Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В процессе производственного прогресса электрическая энергия находит всё более широкое применение во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствуют такие ее свойства, как универсальность и простота использования, возможность производства в больших количествах промышленным способом и передачи на большие расстояния.

При проектировании и эксплуатации любой электроэнергетической системы приходится считаться с возможностью возникновения в ней повреждений и ненормальных режимов работы.

Повреждения и ненормальные режимы работы могут приводить к возникновению в системе аварий, под которыми обычно понимаются вынужденные нарушения нормальной работы всей системы или ее части, сопровождающиеся определенным недоотпуском энергии потребителям, недопустимым ухудшением ее качества или разрушением основного оборудования.

Предотвращение возникновения аварий или их развития при повреждениях в электрической части энергосистемы часто может быть обеспечено путем быстрого отключения поврежденного элемента.

Необходимо также иметь в виду, что КЗ в любом месте системы ввиду взаимосвязанности всех ее элементов в той или иной мере немедленно отражаются на работе значительной ее части.

Основным, назначением, релейной защиты является автоматическое отключение поврежденного элемента (как правило, при КЗ) от остальной, неповрежденной части системы при помощи выключателей.

Важнейшие задачи, которые в настоящее время решают энергетики, состоят в непрерывном увеличении объемов производства, в сокращении сроков строительства новых энергетических объектов, уменьшении удельных капиталовложений, в сокращении удельных расходов топлива, повышении производительности труда, в улучшении структуры производства электроэнергии и т.д.

Целью настоящего дипломного проекта является проектирование релейной защиты и автоматики электрического оборудования городской отопительной ТЭЦ, мощностью 600 МВт.

Основное внимание в данном дипломном проекте уделяется разделу релейной защиты и автоматики электрооборудования электростанции.

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

Главной схемой называют порядок соединения основного оборудования станции (генераторов, трансформаторов) между собою и с отходящими линиями.

Главная схема должна обеспечивать безотказную выдачу мощности электрической станции, другими словами, быть надежной. Требование надежности является одним из самых основных предъявляемых к схемам электрических соединений станции. Т.е. свойство системы, аппарата, схемы выполнять свои функции в разнообразных условиях эксплуатации при сохранении заданных параметров процесса.

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

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

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

Главная схема электрических соединений электростанций является техническим документом при проектировании, монтаже и эксплуатации.

Главная схема электрических соединений разработана по структурной схеме выдачи мощности станции. Для дальнейших расчетов принимаем максимальную нагрузку на 10 кВ - 100 МВт. Минимальную нагрузку - 80% от максимальной. Расход на собственные нужды принимаем - 8%.

Согласно материалам типовых проектов, строим ТЭЦ по блочному типу. Структурная схема представлена на рис. 1.1. Питание потребителей генераторного напряжения осуществляется от комплектных распределительных устройств (КРУ), которые подключаются к отпаечным реакторам, а связь с энергосистемой - по линиям высокого напряжения 330 кВ.

Рис. 1.1. Структурная схема

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

. (1.1)

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

(1.2)

Протяженность ЛЭП напряжения 6 - 10 кВ и наибольшая передаваемая мощность приведены в таблице 1.1 [3].

Таблица 1.1

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

Тогда в соответствии с (1.1) количество присоединений к РУ 330 кВ равно: n_п = 0 + 2 + 2 + 4 = 8. Таким образом, схему РУ 330 кВ принимаем 3/2 выключателя на присоединение (рис. 1.2) [2].

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

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

Количество секций 6 кВ для блочной ТЭЦ принимаем две на каждый блок. Каждая секция присоединяется к рабочему трансформатору СН. Трансформаторы ТСН 1, ТСН 2, ТСН 3 и ТСН 4 питают секции 6кВ соответственно первого блока 1А, 1Б, второго блока - 2А, 2Б, третьего блока - 3А, 3Б и четвёртого блока - 4А, 4Б. К этим секциям присоединяются электродвигатели 6 кВ турбинного и котельного отделения, общестанционная нагрузка и трансформаторы 6 / 0.4 кВ.

Резервное питание секций СН осуществляется от резервной магистрали, связанной с резервными трансформаторами СН (ПРТСН).

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

На ТЭЦ с числом рабочих трансформаторов СН 4 принимаем два пускорезервных трансформатора СН [2]. Мощность резервного трансформатора СН должна обеспечить замену рабочего трансформатора одного блока и одновременный пуск или аварийный останов второго блока. Мощность резервного трансформатора СН принимаем примерно в 1.5 раза больше мощности наибольшего рабочего трансформатора СН [1,2,3]. Резервный трансформатор СН присоединяем к сборным шинам повышенного напряжения (330 кВ), которые имеют связь с энергосистемой по линиям ВН (на случай аварийного отключения всех генераторов станции).

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

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

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

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

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

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

Принимаем два генератора типа ТВФ-120-2УЗ и два генератора типа ТГВ-200-2УЗ [2]. Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, выбираем по мощности последних. Мощность трансформаторов собственных нужд выбираем из процента расхода на собственные нужды от мощности генераторов ТЭЦ. Мощность пускорезервного трансформатора собственных нужд определяем исходя из условия замены одного из наибольших рабочих трансформаторов СН и одновременного обеспечения запуска блока. Она примерно в 1,5 раза больше мощности рабочего трансформатора собственных нужд [1]. Рабочие трансформаторы собственных нужд блоков присоединяются к отпайкам от токопроводов генераторного напряжения. Пускорезервный трансформатор собственных нужд присоединен к распределительному устройству высшего напряжения. Все трансформаторы СН, а также повышающие трансформаторы Т1 и Т2 имеют регулирование под нагрузкой (РПН) для поддержания необходимого уровня напряжения на сборных шинах.

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

Таблица 2.1

Название и тип оборудования	S, МВА	Uн, кВ	Cosцном	Iном, кА	XdЅ	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Uк, %	Iх, %
Генераторы Г1, Г2: ТВФ-120-2УЗ	125	10,5	0,8	6,875	0,192	-	-	-	-
Генераторы Г3, Г4: ТГВ-200-2УЗ	235,3	15,75	0,85	8,625	0,19	-	-	-	-
Трансформаторы связи Т1, Т2: ТДЦ-125000/330	125	330/10,5	-	-	-	347	10,5	11	0,55
Блочные трансформаторы Т3, Т4: ТДЦ-250000/330	250	330/15,75	-	-	-	347	15,75	11	0,5
Рабочие трансфор-маторы собственных нужд (ТСН):
для Г1 и Г2	10	10,5/6	-	-	-	10,5	6,3	8	0,75
для Г3 и Г4	10	15,75/6	-	-	-	15,75	6,3	8	0,75
Пускорезервный трансформатор собственных нужд (ПРТСН)	16	-	-	-	-	347	6,3	10,5	0,7

В таблице 2.2 приведены выбранные типы проводников на проектируемой ТЭЦ.

Таблица 2.2

Участок схемы	Тип проводника	Параметры
От генератора до повышающего трансформатора и отпайка до ТСН для генераторов ТВФ-120-2УЗ	Пофазно-экранированый токопровод ГРТЕ-8550-250	Uном.ген=10,5 кВ; Uном.т=10,5 кВ; Iном.ген=6875 кА; Iном.т=8550 кА; Iдин.с.=250 кА; тип опорного изолятора - ОФР-20-375с
От генератора до повышающего трансформатора и отпайка до ТСН для генераторов ТГВ-200-2УЗ	Пофазно-экранированый токопровод ТЭКН-Е-20-10000-300	Uном.ген=15,75 кВ; Iном.ген = 8,625 кА; Iном.т= 10,000 кА; Iдин.с.=300 кА; тип опорного изолятора - ОФР-20-500
Сборные шины 330 кВ и ошиновка до выводов повышающих трансформаторов и до ПРТСН	Провод марки 2хАС-240/32	Dнаруж.=21,6 мм; Iдоп.= 2х605 А; q= 244 мм2.
Отпайка от блока генератор-трансформатор до реакторов	Гибкий токопровод: два несущих провода марки АС-500/64, пять проводов марки А-500	АС-500/64: Dнаруж.=20,6 мм; Iдоп.=815 А; q=500 мм2, А-500: Dнаруж.=29,1 мм; Iдоп.=820 А; q=500 мм2.
От ТСН и ПРТСН до сборных шин 6,3 кВ	Комплектный токопровод ТЗК-6-1600-51	Uном.т=6 кВ; Iном.т=1600 кА; Iдин.с.=51 кА.

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

Таблица 2.3

Участок схемы	Тип трансформатора тока	Параметры
ОРУ 330 кВ	ТФУМ 330АУ1	Uном = 330 кВ; Uмах = 363 кВ; Iном1 = 2000 А; Iном2 = 5 А; Класс точности 0,5/10Р
Встроенные в силовые трансформаторы	ТВТ 330-I-1000/5	Uном = 330 кВ; Iном1 = 1000 А; Iном2 = 5 А.
Встроенные в трансформаторы собственных нужд:
Для ТСН1 и ТСН2	ТВТ 10-I-6000/5	Uном = 10 кВ; Iном1 = 6000 А; Iном2 = 5 А.
Для ТСН3 и ТСН4	ТВТ 35-I-4000/5	Uном = 10 кВ; Iном1 = 4000 А; Iном2 = 5 А.
В РУ СН-6 кВ	ТВЛМ-6-У3	Uном = 6 кВ; Класс точности 1/10Р
Отходящие линии 10 кВ	ТОЛ-10-У3	Uном = 10 кВ; Uмах = 12 кВ; Iном1 = 400 А; Iном2 = 5 А; Класс точности 0,5/10Р

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

Таблица 2.4

Место установки	Тип выключателя	Параметры
ОРУ 330 кВ	ВНВ-330А-40/3150У1	Uном = 330 кВ; Uмах = 363 кВ; Iном = 3150 А; Iном откл = 40 кА; i пр с = 102 кА; Iпр с = 40 кА
Цепь генераторов ТГ-1, ТГ-2	ВВГ-20-160/12500УЗ	Uном = 20 кВ; Uмах = 24 кВ; Iном = 12500 А; Iном откл = 160 кА; i пр с = 410 кА; Iпр с = 160 кА
Ячейки вводов рабочих ТСН1 - ТСН4	ВВГ-20-160/12500УЗ	Uном = 20 кВ; Uмах = 24 кВ; Iном = 12500 А; Iном откл = 160 кА; i пр с = 410 кА; Iпр с = 160 кА
Ячейки вводов резервных ТСН	ВМПЭ-10-1600-31,5УЗ	Uном = 10 кВ; Uмах = 12 кВ; Iном = 1600 А; Iном откл = 31,5 кА; i пр с = 80 кА; Iпр с = 31,5 кА
Ячейки отходящих линий 10 кВ	ВМПЭ-10-630-20УЗ	Uном = 10 кВ; Uмах = 12 кВ; Iном = 630 А; Iном откл = 20 кА; i пр с = 52 кА; Iпр с = 20 кА

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

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

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

В котельном отделении газомазутной ТЭС ответственными являются дымососы и дутьевые вентиляторы. К ответственным механизмам машинного отделения относятся питательные, циркуляционные и конденсатные насосы, маслонасосы турбин и генераторов, подъемные насосы газоохладителей генераторов и мослонасосы системы уплотнения вала генераторов. Все остальные механизмы относятся к неответственным.

Подавляющее большинство механизмов СН ТЭС приводится во вращение электрическим приводом. Преимущественное распространение для привода механизмов СН получили асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором. Эти двигатели конструктивно просты, надежны в эксплуатации, имеют сравнительно высокий коэффициент полезного действия, а их пусковые характеристики могут быть согласованы с характеристиками рабочих машин.

Большим преимуществом асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором является возможность их пуска от полного напряжения сети без специальных пусковых устройств и способность группы электродвигателей восстанавливать нормальный режим работы после глубоких понижений питающего напряжения (самозапуск).

Механизмы собственных нужд ТЭЦ представлены в таблице 2.5.

Таблица 2.5. Наименование механизмов СН и их характеристики.

Наименование механизмов	Тип электро-двигателя	N секции	Мощность, кВт	Ток, А	Кратность пускового тока, о.е.	Частота вращения, мин-1	КПД, %
Дымосос ДА	ДА302-17-69-8/10У1	3А, 3В	1000/ 500	131,4/ 76,4	6/ 6	742/ 594	93/ 92
Дутьевой вентилятор ДВ	ДА302-17-64-10/12У1	3А, 3В	630/ 370	87,6/ 58,6	5,7/ 5,8	594/ 495	92/ 91
Питательный насос ПЭН	4АЗМ-8000/6000УХЛ4	3А, 3В	8000	889	6	2985	97,6
Пусковой маслонасос ПМ	ВАО2-450LB-2	3А	400	45,3	6,5	3000	94,5
Циркуляционный насос ЦЭН	4АЗМ-800/6000УХЛ4	3А, 3В	800	89,6	5,3	2979	96
Сетевой насос СН	4АЗМ-800/6000УХЛ4	3В	800	89,6	5,3	2979	96
Насос для подкачки сетевой воды НСВ	4АЗМ-630/6000УХЛ4	3В	630	72,6	5,1	2979	95,7
Перекачив. насос хим. обессоленной воды НХОВ	4АЗМ-630/6000УХЛ4	3А	630	72,6	5,1	2979	95,7
Основной мазутный насос НМО	ВАО2-450LВ-6У2	3В	315	36,1	5,5	1000	94,7
Резервный возбудитель РВ	ДАЗО2-18-59-10У	3В	1250	129,5	7,1	595	93,5
Насос сырой воды НПСВ	4АЗМ-630/6000УХЛ4	3В	630	72,6	5,1	2979	95,7
Насос кислотной промывки НКП	4АЗМ-800/6000УХЛ4	3А	800	89,6	5,3	2979	96

Пусковой ток каждой секции рассчитывается по формуле

, (2.1)

Для секций А и В пусковые токи соответственно равны:

,

.

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

3.1 Выбор релейных защит генераторов

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

К основным видам повреждения генераторов относятся следующие:

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

Однофазные замыкания на землю в обмотке статора;

Витковые замыканий обмотки статора;

Замыканий между витками одной фазы в обмотке статора;

Замыканий на землю в двух точках цепи ротора;

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

Прохождения в обмотке статора тока, обусловленного симметричной перегрузкой.

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

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

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

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

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

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

3.2 Выбор релейных защит трансформаторов

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

Многофазных замыканий в обмотках и на их выводах;

Внутренних повреждений (витковых замыканий в обмотках и «пожара стали» магнитопровода);

Однофазных замыканий на землю;

Сверхтоков в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

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

Понижения уровня масла.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3.3 Выбор релейных защит шин

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

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

Дифференциальная токовая защита шин напряжением 330 кВ электрической станции охватывает все элементы, которые присоединены к системе. При этом число трансформаторов тока оказывается значительным и вероятность обрыва их вторичных цепей повышена. Это учитывается при выборе тока срабатывания защиты. При возникновении обрыва защита автоматически с выдержкой времени выводится из действия. Для этого в обратный провод дифференциальной цепи включается реле тока, срабатывающее при обрыве вторичных цепей любого трансформатора тока [5,8]. Как и любая дифференциальная защита, дифференциальная защита шин не должна срабатывать при внешних коротких замыканиях. Для повышения чувствительности защиты используем реле типа РНТ. Чувствительность защиты считается достаточной, если при КЗ на шинах к_ч 2 [5,8].

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

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

3.4 Выбор релейных защит двигателей

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

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

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

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

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

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

3.5 Автоматическое повторное включение (АПВ)

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

Предусматриваем следующие виды АПВ:

1. Устройство АПВ на кабельных линиях 10 кВ потребителей;

2. Устройство АПВ воздушных линий 330 кВ;

3. Устройство АПВ шин ТЭЦ;

4. Устройство АПВ ответственных электродвигателей, отключенных для самозапуска других электродвигателей;

5. Устройство АПВ обходного и секционного выключателей.

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

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

3.6 Включение генераторов

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

Для проектируемой ТЭЦ для турбогенераторов ТВФ-120 и ТГВ-200 применяется способ точной автоматической синхронизации при нормальных режимах. При аварийных режимах допускается способ самосинхронизации.

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

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

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

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

Для генераторов ТВФ-120 и ТГВ-200 предусмотрена быстродействующая система возбуждения с АРВ сильного действия.

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

3.8 Автоматическое регулирование частоты и активной мощности (АРЧМ)

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

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

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

3.9 Автоматическое прекращение асинхронного режима

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

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

1. быстрому набору нагрузки турбинами;

2. частичному отключению потребителей;

3. уменьшению генерирующих мощностей (если возник избыток мощности).

3.10 Автоматическое ограничение снижения частоты

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

Система автоматического ограничения снижения частоты осуществляет:

1. автоматический ввод резерва (по частоте);

2. автоматическую частотную разгрузку (АЧР);

3. дополнительную разгрузку;

4. включение питания отключенных потребителей при восстановлении частоты (ЧАПВ).

Действие АЧР согласовано с действием устройств АПВ.

3.11 Оперативный ток

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

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

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

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

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

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

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

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

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

На выводах генераторов;

За трансформаторами собственных нужд.

В качестве расчетного вида КЗ принимаем трехфазное.

Рис. 4.1. Схема замещения к расчёту токов КЗ

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

Таблица 4.1

Элементы электроустановки	Исходные параметр	Выражения для определения сопротивления в о.е.	Значения сопротивления
Генераторы Г1, Г2	Х» dном Sном	Х*=Х» dном Sб/Sном	Х*=0,1921000/125=1,536
Генераторы Г3, Г4	Х» dном Sном	Х*=Х» dном Sб/Sном	Х*=0,191000/235,3=0,807
Трансформаторы Т1, Т2	Uк% Sном	Х*=(Uк% /100)(Sб /Sном)	Х*=(11/100)(1000/125)=0,88
Трансформаторы Т3, Т4	Uк% Sном	Х*=(Uк% /100)(Sб /Sном)	Х*=(11/100)(1000/235,3)=0,467
Трансформаторы ТСН1, ТСН2, ТСН3, ТСН4	Uк% Sном	Х*=(Uк% /100)(Sб /Sном)	Х*=(8/100)(1000/10)= 8,0
Пускорезервные ТСН	Uк% Sном	Х*=(Uк% /100)(Sб /Sном)	Х*=(10,5/100)(1000/16) = 6,56
Энергосистема	Sном Хc.ном	Х*= Хc.номSб /Sном
Максимальный режим			Х*=0,351000/4000=0,088
Минимальный режим			Х*=0,431000/4000=0,108
Реактор	Хр	Х*=Хр Sб /U2	Х*=0,21000/10,52=1,81
Линия электропередачи	Худ L	Х*=ХудLSб /U2ср	Х*=(0,41201000/3472 )/2=0,199
Трансформатор ТСН 6/0,4кВ	Uк% Sном	Х*=(Uк% /100)(Sб /Sном)	Х*=(8/100)(1000/0.63)=126,984

Для схемы замещения распишем значения сопротивлений:

Х_1мах = Х_с + Х_лэп = 0,088 + 0,199 = 0,287;

Х_1мin = Х_с + Х_лэп = 0,108 + 0,199 = 0,307;

Х₂ = Х₃ = Х_т1 = 0,88;

Х₄ = Х₅ = Х_т3 = 0,467;

Х₆ = Х₇ = Х_г1 = 1,536;

Х₈ = Х₉ = Х_г3 = 0,807;

Х₁₀ = Х₁₁ = Х₁₂ = Х₁₃ = Х_тсн = 8,0;

Х₁₄ = Х₁₅ = Х_пртсн = 6,56;

Х₁₆ = Х₁₇ = Х₁₈ = Х₁₉ = Х_р = 1,81;

Х₂₀ = Х₂₁ = Х_{тсн 6/0,4} = 126,984.

Ниже приведены файл данных и результаты расчета токов КЗ по программе TKZ. Программа написана доцентом кафедры «Электрические станции» Бобко Н.Н., на белорусском языке.

Минимальный режим

Файл данных для расчета токов короткого

замыкания по программе TKZ.

2 0 21 4 0 0 1000.

0 1 0.307 4000.

1 2 0.88 0.

1 3 0.88 0.

1 4 0.467 0.

1 5 0.467 0.

1 16 6.56 0.

1 17 6.56 0.

2 0 1.536 125.

2 6 8.0 0.

2 7 1.81 0.

2 8 1.81 0.

3 0 1.536 125.

3 9 1.81 0.

3 10 1.81 0.

3 11 8.0 0.

4 0 0.807 235.3

4 12 8.0 0.

12 13 126.984 0.

5 0 0.807 235.3

5 14 8.0 0.

14 15 126.984 0.

1 347.0

4 15.75

12 6.3

13 0.4

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

5.1 Основные защиты

схема релейный трансформатор генератор

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

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

Ток срабатывания защиты при отсутствии торможения:

, (5.1.1)

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

Первичный ток срабатывания для всех генераторов составляет .

Максимальный расчетный ток небаланса:

, (5.1.2)

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

Необходимое число тормозных витков определяется по выражению:

(5.1.3)

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

Принимается ответвление тормозной обмотки с ближайшим большим числом витков.

Определяем ток срабатывания реле:

(5.1.4)

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

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

принимаем ТШ20-10000/5-0,2/10РУ3.

Ток срабатывания защиты при отсуствии торможения определим по (5.1.1):

Первичный ток срабатывания:

принимаем

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

ток трехфазного КЗ

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

ток при потере возбуждения и асинхронном ходе

Из рассчитанных токов принимаем больший.

Максимальное расчетное значение первичного тока небаланса по (5.1.2):

Определяем число витков тормозной обмотки по (5.1.3)

принимаем

Определяем ток срабатывания реле по (5.1.4):

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

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

Ток срабатывания реле определяется по выражению:

(5.1.5)

Принимаем трансформатор тока для генератора ТГВ-200-2У3 ТШЛО20-1500/5-0,5/10РУ3.

Ток срабатывания защиты:

Ток срабатывания реле определяется по (5.1.5):

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

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

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

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

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

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

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

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

Расчет защиты производится в следующей последовательности.

Определяются первичные токи на всех сторонах трансформатора, соответствующие его проходной мощности:

, (5.1.6)

где U_ном - номинальное междуфазное напряжение.

Выбираются коэффициенты трансформации ТА на отдельных сторонах в соответствии с рекомендациями по выполнению защиты.

Определяются вторичные токи в плечах защиты:

(5.1.7)

где - коэффициент схемы, равный 1 при соединении ТА в звезду и при соединении в треугольник.

Выбирается одна, любая, из сторон трансформатора, принимаемая в дальнейших расчетах за основную.

Определяется необходимость установки на основной стороне выравнивающих АТТ. Установка АТТ необходима, если значение вторичного тока в плече защиты на данной стороне меньше 2,5 А или больше 5 А. В первом случае используется повышающий АТТ типа АТ-31, во втором - понижающей АТТ типа АТ-32.

Для основной стороны выбираются ответвления трансреактора реле ТАV с таким номинальным током , чтобы выполнялось соотношение:

. (5.1.7)

Номинальные токи ответвлений трансреактора реле приведены в [5].

Выбираются ответвления трансреактора для неосновных сторон из условия:

. (5.1.8)

Если значение номинального тока выбранного ответвления трансреактора отличается от расчетного значения тока в целой части или в первом знаке после запятой, то на данной неосновной стороне целесообразна установка выравнивающих АТТ соответствующего типа. В этом случае номинальный ток ответвлений АТТ, удовлетворяющий указанному выше условию, находится по выражению:

. (5.1.9)

Для выбора предварительно определяем ряд его расчетных значений:

, (5.1.10)

где - номинальный ток k-го ответвления трансреактора.

Определяются стороны, на которых используется торможение. Как правило, торможение следует осуществлять oт TА всех сторон, принимая при этом значение уставки «начала торможения» . В случае одностороннего питания защищаемого AT возможно торможение только от TА приемных сторон, при этом следует принимать .

Выбираются ответвления промежуточных трансформаторов тока ТА цепи торможения и приставки дополнительного торможения (при ее использовании) из условия:

(5.1.11)

где - коэффициент трансформации АТТ на стороне, где осуществляется торможение (при отсутствии АТТ на данной стороне следует принять ).

Номера ответвлений ТА и их номинальные токи приведены в [5].

Когда разница между расчетным током и ближайшим меньшим номинальным током ответвления больше, чем между расчетным током и ближайшим большим номинальным током ответвления, целесообразно принять к использованию последнее.

Определяется первичный ток, соответствующий началу торможения:

, (5.1.12)

где - коэффициент, принимаемый равным при .

Определяется первичный ток небаланса в режиме, соответствующем началу торможения:

, (5.1.13)

где - коэффициент, учитывающий переходный режим; - коэффициент однотипности ТА;

-относительное значение полной погрешности ТА;

, , - соответственно расчетные и номинальные токи принятого ответвления трансреактора для неосновной стороны.

Определяется ток срабатывания защиты из двух условий:

отстройки от первичного тока небаланса в режиме, соответствующем началу торможения:

_., (5.1.14)

где - коэффициент отстройки;

несрабатывания защиты от переходного тока небаланса внешнего КЗ:

(5.1.15)

За расчетное значение принимается большее из двух полученных значений.

Определяется относительный минимальный ток срабатывания реле при отсутствии торможения:

. (5.1.16)

Все величины в данном выражении принимаются для расчетной стороны, которой является та неосновная сторона, где номинальный ток принятого ответвления АТТ или трансреактора в большей степени отличается от расчетного тока ответвления, если с этой стороны возможно включение защищаемого AT под напряжение.

Определяется максимальный расчетный ток небаланса при внешнем КЗ между тремя фазами на стороне ВН. Указанный ток находится на основе выражения для (5.1.13) с заменой в нем на максимальный ток КЗ , а также принимая и .

Определяется коэффициент торможения реле:

, (5.1.17)

где - коэффициент отстройки;

- относительное (по отношению к ) значение тока ;

- полусумма относительных (по отношению к ) первичных тормозных токов при внешнем КЗ на стороне ВН.

Принимается ток срабатывания отсечки , если ответвления рабочей цепи реле выбраны приблизительно равными вторичным токам в соответствующих плечах защиты, и в противном случае.

Чувствительность защиты может не определяться, так как она всегда выше требуемой согласно ПУЭ.

Определяем первичные токи по (5.1.6)

Рассчитываем коэффициенты трансформации ТА:

,

;

принимаем к установке на стороне ВН ТА с , на стороне НН - . За основную принимаем высшую сторону.

Определяем вторичные токи в плечах защиты по (5.1.7)

Выбираем ответвления трансреактора реле ТАV по (5.1.8-5.1.9)

,

принимаем .

Определяем ряд расчетных значений :

;

;

;

;

;

;

По [5] принимаем равное одному из расчетных значений, если такое имеется в таблице, или ближайшее меньшее расчетного значение, обеспечивающее минимальное относительное отклонение значения выбранного коэффициента трансформации от расчетного значения.

Принимаем .

Выберем ответвление промежуточного трансформатора тока цепи торможения по выражению (5.1.11):

принимаем .

Определяем первичный ток, соответствующий началу торможения по (5.1.12):

.

Первичный ток небаланса, соответствующий началу торможения находим по (5.1.13):

.

Определим ток срабатывания защиты по (5.1.14-15):

;

принимаем .

Определяем относительный минимальный ток срабатывания реле при отсутствии торможения по (5.1.16):

.

Определим максимальный расчетный ток небаланса при внешнем КЗ⁽³⁾:

.

Рассчитываем коэффициент торможения по (5.1.17):

.

При уставке отсечки равной , ток срабатывания отсечки равен:

Чувствительность защиты не определяется, так как она всегда выше требуемой согласно ПУЭ.

Зашита от замыканий внутри бака трансформатора. Газовая защита с одним газовым реле, контролирующим выделение газа из бака в расширитель. Газовая защита бака трансформатора выполняется с двумя ступенями, действующими на сигнал и на отключение соответственно. Защита контакторного объема РПН выполняется одной ступенью, действующей только на отключение.

5.2 Резервные защиты

Дистанционная защита. Защита выполняется односистемной, одноступенчатой на одном из трех реле сопротивления в блок-реле БРЭ2801 (из двух других еще одно реле сопротивления используется в защите от потери возбуждения).

На реле сопротивления подается разность токов трансформаторов тока, установленных на двух фазах линейных (или нулевых) выводов генератора и междуфазное напряжение от ТН со стороны линейных выводов генератора. Номинальный ток БРЭ2801 5 или 10 А.

Угол максимальной чувствительности реле сопротивления может устанавливаться равным .

Для дистанционной защиты используем круговую характеристику сопротивления срабатывания, расположенную в I квадранте комплексной плоскости и охватывающую начало координат за счет смещения в III квадрант.

Сопротивление срабатывания определяется по условию отстройки от наибольшей реально возможной нагрузки. Сопротивление нагрузки:

, (5.2.1)

где - максимальное значение тока генератора при кратковременной допустимой перегрузке (принимается );

-минимальное напряжение на выводах генератора (можно принять ).