаемом генераторе независимой системе возбуждения отсечка не применяется.

. Расчёт уставок защиты от потери возбуждения

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

При потере возбуждения или при недовозбуждении генератора возникают опасные условия для энергосистемы по напряжению, обусловленные потреблением реактивной мощности генератором, а также возможность нарушения устойчивости параллельной работы генератора с системой и выпадения его из синхронизма.

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 Рисунке 8 показаны возможные изменения сопротивления замера (годографы сопротивлений) на выводах генератора в различных режимах. Годографы изображены в комплексной плоскости сопротивлений.

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

Рисунок 8 - Возможные изменения сопротивления на выводах генератора в различных режимах в комплексной плоскости сопротивлений и характеристика срабатывания защиты от потери возбуждения

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 , а в области срабатывания - более времени срабатывания .

Основной канал

Максимальное сопротивление характеристики срабатывания

Смещение характеристики срабатывания вдоль мнимой оси в направлении угла максимальной чувствительности

Уставки, приведенные к вторичным цепям:

Принимаем к установке сопротивление уставки 24,4 Ом, сопротивление смещения 1,3 Ом.

Время срабатывания основного канала принимаем равным 1 с.

Дополнительный канал

Принимаем следующие рекомендуемые уставки времени дополнительного канала: максимальное время нахождения вектора замера вне зоны срабатывания , минимальное время нахождения вектора сопротивления в зоне срабатывания .

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.

. Расчёт уставок защиты от асинхронного режима без потери возбуждения

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 Рисунке 9.

Рисунок 9 - Характеристики срабатывания измерительных органов защиты от асинхронного хода

В нормальном режиме работы генератора вектор сопротивления замера, соответствующий нагрузочному режиму  находится в 1-ом квадранте комплексной плоскости сопротивлений и измерительные органы Z_1, 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 Рисунке 9 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.

Измерительный орган сопротивления

Сопротивление уставки  определяется сопротивлением от места установки трансформаторов напряжения защиты до эквивалентной ЭДС всей остальной части системы. В соответствии с Рисунком 9 необходимо найти эквивалентное сопротивление относительно шин 110 кВ и остальной частью системы с учетом активных сопротивлений. Поскольку основные активные составляющие сопротивлений сосредоточены в линиях связи, при учебном проектировании допустимо для остальных элементов схемы использовать только индуктивные сопротивления. Используя это допущение, определено эквивалентное сопротивление .

В ходе расчета эквивалентного сопротивления все параметры схемы замещения сети были приведены к стороне напряжения 10,5 кВ, были учтены активные составляющие сопротивлений линий связи.

Отсюда сопротивление уставки

Сопротивление смещения

Сопротивление уставки, приведенное ко вторичным цепям:

Принимаем к установке сопротивление уставки 2 Ом.

Принимаем к установке угол максимальной чувствительности .

Сопротивление смещения, приведенное ко вторичным цепям:

Принимаем к установке сопротивление смещения 3,3 Ом.

Измерительный орган сопротивления

Сопротивление уставки определяется синхронным реактивным сопротивлением генератора по продольной оси.

Сопротивление уставки

Сопротивление смещения

Сопротивление уставки, приведенное ко вторичным цепям:

Принимаем к установке сопротивление уставки 29,9 Ом.

Сопротивление смещения, приведенное ко вторичным цепям:

Принимаем к установке сопротивление смещения 1,4 Ом.

Фазочувствительный орган W

Угол максимальной чувствительности фазочувствительного органа согласуется с углом максимальной чувствительности органа сопротивления :

Принимаем к установке угол максимальной чувствительности фазочувствительного органа

Счетчик циклов асинхронного режима

Счетчик 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.

. Расчёт уставок резервной дистанционной защиты генератора от междуфазных коротких замыканий

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 Рисунке 10.

Рисунок 10 - Характеристика дистанционного органа защиты генератора от внешних междуфазных КЗ

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.

Сопротивление срабатывания защиты

Сопротивление замера при реально возможной нагрузке генератора

Сопротивление срабатывания защиты с дистанционным органом, имеющим круговую характеристику:

,

где  - коэффициент надежности, равный 1,2;

 - коэффициент возврата органа сопротивления, который для рассматриваемого исполнения равен 1,05;

 - угол максимальной чувствительности, который для генератора, работающего в блоке с трансформатором, следует принимать равным ;

 - угол нагрузки, принимаемый равным номинальному углу нагрузки генератора .

Сопротивление срабатывания, приведенное ко вторичным цепям:

Принимаем к установке сопротивление уставки 7,6 Ом.

Сопротивление смещения характеристики срабатывания

Максимальное сопротивление смещения характеристики срабатывания

Максимальное сопротивление смещения, приведенное ко вторичным цепям:

Принимаем к установке ближайшее меньшее значение 1,6 Ом.

Время срабатывания

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

. Расчёт уставок защиты от повышения напряжения

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.

Напряжение срабатывания

Первичное напряжение срабатывания защиты

Напряжение срабатывания, приведенное ко вторичным цепям

Ток срабатывания блокирующих реле

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

Ток блокирования, приведенный ко вторичным цепям

. Расчёт дифференциальной защиты трансформатора блока

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, как правило 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. Если блок подключается к распределительному устройству через один выключатель, то ДЗТБ подключается к трансформаторам тока, включенным в цепь выключателя (используются либо встроенные в выключатель трансформаторы тока, либо выносные - установленные непосредственно возле выключателя). Если блок подключается к распределительному устройству через два выключателя (полуторная схема, четырёхугольник и др.), то ДЗТБ, как правило, подключается к трансформаторам тока, встроенным во вводы высшего напряжения трансформатора блока или к выносным трансформаторам тока, установленным в той же цепи.

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.

Определение номинальных токов плеч

Первичные токи на всех сторонах защищаемого трансформатора определяются в соответствии с его номинальной мощностью. По этим токам находятся токи в плечах защиты исходя из коэффициентов трансформации трансформаторов тока и коэффициентов схемы. Расчеты сведены в табл. 2.

Таблица 2. Определение токов плеч

На стороне высшего напряжения приняты к установке трансформаторы тока, встроенные в выводы трансформатора блока типа ТВТ110-I-600/1 и соединённые в группу по схеме "треугольник".

На цепи статора генератора использованы трансформаторы тока, устанавливаемые в закрытых экранированных токопроводах типа ТШВ-15 и соединённые в группу по схеме "звезда".

В цепи трансформатора собственных нужд использованы трансформаторы тока, встроенные в его выводы типа ТВТ35-I-3000/5 с номинальным первичным током, определяемым максимальным током нагрузки цепи собственных нужд. Трансформаторы тока соединены в группу по схеме "звезда". Поскольку в этой цепи вторичный номинальный ток плеча оказался существенно большим по сравнению с током плеча цепи генератора, необходимо использовать амплитудную коррекцию. Для этого плеча целесообразно ввести коэффициент амплитудной коррекции, равный 0,375. При таком коэффициенте токи плеч генератора и трансформатора собственных нужд получаются равными, что удобно при выполнении дальнейших расчётов.

Таким образом, для согласования токов плеч защиты необходимо установить приведенные в таблице 2 вторичные номинальные токи плеч с учётом амплитудной коррекции тока от трансформаторов тока, установленных в цепи трансформатора собственных нужд.

При расчёте уставок защиты будем все расчёты выполнять в относительных базисных единицах.

Определение коэффициента торможения

Сначала определяем коэффициент небаланса.

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

,

где  - коэффициент, учитывающий переходной режим, принимается равным 1,5…2;

 - относительное значение полной погрешности трансформаторов ока в режиме КЗ.

Составляющая коэффициента небаланса, обеспечивающая отстройку от небаланса, вызванного регулированием коэффициента трансформации защищаемого трансформатора. На повышающих трансформаторах, устанавливаемых в блоках, при мощности до 200 МВА обычно предусматриваются ПБВ. В этом случае :

,

где  - коэффициент токораспределения, равный доле тока, протекающей по стороне, где имеется регулирование, от суммарного тока, протекающего через защищаемый трансформатор. Принимаем его равным 1. Тогда,

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

.

Суммарный коэффициент небаланса:

Расчетный коэффициент торможения

,

где  - коэффициент надежности, принимаемый равным 1,2.

К установке принимаем ближайшее большее значение коэффициента торможения - .

Определение минимального тока срабатывания

Хотя защита обеспечивает отстройку от однополярных бросков намагничивающего тока, для надежной отстройки рекомендуется принимать значение уставки, равным

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, определяется максимально возможной величиной сквозного тока нагрузки. Для трансформаторов, работающих в блоке, максимальный сквозной ток нагрузки определяется перегрузочной способностью генератора блока и принимается равным 1,5. Следовательно,

Определение тока срабатывания отсечки

Ток срабатывания дифференциальной отсечки выбирается из двух условий: отстройка от броска намагничивающего тока и от тока небаланса.

Из условия отстройки от максимального тока небаланса, возникающего при коротком замыкании вне зоны действия дифференциальной защиты трансформатора или при асинхронном режиме работы генератора блока. На Рисунке 11 приведена принципиальная схема подключения дифференциальной защиты трансформатора (ДЗТ) и положение расчётных точек коротких замыканий для определения токов небаланса дифференциальной отсечки.

Рисунок 11 - Внешние КЗ в дифференциальной защите трансформатора блока

Для каждого из трёх коротких замыканий рассчитывается ток небаланса. Расчётным является трёхфазное короткое замыкание. Кроме того, рассчитывается ток небаланса при асинхронном ходе генератора блока.

Ток небаланса содержит три составляющие

,

где - составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностями трансформаторов тока;

- составляющая тока небаланса, обусловленная отклонением коэффициента трансформации защищаемого трансформатора от расчетного;

- составляющая тока небаланса, обусловленная неточностью согласования токов плеч защиты.

,

где -коэффициент, учитывающий переходной режим;

 - коэффициент однотипности трансформаторов тока;

 - относительная полная погрешность трансформаторов тока в рассматриваемом режиме;

 - максимальное значение тока КЗ, протекающего по трансформаторам тока в рассматриваемом режиме.

Ток небаланса, обусловленный отклонением коэффициента трансформации защищаемого трансформатора от расчетного

,

где - относительное значение максимального отклонения коэффициента трансформации от расчетного. ПБВ 0,05;

 - ток короткого замыкания, протекающий по той стороне трансформатора, на которой имеется регулирование, в рассматриваемом режиме.

Ток небаланса, обусловленный неточность согласования токов плеч

,

где - максимальная относительная погрешность согласования токов плеч защиты;

 - максимальное значение тока короткого замыкания, протекающего по трансформаторам тока в рассматриваемом режиме.

Для отстройки от тока небаланса при асинхронном ходе генератора защищаемого блока расчетный ток определяется по выражению

,

- напряжение на шинах системы ();

 - переходное сопротивление генератора по продольной оси (0,217 Ом);

 - сопротивление трансформатора блока (0,093 Ом);

 - эквивалентное сопротивление системы (2,585 Ом).

Максимальный ток, протекающий через зону защиты, при асинхронном ходе генератора

Очевидно, что расчетным является ток короткого замыкания на выводах защищаемого генератора

Определим составляющие от токов небаланса:

Суммарный ток небаланса:

После определения токов небаланса уставка дифференциальной отсечки выбирается из двух условий.

Отстройка от максимального тока небаланса

,

где - коэффициент надежности.

Отстройка от броска тока намагничивания

,

Окончательно принимаем уставку дифференциальной токовой отсечки

 или .

Чувствительность защиты обычно не проверяется, поскольку при токах срабатывания чувствительной части порядка  она гарантирована.

15. Дополнительная резервная защита на стороне высшего напряжения

Устанавливается на блоках с выключателями в цепи генератора. Защита предназначена для резервирования основных защит трансформатора блока при отключенном генераторном выключателе. Защита автоматически вводится в действие при исчезновении тока в цепи генератора.

Для предотвращения излишних срабатываний защиты от токов нулевой последовательности при внешних коротких замыканиях на землю или необходимости согласовывать защиту с ТЗНП линий органы тока защиты реагируют на разность токов двух фаз.

Ток срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от номинального тока трансформатора блока

,

где  - коэффициент надежности;

 - коэффициент возврата.

При отключенном генераторе ток нагрузки (даже с учётом самозапуска двигателей собственных нужд) значительно меньше номинального тока трансформатора блока. Однако защиту целесообразно отстраивать от номинального тока во избежание её ложного действия при работе генератора блока в случае неисправности блокирующих реле и цепей.

Выдержка времени защиты должна быть на ступень селективности выше уставки по времени резервной защиты на стороне высшего напряжения трансформатора собственных нужд.

16. Защита от внешних коротких замыканий на землю

Защита трансформатора блока от внешних коротких замыканий с участием земли (одно- и двухфазных на землю) и коротких замыканий в трансформаторе. К защите предъявляется дополнительное требование опережающего отключения трансформатора, работающего с разземлённой нейтралью.

На повышающих трансформаторах блоков защита устанавливается со стороны высшего напряжения 110 кВ и выше. Ток в защиту поступает от трансформатора тока, включенного в провод, связывающий нейтраль транс-форматора с землёй.

В том случае, если возможна работа трансформатора блока с разземлённой нейтралью (трансформаторы с высшим напряжением 110 - 220 кВ, оборудованные соответствующим разъединителем), возникает опасность перенапряжений при выделении такого блока на изолированный участок сети, имеющий замыкание на землю одной из фаз. Подобные условия могут возникнуть, если, например, при однофазном коротком замыкании на одной из линий её релейная защита или выключатель откажут в действии. Тогда все присоединения, питающие место короткого замыкания током нулевой последовательности, отключатся резервными защитами, а блок, работающий через трансформатор с незаземлённой нейтралью, не отключается (ток нулевой последовательности отсутствует), и остается работать на выделившийся участок сети, имеющий замыкание на землю. В такой сети (сеть оказалась с изолированными нейтралями) при замыкании на землю возникают опасные перенапряжения, которые могут повредить изоляцию трансформатора.

Для предотвращения этого трансформаторы блоков, работающие с изолированной нейтралью, должны иметь резервную защиту, отключающую их при замыканиях на землю раньше, чем могут отключаться трансформаторы с заземленными нейтралями. Для реализации такой защиты применяются два способа.

) Используется максимальная токовая защита нулевой последовательности, установленная на трансформаторах с заземлёнными нейтралями. В этой защите предусматривается несколько выдержек времени. С первой, меньшей выдержкой времени, защита действует на разделение секций или систем шин высшего напряжения. Со второй выдержкой времени, на ступень селективности большей первой, отключает трансформаторы с разземлёнными нейтралями, подключенными к секции (системе шин), связанной с коротким замыканием после деления. С третьей - на отключение выключателя высшего напряжения защищаемого трансформатора.

) Защита, реагирующая на напряжение нулевой последовательности. Эта защита выполняется с использованием чувствительного реле напряжения, включенного на "разомкнутый треугольник" трансформатора напряжения сборных шин повышенного напряжения. При коротком замыкании на землю это реле приходит в действие и отключает трансформатор с разземлённой нейтралью с выдержкой времени меньшей, чем у максимальных токовых защит нулевой последовательности трансформаторов с заземлёнными нейтралями. При наличии тока нулевой последовательности трансформатора его защита по напряжению автоматически выводится из действия.

Уставка более грубого органа выбирается по условию согласования с наиболее чувствительными ступенями защиты отходящих линий.

Уставка более чувствительного органа должна удовлетворять двум условиям:

обеспечение надежного срабатывания при самопроизвольном неполнофазном отключении блока при минимальной нагрузке

согласование с грубым реле защиты.

Уставка грубого реле нам неизвестна, поэтому и согласования не производим. Принимаем уставку чувствительного органа, определенную по первому условию.

Уставка органа напряжения выбирается такой, чтобы обеспечить надёжное его срабатывание при протекании через трансформатор блока тока нулевой последовательности, при котором чувствительный токовый орган находится на пороге срабатывания

,

где - ток срабатывания чувствительного органа тока в относительных номинальных единицах (2,291/6,87=0,33 о.е.);

- напряжение короткого замыкания защищаемого трансформатора в процентах;

 - коэффициент чувствительности.

Заключение

генератор трансформатор защита замыкание

Итак, в ходе курсовой работы была рассчитана защита для блока генератор-трансформатор мощностью 110 МВт, работающего на сборные шины 110 кВ. Защита была реализована на базе микропроцессорных шкафов НПО «Экра» серии ШЭ111.

Для генератора в качестве основной защиты использовалась продольная дифференциальная защита. В качестве резервных использовались защиты:

- защита от замыканий на землю в обмотке статора

токовой защита обратной последовательности

защита обмотки статора от симметричных перегрузок

защита обмотки ротора генератора от перегрузок

защита от потери возбуждения

защита от асинхронного режима без потери возбуждения

резервной дистанционной защиты генератора от междуфазных коротких замыканий

Для трансформатора блока в качестве основной также использовалась продольная трехплечевая дифференциальная защита. Также были рассчитаны две резервные защиты: дополнительная резервная защита на стороне высшего напряжения и защита от внешних коротких замыканий на землю.

Все рассчитанные защиты отвечают общим требованиям к релейной защите, таким как быстродействие, селективность, чувствительность.

Литература

1. Глазырин В.Е., Шалин А.И. Расчет уставок микропроцессорной релейной защиты блока генератор-трансформатор: учеб. пособие - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2009. - 130с.

. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов.- 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

. Вавин В.Н. Релейная защита блоков турбогенератор-трансформатор. - М.: Энергоиздат, 1982. - 256 с.