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

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Содержание

Введение

1. Исходные данные и задание на расчет

2. Расчет параметров и составление схемы замещения

3. Расчет токов коротких замыканий с использованием пакета АРМ_СРЗА

4. Расчёт продольной дифференциальной защиты генератора

5. Расчёт поперечной дифференциальной защиты генератора

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

7. Расчёт уставок токовой защиты обратной последовательности

8. Расчёт уставок защиты обмотки статора от симметричных перегрузок

9. Расчёт уставок защиты обмотки ротора генератора от перегрузок

10. Расчёт уставок защиты от потери возбуждения

11. Расчёт уставок защиты от асинхронного режима без потери возбуждения

12. Расчёт уставок резервной дистанционной защиты генератора от междуфазных коротких замыканий

13. Расчёт уставок защиты от повышения напряжения

14. Расчёт дифференциальной защиты трансформатора блока

15. Дополнительная резервная защита на стороне ВН

16. 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.



Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Рисунок - 1. Расчетная схема сети

2. Расчет параметров и составление схемы замещения

Расчет проводим в именованных единицах.

1. Генератор 110 МВт.

Тип ТВФ-110-2ЕУ3, , , , ,

- сверхпереходное сопротивление,

- переходное сопротивление,

- сопротивление установившегося режима,

- сопротивление обратной последовательности,

- сверхпереходная ЭДС.

2. Генератор 220 МВт

Тип ТВВ-220-2ЕУ3, , ,,,

- сверхпереходное сопротивление,

- переходное сопротивление,

- сопротивление установившегося режима,

- сопротивление обратной последовательности,

- сверхпереходная ЭДС.

3. Трансформатор блока 110 кВ

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

.

4. Трансформатор блока 220 кВ

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

.

5. Рабочие трансформаторы собственных нужд.

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

,

.

6. Пускорезервный трансформатор собственных нужд

Тип ТРДНС-25 , , , .

- коэффициент расщепления,

,

.

7. Автотрансформатор связи

Тип АТДЦТН-200 , , , , , .

,

,

,

Все сопротивления приведем к стороне среднего напряжения.

- сопротивление ветви высшего напряжения,

- сопротивление ветви среднего напряжения,

- сопротивление ветви низшего напряжения.

8. Линии связи

8.1 Линия Л1 110 кВ, , провод АС-185/19,

- сопротивление прямой последовательности,

- сопротивление нулевой последовательности.

8.2 Линия Л2 110 кВ, , провод АС-185/19,

- сопротивление прямой последовательности,

- сопротивление нулевой последовательности.

8.3 Линия Л1 220 кВ, , провод АС-300/39,

- сопротивление прямой последовательности,

- сопротивление нулевой последовательности.

9. Сопротивление систем

9.1 Система 1, 110 кВ

,

9.2 Система 2, 110 кВ

,

9.3 Система 1, 220 кВ

.

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



Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Рисунок - 2. Схема замещения исходной сети

3. 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 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:

Uпа=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 0

IАВсум 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 ****

1 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:

Uпа=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 180

IАВсум 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 ****

1 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:

Uпа=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 -150

IАВсум 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 1,1-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:

Uпа=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 -140

IАВсум 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 ****

6 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:

Uпа=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 -180

IАВсум 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 ****

6 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:

Uпа=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 -150

IАВсум 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 ****

5 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:

Uпа=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 -180

IАВсум 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 ****

5 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:

Uпа=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 -150

IАВсум 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

4. 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

5. 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;

- емкость обмотки статора генератора 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.

7. 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;

2 - 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 ;

3 - 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

8. 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:

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

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

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

4 - 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

Кратность перегрузки обмотки статора	о.е.	1,1	1,15	1,2	1,25	1,3	1,4	1,5	2
Допустимая продолжительность перегрузки	с	3600	900	360	300	240	180	120	60
Время срабатывания интегрального органа	с	3105	505	269	181	135	88	64	24

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.

9. 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:

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

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

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

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

5 - 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.

10. 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.

11. 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.

12. 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.

13. 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

14. 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.