Проектирование электрической станции

.

Определяется ниже

* - расчетные данные были определены ранее, при выборе выключателей.

Состав приборов будет следующий:

Таблица 3.29-Приборы, подключаемые к TA 220 кВ

Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы,
		А	В	С
Амперметр	Э-365-1	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Ц 301/1	0,5	-	0,5
Варметр	Ц 301/1	0,5	-	0,5
Ваттметр регистрирующий	Н 3095	10	-	10
Счетчик активной и реактивной энергии	Меркурий 233	0,1	0,1	0,1
Сумма:	11,6	0,6	11,6

По [4] длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов в один конец для РУ 220кВ принимается 100-150м.

,

где при количестве приборов более 3.

Рассмотрим кабель с медными жилами, длиной 100м, схема соединения трансформаторов токаполная звезда ().

Примем кабель КВВГ сечением 4мм².

.

, что меньше .

Трансформатор тока ТГФМ-220-УХЛ1проходит по всем параметрам и принимается к установке.

3.4.4.3 Выбор трансформаторов тока в цепи генератора

Трансформаторы тока в цепи генераторов устанавливаются встроенными в комплектный токопровод. По пункту 3.4.2.5 к установке был принят ТЭНЕ-20-12500-400, в который встроены трансформаторы ТШ-20-12000/5со следующими параметрами [45]:

Таблица 3.30-Номинальные параметры ТА ТШ-20-12000/5

, кВ	Номинальный ток, А	Ном нагр в кл. точн. 0,5, Ом	, кА	Термическая стойкость
	первичный	вторичный			Iтер, кА/tтер, с
20	12000	5	1,2	-	-

Проверку по номинальному напряжению, электродинамической и термической стойкости не проводим, так как указанные трансформаторы тока встроены в пофазно-экранированный токопровод, прошедший все эти проверки. Остается проверить трансформаторы тока по вторичной нагрузке.

Таблица 3.31-Приборы, подключаемые к TA 20 кВ

Прибор	Тип прибора		Нагрузка фаз
		А, ВА	В, ВА	С, ВА
а) статор
Амперметр	Э-365-1	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Ц 301/1	0,5	-	0,5
Варметр	Ц 301/1	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии	Меркурий 233	0,1	0,1	0,1
Ваттметр регистрирующий	Н 3095	10	-	10
Амперметр регистрирующий	Н-344	-	10,1	-
Датчик активной мощности	Е-829	1	-	1
Датчик реактивной мощности	Е-830	1	-	1
б) ротор
Амперметр	Э-365-1	0,5	0,5	0,5
Регистрирующий амперметр	Н-344	-	10	-
ИТОГО:		14,1	21,1	14,1

Наиболее нагруженной является фаза В, по ней и будем проверять ТА.

.

Рассмотрим кабель с медными жилами, длиной 40м, схема соединения трансформаторов тока полная звезда ().

Примем кабель КВВГ сечением 4мм².

.

, что меньше .

Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем условиям.

3.4.4.4 Выбор трансформаторов тока в цепи НН АТС

НамечаемТФЗМ-35А-ХЛ1 с номинальными параметрами [45]:

Таблица 3.32-Номинальные параметры ТА ТФЗМ-35 А - ХЛ1

, кВ	Номинальный ток, А	Ном нагр в кл. точн. 0,5, Ом	, кА	Термическая стойкость
	первичный	вторичный			Iтер, кА/tтер, с
35	600	5	2	127	22/3

Таблица 3.33-Проверка трансформатора тока 35 кВ

Условия проверки	Расчетные данные*	Данные по ТФЗМ-35
.
	Определяется ниже

* - расчетные данные были определены ранее, при выборе выключателей.

Состав приборов будет следующий:

Таблица 3.34-Приборы, подключаемые к TA 35 кВ

Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы,
		А	В	С
Амперметр	Э-365-1	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Ц 301/1	0,5	-	0,5
Варметр	Ц 301/1	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии	Меркурий 233	0,1	0,1	0,1
Сумма:	1,6	0,6	1,6

По [4] длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов в один конец для РУ 35кВ принимается равной 60-75м.

,

где при количестве приборов более 3.

Рассмотрим кабель с медными жилами, длиной 60м, схема соединения трансформаторов тока, как указывалось ранее, полная звезда ().

Согласно [1] по механической прочности примем кабель КВВГ сечением 2.5мм².

.

, что меньше .

Трансформатор тока ТФЗМ-35 А - ХЛ1 проходит по всем параметрам и принимается к установке.

3.5 Выбор схемы собственных нужд

Номинальные напряжения установки собственных нужд для данной КЭС 6 кВ и 0,4кВ.

Рабочие трансформаторы СН включены отпайкой от энергоблока, один РТСН подключен к обмотке низкого напряжения автотрансформатора связи, второй к РУ 220 кВ. Еще один дополнительный РТСН генераторного напряжения находится в холодном резерве, так как более 6 блоков 320 МВт. Выбор трансформаторов СН (с генераторного напряжения на 6 кВ) производился ранее в Пункте 3.1.6.

Так как мощность энергоблоков составляет более 160МВт и КЭС спроектирована по блочному типу, то принимаем по две секции на каждый энергоблок на 6 кВ. Резервное питание СН осуществляется через резервные магистрали, связанные с РТСН (подключенного к обмотке низкого напряжения автотрансформатора связи). Резервные магистрали для надежности и большей гибкости схемы секционируются выключателями через каждые два-три блока.

В учебном проектировании выбор трансформаторов с 6 кВ на 0,4кВ выполняется упрощено, т.к. в реальности это очень трудоемкая задача с учетом всех нюансов данной станции.

От общей нагрузки СН нагрузка на 0,4кВ для КЭС составляет приблизительно 5-10%. Примем её равной 7,5%.

Тогда суммарная мощность на 0,4кВ от блока 320МВт составит:

.

Данная нагрузка равномерно распределяется между секциями А и Б 6 кВ, тогда нагрузка на одну секцию составит:

.

Принимаем по [7] к установке ТСЗС-1000/6,3/0,4 (это ближайший трансформатор по мощности, как видно, дает существенный запас, а, следовательно, и повышение надежности СН).

Схема СН приведена на рис. 3.14 и на «Главной схеме электрических соединений».

Рисунок 3.14 - Схема собственных нужд КЭС

3.6 Выбор установок оперативного тока

В настоящее время на электрических станциях и подстанциях осуществляют режим постоянного подзаряда аккумуляторных батарей. Это значит, что в нормальном режиме электроустановки (ЭС и ПС) подзарядный агрегат питает всю постоянно включенную нагрузку () и компенсирует ток самозаряда аккумуляторной батареи (). Следовательно, GB в режиме подзаряда всегда заряжена на полную емкость. Зарядка аккумуляторной батареи необходима, если в аварийном режиме на ЭС и ПС емкость ее заряда снизилась более, чем на 10%.[17].

Установка постоянного оперативного тока без элементного коммутатора с устройством стабилизации напряжения



Рисунок 3.15 - Схема аккумуляторной батареи из 108 элементов

Более современные и надежные схемы установок постоянного тока, с применением тиристорной стабилизации постоянного напряжения (УСТП), вместо коммутатора, предлагает фирма Зонненшайн по [16].

Традиционная схема питания постоянного тока состоит из:

· Аккумуляторной батареи из 130 элементов;

· 22 шин тока аварийного режима, соединяющие элементы батареи с переходной доской;

· Переходной доски;

· Панели ПЭХ, содержащей регуляторы напряжения основных элементов батареи и подзарядного устройства для «хвостовых» элементов батареи;

· 22 проводов, соединяющих переходную доску и элементарный коммутатор;

· Агрегат ВАЗП;

· Зарядного мотор-генератора;

Помимо того, что все перечисленные элементы устарели, данная схема имеет следующие недостатки:

· Недостаточное быстродействие, вследствие чего завышается емкость батареи;

· Низкая надежность и сложность эксплуатации из-за наличия подвижных контактов;

· Недостаточность выходного тока ВАЗП из-за увеличения нагрузок нормального режима;

Новая предлагаемая система питания состоит из:

· Батареи из 105 элементов;

· Зарядно-подзарядного устройства (УЗП), хотя может применяться любое ЗУ;

· Устройства тиристорной стабилизации напряжения (УТСП).

Применение схемы на рис.3.15 позволяет:

ь Уменьшить количество элементов до 105 в большинстве случаев без увеличения емкости батареи;

ь Существенно повысит качество эксплуатации батареи за счет исключения хвостовых элементов и практически полного снятия нагрузок с батареи в нормальном режиме работы (при условии применения УЗП);

ь Обеспечить высокую точность стабилизации напряжения подзаряда и как следствие, увеличить срок службы батареи и вероятность безотказной работы;

ь Уменьшить до двух количество шин от батареи;

ь Исключить ВАЗП;

ь Исключить панель ПЭХ;

ь Исключить зарядный мотор-генератор;

Приведем краткое описание агрегата УТСП:

ь используется в качестве стабилизации напряжения постоянного тока повышающего типа;

ь номинальное выходное напряжение - 230В;

ь точность стабилизации напряжения ±2%;

ь пульсация номинального выходного напряжения ±3%;

ь диапазон изменения входного напряжения при номинальном выходном токе - 175 -235В;

ь номинальный выходной ток длительности до 0,5 ч: от 200А для УТСП200; до 1200А для УТСП1200;

ь максимальный выходной ток длительности до 5с: от 400А для УТСП200; до 2400А для УТСП1200

ь допустимый ток короткого замыкания на выходе длительностью до 0, 5с: от 2,5 кА для УТСП200, до 15кА для УСТП1200;

Устройство УЗП производит заряд стационарной батареи, подзаряд аккумуляторной батареи параллельной батареи параллельно с работой на нагрузку, работу на нагрузке.

· Номинальный выходной ток 200А для УЗП 200,320 А для УЗП320;

· Точность стабилизации выходного напряжения ±2В (0,9%);

· Точность стабилизации выходного тока ±5А;

· Величина пульсаций выходного напряжения ±5 В;

· Диапазон регулирования выходного тока при работе в режиме

стабилизации выходного тока с ограничением выходного напряжения

0 - 220(300)А для УЗП200(для УЗП320);

· Диапазон регулирования выходного напряжения с ограничением

выходного тока - 100% от .

Устройство автоматически отключается при увеличении выходных напряжения и тока больше установленного значения, снижении выходного напряжения при коротком замыкании в нагрузке. Устройство УЗП размещается в шкафу двустороннего обслуживания, по [33].

Применение современных устройств типа УСТП позволяет применять аккумуляторы с трубчатой положительной пластиной типов OPzS/OPzV, без повышения емкости, то есть аналогичной например, OP,Vb,GroE или СК,СН. Это становиться возможным за счет разряда аккумуляторной батареи до чуть более низкого конечного напряжения, что незаметно для потребителей.

Выбор АКБ:

Т.к. мощность генераторов ЭС больше 300 МВт, принимаем одну АКБ на каждый агрегат. Батарея будет работать в режиме постоянного подзаряда в схеме со стабилизатором напряжения. Расчетная длительность аварийной нагрузки 0,5 ч. Номинальное напряжение на шинах установки 230 В. Расчетная температура электролита +25^оС.

Дальнейший выбор будет производится по пунктам:

1. Устанавливаем длительность аварийного режима. Для электрических станций, работающих в ЭЭС, длительность аварийного режима принимается равной 0.5 часа.

2. Определяем режим разряда батарей, при возможных аварийных ситуациях на ЭС и ПС и расчетные нагрузки установки постоянного тока. Все сведения оформляют в виде таблицы. Номинальное напряжение - 230В, температура электролита - +25⁰С.

Порядок введения элементов в работу:

Постоянная нагрузка функционирует постоянно;

При возникновении аварийной ситуации последовательно вводятся:

1. Преобразовательный агрегат оперативной связи;

2. Привод выключателя, который вводит в работу резервное питание (АВР), данная процедура вызывает первый толчок тока;

3. Аварийное освещение;

4. Двигатели аварийного маслонасоса генератора и двигатели аварийного маслонасоса смазки подшипников турбины;

5. Предполагается, что в конце аварийного режима необходимо, чтобы АКБ была способна включить привод одного из выключателей (выдержать толчковый ток), в нашем случае это генераторные выключатели (один из них).

Определим нагрузку на аккумуляторную батарею.

Таблица 3.38-Перечень потребителей постоянного тока

Вид потребителя	Кол-во электроприемников	Параметры эл. приемников	Расчетные нагрузки, А
		Ном. мощность, кВт	Ном ток, А	Расчетный ток длит режима, А	Пусковой ток, А	Аварийный режим до 30 мин	Толчок тока в начале аварийного режима	Наибольший толчковый ток (в конце разряда)
Постоянная нагрузка	-	-	-	30	-	30	30	30
Аварийное освещение	-	-	-	200	-	200	-	200
Приводы выключателей	2	-	5	-	-	-	30	-
Преобразовательный агрегат оперативной связи	1	7,2	38	30	100	30	100	30
Двигатели аварийного маслонасоса уплотнений генератора	3	25	128	120	300	360	-	360
Двигатели аварийного маслонасоса смазки подшипников турбины	3	14	73,5	73	184	219	-	219
Включение выключателя ВГТ-220	1	-	2,5	-	-	-	10	-
Итого:	-	-	-	-	-	839	170	839

Аккумуляторная батарея в нормальных условиях работает в режиме нормального подзаряда и, следовательно, постоянной нагрузки не несет. Поэтому расчетной является аварийная ситуация на станции, когда батарея принимает на себя всю аварийную нагрузку [9]. По для ТЭС и ГЭС, работающих в системе, рекомендуется принимать длительность работы аварийного режима равной 0,5 ч.

При параллельном, резервном режиме эксплуатации допускается максимальное напряжение заряда

Определяем количество элементов аккумуляторной батареи:

Однако напряжение при разряде не должно быть меньше, чем .

Поэтому конечное напряжение на элементе составляет:

В конце разряда, то есть после 0,5ч, конечное напряжение не должно быть ниже, чем 1,66В/эл на элемент.

Расчет потребного типа батареи производим с помощью табл.14, по [34], для , принимаем аккумуляторную батарею серии VARTA 12 OPzS 1200, с разрядным током

3.7 Молниезащита ОРУ 220 кВ

Для защиты оборудования ОРУ 220 кВ от прямых попаданий молнии принимаем штыревые молниеотводы.

Молниеотводы размещаем на порталах высотой 23,5 м.

Высота шинных порталов 11,0 м;

Высота линейных порталов 22,5 м;

Высота промежуточных порталов 22,5 м;

Длина ОРУ -123,2 м;

Ширина ОРУ -77 м;

ОРУ состоит из восьми ячеек.

Чтобы вся площадь, расположенная между молниеотводами была защищена, необходимо выдержать условие [6]:

D8·ha·P,

где D - диагональ четырёхугольника, в вершинах которого расположены молниеотводы;

ha=h-hx=30,0-22,5=7,5м;

р=1 для молниеотводов высотой h 30м.

Необходимо проверить войдут ли в защищаемую зону крайние порталы сборных шин.

Шинные порталы имеют высоту 11,35 м, на этой высоте, т.е. hx=11,35 м, определим радиус защитной зоны Rx одного молниеотвода для:

Диагональ зоны защиты четырёх молниеотводов для hx=22,5м (высота промежуточных порталов):

Dз=8·(30,5-22,5) · 1=64м;

Диагональ ОРУ 220 кВ

Условие D8·ha·P не выполняется, устанавливаем восемь молниеотводов.

Условие выполняется.

Найдём ширину защитной зоны bx между молниеотводами по соотношениям:

a1/ha=41/19=2,15;

a2/ha=40,5/19=2,13;

hx/h=11/30=0,37;

и по кривой рис12.4 [8] найдём соотношение bx/ha , тогда

bx1=0,93·ha=17,67 м;

bx2=0,931·ha=17,69 м.

Следовательно, восемь штыревых молниеотводов обеспечивают надёжную молниезащиту всего ОРУ 220 кВ.

Рисунок 3.16 - Схема молниезащиты ОРУ 220 кВ

3.8 Расчёт заземляющего устройства ОРУ 220 кВ

Расчёт ведём по [6].

Определяем наибольшее допустимое напряжение прикосновения, которое зависит от длительности воздействия Тв:

Tв=tр.з.+tотк.в.,

где tр.з.- время действия релейной зашиты;

tотк.в. - полное время отключения выключателя.

Тв=0,1+0,06=0,16 с.

При Тв=0,16с Uпр.доп=440 В [6].

Коэффициент прикосновения:

,

где lb=5м длина вертикального заземлителя;

Lг - длина горизонтальных заземлителей,

Lг=(A·nп)+(B·nпр),

где А=129,2 м длина ОРУ;

В=92,5 м - ширина ОРУ;

nп - количество поперечных полос, nп=17;

nпр - количество продольных полос, nпр=17;

Lг=(129,2·17)+(92,5·17)=3768,9 м;

а - расстояние между вертикальными заземлителями а=5м;

S - площадьОРУ;

S=A·B=129,2·92,5=11951 м2;

М - параметр зависящий от р1/р2 ,

р1 - удельное сопротивление верхнего слоя грунта;

р2 - удельное сопротивление нижнего слоя грунта;

р1=р2=150 Ом·м - удельное сопротивление суглинка;

М=0,5 при р1/р2=1;

- коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека Rч и сопротивлению растекания от ступней Rс;

=Rч/(Rч+Rс),

В расчётах принимают Rч=1000 Ом; Rс=1,5 pв,с.

=1000/(1000+1,5·150)=0,816.

Потенциал на заземлителе:

Uз=Uпр.доп/Кп=440/0,083=5 301 В,

что в пределах допустимого (меньше 10 кВ)

Сопротивление заземляющего устройства:

Rз,доп.=Uз/Iз,

где Iз - ток стекающий с заземлителя проектируемого заземляющего устройства при однофазном КЗ.

Iз=0,4I_п,о⁽¹⁾=0,4· (1,5I_п,о⁽³⁾)

Iз=0,4·1,5·19,5·10³=7260 А;

Rз,доп=5301/7260=0,73 Ом

Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчётную квадратную модель со стороной:

Число ячеек по стороне квадрата:

;

Принимаем m=16.

Длина полос в расчётной модели:

Длина сторон ячейки:



Число вертикальных заземлителей по периметру контура при a/lb=1:

принимаем nb=88.

Общая длина вертикальных заземлителей:

LB=lB·nB=5·88=440м.

Относительная глубина:

где t- глубина закладки горизонтальных полос, t=0,7 м.

Тогда:

По таблице [6] для р1/р2=1 и а/lb=1

определяем рэ/р2=1, тогда рэ=р2=150 Ом·м.

Общее сопротивление сложного заземлителя:

что меньше допустимого Rз,доп=0,73 Ом.

Найдём напряжение прикосновения:

Uпр=Кп·Iз·Rз=0,083·7260·0,59=356 В,

что меньше допустимого Uпр.доп=440В.

Следовательно, данное заземляющее устройство, выполненное по нормам напряжения прикосновения, обеспечивает ограничение Uпр до нормированного значения в пределах всей территории подстанции и напряжение на заземляющем устройстве не превышающее 10 кВ.

4. Релейная защита блока генератор-трансформатор

Рисунок 4.1 - Поясняющая схема

В соответствии с ПУЭ и другими нормативно-директивными материалами на блоках генератор - трансформатор предусматриваются защиты от повреждений и не нормальных режимов работы, приведенные в табл. 4.1.

Таблица 4.1 -Виды возможных ненормальных режимов работы и типы защит, применяемых в этих случаях защит

	Тип повреждения и ненормальных режимов работы	Вид защиты
1	От многофазного к.з. в обмотке статора генератора и на его выводах	Продольная дифференциальная защита
2	От к.з. между витками одной фазы в обмотке статора генератора.	Односистемная поперечная дифференциальная токовая защита
3	От замыканий на землю в обмотке статора генератора	Защита напряжения первой и третьей гармоник, не имеющая зоны чувствительности
4	От асинхронных режимов при потере возбуждения генератора	Защита на реле сопротивления
5	От внешних симметричных к.з.
6	От внешних несимметричных к.з. и перегрузок генератора	Блок защиты БЭ 1101
7	От перегрузок ротора током возбуждения	Блок защиты БЭ 1102
8	От симметричных к.з. и перегрузок генератора	Блок защиты БЭ 1103
9	От повышения напряжения на турбогенераторах и трансформаторах при работе блока на холостом ходу	Защита от повышения напряжения
10	От замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения	Блоки защит БЭ 1104 иБЭ 1105
11	От всех видов к.з. в обмотках трансформатора	Дифференциальная защита трансформатора
12	От замыканий внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла	Газовая защита
13	От пожара в трансформаторе	Устройство пожаротушения на трансформаторах
14	Для контроля состояния изоляции вводов 500 кВ трансформатора блока	Устройство контроля изоляции вводов (КИВ)
15	От всех видов к.з. со стороны выводов ОВН 330-500кВ трансформатора и на ошиновке высшего напряжения блока	Дифференциальная защита ошиновки
16	Отказ основных защит блока	Резервная дифференциальная защита блока
17	От внешних к.з. на землю в сети с большим током замыкания на землю:
17.1	Для трансформаторов, работающих с заземленной нейтралью	Токовая ступенчатая защита нулевой последовательности

4.1 Защита генератора

4.1.1 Продольная дифференциальная защита генератора

Защита осуществляется в трехфазном, трехрелейном исполнении для возможности быстрого отключения двойных замыканий на землю, одно из которых находится в генераторе.



Рисунок 4.2 - Продольная дифференциальная защита генератора

форматоры тока ТШ-20.

В схемах используется реле ДЗТ-11/5, специально предназначенное для дифференциальной защиты генератора и применимое как для генераторов с равными токами в плечах защиты, так и различающимися между собой в два раза.

В реле ДЗТ-11/5рабочая (дифференциальная) обмотка имеет 144 витка.

Защищаемый генератор имеет следующие характеристики:

1. Полная номинальная мощность: S_Гном=376,5 МВА.

2. Номинальное напряжение: U_Гном=20 кВ.

3. Номинальный ток: I_Гном=10868 А.

4. Номинальное значение угла: cos_Гном=0,85

Генератор работает в блоке с трансформатором. Примем расчетную точку КЗ на выводах генератора (К-3). Из расчета токов к.з. по табл. 3.13 имеем сверхпереходной ток от генератора при трехфазном КЗ =62,1 кA.

1) Коэффициенты трансформации трансформаторов тока со стороны:

· фазных выводов - 12000/5;

· нулевых выводов - 12000/5.

2) Токи срабатывания реле и защиты:

· для цепи стороны нулевых выводов:

,

где ток срабатывания реле;

м.д.с. срабатывания реле ДЗТ-11/5, равное 100.

число витков рабочей обмотки, равное 144.

=1666 А;

.

· для цепи стороны фазных выводов:

;

=1666 А;

.

Защита не отстроена от обрыва токовых цепей и в указанном выше режиме действует на отключение генератора.

1) Максимальный ток небаланса при внешнем трехфазном к.з. (на выводах генератора):

=6,21кА,

где - коэффициент, учитывающий переходный режим, для реле ДЗТ ,

- коэффициент однотипности трансформаторов тока (ТТ), для однотипных ТТ с одинаковыми коэффициентами трансформации и мало отличающимися нагрузками вторичных цепей, в остальных случаях;

- погрешность ТТ, принимаемая равной ;

- максимальный ток, проходящий через генератор при внешнем КЗ.

2) Число витков тормозной обмотки:

где - тангенс угла наклона касательной, проведенной из начала координат к тормозной характеристике реле ДЗТ-11/5, =0,75

Принимаем 29.

Чувствительность защиты при междуфазных повреждениях генератора всегда выше нормируемой, может не проверятся.

4.1.2 Поперечная дифференциальная защита генератора

Защита предназначенная для ликвидации к.з. между витками одной фазы в обмотке статора генератора с двумя параллельными ветвями. Защита присоединяется к трансформатору тока, установленному в перемычке между нейтралями параллельных ветвей обмотки статора.

В рассечку соединения двух нейтралей включается трансформатор тока ТТ, к которому подключается реле РТ-40/Ф (КА), отстроенное с помощью фильтра (Т, С) от токов третьих и высших гармоник.

Защита выполняется без выдержки времени.

Применение реле РТ-40/Ф позволяет на основании опыта эксплуатации принять ток срабатывания защиты.



Рисунок 4.3-Поперечная дифференциальная защита генератора

Учитывая отсутствие тока в нейтрали, и исходя из возможности регулирования уставок реле РТ-40/Ф в пределах коэффициент трансформации Т выбирается по условию.

.

Принимаем и в рассечку соединения двух нейтралей выбираем к установке трансформатор тока ТОЛ-20/2500-У3 [45].

Ток срабатывания реле:

4.1.3 Защита обмотки статора от замыканий на землю БРЭ 1301

БРЭ 1301 - это блок защиты, предназначенный для защиты от замыканий на землю генераторов, работающих в блоке с трансформатором.

Защита является стопроцентной защитой обмотки статора, т.е. не имеет зоны нечувствительности и выполняется на базе интегральных микросхем.

БРЭ 1301.01 требует установки в нейтраль генератора однофазного трансформатора напряжения с вторичным напряжением 100В.

Схема подключения БРЭ 1301.01 к цепям напряжения, к цепям генератора приведена на рис. 4.4. Структурная схема приведена на рис. 4.5.

Защиту большей части обмотки статора, начиная от линейных вводов, примерно 70 - 80 % обеспечивает блок, реагирующий на напряжение нулевой последовательности частоты 50 Гц (БОС), защиту нейтрали и примыкающей к ней части обмотки статора (около 30 - 40 %) обеспечивает блок третьей гармоники БТГ.

Максимальное напряжение на выводах генератора равно:

,

где - коэффициент деления емкостного делителя блока генератор - трансформатор. Определяется опытным путем;

- коэффициент, учитывающий распределение напряжения нулевой последовательности на обмотке ВН трансформатора блока. При изолированной нейтрали трансформатора блока принимается , при заземленной - ;

- емкость между обмотками ВН и НН одной фазы трансформатора блока;

- емкость обмотки НН одной фазы трансформатора блока на землю. Так как , то можно принять ;

- емкость одной фазы обмотки статора генератора на землю. Значение принимается по паспортным данным генератора.

С некоторым запасом можно приближенно определить из выражения:

.



Рисунок 4.4 - Схема подключения блока защиты БРЭ 1301.01к цепям напряжения генератора энергоблока

Напряжение срабатывания БОС, определяется из выражения:

,

где - коэффициент надежности, принимаемый равным к_Н=1,31,5.

- коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

Рисунок 4.6 - Схема для расчета на выводах генератора при к.з. на стороне ВН трансформатора

В защищаемый блок входит трансформатор ТДЦ-400000/500 с номинальным низшим напряжением U_НН.НОМ = 20 кВ.

БРЭ 1301.01 требует установки в нейтраль генератора однофазного трансформатора напряжения с вторичным напряжением 100В. Устанавливаем трансформатор напряжения ЗНОМ-20.

Рассчитаем величину уставки.

Коэффициент, учитывающий распределение напряжения обратной последовательности на обмотке ВН трансформатора блока при работе его с заземленной нейтралью: к=0,5.

Коэффициент деления емкостного делителя:

к_д=0,5.

Максимальное напряжение на выводах генератора равно:

=0,50,53,849=0,962кВ.

Коэффициент надежности: К_Н =1,3.

Коэффициент трансформации трансформатора напряжения ЗНОМ-20:

Напряжение срабатывания БОС:

.

4.1.4 Защита от асинхронного режима при потере возбуждения генератора

Согласно решению Главтехуправления в качестве защиты от асинхронного режима используется одно реле сопротивления (2РС) блок-реле типа КРС-2 (еще одно реле сопротивления 1РС этого же блок-реле КРС-2 может использоваться в качестве защиты от внешних симметричных к.з.).

КРС - 2 включается:

по цепям переменного тока - на трансформаторах тока, установлены со стороны линейных выводов генератора;

по цепям напряжения - на трансформатор напряжения, установленный со стороны линейных выводов генератора (3 ЗНОМ-20).

Со стороны линейных выводов генератора установим такие же шинные трансформаторы тока ТШ-20, какие применяем для питания продольной дифференциальной защиты генератора.

Для предотвращения ложных действий защиты от потери возбуждения при внешних несимметричных к.з. Она блокируется при срабатывании чувствительного органа токовой защиты обратной последовательности (пускового органа БЭ 1101).

Для предотвращения срабатываний реле при нарушениях синхронизма его круговая характеристика смещается. Это смещение принимается равным

с тем, чтобы обеспечить срабатывание реле при асинхронном режиме турбогенератора с полной нагрузкой и замкнутой накоротко обмоткой ротора.

Диаметр окружности характеристики принимается равным:

о.е.

Угол максимальной чувствительности:

.

Для отстройки от срабатываний при нарушении динамической устойчивости и асинхронном ходе в системе защита выполняется с выдержкой времени 1 - 2 с.

Рисунок 4.7-Схема защиты КРС-2

4.1.5 Защита от несимметричных перегрузок генератора с интегрально-зависимой характеристикой времени

Защита выполняется с помощью интегрального и сигнального органов блок - реле БЭ 1101 , структурная схема которого приведена на рис.4.8.

Подключим данную защиту к ТТ ТШ-20.

Рисунок 4.8-Структурная схема блок - реле БЭ 1101

Выбор уставок

1) Сигнальный орган

Орган БЭ1101 имеет уставку срабатывания по току , регулируемую дискретно в диапазоне 0,05ч0,35 с минимальной ступенью регулирования не более 0,025.

Принимаем =0,075.

Номинальный ток статора генератора Iном.ген = 10868А.

Значение тока обратной последовательности, протекающего в цепях статора генератора, при котором сработает сигнальный орган БЭ1101:

=0,07510868=815А.

Коэффициент возврата органа не ниже 0,95.

Уставка выдержки времени органа регулируется дискретно в диапазоне (0,4ч12,8 ) сек с минимальной ступенью регулирования не более 0,25 сек.

Выбираем уставку выдержки времени 6,6 секунд.

2) Пусковой орган

Орган БЭ1101 имеет уставку срабатывания по току регулируемую дискретно в диапазоне 0,08ч0,53 с минимальной ступенью регулирования не более 0,035.

Принимаем =0,115.

Номинальный ток статора генератора Iном.ген = 10868 А.

Значение тока обратной последовательности, протекающего в цепях статора генератора, при котором сработает пусковой орган БЭ1101:

=0,11510868=1245А.

Коэффициент возврата органа не ниже 0,95.

3)Орган токовой отсечки

Орган БЭ1101 имеет уставку срабатывания по току регулируемую дискретно с минимальной ступенью регулирования не более 0,12 от 0,4 до 1,9.

Принимаем =1,24.

Номинальный ток статора генератора Iном.ген = 10868 А.

Значение тока обратной последовательности, протекающего в цепях статора генератора, при котором сработает пусковой орган БЭ1101:

=1,2410868=13476А.

Уставка выдержки времени органа регулируется дискретно в диапазоне (0,4ч12,8) сек. с минимальной ступенью регулирования не более 0,25 сек.

Принимаем, что защита, установленная на отходящих линиях шин блока, имеет уставку времени срабатывания равную 1,1 сек. Поскольку ОТО осуществляет функции резервирования защит смежных с генератором элементов, то выбираем уставку по времени, равную 1,6 секунд.

4) Интегральный орган

Для защищаемого генератора постоянная«A» равна 5 [3].

Интегральный орган БЭ1101 имеет уставку по постоянной «A», регулируемую дискретно с минимальной ступенью регулирования не более 12% от максимальной уставки. Максимальная уставка, для диапазона уставки по постоянной «A», равна 10.

4.1.6 Защита ротора генератора от перегрузок током возбуждения с интегрально - зависимой характеристикой выдержки времени

Защита, ранее выполняемая на релеРЗР-1М, в современных схемах выполняется на блоке защиты БЭ1102.

Структурная схема блока защиты БЭ 1102 приведены на рис.4.9.

Рисунок 4.9 -Структурная схема блока защиты БЭ1102

Выбор уставок

1) Сигнальный орган

Орган БЭ1102 имеет уставку срабатывания по току , регулируемую дискретно в диапазоне 1,0ч1,35, с минимальной ступенью регулирования не более 0,06

Принимаем =1,12.

Номинальный ток ротора генератора I_{рот ном} = 2900А.

Значение тока, протекающего в цепях ротора генератора, при котором сработает сигнальный орган БЭ1102:

=1,122900=3248А.

Коэффициент возврата органа не ниже 0,98.

Уставка выдержки времени органа регулируется дискретно в диапазоне (0,4ч12,8) сек с минимальной ступенью регулирования не более 0,25 сек.

Выбираем уставку выдержки времени 5,15секунд.

2) Пусковой орган

Орган БЭ1102 имеет уставку срабатывания по току , регулируемую дискретно в диапазоне 1,0ч1,35 , с минимальной ступенью регулирования не более 0,06

Принимаем =1,18.

Номинальный ток ротора генератора Iрот ном = 2900 А.

Значение тока, протекающего в цепях ротора генератора, при котором сработает пусковой орган БЭ1102:

=1,182900=3422А.

Коэффициент возврата органа не ниже 0,98.

3) Интегральный орган

Интегральный орган БЭ1102 имеет плавную регулировку коэффициента «В» в диапазоне 0,8ч1,0 и плавно ступенчатую регулировку коэффициента «С» в диапазоне 3ч40. В заводской поставке БЭ1102 настраивается на значение коэффициентов В=0,9, С=19,4, что соответствует следующей характеристике срабатывания (табл. 4.2).

Таблица 4.2-Характеристика срабатывания реле БЭ1102

Относительный ток ротора,	1,1	1,2	2,0
Время срабатывания на развозбуждение, сек	455	215	16

4.1.7 Защита от симметричных перегрузок генератора

В современных схемах применяется блок защиты БЭ1103 для защиты генераторов от симметричных перегрузок. Структурная схема блока защиты БЭ1103 приведена на рис. 4.10.

Рисунок 4.10- Структурная схема блока защиты БЭ1103

Токовые цепи блока защиты БЭ 1103 запитываем от трансформаторов тока ТШ-20, к которым подключена защитаБЭ 1101.

Выбор уставок:

1) Сигнальный орган

Орган БЭ1103 имеет уставку срабатывания по току , регулируемый дискретно в диапазоне 1ч1,35 с минимальной ступенью регулирования не более 0,06.

Принимаем =1,12.

Номинальный ток статора генератора I_{ном.ген} = 10868А.

Значение тока, протекающего в цепях статора генератора, при котором сработает сигнальный орган БЭ1103:

=1,1210868=12172А.

Коэффициент возврата органа не ниже 0,98.

Уставка выдержки времени органа регулируется дискретно в диапазоне (0,4ч12,8) сек с минимальной ступенью регулирования не более 0,25 сек.

Выбираем уставку выдержки времени 6,6 секунд.

2) Пусковой орган

Орган БЭ1103 имеет уставку срабатывания по току , регулируемый дискретно в диапазоне 1ч1,35 с минимальной ступенью регулирования не более 0,06.

Принимаем =1,18.

Номинальный ток статора генератора Iном.ген = 10868 А.

Значение тока, протекающего в цепях статора генератора, при котором сработает пусковой орган БЭ1103:

=1,1810868=12824А.

Коэффициент возврата органа не ниже 0,98.

3) Интегральный орган

Интегральный орган блока защиты имеет плавную регулировку коэффициента «В» в диапазоне от 0,8 до 1,0 и плавно ступенчатую регулировку коэффициента «С» в диапазоне от 3 до 50 . В состоянии поставки блок защиты настраивается на значения коэффициентов В=0,91 и С=19,2 , что соответствует характеристике срабатываний, приведенной в табл. 4.3.

Таблица 4.3-Характеристика срабатывания реле БЭ1103

Относительный ток статора	1,15	1,2	1,3	1,4	1,5
Время срабатывания, сек	333	228	126	80	55

4.1.8 Защита от повышения напряжения

На энергоблоках с турбогенераторами защита от повышения напряжения устанавливается начиная с мощности 160 МВт, имеет уставку 1,2 Uном и вводится в работу только при холостом ходе генератора с выдержкой времени около 3 сек., перекрывающей длительность кратковременного повышения напряжения на генераторе после его отключения из сети.

Функция подготовки защиты к действию в режиме холостого хода блока и блокирования защиты при работе блока на сеть возлагается на токовые реле РТ-40 /Р, включаемые в цепи высшего напряжения блока и генератора. Два токовых контроля, так как есть генераторные выключатели.

Пусковой орган, контролирующий напряжение генератора - реле напряжения РН - 58/200 c высоким К_В - включается на междуфазное напряжение трансформатора напряжения, установленного в цепи генератора.

Реле РН-58/200 устанавливаем на трансформатор напряжения ЗНОМ-20, находящийся на выводах генератора.

Рисунок 4.11- Схема защиты трансформатора блока от повышения напряжения

4.1.9 Защита от замыкания на землю в одной точке цепи возбуждения

Выполняется защита с помощью устройства БЭ1104, БЭ1105, устанавливаемых на каждом генераторе станции.

Блок защиты БЭ1104- блок контроля сопротивления изоляции.

Блок защиты БЭ1105 - частотный фильтр.

Защита предназначена для применения на синхронных генераторах с любой системой возбуждения, имеющей контактные кольца, и позволяет своевременно выявлять уменьшение сопротивления изоляции цепей возбуждения.

Структурные схемы защит БЭ1104 и БЭ1105 приведены на рис.4.11.

Защита имеет две ступени срабатывания по снижению изоляции с диапазоном регулирования уставок (0,5ч15) кОм. В каждой ступени защиты могут быть выставлены независимые уставки срабатывания, для рабочей и двух резервных систем возбуждения.

Рисунок 4.12-Структурные схемы защит БЭ1104 и БЭ1105

Диапазон регулирования времени срабатывания равен (1ч10) сек. Диапазон емкостей при которых обеспечивается уставки по сопротивлению срабатывания (0,2ч5) мкФ.

Имеется возможность ручного периодического измерения сопротивления изоляции цепи возбуждения с помощью встроенного прибора в диапазоне (0,5ч80) кОм.

Устройство блокировки реагирует на нарушение контакта щетка - вал при емкости внешней системы возбуждения относительно земли не менее 0,2 мкФ.

4.2 Защита трансформатора

4.2.1 Расчет дифференциальной защиты трансформатора на реле ДЗТ-21

Таблица 4.4-Паспортные данные трансформатора ТДЦ-400000/500

п/п	Наименование величины	Обозначение	Числовое значение
1	Полная номинальная мощность, МВА		400
2	Напряжение обмотки высшего напряжения, кВ		500
3	Напряжение обмотки низшего напряжения, кВ		20
4	Схема соединения обмотки высшего напряжения	-	Y
5	Схема соединения обмотки низшего напряжения	-

Таблица 4.5-Расчёт токов на каждой из сторон трансформатора и определение токов в плечах защиты

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовые значения для сторон
		ВН	НН	ТСН
Номинальный ток на сторонах защищаемого трансформатора, А.		=461,9	=11547	=722
Схема соединения ТА	-		Y	Y
Коэффициент трансформации ТА
Коэффициент схемы			1	1
Вторичный ток в плечах защиты, А.		=4	=4,811	=0,301
Расчетный ток, А		=4	=4,811	=4,811

В соответствии с полученными коэффициентами трансформации принимаем к установке трансформаторы тока, номинальные параметры которых указаны в таблице 4.6.

Таблица 4.6-Технические характеристика трансформаторов тока

	, кВ	Номинальный ток, А	Номинальная нагрузка в кл. точности 0,2; 0,5* Ом
		первичный	вторичный
ТГФ-500	500	1000	5	1,2
ТШ-20	20	12000	5	1,2*

Выбор основной стороны и ответвления трансреактора на основной сторон

Если , то для этого плеча установка АТТ не требуется, и подключение производится непосредственно к трансреактору.

За основную сторону принимаем сторону НН трансформатора 4,811. Таким образом, в данном плече АТТ не устанавливаем.

Таблица 4.7-Определение ответвлений автотрансформатора тока и трансреактора

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовые значения для сторон
		ВН	НН	ТСН
Номинальный ток принятого ответвления трансреактора реле на основной стороне	[3]	-	4,6	-
Коэффициент корректировки		-	=0,956	-
Вторичный ток в плечах защиты корректированный , А.		=3,824	4,6
Тип автотрансформаторов тока которые включаются в плечи защиты	АТ-31	-	-
Номинальный ток рассматриваемого включения, А		3,64	-	-
Номер используемого ответвления автотрансформаторов тока, к которому подводятся вторичные токи в плече защиты [3]	1-8	-	-
Номер используемого ответвления автотрансформаторов тока, к которому подключаются реле	1-10	-	-
Номинальный ток используемого ответвления АТТ, к которому подключается реле, А	-	4,25	-	-
Номинальный ток принятого ответвления TAV на неосновных сторонах		4,25	-	4,6
Номер используемого ответвления TAV реле	Табл. 5.1	3	-	2
Коэффициент трансформации автотрансформатора тока		=0,856	-	-
Расчетный ток неосновного плеча, А		=4,47	4,811	4,811
			1	1

Определение сторон, на которых необходимо торможение и выбор уставок тормозной цепи

Торможение осуществляется во всех плечах защиты. Выбор уставки «начала торможения»:;.

Расчетные токи ответвлений промежуточных ТАцепи торможения реле: А;А (для стороны ВН Т1);

(для стороны ТСН).

Номера используемых ответвлений приставки и промежуточных трансформаторов [3]:

Номинальные токи в тормозной цепи:

для ТА1 - 1 : ; для ТА2 - 2: ; для ТА3 - : .

Коэффициент совпадения тормозной цепи величина, характеризующая совпадение номинального тока ответвления трансформатора тока тормозной цепи с подводимыми к нему вторичным током, в номинальном режиме.

;

;

.

Расчет тока небаланса

Определим ток небаланса, соответствующий началу торможения.

Ток небаланса состоит из трех составляющих:

.

Определение значения составляющей тока небаланса, обусловленную погрешностью ТА, соответствующую началу торможения:

коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей. Для начала торможения ;

коэффициент неоднотипности трансформаторов тока,;

-относительное полное значение полной погрешности ТАв режиме начала торможения ;

На трансформаторе блока отсутствует РПН, следовательно значение составляющей тока небаланса, обусловленное регулированием напряжения, равно нулю.

Определение значения составляющей тока небаланса, обусловленной несовпадением расчетных токов и номинальных токов используемых ответвлений АТТ и TAV, соответствующих началу торможения по формуле:

,

где и - коэффициенты токораспределения в плечах.

У двухобмоточных трансформаторов и равны 1.

Составляющая тока небаланса:

Ток небаланса, соответствующий началу торможения:

=23,1+23,8=46,9А.

Первичный минимальный ток срабатывания защиты, при отстройке от расчетного первичного тока небаланса:

где коэффициент отстройки,

Первичный минимальный ток срабатывания защиты, при отстройке от переходного режима внешнего КЗ:

.

Рисунок 4.13-Схема включения токовых цепей дифференциальной защиты трансформатора с реле ДЗТ-21

За первичный минимальный ток срабатывания защиты принимается наибольший из токов: =138,6А.

Относительный минимальный ток срабатывания реле при отсутствии торможения:

где уставка относительного минимального тока срабатывания реле для неосновной стороны, обуславливающей наибольшее загрубление защиты;

первичный минимальный ток срабатывания защиты, =138,6А;

номинальный ток принятого ответвления на неосновной стороне, =4,25А;

коэффициент схемы, Ксх=;

коэффициент трансформации ТА, К_I.=1000/5;

коэффициент трансформации АТТ, .

.

Первичный максимальный ток, проходящий через защищаемый трансформатор при внешнем КЗ:

1510А (табл.3.13).

Определим ток небаланса, соответствующий максимальному току, проходимому через защищаемый трансформатор.

Определение значения составляющей тока небаланса, обусловленную погрешностью ТА, соответствующую максимальному току, проходимому через защищаемый трансформатор, А:

где коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей. В режиме к.з. =2,0;

коэффициент неоднотипности трансформаторов тока,;

-относительное полное значение полной погрешности ТАв режиме КЗ =0,1.

1510=302А.

На трансформаторе блока отсутствует РПН, следовательно значение составляющей тока небаланса, обусловленное регулированием напряжения, равно нулю.

Значение составляющей тока небаланса, обусловленной несовпадением расчетных токов и номинальных токов используемых ответвлений АТТ и ТАV, соответствующих максимальному току, проходимому через защищаемый трансформатор, как и в предыдущем случае:

.

Ток небаланса, соответствующий максимальному току, проходимому через защищаемый трансформатор:

=302+77,8=379,8А.

Определяем коэффициент торможения защиты.

Коэффициент торможения защиты соответствует тангенсу угла наклона тормозной характеристики реле и может плавно регулироваться в диапазоне 0,3ч0,9.

Определение первичного тока срабатывания токовой отсечки по условию отстройки от максимального первичного тока небаланса , соответствующего максимальному току, проходимому через защищаемый трансформатор.

Определение значения составляющей тока небаланса, обусловленную погрешностью ТА, соответствующую максимальному току, проходимому через защищаемый трансформатор (при большом загрублении), А:

где коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей. В режиме КЗ (при большом загрублении). =3,0;

коэффициент неоднотипности трансформаторов тока, ;

относительное полное значение полной погрешности ТАв режиме КЗ =0,1.

На трансформаторе блока отсутствует РПН, следовательно значение составляющей тока небаланса, обусловленное регулированием напряжения, равно нулю.

Определяем значение составляющей тока небаланса, обусловленной несовпадением расчетных токов и номинальных токов используемых ответвлений АТТ и ТАV, соответствующей максимальному току, проходящему через защищаемый трансформатор (при большом загрублении):

.

Ток небаланса, соответствующий максимальному току, проходимому через защищаемый трансформатор (при большом загрублении):

=453+77,8=530,8А.

Расчетный ток срабатывания токовой отсечки:

530,8=796,2А.

Выбираем уставку токовой отсечки :

.

Уставка токовой отсечки, приведённая к основной стороне, принимается равной =66240 А.

Как показывает практика, проверять чувствительность защиты на реле ДЗТ-21 не требуется, поскольку она обеспечивается с большим запасом.

4.2.2 Газовая защита трансформатора

Газовая защита осуществляется с помощью одного реле на трехфазном трансформаторе, встроенного в маслопровод к расширителю. Реле имеет сигнальный и отключающий контакты. Срабатывание того или иного в этом случае обеспечивается подача разных сигналов при срабатывании сигнального и отключающего контактов защиты.

Для защиты примем газовое реле защиты трансформатора РЗТ-80.

4.2.3 Пуск устройства пожаротушения на трансформаторах

До обязательной поставки с трансформатором спецустройства, реагирующего на возникновение пожара, в соответствии с указаниями по проектированию противопожарных мероприятий, в качестве датчиков устройства тушения пожара используется устройства релейной защиты. Пуск устройства пожаротушения производится от дифференциальной защиты, защиты ошиновки и газовой защиты трансформатора.

4.2.4 Защита ошиновки высшего напряжения блока

На блоках с высшим напряжением 330-500кВ, т.е. в схемах распределительного устройства высшего напряжения с установкой более одного выключателя на присоединение, предусматривается отдельная дифференциальная токовая защита ошиновки, предназначенная для защиты от всех видов к.з. на ошиновке. Выполнена на реле РНТ.

Выполнение отдельной дифференциальной защиты ошиновки со своими выходными реле и питания цепей этой защиты оперативным током через отдельные автоматы позволяют сохранить в работе высоковольтные выключатели блока в режиме выведения из работы блока и его схемы защиты для возможности её ревизии.

Рисунок 4.14 -Схема дифференциальной защиты ошиновки

4.2.5 Устройство контроля изоляции вводов 500 кВ трансформатора

Устройство типа КИВ-500Р предназначено для контроля изоляции высоковольтных вводов 500кВ и выше силовых трансформаторов с бумажно-масляной изоляцией в процессе их эксплуатации и для отключения блока перед полным пробоем или повреждением трансформатора. Устройство состоит из блок - реле, специального согласующего трансформатора, разрядников и токового реле блокировки. Принцип действия устройства КИВ - 500Р основан на измерении суммы емкостных токов трехфазной системы, протекающих под воздействием рабочего напряжения через изоляцию вводов трех фаз.

При пробое части изоляции ввода или при активных утечек во время развития пробоя ввода в предварительно сбалансированной сумме токов появляется ток небаланса, на который реагирует устройство.

Из двух элементов устройства КИВ - 500Р, сигнального и отключающего, основным является сигнальный элемент.

Так как действие отключающего элемента разрешается только после срабатывания сигнального элемента, указывающего на начавшееся прогрессирующее повреждение высоковольтного ввода.

Рисунок 4.15 - Устройство КИВ

ТТС - согласующий трансформатор с отпайками для подстройки и уменьшения Iнб;

Д р g С1 - С4 - фильтр высших гармоник;

ТТ2 - трансформатор тока сигнального элемента;

РТ 1 - реагирующий орган сигнального элемента, Iср. сигн. эл. ~

( 5 -7 )% номинального емкостного тока;

ТТ3 - трансформатор тока отключающего элемента;

С5 ,С6 ,R7 - фильтр высших гармоник отключающего эл - та;

РТ 2 - реагирующий орган отключающего элемента, Iсррт2 ~

( 20 - 25 )% номинального емкостного тока ввода;

РТ - внешнее токовое реле для блокировки отключающего при повреждениях в соединениях ТТС и выводов ПИН (отбор напряжения от вводов) I сррт = ( 60 -70 )% номинального емкостного тока ввода.

4.3 Резервные защиты

4.3.1 Резервная дифференциальная защита блока

Назначение зашиты - быстродействующее резервирование основных защит блока (генератора, трансформатора, ошиновки высшего напряжения).

Рисунок 4.16-Схема резервной дифференциальной защиты блока (KAT1-KAT3)

Рассчитаем уставки резервной дифференциальной защиты блока.

Первичные номинальные токи:

Вторичные токи в плечах защиты:

Максимальный ток, проходящий через тр-р при внешнем к.з. =1510А, (табл.3.13).

Ток небаланса ( без учета ), А:

,

где коэффициент однотипности ТА, ;

коэффициент, учитывающий наличие апериодической слагающей, .

Относительная максимальная погрешность ТА, =0,1;

учитывает непостоянство уровня напряжения. Для трансформаторов без РПН =0.

1510=151 А.

Первичный ток срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса при внешнем к.з.:

,

где коэффициент отстройки. =1,3.

151=196,3А.

Первичный ток срабатывания защиты по условию отстройки от броска тока намагничивания:

461,9=600,5А.

За расчетный ток срабатывания принимаем наибольший:=600,5А.

Оценка коэффициента чувствительности: =1198А, (табл.3.13).

>1,5.

Коэффициент чувствительности превышает 1,5, применение реле РНТ-565 допустимо.

За основную принимаем сторону 20 кВ.

Находим число витков на неосновной стороне 500 кВ.

Определим третью составляющую тока небаланса:

.

Расчетный ток небаланса с учетом третьей составляющей:

=151 +8,9=159,9А.

Ток срабатывания защиты на основной стороне, приведенный к стороне 500 кВ:

.

Приемлемость выбранного числа витков определим по коэффициенту отстройки:

.

Первую уравнительную обмотку реле РНТ-565подсоединим к трансформатору тока ТА1 со стороны 500 кВ и наберём на ней 17 витков, вторую уравнительную обмотку реле подсоединим к трансформатору тока ТА20 со стороны 20 кВи наберем на ней 15 витков.

Оценим чувствительность защиты при двухфазном КЗ:

>1,5.

4.3.2 Защиты, обеспечивающие дальнее резервирование

Эти защиты должны резервировать защиты линий, отходящих от распределительного устройства высшего напряжения блока, при всех видах КЗ в сети.

Для обеспечения дальнего резервирования при симметричных КЗ в сети на блоке предусматривается дистанционная защита на блоке защиты КРС-2. В связи с тем, что эта защита имеет большую выдержку времени, в её цепи не предусматривается блокировка при качаниях.

Для обеспечения дальнего резервирования при несимметричных КЗ предусматривается орган блока БЭ 1101 - отсечка с выдержкой времени (рис.4.8).

Рисунок 4.17-Защита от внешних симметричных КЗ

Для обеспечения дальнего резервирования при однофазных КЗ в сети на блоке предусматривается токовая защита от внешних однофазных КЗ.

Ток срабатывания МТЗ выбирается из условий согласования с чувствительными ступенями земляных защит отходящих линий. Кроме того, МТЗ должна быть отстроена от тока небаланса при внешних трехфазных КЗ на шинах подстанции:



где - коэффициент запаса по избирательности, =1,25;

- коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей в токе КЗ, =1,0;

относительная максимальная погрешность ТА. =0,1.

1510=189 А.

Выполним защиту на реле типа РТ-40, которое включено в нейтраль трансформатора.

Рисунок 4.18 -Токовая защита нулевой последовательности

5. Экономическая часть

5.1 Структура бизнес-плана

В дипломной работе мы рассматриваем экономическую эффективность КЭС-2240 МВт. Основное оборудование - турбогенераторы 7 штук типа Т3В-320, число часов использования установленной мощности- 7100 ч/год, вид топлива - газ, цена топлива - 2500 руб./т., коэффициент удельных капиталовложений - 5000 руб./кВт.

Целью разработки проекта является: энергоснабжение потребителей промышленного района, отпуска электроэнергии на НОРЭМ и т.п.

Предполагается реализовывать продукцию Тайшетскому алюминиевому заводу.

Основу цены составляет себестоимость продукции. При установлении цен на энергию (электрическую, тепловую) учитываются особенности энергетического производства.

В энергетических системах в силу существенных различий в структуре генерирующих мощностей и стоимости используемых энергоресурсов себестоимость энергии различна. Чтобы обеспечить нормальный уровень рентабельности, необходимо отпускные цены на энергию устанавливать не едиными, а дифференцировать их по отдельным энергосистемам.

Режим производства энергии определяется режимом ее потребления. Цены должны быть построены так, чтобы экономически побуждать потребителей к уплотнению графиков нагрузки и тем самым к улучшению режимов работы энергогенерирующего оборудования и снижению себестоимости энергии. Поэтому применяют такой способ расчетов с потребителями, при котором цена изменяется в зависимости от режима потребления энергии. Достигается это применением двух (и более) ставок, при помощи которых определяются размер платы за потребленную энергию и меняющаяся цена, которая называется тарифом.