СЕВАСТОПОЛЬСКИЙНАЦИОНАЛЬНЫЙ ИНСТИТУТ ЯДЕРНОЙ ЭНЕРГИИ И ПРОМЫШЛЕННОСТИКафедра ЭЭСКурсовой проект
по дисциплине:«Эксплуатация релейной защиты»
«Разработка системырелейной защиты блока генератор-трансформатор электрической станции и анализ еётехнического обслуживания»Выполнил: Шапаренко И.М
Проверил: зав. кафедры
Углов А.В.
Севастополь
2005 г.
ЗАДАНИЕ
на выполнениякурсового проекта по дисциплине “Эксплуатация релейной защиты”
Тема:Разработка системы релейной защиты блока генератор- трансформатор электрическойстанции и анализ её технического обслуживания
Исходныеданные:
1. Тип генератораэнергоблока ТВВ-800-2
2. Номинальное напряжение насборных шинах электрической станции 500 кВ.
3. Максимальная мощностьэнергосистемы в режиме короткого замыкания
/>24 000 MB·A.
4. Минимальная мощностьэнергосистемы в режиме короткого замыкания
/>12000 MB·A.
5. Тип блочноготрансформатора 2 ´ ТЦ-630 000/525.
6. Тип трансформаторасобственных нужд энергоблока ТРДНС-63 000/35.
7. Номинальное напряжение насекциях нормальной эксплуатации энергоблока 6,3 кВ.
Введение
Основнойзадачей построения релейной защиты блока генератор-трансформатор электрическойстанции является обеспечение ее эффективного функционирования по возможностипри любых видах повреждений, предотвращение развития повреждений и значительныхразрушений защищаемого оборудования, в также предотвращение нарушенийустойчивости в энергосистеме.
Для этого устройстварелейной защиты должны обладать необходимыми для них свойствами, соответствующимиизвестным основным требованиям: быстродействию, чувствительности, селективностии надёжности.
Длядостижения требуемой эффективности функционирования защиты энергоблоков необходимовыполнение следующих условий:
· основныезащиты от внутренних КЗ должны обеспечивать быстрое отключение поврежденийлюбого элемента блока. При этом не должно оставаться ни одного незащищённого(не входящего в зону действия защит) участка первичной схемы. Однако в рядеслучаев приходится вынужденно допускать применение защит, неполностьюохватывающих защищаемое оборудование (например, при витковых замыканиях);
· резервныезащиты энергоблока также должны охватывать все его элементы и должныобеспечивать ближнее и дальнее резервирование соответственно основных защитблока и защит прилежащей сети (на АЭС ближнее резервирование должно бытьбыстродействующим);
· повреждения,не сопровождающиеся КЗ и не отражающиеся на работе энергоблока, также должны повозможности быстро отключаться, если их развитие может привести к значительнымразрушениям оборудования;
· анормальныережимы (например, перегрузки, потеря возбуждения и др.) должны автоматическиликвидироваться защитой, если они недопустимы для оборудования или для энергосистемы.В случаях, когда не требуется немедленная ликвидация анормального режима,допускается только сигнализация о его возникновении;
· действиеустройств релейной защиты должно быть увязано с технологическим;
· действиеустройств релейной защиты должно быть увязано с технологическими защитами иавтоматикой энергоблока.
Основныетребования к выполнению релейной защиты, обязательные при проектировании и вэксплуатации, устанавливают Правила устройства электроустановок, Правилатехнической эксплуатации и другие директивные материалы на основе многолетнегоопыта научно-исследовательских разработок, производства, проектирования иэксплуатации устройств релейной защиты.
1. Выборнеобходимого состава системы релейной защиты блока генератор-трансформаторэлектрической станции, обеспечивающего полноту его защищенности
В соответствиис Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) для защиты блоковгенератор-трансформатор при мощности генератора более 10 Мвт должны бытьпредусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений ианормальных режимов:
· отзамыканий на землю в цепи генераторного напряжения;
· отмногофазных коротких замыканий в обмотке статора генератора и на его выводах;
· отмежвитковых коротких замыканий в обмотке статора генератора при наличии двухпараллельных ветвей;
· отмногофазных коротких замыканий в обмотках блочного трансформатора и на его выводах;
· отмежвитковых коротких замыканий в обмотках блочного трансформатора;
· отвнешних коротких замыканий;
· отперегрузки генератора токами обратной последовательности (при мощности генератораболее 30 Мвт);
· отсимметричной перегрузки генератора и трансформатора;
· отперегрузки ротора генератора током возбуждения;
· отповышения напряжения (для генераторов мощностью 100 Мвт и более);
· отзамыканий на землю в одной точке обмотки возбуждения;
· отзамыканий на землю во второй точке обмотки возбуждения (при мощности генераторовменее 160 Мвт);
· отперехода в асинхронный режим при потере возбуждения;
· отпонижения уровня масла в баке трансформатора;
· отповреждения изоляции вводов высокого напряжения блочного трансформатора (принапряжении 500 кВ и выше).
Для защиты отразличных видов повреждений и анормальных режимов блоковгенератор-трансформатор при мощности генератора 160 — 1000 Мвт должны бытьпредусмотрены следующие устройства релейной защиты:
· продольнаядифференциальная защита генератора от многофазных коротких замыканий в обмоткестатора и на его выводах;
· поперечнаядифференциальная защита генератора от межвитковых коротких замыканий в обмоткестатора при наличии двух параллельных ветвей;
· отперехода в асинхронный режим при потере возбуждения;
· дифференциальнаязащита блочного трансформатора от всех видов коротких замыканий;
· дифференциальнаязащита ошиновки напряжением 330 — 750 кВ;
· защитаот внешних симметричных коротких замыканий;
· защитаот несимметричных коротких замыканий с интегральной зависимой характеристикойвыдержки времени срабатывания;
· защитаот повышения напряжения;
· защитаот внешних однофазных коротких замыканий с большим током замыкания;
· защитаот перегрузки обмотки статора;
· защитаот перегрузки ротора генератора током возбуждения с интегральной зависимойхарактеристикой выдержки времени срабатывания;
· газоваязащита блочного трансформатора;
· защитаот замыканий на землю в одной точке обмотки возбуждения;
· защитаот замыканий на землю в цепи генераторного напряжения;
· защитаот повреждения изоляции вводов высокого напряжения блочного трансформатора (принапряжении 500 кВ и выше).
2. Расчетуставок срабатывания и разработка схемы подключения выбранных устройстврелейной защиты блока генератор-трансформатор
2.1Исходные данные длярасчета
ТрансформаторЭБ 2 ´ ТЦ-630000/525: Генератор энергоблока ТВВ-800-2:
/>; Рном=800МВт, xd'=0,313 о.е.;
/>; />,xd"=0,223 о.е.;
/>; />, x2=0,372 о.е.;
/>. Iном=21400 Ахd=2,333 о.е.
ТрансформаторСН ТРДНС 63000/35: Мощность энергосистемы 500 кВ:
Sном=63000МВ·А; Sкзmax=24000 МВ·А;
/>; Sкзmin=12000МВ·А.
/>;
/>;
Uвнmin=21,12кВ; uк%=12,43;
/>;
Uвнmax=26,88кВ; uк%=13,18;.
2.2 Расчёт параметров схемызамещения
Расчётпараметров схемы замещения и токов короткого замыкания для рассматриваемогопримера Индуктивная составляющая сопротивления сети в максимальном режиме, приведённаяк стороне высшего напряжения:
/> (2.1)
Индуктивнаясоставляющая сопротивления сети в минимальном режиме, приведённая к стороневысшего напряжения:
/> (2.2)
Значениеиндуктивной составляющей сопротивления трансформатора энергоблока, приведённоек стороне высшего напряжения:
/> (2.3)
Значениеиндуктивной составляющей сопротивления трансформатора собственных нуждэнергоблока, приведённое к стороне высшего напряжения:
/> (2.4)
Значениеиндуктивной составляющей сопротивления генератора энергоблока, приведённое кстороне высшего напряжения:
/> (2.5)
Номинальноезначение первичного тока на стороне высокого напряжения энергоблока 330 кВ:
/> (2.6)
Номинальноезначение первичного тока на стороне низкого напряжения энергоблока 24 кВ:
/> (2.7)
Номинальноезначение первичного тока в ответвлении на трансформатор собственных нужд 24 кВ:
/> (2.8)
Длякомпенсации фазового сдвига за счёт схемы соединения трансформатора /> схемасоединения трансформаторов тока на стороне ВН выбирается — “треугольник”, а настороне НН и в ответвлении на ТСН — “звезда”.
Всоответствии с величинами номинальных значений токов трансформатора со сторонВН, НН и ТСН на стороне ВН используется встроенный трансформатор тока с коэффициентомтрансформации КI ВН = 1000/1 А, на стороне НН — трансформатор тока скоэффициентом трансформации КI НН = 30000/5 А, а на сторонеответвления на ТСН — трансформатор тока с коэффициентом трансформации КIТСН = 1500/5 А.
Вторичный токв плече защиты на стороне высшего напряжения, соответствующий номинальноймощности защищаемого трансформатора, составляет:
/> (2.9)
Вторичный токв плече защиты на стороне низшего напряжения, соответствующий номинальноймощности защищаемого трансформатора, составляет:
/> (2.10)
Вторичный токв плече защиты в ответвлении на трансформатор собственных нужд, соответствующийноминальной мощности ТСН, составляет:
/> (2.11)
Максимальноезначение первичного тока, приведённое к стороне ВН энергоблока, проходящегочерез защищаемый трансформатор при коротком трехфазном металлическом замыканиина выводах одной из расщеплённых обмоток трансформатора собственных нужд,составляет:
/> (2.12)
Так как вцепи генераторного напряжения установлен выключатель нагрузки, то в качестве расчётногопринимается короткое трехфазное металлическое замыкание на выводах ВНтрансформатора блока. Максимальный первичный ток, проходящий через защищаемыйтрансформатор в этом режиме и приведённый к стороне ВН блока, составляет:
/> (2.13)
Максимальныйпервичный ток, проходящий через защищаемый трансформатор в этом режиме иприведённый к стороне НН блока, составляет:
/> (2.14)
Минимальноезначение тока короткого двухфазного замыкания на выводах ВН трансформатора приработе энергоблока на холостом ходе составляет:
/> (2.15)
Минимальноезначение тока короткого двухфазного замыкания на выводах НН трансформатора вминимальном режиме работы энергосистемы и при отключённом генераторе составляет:
/> (2.16)
2.3 Продольнаядифференциальная токовая защита генератора
Защитавыполняется на реле с тормозным действием и быстронасыщающимся трансформаторомтипа ДЗТ-11/5. Реле имеет рабочую обмотку с ответвлением посередине и тормознуюобмотку.
Тормознуюобмотку наиболее целесообразно присоединить к трансформаторам тока со сторонылинейных выводов. Наличие торможения позволяет повысить чувствительность защитыза счёт отстройки от коротких внешних замыканий и асинхронного режима.
Выбор уставокзащиты сводится к определению числа витков тормозной обмотки при принятом числевитков рабочей обмотки.
МДСсрабатывания реле при отсутствии торможения Fср=100 А. При этом минимальныйток срабатывания реле составляет:
/>А (3.1)
При этом длявсех типов генераторов первичный ток срабатывания защиты составляет/>.
Число витковрабочей обмотки принимается в зависимости от соотношения токов в плечах защитыв условиях номинального режима. При соотношении токов 1:1 (обмотка статораимеет одну параллельную ветвь) используются 144 витка рабочей обмотки. При соотношениитоков 1:2 (обмотка статора имеет две параллельных ветви) используется ответвлениев средней части рабочей обмотки, к которому подключается плечо с большим током.
Необходимоеторможение определяется по условию отстройки защиты от наибольшего токанебаланса при коротком внешнем замыкании или асинхронном ходе генератора:
/>А (3.2)
где /> -относительная погрешность трансформаторов тока, принимается равной 0,1;
/> - коэффициентоднотипности, для однотипных трансформаторов принимается равным 0,5;
/> - коэффициент,учитывающий апериодическую составляющую тока, для реле серии ДЗТ с насыщающимсятрансформатором принимается равным 1,0;
/> -периодическая составляющая тока короткого замыкания или наибольшее значение токаасинхронного хода, А.
На блоках свыключателем в цепи генератора ток /> определяется при короткомзамыкании на выводах генератора, а при его отсутствии — при коротком замыканииза трансформатором блока.
Наибольшеезначение тока асинхронного хода определяется по выражению:
/> А (3.3)
где: /> - фазноенапряжение сети высшего напряжения блока;
/> - переходныйреактанс генератора;
/> -сопротивление трансформатора;
/> - сопротивлениесети в максимальном режиме.
Переходныйреактанс генератора:
/> (3.4)
Намагничивающаясила рабочей обмотки реле вычисляется по значению тока в рабочей обмотке, равноготоку небаланса, и числу витков рабочей обмотки насыщающегося трансформаторареле:
/> (3.5)
где: /> - число витковрабочей обмотки, 144 или72 витка;
/> - коэффициентотстройки, принимаемый равным 1,6;
/> - коэффициенттрансформации трансформатора тока;
/> - определяетсяпо выражению (3.2) и принимается большим из двух условий (короткое замыкание иасинхронный ход).
Для выборачисла витков тормозной обмотки определяется МДС по тормозной характеристикереле серии ДЗТ-11 из условия минимального торможения Fт=130.
Расчётноечисло витков тормозной обмотки определяется по выражению:
/> (3.6)
где: />
Принимаетсябольшее ближайшее число витков по справочным данным Wт расч = 24
Чувствительностьзащиты при отсутствии торможения определяется при двухфазном коротком замыканиина выводах генератора и его работе на холостом ходу:
/> (3.7)
где: /> - полный ток вместе короткого замыкания;
/> - определяетсяпо формуле (3.1);
При наличииторможения коэффициент чувствительности определяется соотношением:
/> (3.8)
Длянахождения /> предварительнодля случая двухфазного короткого замыкания на выводах генератора определяетсярабочая и тормозная МДС:
/> (3.9)
где: /> - число витковрабочей обмотки (144 витка);
/> (3.10)
где: /> - токкороткого замыкания со стороны системы;
/> - принятоечисло витков тормозной обмотки.
Далее потормозной характеристике при максимальном торможении определяется точка с координатами/> и />, котораясоединяется с точкой начала координат. Находится /> по пересечению прямой с тормознойхарактеристикой при максимальном торможении (верхняя характеристика) иопределяется по (1.7) коэффициент чувствительности.
2.4 Поперечнаядифференциальная защита генератора от межвитковых коротких замыканий в обмоткестатора
Защитавыполняется на токовом реле типа РТ-40/Ф с фильтром высших гармоник ивключается на трансформатор тока, установленный в перемычке между двумянейтралями параллельных ветвей обмотки статора. Реле имеет четыре диапазонауставок от 1,75 до 17,5 А.
Припроектировании можно принять />А. Как правило, /> и значение токасрабатывания защиты определяется при наладке по условию отстройки от токовнебаланса при коротком внешнем замыкании. С этой целью измеряется ток небалансав катушке исполнительного органа в режиме холостого хода генератора примаксимальном напряжении и в режиме короткого замыкания при номинальном токе.Измерения выполняют на минимальном диапазоне уставки реле (1,75… 3,5 А).
Первичный токсрабатывания защиты:
/> А (4.1)
где: /> - коэффициенттрансформации трансформатора тока поперечной дифференциальной защиты.
2.5 Защита от замыканий наземлю в обмотке статора генератора
2.5.1 Общие положения
Защита отзамыканий на землю в обмотке статора генератора выполняется действующей понапряжению и содержит два органа: максимальное реле напряжения первой гармоники,защищающее до 90% обмотки статора со стороны линейных выводов, и реле напряжениятретьей гармоники с торможением, защищающее до 35% обмотки статора генераторасо стороны нулевых выводов.
Расчётуставок защиты сводится к определению параметров срабатывания указанных органов.
2.5.2 Определение уставкиоргана максимального напряжения
Уставкуоргана напряжения /> выбирают по условию отстройки отнапряжения нулевой последовательности основной частоты при однофазном короткомзамыкании на стороне высокого напряжения за трансформатором блока:
/> (5.1)
где: /> -утроенноенапряжение нулевой последовательности со стороны линейных выводов генератора;
/> - коэффициентотстройки, принимаемый равным 1,3;
/> - коэффициенттрансформации трансформатора напряжения обмотки, соединённой в разомкнутыйтреугольник:
/> (5.2)
Напряжениенулевой последовательности на выводах генератора:
/> (5.3)
где: /> - коэффициент,учитывающий режим нейтрали генератора (при заземлённой нейтрали />; при изолированной – />);
/> - максимальноезначение напряжения нулевой последовательности на стороне высокого напряжениятрансформатора блока при однофазном коротком замыкании (определяется расчётом);
/> - ёмкостьмежду обмотками высокого и низкого напряжения одной фазы трансформатора блока;
/> - ёмкостьодной фазы обмотки статора генератора на землю;
/> - ёмкостьодной фазы обмотки низкого напряжения трансформатора блока на землю.
В связи сосложностью определения ёмкостей /> и /> целесообразно при наладкеизмерять напряжения на фазных выводах генератора при подаче напряжения от постороннегоисточника /> наразземлённую нейтраль трансформатора блока относительно земли.
Напряжение /> на генераторев реальных условиях будет больше измеренного в /> раз (коэффициент /> тот же, что и в выражении(5.3)).
В целяхпредотвращения излишних отключений энергоблоков из-за чрезмерной чувствительностирекомендуется принимать уставку реле напряжения 10 В. В любом случае уставка недолжна превышать 15 В.
В защитеЗЗГ-1 с целью отстройки от внешних однофазных коротких замыканий применяетсявыдержка времени на срабатывание />. В защитах более позднейразработки (ЗЗГ-11 и ЗЗГ-12) предусмотрена блокировка защиты по напряжениюобратной последовательности и поэтому задержка на срабатывание не требуется.
2.5.3 Определение уставкитретьей гармоники
На рабочуюцепь подаётся сумма напряжений третьей гармоники со стороны нейтрали /> и линейныхвыводов />,а на тормозную цепь — напряжение третьей гармоники со стороны нейтрали />.
Отношение /> при снижениикоторого до заданного уровня срабатывания органа третьей гармоники,представляет собой сопротивление обмотки статора со стороны нейтрали на землю,отнесённое к удвоенному ёмкостному сопротивлению генератора:
/> (5.4)
Срабатываниеоргана третьей гармоники определяется уставкой коэффициента торможения, равногоотношению напряжения рабочей цепи к напряжению тормозной цепи:
/> (5.5)
где /> - коэффициентотстройки;
/> -относительное сопротивление срабатывания.
Уставку /> выбирают поусловию надёжного действия (/>) органа торможения третьейгармоники в конце зоны, охватываемой органом первой гармоники.
Приоптимальной уставке реле /> напряжение в конце зоны егонадёжного действия с /> составит />. При этом органнапряжения нулевой последовательности охватывает 0,7 числа витков со сторонылинейных выводов. Следовательно, зона надёжного действия органа третьейгармоники со стороны нейтрали должна быть />.
В случаеметаллического замыкания в конце этой зоны:
/> (5.6)
где: /> - ЭДС третьейгармоники генератора.
Принимая /> и подставляяего вместо /> ввыражение (5.5), получаем:
/> или: /> (5.7)
Такуюподстановку следует принимать для всех турбогенераторов независимо от уставкиоргана напряжения первой гармоники.
Зону действияоргана третьей гармоники при металлическом замыкании со стороны нейтралиопределяют по выражению (5.5), принимая />.
Если принять />, то
/> и />, то />.
Отсюда />. При /> зона действияоргана торможения третьей гармоники со стороны нейтрали (/>) составит: />.
При замыканиисо стороны линейных выводов (/>):
/> и /> (5.8)
При этом зонасо стороны линейных выводов будет:
/> (5.9)
При />, зона действияоргана торможения третьей гармоники со стороны линейных выводов составит:
/> (5.10)
Наличие зоныдействия органа третьей гармоники со стороны линейных выводов генераторарезервирует реле напряжения нулевой последовательности.
В защитеЗЗГ-1 отстройка от напряжения основной частоты органа третьей гармоникивыполнена в недостаточной степени, поэтому при наладке требуется выполнить проверкуотстройки органа третьей гармоники от частоты 50 Гц. При необходимости вводитсяблокировка по напряжению обратной последовательности. Для защиты ЗЗГ-11 такаяпроверка не требуется. На блокирующем реле напряжения обратной последовательностирекомендуется уставка />.
Реле попроизводной в защите ЗЗГ-12 не имеет регулируемых уставок и расчётная проверканадёжности его действия не требуется. На короткие однофазные замыкания настороне высокого напряжения реле по производной не реагирует.
Дляобеспечения правильной работы органа третьей гармоники следует устанавливатьизмерительные трансформаторы напряжения в нейтрали и на выводах генератора содинаковыми номинальными первичными напряжениями. При этом номинальные вторичныенапряжения трансформатора напряжения, соединённого в разомкнутый треугольник,равны 100/3 В, а номинальное напряжение трансформатора напряжения, установленногов нейтрали должно быть 100 В.
2.6 Защита от асинхронногорежима при потере возбуждения
Защитавыполняется на одном из трёх реле сопротивления комплекта КРС-2.Положениехарактеристики реле на комплексной плоскости сопротивлений определяетсяположением комплексного сопротивления на выводах генератора в режиме нормальнойработы и асинхронном режиме.
В нормальномрежиме вектор комплексного сопротивления находится в I квадранте, а при потеревозбуждения и переходе в асинхронный режим перемещается в IV квадрант. По этойпричине характеристика срабатывания реле сопротивления защиты выбирается в IIIи IV квадрантах при угле максимальной чувствительности близком к />.
Первичноесопротивление срабатывание, определяющее диаметр окружности реле, принимаетсяравным />,что целесообразно для обеспечения надёжной работы реле при потере возбужденияненагруженным генератором.
/> (6.1)
Дляпредотвращения срабатывания реле при нарушениях синхронизма в энергосистеме егохарактеристика смещается по оси /> комплексной плоскости в сторонуIII и IV квадрантов на />. Угол максимальнойчувствительности желательно иметь равным />. На применяемых реле удаётсяполучить />.
Сопротивлениюдиаметра характеристики и её смещению в III и IV квадранты соответствуютвторичные значения этих сопротивлений:
/> (6.2)
где: /> - первичноесопротивление срабатывания или смещения характеристики;
/> и /> - коэффициенттрансформации соответственно трансформаторов тока и напряжения.
Времясрабатывания защиты принимается равным 1...2 с. Указанная выдержка временинеобходима для предотвращения излишних срабатываний защиты при нарушенияхдинамической устойчивости и асинхронном ходе в системе.
2.7 Дифференциальная защитатрансформатора блока от внутренних повреждений
2.7.1 Общие положения
Дифференциальнаязащита трансформаторов блоков мощностью 160...1000 Мвт выполняется сиспользованием дифференциального токового реле с торможением типа ДЗТ-21-У3.
В защите дляотстройки от токов включения, при постановке трансформатора под напряжение,используется времяимпульсный принцип с торможением от второй гармоникидифференциального тока. Благодаря этому реле обладает высокойчувствительностью, поскольку ток срабатывания защиты по условию отстройки отброска намагничивающего тока принимается равным />.
Для отстройкизащиты от токов небаланса при коротких внешних замыканиях используетсяторможение от токов плеч защиты, что также обусловливает повышениечувствительности защиты. В схемах защиты цепи процентного торможенияподключаются со стороны высшего и нижнего тока.
Тормознаяхарактеристика в начальной части имеет горизонтальный участок со ступенчатымрегулированием на два положения полусуммы тормозных токов.
Длявыравнивания токов плеч защиты и для возможности подключения защиты ктрансформаторам тока с номинальным вторичным током 1,0 А (со стороны высокогонапряжения) используются согласующие повышающие автотрансформаторы тока типаАТ-31-У3.
Приприменении для дифференциальной защиты на всех напряжениях трансформаторов токас номинальным вторичным током 5,0 А согласующие автотрансформаторы тока могутне устанавливаться, однако их применение может оказаться необходимым в тех случаях,когда значение вторичного тока плеча в номинальном режиме трансформаторавыходит за пределы номинальных токов ответвлений трансформатора рабочей цепиболее, чем 0,5 А (если со стороны высокого напряжения трансформатора не можетбыть принят другой коэффициент трансформации трансформатора тока).
Для повышениябыстродействия защиты при больших токах короткого замыкания внутри защищаемойзоны предусмотрена дифференциальная отсечка, позволяющая фиксировано менятьуставку срабатывания (/>или />).
Вдифференциальной токовой защите типа ДЗТ-21 конструктивно предусмотренорегулирование минимального тока срабатывания, коэффициента торможения, длины горизонтальногоучастка тормозной характеристики, уставки срабатывания дифференциальнойотсечки, а также имеется возможность выравнивания тока в плечах защиты.
2.7.2 Минимальный токсрабатывания защиты при отсутствии торможения
Определяетсяпо условию отстройки от тока включения блочного трансформатора под напряжение:
/> или /> (7.1)
где: /> - номинальныйток со стороны высокого напряжения, соответствующий номинальной мощноститрансформатора.
Токответвления со стороны собственных нужд подаётся в защиту в том случае, еслипри коротком замыкании за трансформатором собственных нужд /> при />.
Всоответствии с проведёнными расчётами ток ответвлений подаётся в защиту на всехсхемах энергоблоков за исключением энергоблоков мощностью 1000 Мвт.
Коэффициенттрансформации промежуточного трансформатора тока выбирают таким, чтобы вторичныйток трансформатора тока собственных нужд при вторичном токе, равномноминальному току трансформатора блока, понижался до 2,5...5,0 А.
Помимоусловия (7.1) должна обеспечиваться отстройка защиты от токов небаланса прикоротком внешнем замыкании или тока нагрузки, соответствующих концу горизонтальногоучастка тормозной характеристики, поскольку в этом случае на реле отсутствуетэффект торможения.
Однако наблоках генератор-трансформатор, не имеющих устройства регулирования напряженияпод нагрузкой, условие отстройки минимального тока срабатывания защиты от токанебаланса в указанных режимах не проверяется, так как автоматически выполняетсяпри выборе тока срабатывания защиты по выражению (7.1) для случая включенияненагруженного трансформатора под напряжение.
2.7.3 Выбор ответвленийтрансформатора рабочей цепи, а также варианта включения автотрансформаторатока.
Определяютсяпервичные номинальные токи для обеих сторон защищаемого трансформатора (/>) и в цепитрансформатора собственных нужд />.
Определяютсявторичные токи в плечах защиты:
/> (7.2)
/> (7.3)
/> (7.4)
где: /> - коэффициентсхемы (/>при соединении вторичных обмоток трансформаторов тока в звезду и /> при соединении втреугольник);
/> -коэффициенты трансформации трансформаторов тока на сторонах, соответственно,высокого, низкого напряжений блочного трансформатора и в цепи трансформаторасобственных нужд.
Выбираютсяответвления трансреактора рабочей цепи для стороны низшего напряжения.Номинальный ток ответвления трансреактора /> выбирается ближайшим меньшим поотношению к вторичному номинальному току />:
/>/> />А (ответвление 1) (7.5)
Для сторонывысокого напряжения, если ток /> находится в пределах диапазона2,5...5,0 А (или отличается не более, чем на 0,5 А), номинальный токответвлений трансреактора определяется по выражению:
/> (7.6)
Принимается />=2,5(ответвление 6)
2.7.4 Определение уставкирезистора R13
Уставка релезащиты /> выставляетсяпеременным резистором R13. Выбор уставки сводится к определению для каждогоплеча защиты минимального тока срабатывания реле />, выраженного в долях номинальноготока выбранного ответвления трансреактора. При этом следует учитывать наличиеавтотрансформаторов тока в цепях защиты.
Относительныйток срабатывания реле:
со сторонынизкого напряжения трансформатора:
/> (7.7)
со сторонывысокого напряжения автотрансформатора при отсутствии автотрансформатора тока:
/> (7.8)
Всоответствии с паспортными данными защиты ДЗТ-21 резистор R13, подключаемый крегулировочному органу защиты, осуществляет плавную регулировку тока срабатыванияреле в пределах от 0,3 до 0,7 номинального тока ответвления.
2.7.5 Проверка отстройки защитыот короткого замыкания за трансформатором собственных нужд
Определяетсяприведённое к стороне низкого напряжения трансформатора блока максимальноезначение тока короткого трехфазного замыкания на стороне низкого напряжениятрансформатора собственных нужд (на одной из расщеплённых обмоток) примаксимальном режиме работы системы.
2.7.6 Выбор ответвленийтрансформаторов тока тормозной цепи реле
Врассматриваемых схемах тормозные цепи реле присоединяются к трансформаторамтока со стороны обмоток высокого и низкого напряжений блочного трансформатора.Для этого используются два трансформатора тока цепи процентного торможениязащиты ДЗТ-21, имеющие по четыре ответвления.
Номинальныетоки ответвлений трансформаторов тока цепи процентного торможения выбираютсяближайшими большими подводимых к реле токов плеч /> или /> и />:
для ТLА2: />/> />(ответвление 6) (7.9)
для ТLА1: />/> /> (ответвление 6) (7.10)
2.7.7 Расчёт защиты в условияхторможения
Использованиетормозных цепей даёт возможность не отстраивать минимальный ток срабатываниязащиты от внешних повреждений, когда имеется торможение.
Предотвращениесрабатывания защиты в условиях торможения обеспечивается исходя из тормознойхарактеристики реле, которая должна выбираться таким образом, чтобы при всехвозможных вариантах внешних повреждений обеспечивался необходимый коэффициентторможения.
Несрабатываниезащиты обеспечивается, если все точки, соответствующие возможным при внешнихкоротких замыканиях отношениям приращения рабочего тока /> к приращению полусуммытормозных токов />, лежат ниже тормозной характеристикиреле.
Приопределении коэффициента торможения следует рассмотреть короткие замыкания вточках, в которых отстройка производится с помощью торможения.
На блоках сдвухобмоточными трансформаторами при внешнем повреждении на стороне высокого(низкого) напряжения блока за расчётную следует принимать точку, в которой токкороткого замыкания имеет наибольшее значение и в которой защита не должна действовать.При внешнем повреждении на ответвлении к собственным нуждам торможение нетребуется и не учитывается в расчёте.
С учётомвышеизложенного определение коэффициента торможения должно производиться привнешнем трёхфазном коротком замыкании на стороне высокого напряжениятрансформатора блока для энергоблоков, не имеющих выключателя или свыключателем нагрузки в цепи генераторного напряжения, и на стороне низкогонапряжения — для блоков с выключателем в цепи генераторного напряжения.Последнее необходимо для сохранения электроснабжения собственных нужд приповреждениях генератора. При отсутствии выключателя в цепи генератора отстройкизащиты от коротких замыканий в генераторе не требуется, так как при этомэнергоблок отключается полностью.
Значениярабочего тока />, необходимые для подсчёта коэффициентаторможения, могут быть определены следующим образом.
Ток в рабочейобмотке при внешнем трёхфазном коротком замыкании на стороне высокого и низкогонапряжения трансформатора блока для каждого случая подключения дифференциальнойзащиты равен току небаланса:
/> (7.11)
Ток небалансаопределяется как сумма двух составляющих вторичного тока небаланса /> и />. Составляющая />, обусловленнаярегулированием напряжения трансформатора, в токе небаланса отсутствует, так кактрансформаторы блоков указанного регулирования не имеют
/>=0,995+0,099=1,09(7.12)
где: /> -составляющая, обусловленная погрешностью трансформаторов тока;
/> -составляющая, обусловленная неточностью установки расчётного тока срабатыванияна ответвлениях трансформаторов рабочей цепи реле.
В выражении(7.12) учитываются абсолютные значения составляющих тока небаланса /> и />. Составляющиетока небаланса определяются по выражениям:
/> (7.13)
/>=/> (7.14)
где: /> - коэффициент,учитывающий переходный режим (апериодическую составляющую тока), принимаетсяравным 1,0;
/> - коэффициентоднотипности трансформаторов тока, принимается равным 1,0;
/> -относительное значение полной погрешности трансформаторов тока, принимаетсяравным 0,1;
/> - периодическаясоставляющая вторичного тока(/>) в плече защиты со сторонывысокого и низкого напряжения трансформатора блока при внешнем короткомзамыкании в расчётной точке (определяется исходя из значения первичного тока /> в рассматриваемомрасчётном режиме с учётом коэффициента трансформации трансформаторов тока /> или /> со стороны,соответственно, высокого или низкого напряжения трансформатора блока и коэффициента/>:
/> (7.15)
/> - коэффициенттрансформации автотрансформаторов тока (в соответствии с выражением), приотсутствии автотрансформаторов тока />;
/> - расчётноезначение номинального тока ответвления трансреактора в плечах защиты со сторонывысокого напряжения (/>) или низкого напряжения (/>)трансформатора блока определяется соответственно по (7.6) или (7.3);
/> - номинальныйток выбранного ответвления трансреактора /> или />.
Относительныезначения токов в рабочей цепи определяются при внешнем коротком замыкании настороне высокого или низкого напряжения трансформатора блока в плече защиты (всоответствии с п.2.7.7, 2.7.1.):
/> (7.16)
Минимальноезначение тормозного тока следует определять в тех же расчётных точках, что ипри расчёте рабочих токов реле.
Тормозной токдля каждой тормозной цепи:
/> (7.17)
где: /> - первичныйток короткого замыкания при внешнем повреждении;
/> - коэффициентсхемы.
Относительныезначения токов в тормозных цепях:
/> (7.18)
/> (7.19)
Для расчётазащиты в условиях торможения реле необходимо выбрать ток начала торможения />, то есть длинугоризонтального участка тормозной характеристики реле. С целью повышения чувствительностизащиты к межвитковым коротким замыканиям в трансформаторе рекомендуетсяпринимать длину горизонтального участка тормозной характеристики />.
Коэффициентторможения реле />, характеризующий тормозноедействие реле, определяется как отношение приращения тока в рабочей(дифференциальной) цепи реле /> к полусумме приращения тока втормозной цепи реле />:
/> (7.20)
Из тормознойхарактеристики реле видно, что:
/> (7.21)
/> (7.22)
Коэффициентторможения защиты определяется исходя из выражений (7.20) — (7.22):
/> (7.23)
где: /> - коэффициентотстройки, принимается равным 1,5;
/> -относительное значение тока рабочей цепи реле при внешнем повреждении в расчётнойточке;
/> - определяетсясогласно формулам (7.7, 7.8);
/> -относительное значение суммы тормозных токов при внешнем коротком замыкании,определяется с использованием (7.18, 7.19);
/> - ток началаторможения, принимается равным 1,0.
Принимаем />=0,3
2.7.8 Выбор уставкидифференциальной отсечки
Дифференциальнаяотсечка используется для повышения быстродействия защиты при больших кратностяхтока короткого замыкания в защищаемой зоне.
Уставкуотсечки во всех случаях можно принимать минимальной, поскольку при этомобеспечивается её отстройка от токов включения и от токов небаланса при внешнихкоротких замыканиях />.
2.7.9 Определениечувствительности защиты
Чувствительностьзащиты на рассматриваемых энергоблоках при повреждении в защищаемой зонеследует определять при отсутствии торможения.
При короткомзамыкании в зоне защиты полусумма тормозных токов всегда оказывается меньшетока в дифференциальной цепи. Поэтому расчётная точка, соответствующаяминимальному короткому замыканию в зоне защиты, в плоскости координат (/>, />) всегда лежитвыше тормозной характеристики реле, а прямая, соединяющая эту точку с началомкоординат, является геометрическим местом точек, соответствующих изменяющемусяпереходному сопротивлению в месте короткого замыкания. Эта прямая всегдапересекает горизонтальную часть тормозной характеристики. На этом пересечениизащита работает на пределе чувствительности с током />.
Коэффициентчувствительности защиты определяется по выражению:
/> (7.24)
где: />=/>-относительное значение вторичного тока в месте двухфазного короткого замыкания(для отсечки ток короткого замыкания рассчитывается в рабочем, а не в минимальномрежиме);
/> -относительное значение минимального тока срабатывания реле.
Чувствительностьзащиты определяется при металлическом повреждении на выводах трансформатораблока.
Расчётнымидля станции и системы являются реально возможные режимы, обусловливающиеминимальный ток повреждения. В соответствии с ПУЭ коэффициент чувствительностидолжен быть />.
2.8 Дифференциальная защитаошиновки 330 — 750 кВ
2.8.1 Общие положения
Дляподключения защиты используются трансформаторы тока с одинаковыми илиразличными коэффициентами трансформации с номинальным значением вторичноготока, как правило, 1А. Защита выполняется с использованием дифференциальныхреле с быстронасыщающимися трансформаторами типа РНТ-566 в связи с тем, чтообщая резервная дифференциальная защита энергоблока, охватывающая и ошиновку втом числе, выполнена на реле с торможением.
2.8.2 Определение минимальноготока срабатывания и расчёт числа витков рабочей обмотки
Первичныйминимальный ток срабатывания дифференциальной защиты /> выбирается из условия отстройкиот максимального рабочего тока небаланса /> при переходном режиме внешнегокороткого замыкания:
/> (8.1)
где: /> - коэффициентотстройки, принимается равным 1,3.
Расчётный токнебаланса:
/> (8.2)
где: />-коэффициент,учитывающий апериодическую составляющую тока, может быть принят равным 1,0;
/> - коэффициентоднотипности трансформаторов тока, принимается равным 1;
/> - полнаяотносительная погрешность трансформаторов тока, принимается равной 0,1;
/> -периодическая составляющая тока внешнего трёхфазного короткого замыкания (при />), при этом зарасчётную точку принимается место установки одного из выключателей, где токкороткого замыкания имеет большее значение.
Расчётноечисло витков рабочей обмотки насыщающегося трансформатора:
/> (8.3)
где: /> - минимальнаяМДС срабатывания реле (для реле РНТ-566 />). Определяется уточнённоезначение тока срабатывания защиты исходя из фактически установленного числавитков рабочей обмотки реле /> по выражению:
/> (8.4)
2.8.3 Определениечувствительности защиты
Чувствительностьзащиты при повреждении в защищаемой зоне оценивается коэффициентомчувствительности />, который определяется отношениемминимального тока короткого замыкания к току срабатывания защиты:
/> (8.5)
где: /> -периодическая составляющая (/>) минимального тока металлическогокороткого замыкания в защищаемой зоне.
2.9 Резервнаядифференциальная защита энергоблока
Основныеположения по расчёту резервной дифференциальной защиты блока, выполненной нареле типа ДЗТ-21.
Примеррасчёта выполнен для случая защиты энергоблока мощностью 160 МВт и более, подключённогок ОРУ — 330… 750 кВ через два выключателя.
Расчёт защитыпринципиально не отличается от расчёта защиты трансформатора блока (раздел 5),однако есть ряд особенностей, обусловленных схемой её включения.
Расчётрабочей цепи защиты включает в себя определение минимального тока срабатываниязащиты и выбор ответвлений трансреактора, а также ответвлений выравнивающихавтотрансформаторов при их наличии.
Минимальныйток срабатывания защиты выбирается по большему из двух условий:
· отстройкиот броска намагничивающего тока при включении ненагруженного трансформатораблока под напряжение по выражению (7.1);
· отстройкиот максимального тока короткого замыкания за трансформатором собственных нужд.
/> (9.1)
где: /> - коэффициентотстройки, принимается равным 1,5;
/> -периодическая составляющая тока трёхфазного металлического короткого замыканияна выводах одной из обмоток трансформатора собственных нужд в максимальномрежиме работы станции и системы.
Для резервнойдифференциальной защиты допускается загрубление по сравнению с основной, посколькуона предназначена для быстрой ликвидации коротких замыканий на ошиновкевысокого и низкого напряжения блока и не предназначена для защиты отмежвитковых коротких замыканий.
Определяютсявторичные номинальные токи в плечах защиты по выражениям (/>7.2),(7.3) и (7.4).
/>
/>
/>
Далее длякаждого плеча защиты определяется относительное значение минимального токасрабатывания защиты:
/> (9.2)
/> (9.3)
В случаезначительных расхождений /> для отдельных плеч защитырекомендуется уточнить выравнивание токов автотрансформаторами.
Уставказащиты /> принимаетсяравной наибольшему значению, полученному по (9.2) или (9.3) и выставляется спомощью резистора R13.
Расчёт цепиторможения включает в себя определение ответвлений на выходных трансформаторахтока тормозной цепи и расчёт коэффициента торможения.
Номинальныетоки ответвлений трансформаторов тока цепи торможения выбираются (всоответствии с их параметрами, указанными в приложении) ближайшими большимиподведённых к защите токов /> или /> и />.
для ТLА2: />/> />(ответвление 6)(9.3)
для ТLА1: />/> /> (ответвление 6) (9.4)
Ток началаторможения (длина горизонтального участка тормозной характеристики)определяется так же, как для основной дифференциальной защиты трансформатораблока.
Коэффициентторможения определяется при внешнем трёхфазном коротком замыкании на стороневысокого напряжения блока по условию отстройки защиты от максимального значениятока небаланса. При этом расчётным является короткое замыкание за одним из выключателейвысокого напряжения, через который протекает максимальный суммарный ток системыи защищаемого блока. В этом случае погрешности трансформаторов тока в цепиуказанного выключателя создают максимальные токи небаланса.
Ток в рабочейцепи защиты принимается равным току небаланса согласно (7.11). Ток небалансаопределяется по выражениям (7.12), (7.13) и (7.14), относительное значение токав рабочей цепи по (7.16)./>
Минимальныезначения тормозных токов для каждой тормозной цепи определяются в тех жерасчётных точках, что и при расчёте рабочих токов реле по выражению (5.22), аих относительное значение — по формуле (5.23).
Коэффициентторможения защиты /> определяется по выражению (5.27)для каждого расчётного режима. Принимается большее значение />.
Уставкудифференциальной отсечки во всех случаях можно принимать минимальной (/>), посколькупри этом обеспечивается её отстройка от токов включения и от токов небалансапри внешних коротких замыканиях.
Чувствительностьзащиты при внутренних коротких замыканиях всегда высокая в связи с малымзначением минимального тока срабатывания и наличием горизонтального участкатормозной характеристики.
Всоответствии с требованиями ПУЭ коэффициент чувствительности резервной дифференциальнойзащиты должен быть не менее двух (/>).
Резервнаядифференциальная защита, устанавливаемая на блоках с выключателем в цепигенератора, должна иметь выдержку времени />.
2.10 Защита от внешнихсимметричных коротких замыканий
Защитавыполняется с помощью одного из трёх реле сопротивления комплекта КРС-2.
Реле имееткруговую или эллиптическую характеристику срабатывания, расположенную в I квадрантекомплексной плоскости.
Сопротивлениесрабатывания защиты выбирается по условию отстройки от режима наибольшейнагрузки. Сопротивление нагрузки определяется по выражению:
/> (10.1)
где: /> - минимальноенапряжение на выводах генератора, принимается равным />;
/> - максимальноезначение рабочего тока генератора в условиях кратковременной перегрузки,принимается равным />.
Сопротивлениесрабатывания защиты при круговой характеристике срабатывания реле:
/> (10.2)
где: /> - коэффициентотстройки, принимается равным 1,2;
/> - коэффициентвозврата реле, равен 1,05;
/> - уголмаксимальной чувствительности реле, равный 80О для реле сопротивленияКРС-2;
/> - уголнагрузки (определяется при дальнейшем расчёте).
Принимается,что активная мощность не изменилась:
/> (10.3)
Припониженном напряжении до /> и максимальном токе нагрузки />:
/> (10.4)
Из равенствавыражений (10.3) и (10.4) следует:
/>
отсюда:
/> (10.5)
и
/> (10.6)
Прииспользовании эллиптической характеристики сопротивление срабатывания можетбыть увеличено (сопротивление, подсчитанное по выражению (10.2), может бытьпринято равным малой оси эллипса), что в общем случае улучшает дальнеерезервирование. Однако следует иметь в виду, что наибольшее значение /> ограничиваетсярежимами перевозбуждения генератора при малых значениях />, то есть максимальновозможной реактивной нагрузкой генератора. Такие режимы возможны в условияхдефицита реактивной мощности, а также при использовании генератора в качествесинхронного компенсатора. Для оценки относительной величины большой оси эллипсахарактеристики срабатывания реле сопротивления максимальную допустимую длягенератора реактивную нагрузку можно принять равной />. Этому соответствует уголнагрузки /> и/>. Принапряжении />:
/>
При этом всоответствии с (10.1):
/>
Принимая в(8.2) />,получаем:
/> (10.7)
Соотношениеосей эллипса характеризуется коэффициентом эллиптичности, причём отстройка защитыот токов нагрузки обеспечивается при:
/>
Для блок-релесопротивления типа КРС-2 коэффициент эллиптичности может быть принят: 0,5;0,65; 0,8.
При выбранном/> уточняетсяуставка по малой оси эллипса (/>):
/> (10.8)
Уставка побольшой оси эллипса принимается равной />.
Уставкасрабатывания на реле сопротивления подсчитывается по выражению:
/> (10.9)
где: /> - коэффициенттрансформации трансформаторов тока;
/> - коэффициенттрансформации трансформаторов напряжения;
/> - коэффициенттрансформации промежуточных трансформаторов тока, равный 10/5 А, а при егоотсутствии />.
Токдесятипроцентной погрешности реле зависит от вида характеристики: при номинальномтоке 5 А и круговой характеристике без смещения со схемой подпитки, а также сосмещением 12% в III квадрант он равен 1,45 А, при смещении 6% 1,6 А, присмещении 20% — 1,8 А, при эллиптической характеристике без смещения и сосмещением — 2,2 А.
Защита имеетдве выдержки времени для действия на деление шин и отключение блока от сети,отстроенные по времени действия от междуфазных коротких замыканий присоединений,отходящих от шин станции. Так как эти выдержки времени заведомо больше 1,5 с,отстройка от качаний не требуется.
Чувствительностьзащиты проверяется следующим образом:
· чувствительностьреле по току точной работы определяется при трёхфазном коротком замыкании вконце зоны, охватываемой защитой, при этом минимальное значение коэффициентачувствительности должно быть не менее 1,3;
· чувствительностьреле по измеряемому сопротивлению при резервировании смежных с блоком участковлинии определяется в условиях эксплуатации с учётом подпитки от смежныхэлементов. Требуемый минимальный коэффициент чувствительности 1,2.
2.11 Защита от несимметричныхкоротких замыканий и перегрузок током обратной последовательности синтегральной зависимой характеристикой выдержки времени срабатывания
Защитавыполняется с помощью фильтр-реле тока обратной последовательности типа РТФ-6М.
К основныморганам устройства относятся:
· фильтртоков обратной последовательности;
· входноепреобразовательное устройство;
· сигнальныйорган;
· пусковойорган;
· интегральныйорган;
· отсечкаI;
· отсечкаII.
Припроектировании должны быть определены:
· уставкапускового органа;
· уставкаинтегрального органа;
· уставкасигнального органа;
· уставкаотсечки I (отсечка II в защите не используется).
Входноепреобразовательное устройство позволяет устанавливать на входе в основныеорганы защиты одно и то же напряжение, соответствующее номинальному току генераторапри его значениях во вторичных цепях />. Расчёт входного преобразовательногоустройства сводится к определению указанного соотношения.
Допустимоевремя существования несимметричного режима для генератора определяется по выражению:
/> (11.1)
где: /> - постояннаягенератора, устанавливаемая заводом-изготовителем [1];
/> -относительное значение тока обратной последовательности (/>).
Для защитытурбогенераторов применяют реле типа РТФ-6М с исполнением на 5 и 10 А сдиапазоном уставок, равным 5… 10 и 10… 20 А соответственно.
Пускинтегрального органа следует производить при величине тока, превышающейминимальное значение />, для обеспечения соответствиязависимой характеристики выдержки времени срабатывания выражению (11.1) во всёмдиапазоне токов перегрузки и короткого замыкания. Поэтому уставка пусковогооргана принимается:
/> (11.2)
где: /> - коэффициентотстройки, принимается равным 1,05;
/> при /> и /> при />.
Пусковойорган имеет диапазон по току срабатывания /> и коэффициент возврата не ниже />.
Длятурбогенераторов мощностью 160 Мвт и более целесообразно принимать />.
Посколькуинтегральный орган выполняет функцию защиты от перегрузки и не предназначен длязащиты от несимметричных коротких замыканий, он имеет одноступенчатое действие(отключение блока от сети высокого напряжения). При этом уставка /> должна соответствоватьзначению постоянной величины />, задаваемой заводом-изготовителемгенератора.
Токсрабатывания сигнального органа может устанавливаться в диапазоне />. Как правилопринимается />/>./>При этом допустимаядлительность перегрузки может определена по тепловому действию тока, равноготоку срабатывания:
/> (11.3)
Длятурбогенераторов мощностью 160 Мвт и более:
/>мин при />;
/>мин при />;
/>мин при />.
Выдержка временисигнального органа должна быть больше времени действия резервных защит энергоблока.
Токсрабатывания отсечки /> выбирается по условиюсогласования с резервными защитами от междуфазных коротких замыканийприсоединений, отходящих от шин высокого напряжения блока.
Прииспользовании отсечки для деления шин должна быть обеспечена необходимая приэтом чувствительность. По условию деления ток срабатывания может быть принят />. Диапазонуставок отсечки составляет />.
Отсечка Iимеет двухступенчатое временное действие. Выдержка времени первой ступениотсечки, действующей на деление шин, должна быть на ступень селективностибольше максимальной выдержки времени резервных защит присоединений. Выдержкавремени второй ступени отсечки (действие на отключение энергоблока от сетивысокого напряжения) должна быть на ступень селективности больше первойступени.
Если отсечкаиспользуется только для дальнего резервирования, то её выдержка временипринимается такой же, как и для первой ступени при наличии деления шин.
2.12 Защита от повышения напряжения
Указания порасчёту справедливы для энергоблоков во всём диапазоне рассматриваемыхмощностей генераторов.
Расчёт защитысводится к выбору уставок на пусковом органе напряжения защиты, на блокирующемтоковом реле и реле времени.
Напряжениесрабатывания на максимальном реле напряжения РН-58/200, имеющем коэффициентвозврата />,
/>
Уставка потоку на блокирующем токовом реле РТ--40/Р:
/> />
При переходегенератора энергоблока в режим холостого хода защита автоматически вводится вдействие с выдержкой времени />, что исключает возможность потерипитания собственных нужд блока при отключении генератора от сети, когдавозможно кратковременное повышение напряжения на генераторе.
2.13 Защита от внешниходнофазных коротких замыканий в сети с большим током замыкания на землю
Общие положения
Защитаявляется резервной от сверхтоков однофазных коротких замыканий в сети с большимтоком замыкания на землю. На трансформаторах энергоблоков с заземлённойнейтралью защита выполняется с помощью токовых реле, подключаемых в нейтральныйпровод трансформаторов тока. Защита имеет два измерительных органа:чувствительный и грубый.
На блоках,допускающих работу трансформаторов как с заземлённой, так и с разземлённойнейтралью, дополнительно к указанной защите устанавливается ещё специальнаязащита, предназначенная для отключения при внешнем однофазном короткомзамыкании блока, работающего с разземлённой нейтралью. Эта защита выполняетсяна реле напряжения нулевой последовательности или на реле тока обратнойпоследовательности.
Выбор уставок защиты на блоках с заземлённой нейтралью
Для защитыболее чувствительного органа, предназначенного для деления шин на стороневысокого напряжения блока и ускорения токовой защиты нулевой последовательностипри однофазных коротких замыканиях в сети.
Токсрабатывания выбирается меньшим из двух условий:
a) обеспечения срабатыванияпри самопроизвольном неполнофазном отключении блока и минимальной нагрузке:
/> (13.1)
где: /> - коэффициентчувствительности, принимается равным 1,2;
b) согласования с резервнойзащитой от однофазных коротких замыканий с более грубой уставкой срабатывания />:
/> (13.2)
где: /> - коэффициентотстройки, принимается равным 1,05.
Выдержкавремени защиты при её действии по цепи ускорения:
/> (13.3)
Чтонеобходимо для предотвращения отключения блока по цепи ускорения при действииреле контроля непереключения фаз (в случае отказа во включении фазывыключателя, при действии ОАПВ).
Выдержкавремени защиты при её действии на деление шин на стороне высокого напряженияблока выбирается по большему значению из двух условий:
a) согласования с наибольшимвременем действия чувствительных ступеней резервных защит от однофазныхкоротких замыканий, установленных на элементах, отходящих от шин станции />:
/> (13.4)
согласованияс временем действия защиты от однофазных коротких замыканий блока при еёдействии по цепи ускорения:
/> (13.5)
В выражениях(13.4) и (13.5) /> ступень выдержки времени, равная0,5 с.
Для защиты,выполненной с грубой уставкой, предназначенной для отключения блока от сети придальнем резервировании.
Токсрабатывания защиты выбирается по условию согласования по чувствительности стоком срабатывания защит от коротких замыканий на землю смежных элементов сетивысокого напряжения.
Согласованиепроизводится с наиболее чувствительными ступенями защит:
/> (13.6)
где: /> - коэффициентотстройки, принимается равным 1,1… 1,2;
/> - коэффициенттокораспределения токов нулевой последовательности (отношение тока в нейтралитрансформатора блока к утроенному значению тока нулевой последовательности всмежной линии, с защитой которой производится согласование);
/> - токсрабатывания чувствительной ступени защиты, с которой производится согласование(ток срабатывания III ступени защиты, отходящей от шин высокого напряжения).
Выдержкавремени защиты /> выбирается по условиюсогласования с временем действия чувствительной защиты блока:
/> (13.7)
Выбор уставок защиты блока, нейтрали которых могут разземляться
Выбор уставоктока срабатывания и выдержек времени защиты от внешних однофазных короткихзамыканий трансформаторов блоков, работающих с заземлённой нейтралью,производится по п. 11.2, при этом производится согласование со специальнойзащитой блока, нейтраль которого разземлена.
Выбор уставоксрабатывания специальной защиты от внешних однофазных коротких замыканий приработе блока с разземлённой нейтралью производится в зависимости от еёвыполнения:
a) при выполненииспециальной защиты в виде защиты напряжения нулевой последовательности (релеРНН57) вторичное напряжение принимается равным 5 В. При этом обеспечиваетсяотстройка от максимального напряжения небаланса трансформатора напряжения,обмотки которого соединены в треугольник;
b) при выполненииспециальной защиты в виде токовой защиты обратной последовательности токсрабатывания защиты для реле РТФ-6М составляет:
/> (13.8)
где: /> - номинальныйток генератора.
Далеепроводятся согласования по чувствительности защиты на блоках с заземлённойнейтралью с защитами, указанными в п. 2.13.2.
При работезащиты напряжения нулевой последовательности на пределе чувствительности токнулевой последовательности в трансформаторе любого параллельного блока:
/> (13.9)
где: /> - напряжениесрабатывания нулевой последовательности;
/> -сопротивление короткого замыкания трансформатора блока.
Минимальныйток срабатывания токовой защиты нулевой последовательности реле с более грубойуставкой каждого блока, работающего с заземлённой нейтралью:
/> (13.10)
где: /> - коэффициентотстройки, принимается равным 1,1.
В связи стем, что вторичное напряжение срабатывания защиты (реле РНН-57) />, а номинальноевторичное напряжение трансформатора напряжения равно 100 В, относительноенапряжение срабатывания />.
Выражая токсрабатывания защиты нулевой последовательности по (11.10) в относительных единицах,получается:
/> (13.11)
где: /> - относительноезначение напря/>жения короткого замыкания трансформатора(например, при />).
Токоваязащита обратной последовательности должна иметь более высокую чувствительность,чем токовая защита нулевой последовательности блоков, нейтрали которыхзаземлены. Расчётным режимом для согласования по чувствительности этих защитявляется короткое замыкание на линии, отключившейся с другого концабыстродействующей защитой. При этом в повреждённой линии токи нулевой иобратной последовательностей равны (/>). С учётом коэффициентатокораспределения этому соответствует соотношение:
/> (13.12)
где: /> - ток нулевойпоследовательности в защите блока;
/>, /> - коэффициентытокораспределения соответственно нулевой и обратной последовательностей блоков;
/> - токсрабатывания обратной последовательности (для реле РТФ-6М /> и /> при примененииступенчатой токовой защиты обратной последовательности).
Минимальныйток срабатывания защиты нулевой последовательности (реле с более грубой уставкой)для блоков, работающих с заземлённой нейтралью, можно выразить:
/> (13.13)
где: /> коэффициентотстройки, принимается равным 1,1.
При равноймощности блоков, работающих на шины 110… 220 кВ, ток срабатывания /> выбираетсяодинаковым для всех блоков по значению /> на наиболее мощном блоке.
Если на шины110… 220 кВ работает /> блоков одинаковой мощности и изних у /> блоковзаземлены нейтрали трансформаторов, то />, а />, следовательно, подставив этивыражения в (13.13), получим:
/>/> (13.14)
При шестиодинаковых блоках, из которых у трёх блоков нейтрали заземлены:
/> (13.15)
Если нейтральзаземлена только у одного из шести трансформаторов блоков, то:
/> (13.16)
Отсюдаследует, что чем больше разземлённых нейтралей у трансформаторов блоков, темниже чувствительность защиты нулевой последовательности на блоках сзаземлёнными нейтралями. Поэтому на энергоблоках, работающих на напряжение110… 220 кВ, для ограничения токов однофазных коротких замыканий на землюприменяется разземление нейтралей не более, чем у половины блоков.
Такимобразом, токовая защита нулевой последовательности на блоках с заземлённойнейтралью при применении на блоках с заземлённой нейтралью защиты напряжениянулевой последовательности, как правило, менее чувствительна, чем приприменении токовой защиты обратной последовательности. В то же времяпреимуществом применения защиты напряжения нулевой последовательности являетсянезависимость чувствительности защиты от количества заземлённых нейтралей.
Согласованиепо чувствительности токовой защиты нулевой последовательности со специальнойзащитой, выполняемой с использованием /> или />, должно производитьсясоответственно по выражению (13.11) или (13.13).
Выдержкавремени специальной защиты, предназначенной для отключения блока при его работес разземлённой нейтралью трансформатора, применяется на ступень меньше выдержкивремени токовой защиты нулевой последовательности с грубой уставкой токасрабатывания, предназначенной для отключения блока при работе трансформатора сзаземлённой нейтралью:
/> (13.17)
При такомвыборе выдержки времени и коротком замыкании на землю в сети высокогонапряжения обеспечивается отключение блоков с незаземлённой нейтралью трансформаторараньше, чем отключаются блоки с заземлённой нейтралью.
Чувствительность защиты
Чувствительностьзащиты, рассмотренной в п.2.13.2 и 2.13.3 проверяется при коротких замыканияхна землю в расчётной точке в конце резервируемого участка по выражению:
/>
где: /> - ток нулевойпоследовательности в месте установки защиты для режима работы системы и местеметаллического короткого замыкания, обусловливающих наименьшее значение тока вместе установки защиты.
Значение коэффициентачувствительности /> должно быть:
для токовойчувствительной защиты /> при коротком замыкании в концезоны резервирования более грубой защиты;
для токовойболее грубой защиты, выполняющей функции дальнего резервирования, /> при короткомзамыкании в конце зоны резервирования.
2.14 Контроль изоляции настороне низкого напряжения
Рассматриваемаязащита предусматривается на энергоблоках с выключателем в цепи генератора.
Прииспользовании для контроля реле типа РН-53/60 минимальное напряжение срабатываниясоставляет:
/>
При такойуставке обеспечивается отстройка от напряжения небаланса, обусловленнаянапряжениями первой и третьей гармоник.
Выдержкавремени принимается порядка 9 с.
2.15 Защита от перегрузкиобмотки статора
Защита отсимметричной перегрузки выполняется на токовом реле типа РТВК с высокимкоэффициентом возврата />.
Токсрабатывания защиты:
/> (15.1)
где: /> - коэффициентотстройки, принимается равным 1,05;
/> - коэффициентвозврата, принимаемый равным 0,99.
Защитадействует на сигнал с выдержкой времени 6… 9 с.
2.16 Защита ротора генератораот перегрузки током возбуждения с интегральной зависимой характеристикойвыдержки времени
Общие положения
Защита роторагенератора от перегрузки током возбуждения с интегральной зависимойхарактеристикой выдержки времени типа РЗР-1М содержит четыре основных органа:
входноепреобразовательное устройство;
· пусковойорган;
· сигнальныйорган;
· интегральныйорган.
Расчётуставок защиты сводится к определению уставок срабатывания указанных органов.
Входноепреобразовательное устройство обеспечивает согласование относительных значенийтока в измерительных органах РЗР-1М и в роторе генератора.
Пусковой орган
Диапазонуставок пускового органа в относительных единицах к току ротора может регулироватьсяв пределах от 1,05 до 1,25. Пусковой орган имеет коэффициент возврата не менее0,95. Целесообразно устанавливать />.
Сигнальный орган
Диапазонуставок сигнального органа по /> составляет от 1,0 до 1,2 икоэффициент возврата не менее 0,95. Рекомендуется принимать />. Выдержка временидействия сигнального органа защиты принимается />.
Интегральный орган
Интегральныйорган, имеющий две ступени срабатывания, учитывает накопление тепла в роторепри перегрузке и охлаждении ротора после устранения перегрузки.
Защита РЗР-1Мвыпускается в двух исполнениях, отличающихся характеристиками выдержки времени.На блоках с генераторами мощностью 100 Мвт и более принимается к установкепервое исполнение с меньшим временем срабатывания защиты. Для турбогенераторовмощностью 63 Мвт принимается второе исполнение защиты.
Интегральныйорган защиты на турбогенераторах с тиристорным возбуждением выполняется стрёхступенчатым действием:
I ступеньиспользуется для двухступенчатой разгрузки генератора;
II ступень — для действия на его отключение.
Натурбогенераторах с высокочастотным возбуждением эта защита имеет двухступенчатоедействие:
I ступеньдействует на устройство ограничения форсировки;
II ступень — на отключение блока.
Двухступенчатаяразгрузка генератора действует с выдержкой времени первой ступени на развозбуждениегенератора через цепи АРВ, а второй — на отключение АРВ.
Выдержки времениступеней защиты, осуществляющих разгрузку, не превышают времени действия потепловой характеристике генератора и устанавливаются при наладке.
Для ступенейинтегрального органа, действующих на сигнал и на отключение генератора, вприложении даны характеристики срабатывания на максимальных уставках по временисрабатывания для первого и второго исполнения защиты. Уставки по времени могутплавно снижаться в сторону уменьшения до 0,5 от приведённых значений.
В процессепроектирования уставки интегрального органа защиты РЗР-1М не выбираются, аопределяются при подключении к генератору.
3.2 Характерные виды отказовустройств релейной защиты
В теориинадёжности различают три характерных вида отказов аппаратуры (исключаяповреждения, вызванные небрежным хранением или эксплуатацией) в областинадёжности устройств релейной защиты:
* приработочныеотказы;
* износовыеили постепенные отказы;
* внезапныеотказы.
Приработочныеотказы, происходящие в начальный период эксплуатации, вызываются недостаткамитехнологии производства и плохим контролем качества изделий при ихизготовлении. Для устройств релейной защиты причинами приработочных отказовмогут быть также ошибки при монтаже и наладке, некачественное проведениеналадки и т.д.
Приработочныеотказы для аппаратуры непрерывного действия обычно устраняются в процессеприработки, т.е. работы аппаратуры в течение нескольких часов в условиях,близких к эксплуатационным. Для устройств, действующих достаточно редко, периодприработки может быть более длительным. По мере выявления и устранениядефектных элементов количество приработочных отказов в единицу времениуменьшается.
Износовые илипостепенные отказы возникают вследствие процессов износа или старения элементовс течением времени эксплуатации.
В устройствахрелейной защиты к этим процессам относятся:
· высыханиеизоляции обмоток;
· запыление внутреннихэлементов реле;
· появление налётов наконтактных и других поверхностях;
· образование нагара ираковин на контактах;
· “уход” характеристикреле;
· разрегулировка механическойчасти реле;
· перегорание проволочныхсопротивлений;
· изменение ёмкостиконденсаторов и т.д.
Приправильной организации эксплуатации эти отказы в основном могут бытьпредотвращены своевременной заменой или восстановлением элементов. При этом периодзамены (восстановления) должен быть меньше среднего периода износа элемента.Если своевременная замена (восстановление) не производится, то с определённогомомента количество износовых отказов в единицу времени начинает быстронарастать, что резко снижает надёжность устройств релейной защиты.
Внезапныеотказы являются следствием одновременного воздействия на элементы устройстванескольких факторов, каждый из которых не выходит за пределы, установленныенормативно-технической документацией. Совместное воздействие этих факторов вразличных сочетаниях приводит к качественно новым условиям работы элементов,при которых возможно скачкообразное изменение значений одного или несколькихзаданных параметров объекта. Возникновение таких сочетаний является случайнымсобытием и происходит в произвольные моменты времени. Поэтому внезапные отказытакже возникают случайно, подчиняясь общим закономерностям случайных событий.Количество случайных отказов в единицу времени при достаточно большом числеоднотипных исследуемых элементов практически постоянно в течение длительногопериода.
Кромеприработочных, постепенных и внезапных отказов, потеря работоспособностиустройства может быть вызвана и повреждениями, которые являются следствиемвоздействия факторов, выходящих за пределы, установленныенормативно-технической документацией. При этом потеря работоспособности можетимеет характер как внезапного, так и постепенного отказа.
3.3 Виды техническогообслуживания и периодичность обслуживания устройств релейной защиты
Периодэксплуатации или срок службы устройства до списания определяется моральным либофизическим износом устройства до такого состояния, когда восстановление егостановится нерентабельным. Физический износ устройства не должен являтьсяпричиной отказов. Решение о замене устройства или его восстановлениипринимается на уровне энергосистемы или энергопредприятия, в ведении которыхнаходятся устройства релейной защиты.
В срок службыустройства, начиная с проверки при новом включении, входят, как правило,несколько межремонтных периодов, каждый из которых может быть разбит нахарактерные с точки зрения надёжности этапы:
· периодприработки;
· периоднормальной эксплуатации;
· периодизноса.
Устанавливаютсяследующие виды планового технического обслуживания устройств релейной защиты:
· проверкапри новом включении (наладка);
· первыйпрофилактический контроль;
· профилактическийконтроль, профилактический контроль с заменой ламп;
· профилактическоевосстановление (ремонт);
· тестовыйконтроль;
· опробование;
· техническийосмотр.
Кроме того впроцессе эксплуатации могут проводиться следующие виды внеплановоготехнического обслуживания:
· внеочереднаяпроверка;
· послеаварийнаяпроверка.
Периодичностьтехнического обслуживания всех устройств релейной защиты, включая вторичныецепи, измерительные трансформаторы и элементы приводов коммутационныхаппаратов, относящиеся к устройствам релейной защиты, должны периодическиподвергаться техническому обслуживанию.
В зависимостиот типа устройств релейной защиты и условий их эксплуатации в части воздействияразличных факторов внешней среды цикл технического обслуживания установлен оттрёх до восьми лет.
Под цикломтехнического обслуживания понимается период эксплуатации устройств между двумяближайшими профилактическими восстановлениями, в течение которого вопределённой последовательности выполняются установленные виды технического обслуживания.
Объём работпри техническом обслуживании устройств релейной защиты для реле контролясинхронизма РН-55 следующий:
· проверка регулировкимеханической части и состояния контактных поверхностей (проводится при новомвключении, при первом профилактическом контроле и при профилактическомвосстановлении);
· проверка полярностиобмоток (проводится при новом включении);
· проверка угла срабатыванияи возврата на рабочей уставке при номинальном напряжении на обмотках(проводится при новом включении, при первом профилактическом контроле и припрофилактическом восстановлении);
· проверка надёжностиработы контактов реле во всём диапазоне (0 — 1800) изменения угламежду векторами напряжений, действующих на обмотки реле (проводится при новомвключении, при первом профилактическом контроле и при профилактическомвосстановлении).
Реле контроля синхронизма РН-55 устанавливаетсяв релейных щитах станции или подстанции,и по периодичности проведения технического обслуживания попадает в первуюкатегорию устройств релейной защиты на электромеханической элементной базе.Цикл технического обслуживания составляет 8 лет. В цикл техническогообслуживания входят следующие мероприятия:
· производится наладка и проверка реле перед введением вработу;
· через один год работы реле, производится первыйпрофилактический контроль;
· через четыре года работы реле, производится второйпрофилактический контроль;
· через восемь лет работы реле, производится профилактическоевосстановление
По опыту эксплуатации устройств релейной защитына электромеханической базе, полный срок службы составляет 25 лет. Эксплуатацияустройств релейной защиты сверх указанных сроков службы возможна приудовлетворительном состоянии аппаратуры и соединительных проводов этихустройств и при сокращении цикла технического обслуживания.
Заключение
В данномкурсовом проектировании была произведена разработка системы релейной защитыблока генератор-трансформатор электрической станции и анализ ее техническогообслуживания. Был выбран необходимый состав системы релейной защитыэнергоблока. Были произведены расчеты уставок срабатывания и разобраны схемыподключения выбранных устройств релейной защиты блока генератор-трансформатор.Разработана методика проведения технического обслуживания электромеханическогореле в течение всего срока службы.
Списокиспользованной литературы
1. Вавин В.Н. Релейнаязащита блоков генератор-трансформатор. -М.: Энергоиздат, 1982. -253 с.
2. Руководящие указания порелейной защите. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов110 — 500 кВ. -Выпуск 13Б. М.: Энергоатомиздат, 1985. — 95 с.
3. Какуевицкий Л.И.,Смирнова Т.В. Справочник реле защиты и автоматики. -М.: Энергия, 1972. 343 с.
4. Королёв Е.П., ЛиберзонЭ.М. Расчёты допустимых нагрузок в токовых цепях релейной защиты. -М.: Энергия,1980.-208 с.
5. Углов А.В. Методическиеуказания по выполнению курсового проектирования по дисциплине «Эксплуатациярелейной защиты» для студентов специальности 7.090601 «Электрические станции»:СНИЯЭиП, 60 с.