Проектирование электрической части ТЭЦ 180 МВт

class="symbol">Ц2·b_н·I_{отк.ном}/100=Ц2·40·40/100=22,63кА

-

Ц2·I_пt+i_at=24,32 кА

Ц2·I_{отк.ном.}·(1+b_н/100)=Ц2·40·(1+40/100)=79,196 кА

-

I_по=16,79 кА

I_дин=40 кА

-

i_у=38,16 кА

i_дин = 102 кА

i_дин=80 кА

В_к=29,94 кА²·с

I_терм.²·t_терм.=50²·3=7500 кА²с

I_терм.²·t_терм.=40²·3=4800 кА²с

ВМТ-110Б-40/2000 УХЛ1 – выключатель маломасляный трехполюсный, привод пружинный типа ППрК, предназначен для установки в районах с умеренно-холодным климатом.

РДЗ-110/1000 – разъединитель двухколонковый с заземляющими ножами.

Выбор генераторного выключателя и разъединителя на 10,5 кВ:

Таблица 3.9

Расчетные данные	Данные выключателя МГУ – 20 – 90/6300 У3	Данные разъединителя РВРЗ-20/8000 - М
Uуст=10,5 кВ	Uном = 20 кВ	Uном = 20 кВ
Imax=4340 А	Iном=6300 А	Iном=8000 А
Iпt=22,99 кА	Iотк.ном.=90 кА	-
iat = 26,12 кА	ia.ном.=Ц2·bн·Iотк.ном/100=Ц2·20·90/100= кА	-
Ц2·Iпt+iat=58,63 кА	Ц2·Iотк.ном.· (1+bн/100)=Ц2·90· (1+30/100)= кА	-
Iпо=29,85 кА	Iдин=105 кА	-
iу=82,78 кА	iдин = 300 кА	iдин=315 кА
Вк=418,88 кА2·с	Iтерм.2·tтерм.=902·4=32400 кА2·с	Iтерм.2·tтерм.=1252·4=62500 кА2·с

МГУ-20-90/6300 У3 – маломасляный генераторный выключатель, для утсановки в районах с умеренным климатом.

РВРЗ-20/8000-М – разъединитель для внутренней установки, рубящего типа, с заземляющими ножами.

Выбор выключателя и разъединителя в схеме собственных нужд 6,3 кВ.

В схеме с.н. предполагается установка КРУ с выключателями ВЭ-6-40/1600 У3.

Ток одной секции с.н.:

I_max = P_секции/(·U_ном·cosj) = 992/(·6,3·0,87) = 104,5 А.

Выбор сведён в таблице 3.10.

Таблица 3.10

Расчетные данные	Данные выключателя ВЭ-6-40/1600 У3
Uуст = 6,3 кВ	Uном = 6 кВ
Imax = 104,5 А	Iном = 1600А
Iпt = 8,16 кА	Iотк.ном.= 40 кА
iat = 1,41 кА	ia.ном.=Ц2·bн·Iотк.ном/100=Ц2·20·40/100 = кА
Iпо = 10,74 кА	Iдин = 40 кА
iу = 25,72 кА	iдин = 128 кА
Вк= 13,32 кА2с	Iтерм.2·tтерм.=402·4=6400 кА2·с

ВЭ-6-40/1600У3 – выключатель электромагнитный, для установки в районах с умеренным климатом.

3.5.2. Выбор линейных реакторов в цепи линий местной нагрузки

Максимальный ток одной ветви реактора определяется из мощности местной нагрузки и количества присоединений:

I_max = S_1л / (U_н) = 9,5810³/10,5 = А;

где S_1л=S_мн/n_л=57,47/6=9,58 МВА

n_л – кол-во присоединений

Рис. 3.6. Схема подключения местной нагрузки.

Ток термической стойкости кабеля:

I_тер = ,

где С = 90 Ас^1/2/мм² - функция от U_ном, типа и материала жил кабеля;

s = 95 мм² - сечение жилы кабеля;

t_откл = 0,095 с - время отключения к.з.;

Т_а = 0,003 с - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з.

I_тер = = А;

За наименьший ток принимаем I_тер кабеля.

Результирующее сопротивление без реактора:

Х_рез = U_ср/I_по = 10,5/63,14 = Ом;

где I_по=I_пос(к2)+I_пог(к2)=33,29+29,85=63,14 кА.

Требуемое сопротивление цепи к.з. из условия обеспечения номинальной отключающей способности выключателя:

Х_{рез треб} = U_ср/I_тер = 10,5/27,3 = Ом;

Требуемое сопротивление реактора:

Х_{р треб} = Х_{рез треб} – Х_рез = 0,22 – 0,1 = 0,12 Ом;

Выбираем реактор РБДГ – 10 – 2500 – 0,25 У3 с параметрами:

U_ном = 10 кВ; I_ном = 2150 А;

Х_р = 0,25 Ом; i_max = 49 кА; I_тер = 19,3 кА; t_тер = 8 с.

Результирующее сопротивление цепи с учетом реактора:

Х’_рез = Х_рез + Х_р = 0,1 + 0,25 = 0,35 Ом;

Фактическое значение I_по:

I_по = 10,5/0,35 = кА.

Проверка стойкости реактора в режиме к.з.

Электродинамическая стойкость: i_у < i_дин

i_у = I_поk_у = 17,321,96 = 48,01 кА< 49 кА – выполняется.

Термическая стойкость:

Завод гарантирует время термической стойкости t_тер = 8 с и среднеквадратичный ток термической стойкости I_тер = 19,3 кА.

Условие:

В_{к зав} = 19,3²  8 = 2979,9 > В_{к расч} = I_по²  (t_отк + Т_а) = 17,32²  (0,08 + 0,23) = 92,99 кА²с - выполняется.

Остаточное U на шинах ГРУ при к.з. за реактором:

U_ост% = == % > (55-60)%

Потеря напряжения:

u_р% = = = %.

u_р% < 2% удовлетворяет условию.

На присоединениях местной нагрузки предполагается установка КРУ с выключателями ВЭ-6-40/1600 У3.

Выбор выключателя и разъединителя в цепи местной нагрузки:

Таблица 3.11

Расчетные данные	Данные выключателя ВЭ-10У-31,5/1600 У3	Данные разъединителя РВРЗ-10/2000 – У3
Uуст=10 кВ	Uном = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Imax=526,76 А	Iном=1600 А	Iном=2000 А
Iпt=22,38 кА	Iотк.ном.=31,5 кА	-
iat = 22,36 кА	ia.ном.=2 ·bн·Iотк.ном/100=2·31,5·50/100= кА	-
Ц2·Iпt+iat=54,01 кА	2·Iотк.ном.·(1+bн/100)=2·31,5·(1+50/100)= кА	-
Iпо=22,38 кА	Iдин=31,5 кА	-
iу=61,97 кА	iдин =80 кА	iдин=85 кА
Вк=205,44 кА2·с	Iтерм.2·tтерм.=31,52·3=2976,7 кА2·с	Iтерм.2·tтерм.=31,52·1=992,2 кА2·с

3.6. Выбор шин и связей между элементами

3.6.1. На напряжение 110 кВ

Ошиновку 110 кВ выполняем гибкими проводами типа АС [7].

Сборные шины выбираются по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равный току наиболее мощного присоединения: I_maxI_доп

Как было сказано выше, блочный трансформатор не может быть нагружен больше, чем мощность генератора, поэтому:

I_max = I_maxТС = 63 /(1100,8)= кА

Принимаем гибкий провод АС-240/32 ; I_доп=605 А;

Проверку на схлестывание не производим т.к. I_по⁽³⁾ = 15,83 кА < 20 кА [9].

Проверка на термическое действие токов КЗ не производится, т.к. шины выполняются голыми проводами на открытом воздухе [9].

Проверка на корону может не производиться, т.к. было установлено, что при напряжении установки 110 кВ и сечении проводов более 70 мм² провода не коронируют [9].

Выбор гибких токопроводов от выводов ТС 110 кВ до сборных шин.

Токоведущие части от выводов трансформатора 110 кВ до сборных шин выполняется гибкими токопроводами.

Их сечение выбирается по экономической плотности тока [4].

q_э=I_норм / j_эк = 410/1=410 мм².

Принимаем провод АС-450/56

Проверка по допустимому току:

I_max=410 А < I_доп=910 А.

Проверка на термическое действие токов КЗ не производим, т.к. применены голые провода на открытом воздухе.

Проверка на корону не производится, т.к. провод имеет сечение больше 70 мм² .

3.6.2. На напряжение 10,5 кВ

Токоведущие части от выводов генератора до распределительного устройства генераторного напряжения выполняется, пофазно-экранированым токопроводом типа ГРТЕ-10-8550-250. [4]

Проверка выбранного токопровода приведена в таблице 3.12.

Таблица 3.12

Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные	Каталожные данные токопровода ГРТЕ-10-8550-250	Условия выбора
Uуст=10,5 кВ	Uном=10,5 кВ	Uуст  Uном
Iг=4330 А	Iном=5140 А	Iг  Iном
iу=52,4 кА	Iдин=250 кА	iу  iдин

Комплектация токопровода ГРТЕ-10-8550-250:

- трансформатор напряжения типа ЗНОМ-10,

- встроенный трансформатор тока типа ТШ-20-10000/5,

- тип опорного изолятора ОФР-20-375с.

Все токоведущие части РУ-10,5 кВ, включая сборные шины, выполняются жесткими голыми алюминиевыми шинами коробчатого сечения. [4]

Выбор производится по допустимому току:

I_max=Р_м.н/(U_номcos0,95)=16667/(10,50,870,95)= А.

Предварительно принимаются шины алюминиевые, коробчатого сечения по [5] типа 2(75355,5) мм, сечением 2х695 мм², I_доп=2670 А.

Таким образом, условие:

I_max=1109  I_доп=2670 А – соблюдается.

Сборные шины проверяются на термическую стойкость:

суммарный ток I_п0=46,02 кА, тогда:

В_к=I_п0²(t_отк+Т_а)=46,02²(4 + 0,185)=8863,162 кА²с,

где:

t_отк=4 с. по [9],

Т_а=0,185 - для сборных шин 10 кВ, [4].

Минимальное сечение по условию термической стойкости:

q_min=1000/с =1000/ 90 = мм²

следовательно, условие

q_min=1046 мм²  q_ш=2695=1390 мм² – соблюдается.

Проверка сборных шин на механическую прочность.

Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции, поэтому расчет производится без учета колебательного процесса в механической конструкции. При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника расчетная формула имеет вид: [6]

_расч== МПа;

условие:

_расч=8,66 МПа  _доп=75 МПа, [9] - выполняется, выбранные шины проходят по условию механической прочности.

3.6.3. Выбор токоведущих частей РУ С.Н. - 6 кВ.

Сечение шин принимается по наибольшему току самого мощного рабочего трансформатора собственных нужд 6 кВ:

I_тсн=S_тсн/(U_ном)=6300/(6,3)= А.

По таблице 7.2 [5] принимаются алюминиевые двухполосные шины сечением 159 мм².

Проверка шин на термическую стойкость:

температура шин до короткого замыкания:

_н=₀+(_доп.дл - _{0 ном})I_max/I_доп=25+(70-25) 577,35/855= С,

где:

₀=25 С - температура окружающей Среды,

_доп.дл - длительно допустимая температура проводника,

I_доп=4000 А - длительный допустимый ток для выбранных шин.

по рис. 3.45 [4], определяется, что

f_н=60 С - показатель характеризующий состояние проводника к моменту начала короткого замыкания.

По таблице 3.13 [4] определяем значение коэффициента k, учитывающего удельное сопротивление и эффективную теплоемкость проводника:

k=1,054 мм²С/(А²С)10^-2, тогда:

f_к=f_н+КВ_к/q=60+1,0545,25/159= С

где:

В_к=I_п0²(t_отк+Т_а)=6,91²0,11=5,25 кА²с,

по рис. 3,45 [4], для f_к=60 С, температуры шин после короткого замыкания _н=85 С, что меньше допустимой температуры для алюминиевых шин _доп=200 С. [4]

3.7. Выбор измерительных трансформаторов

3.7.1. Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока (ТТ) предназначены для уменьшения первичного тока до значений удобных для измерения, а так же для отделения цепей измерения и автоматики от первичных цепей высокого напряжения.

Выбор трансформаторов тока производится:

- по напряжению установки	Uуст  Uном. тт
- по току	Imax  I1 ном , Iнорм  I1 ном
- по конструкции и классу точности
- по электродинамической стойкости	iу kдин I1 ном
- по вторичной нагрузке	Z2  Z2 ном

Электродинамическая стойкость шинных ТТ определяется устойчивостью самих шин, поэтому шинные ТТ по этому условию не проверяются. [6]

Выбор трансформаторов тока в цепи линии связи с системой.

Вторичная нагрузка и перечень приборов, присоединяемых к трансформатору тока дана в таблице 3.13.

Таблица 3.13

Вторичная нагрузка трансформатора тока

Приборы	Тип	Нагрузка по фазам, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-379	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии	СА3-И675	2,5	-	2,5
Счётчик реактивной энергии	СР4-И676	2,5	-	2,5
Итого		6,5	0,5	6,5

По [5] принимается к установке трансформатор тока типа ТФЗМ-110Б-1 с фарфоровой изоляцией, с обмотками звеньевого типа, маслонаполненный.

Сравнение расчетных и каталожных данных трансформатора тока приведены в таблице 3.14.

Таблица 3.14

Сравнение расчетных и каталожных данных трансформатора тока

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=110 кВ	Uном=110 кВ
Imax=410 А	Iном=600 А
iу=35,98 кА	iдин=126 кА
Класс точности 0,5	Класс точности 0,5
S2=6,5 ВА	S2н=30 ВА
Вк=28,44 кА2с	I2тер* tтер =682*3=13872 кА2с

S_2н=I_2н²r=5²1,2=30 ВА.

где:

r=1,2 Ом - номинальное сопротивление в данном классе точности.

Определяем сопротивление проводов:

Z_пров=Z_2н - r_приб.-Z_к =Z_2н - S_пр/I_2н²-Z_к=1,2-6,5/5²-0,1= Ом;

длина соединительных проводов с алюминиевыми жилами (=0,0283) принимается по [10] и равна:

l_расч=100 м,

тогда, сечение соединительных проводов:

q=l_расч/Z_пров=0,0283100/0,84= мм²;

Принимаем кабель АКВРГ с жилами 4 мм² , тогда R_пр определим как:

Z_пр==0,707 Ом

Тогда вторичная нагрузка определится как:

Z₂=R_пр+R_приб.+R_к=0,707+0,26+0,1 = 1,067 Ом.

Z₂2 ном; трансформатор тока принимается к установке.

На генераторном напряжении 10,5 кВ устанавливается трансформаторы тока типа ТШ-20-10000/5, встроенный в токопровод ГРТЕ-10-8550-250. [5]

3.7.2. Выбор трансформаторов напряжения.

Трансформатор напряжения (ТН) предназначен для понижения первичного напряжения до напряжения вторичных цепей измерения и релейной защиты.

Выбор трансформаторов напряжения производится:

- по напряжению установки	Uуст  Uном
-по схеме соединения обмоток
-по классу точности
- по вторичной нагрузке

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения сборных шин 110 кВ приведена в таблице 3.15.

Таблица 3.15

Перечень приборов подключаемых к трансформатору напряжения

Прибор	Тип	S одной обмотки ВА	Число обмоток	cos j	sin j	Число приборов	Рпотр Вт	Qпотр ВА
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3	0
Варметр	Д-304	1,5	2	1	0	1	3	0
Счетчик активной мощности со стопором	И-675	2	2	0,38	0,925	2	21,0	19,5
Счетчик реактивной мощности со стопором	И-676	3	2	0,38	0,925	2	31,6	29,2
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	1	2	0
Вольтметр регистрирующий.	Н-344	10	1	1	0	1	10	0
Частотомер	Э-372	3	1	1	0	1	3	0
Частотомер регистр.	Н-397	7	1	1	0	1	7	0
Фиксатор импульсного действия	ФИП	3	1	1	0	1	3	0
ИТОГО:							83,6	48,7

S_2е = =96,7 ВА

Согласно номинального напряжения 110 кВ и вторичной нагрузки выбираем трансформатор напряжения НКФ-110-58 ( U_ном=110 кВ , S_{2 ном} =400 ВА ).

Т.о. S_2е < S_ном ;

U_уст=U_ном.

Рис. 3.7 Схема соединения обмоток TV

Для соединения тр-ра напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм² по условию механической прочности [4], номинальное напряжение обмоток:

U_в=110000/, В; U₂=100/, В; U_{2 доп}=100, В.

Рис. 3.8. Схема подключения измерительных приборов на сборных шинах 110 кВ.

Таблица 3.16

Сравнение расчетных и каталожных данных

Расчетные данные	Каталожные данные ТН
Uуст=110 кВ	Uном=110 кВ
Класс точности 0,5	Класс точности 0,5
S2нагр=120,6 ВА	S2ном=400 ВА

На генераторное напряжение 10,5 кВ устанавливается трансформатор напряжения типа ЗНОМ-10, встроенный в токопровод ГРТЕ-10-8550-250. [5]

3.8. Выбор разрядников.

Для защиты от перенапряжений вызываемых ударами молний, несимметричными короткими замыканиями, предусматривается установка ограничителей перенапряжений подключаемых к сборным шинам 110 кВ. Выбор производится по номинальному напряжению. [4]

На ОРУ-110 кВ принимается к установке ОПН-110У1. [4]

Для защиты силовых трансформаторов, предусматривается:

- со стороны 110 кВ, ограничители напряжения ОПН-110У1,

- со стороны генераторного напряжения, разрядники типа РВМ-15У1.

Для защиты от перенапряжений оборудования 6 кВ, принимаются разрядники типа РВО-6У1.

3.9. Выбор источника оперативного тока.

В качестве источника оперативного тока на проектируемой ТЭЦ используется установка постоянного тока, с аккумуляторными батареями, для питания цепей управления, автоматики, аварийного освещения, а также механизмов собственных нужд станции. АБ выбирают по необходимой емкости, уровням напряжения в аварийном режиме и схеме присоединения к шинам.

Выбор аккумуляторных батарей.

Потребителями АБ являются:

- постоянно включенная нагрузка - аппаратуры устройств управления, блокировки, сигнализации и релейной защиты, а так же постоянно включенная часть аварийного освещения;

- временная нагрузка, которая возникает при исчезновении переменного тока во время аварийного режима;

- кратковременная нагрузка длительностью не более 5 с, которая создается токами включения и отключения приводов выключателей.

Так как в нормальном режиме АБ работает в режиме постоянного подзаряда, то расчетной нагрузкой для нее, является аварийная ситуация, когда батарея несет на себе всю аварийную нагрузку.

Длительность аварийного режима на ТЭЦ t_ав=0,5 часа. [11]

Каждая АБ имеет свое подзарядное устройство, для заряда предусматривается один общестанционный агрегат.

Подсчет нагрузки на АБ сведен в таблицу 3.17.

Таблица 3.17

Расчетная нагрузка на аккумуляторную батарею

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	-	-	-	20	-	20	20	20
Аварийное освещение	-	-	-	160	-	160	-	160
Приводы выключателей: ВЭ	2	-	58	-	-	-	116	-
Связь	1	7,2	38	30	100	30	100	30
Эл д/т аварийного маслонасоса генератора	1	8	43,5	40	130	160	-	160
Эл д/т аварийного маслонасоса смазки подшипников турбины	2	14	73,5	73	184	292	-	292
ИТОГО:	-	-	-	-	-	662	236	662

Т.к. мощность ЭС меньше 200 МВт, следовательно принимаем одну АКБ. Батарея будет работать в режиме постоянного подзаряда в схеме с элементным коммутатором. Расчетная длительность аварийной нагрузки 0,5 ч. Номинальное напряжение на шинах установки 230 В. Расчетная температура электролита +25^оС.

Число основных элементов в батарее:

n_о = U_ш/U_пз = 230/2,15 =108 ,

где:

n_о — число основных элементов в батарее;

U_ш - напряжение на шинах;

U_пз - напряжение на элементе в режиме подзаряда (2,15 В).

В режиме заряда при максимальном напряжении на элементе 2,7 В к шинам присоединяется:

n_min = 230/2,7 = 85 элементов,

В режиме аварийного разряда при напряжении на элементе 1,75 В, а на шинах не ниже номинального (220 В).

n = 220/1,75 = 125 элементов,

где:

n – общее число элементов батареи.

К элементному коммутатору присоединяется:

n = n – n_min= 125 – 85 = 40 элементов.

Типовой номер батареи N выбирается по формуле:

N ,

где I_ав— нагрузка установившегося получасового (часового) аварийного разряда, А;

1,05 — коэффициент запаса;

j — допустимая нагрузка аварийного разряда = 25 A/N, приведенная к первому номеру аккумуляторов в зависимости от температуры электролита. Определяется по кривой:

N > (1,05662)/25 =28,

Выбранный аккумулятор СК-28 проверяем по току аварийного кратковременного разряда:

46N > I_ав,кр;

где 46 – коэф, учитывающий допустимую перегрузку;

4628 = 1288 > 662

Окончательно принимаем СК-28.

Проверяем отклонение напряжения при наибольшем толчковом токе:

I_р(N=1) = I_{т max} /N = 662/28 = 23,6.

По кривым определяем напряжение на АКБ равным 90%. Если принять потерю напряжения в соединительном кабеле равной 5%, то напряжение на приводах будет 85%. По таблице допустимое отклонение напряжения на электромагнитах включения составляет 80 – 110 %, таким образом, принятые аккумуляторы обеспечивают необходимое напряжение.

Подзарядное устройство в нормальном режиме питает постоянно включенную нагрузку и подзаряжает батарею. Согласно ГОСТ 825 – 73 ток подзаряда должен быть 0,03N, но, учитывая возможные продолжительные разряды, этот ток принимают равным 0,15N, тогда:

I_пз > 0,15N + I_п = 0,1528 + 20 = 24,2 А;

где I_п – ток постоянно включенной нагрузки.

Напряжение подзарядного устройства 2,2n_о = 2,2  108 = 238 В.

Выбираем подзарядное устройство ВАЗП-380/260-40/80.

Подзаряд добавочных элементов: I_пз = 0,05N = 0,0528 = 1,4 А.

Напряжение U_пз = 2,2 (n-108) = 2,2  17 = 37,4 В.

Выбираем автоматическое подзарядное устройство типа АРН-3, которое поставляется комплектно с панелью автоматического регулирования U типа ПЭХ-9045-00А2.

Зарядное устройство:

I_з = 5N + I_п = 5  28 + 20 =160 А;

U_з = 2,75n = 2,75  125 = 343,75 В.

Выбираем зарядный агрегат из генератора постоянного тока П-91: Р_ном = 48 кВт; U_ном = 270/360 В; I_ном = 1589 А и асинхронного двигателя типа А2-82-4: Р_ном = 55 кВт.

4. Релейная защита

4.1. Защита блока генератор - трансформатор

4.1.1. Общие положения

Основной задачей построения релейной защиты энергоблоков является обеспечение ее эффективного функционирования при любых видах повреждений, предотвращение развития повреждения и значительных разрушений защищаемого оборудования, а также предотвращения нарушений устойчивости в энергосистеме.

В соответствии с [9] для блоков генератор - трансформатор с генераторами мощностью более 10 МВт должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

Таблица 4.1

Виды повреждений и ненормальных режимов работы [13]

1	От многофазного короткого замыкания 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 однофазных замыканий на землю в обмотке статора генератора	Защита на реле тока нулевой последовательности
4	От асинхронных режимов при потере возбуждения генератора	Защита на реле сопротивления
5	От всех видов к.з. в обмотках трансформатора и на ошиновке	Дифференциальная защита трансформатора
6	От замыканий внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла	Газовая защита
7	От симметричных к.з. и перегрузок	Блок защиты БЭ 1103
8	От внешних не симметричных к.з. и перегрузок	Защита обратной последовательности на блоках реле БЭ 1101

4.2. Расчет уставок защит

Исходные данные

Таблица 4.2

Параметры турбогенератора [5]

Тип	Sном, МВА	Uн, кВ	Iн, А	xd, о.е.	x’d, о.е.	x’’d, о.е.	cos 
ТЗФП – 63 –2У3	78,75	10,5	4380	2,18	0,224	0,153	0,8

Таблица 4.3

Параметры трансформатора [5]

Тип	Sном, МВА	Uном вн кВ	Uном нн кВ	Рхх кВт	Ркз кВт	Uk %	Ixx %
ТРДН – 63000/110	63	115	10,5	50	245	10,5	0,5

Таблица 4.4

Параметры трансформаторов тока [5]

Тип	Uном, кВ	I1ном, А	I2ном, А	Коэффициент трансформации
ТФЗМ – 110 – У1	110	600	5	120
ТШ – 20 – 10000/5	20	10000	5	2000

4.2.1. Продольная дифференциальная защита

Защита выполняется трехфазной, трехрелейной с реле типа ДЗТ-11/5, имеющим рабочую обмотку _раб=144 витка. Схема включения реле представлена на рисунке 4.1. Для защиты используются трансформаторы тока, установленные на линейных выводах генератора.

Рис. 4.1. Схема включения реле ДЗТ-11/5

Максимальное значение первичного тока небаланса I_{нб.max.рас} в установившемся режиме протекания через трансформаторы тока внешнего максимального тока I_{внеш.рас.max}:

I_{нб.max.рас}=k_однI_{внеш.рас.max},

где:

k_одн=1 – коэффициент однотипности трансформаторов тока;

=0,1 – полная погрешность трансформаторов тока.

I_{внеш.рас.max} определяется максимальным током внешнего КЗ:

I_{внеш.рас.max}== А;

I_{нб.рас.max}=10,128627=2863 А

Коэффициенты трансформации трансформаторов тока со стороны:

Фазных выводов – 10000/5;

Линейных выводов – 5000/5.

Токовые цепи со стороны нулевых выводов включены на половину витков дифференциальной обмотки, а со стороны фазных выводов – на все витки этой обмотки.

Токи срабатывания реле:

I_с.р.=,

где: F_ср – м.д.с. срабатывания реле, равная 100.

Для цепи стороны нулевых выводов:

I_с.р.==1,39 А;

I_с.з.== А;

Для цепи стороны фазных выводов:

I_с.р.==0,7 А;

I_с.з.==1390 А;

Число витков тормозной обмотки:

витка

где: tg - тангенс угла наклона касательной, проведённой из начала координат к тормозной характеристике реле ДЗТ-11/5; tg=0,75

Целое число витков тормозной обмотки:

Чувствительность рассматриваемой защиты не проверяется, так как она обеспечивается с большим запасом.

4.2.2. Поперечная дифференциальная токовая защита

Для защиты от витковых замыканий в обмотке статора с двумя параллельными ветвями применяют односистемную поперечную дифференциальную защиту, реагирующую на разность суммарных токов трех фаз в указанных параллельных ветвях. Схема защиты представлена на рисунке 4.2.

Рис. 4.2. Поперечная дифференциальная защита

Эта защита реагирует на замыкания между ветвями одной фазы, между ветвями разных фаз и между витками одной ветви.

Защита выполняется на токовом реле типа РТ-40 с фильтром высших гармоник.

Ток срабатывания защиты при проектировании, принимается:

I_сз=0,2I_г.ном=0,24380=876 А.

Ток срабатывания реле:

где k_I - коэффициент трансформации трансформатора тока принимается равным 1500/5.

А

4.2.3. Защита от замыкания на землю в обмотке статора турбогенератора, на реле тока нулевой последовательности ЗЗГ-2

Исходя из того что генератор работает в блоке с трансформатором, то принимаем защиту типа ЗЗГ-2. Она состоит из органа напряжения нулевой последовательности первой гармоники, и блок третьей гармоники, реагирующий на производную по времени при возрастании напряжения на выводах генератора.

Орган первой гармоники представляет собой максимальное реле напряжение с фильтром высших гармоник, пропускающим только напряжение первой гармоники. Наличие фильтра позволяет существенно улучшить отстройку защиты от напряжения нулевой последовательности, появляющегося на выводах генератора при к.з. на землю на стороне ВН блока, за счет имеющейся емкостной связи между обмотками ВН и НН трансформатора блока. Защищает до 90⁰ обмотки статора генератора со стороны его линейных выводов.

Блок третьей гармоники состоит из пускового, измерительного и исполнительного органов. Защита включается на напряжение цепи 3U₀ трансформатора напряжения на линейных выводах генератора.

Расчёт уставок защиты сводится к определению параметров срабатывания указательных органов.

Определение уставки органа первой гармоники (реле напряжения):

где: U₀ – максимальное значение напряжения нулевой последовательности на выводах генератора при однофазном к.з. за трансформатором блока;

k- коэффициент, учитывающий распределение напряжения по обмотке ВН трансформатора блока,