Ток в рабочей обмотке при внешнем трёхфазном коротком замыкании на стороне высокого и низкого напряжения трансформатора блока для каждого случая подключения дифференциальной защиты равен току небаланса:

(7.11)

Ток небаланса определяется как сумма двух составляющих вторичного тока небаланса и . Составляющая , обусловленная регулированием напряжения трансформатора, в токе небаланса отсутствует, так как трансформаторы блоков указанного регулирования не имеют

=0,995+0,099=1,09 (7.12)

где: - составляющая, обусловленная погрешностью трансформаторов тока;

- составляющая, обусловленная неточностью установки расчётного тока срабатывания на ответвлениях трансформаторов рабочей цепи реле.

В выражении (7.12) учитываются абсолютные значения составляющих тока небаланса и . Составляющие тока небаланса определяются по выражениям:

(7.13)

= (7.14)

где: - коэффициент, учитывающий переходный режим (апериодическую составляющую тока), принимается равным 1,0;

- коэффициент однотипности трансформаторов тока, принимается равным 1,0;

- относительное значение полной погрешности трансформаторов тока, принимается равным 0,1;

- периодическая составляющая вторичного тока() в плече защиты со стороны высокого и низкого напряжения трансформатора блока при внешнем коротком замыкании в расчётной точке (определяется исходя из значения первичного тока в рассматриваемом расчётном режиме с учётом коэффициента трансформации трансформаторов тока или со стороны, соответственно, высокого или низкого напряжения трансформатора блока и коэффициента :

(7.15)

- коэффициент трансформации автотрансформаторов тока (в соответствии с выражением), при отсутствии автотрансформаторов тока ;

- расчётное значение номинального тока ответвления трансреактора в плечах защиты со стороны высокого напряжения () или низкого напряжения () трансформатора блока определяется соответственно по (7.6) или (7.3);

- номинальный ток выбранного ответвления трансреактора или .

Относительные значения токов в рабочей цепи определяются при внешнем коротком замыкании на стороне высокого или низкого напряжения трансформатора блока в плече защиты (в соответствии с п.2.7.7, 2.7.1.):

(7.16)

Минимальное значение тормозного тока следует определять в тех же расчётных точках, что и при расчёте рабочих токов реле.

Тормозной ток для каждой тормозной цепи:

(7.17)

где: - первичный ток короткого замыкания при внешнем повреждении;

- коэффициент схемы.

Относительные значения токов в тормозных цепях:

(7.18)

(7.19)

Для расчёта защиты в условиях торможения реле необходимо выбрать ток начала торможения , то есть длину горизонтального участка тормозной характеристики реле. С целью повышения чувствительности защиты к межвитковым коротким замыканиям в трансформаторе рекомендуется принимать длину горизонтального участка тормозной характеристики .

Коэффициент торможения реле , характеризующий тормозное действие реле, определяется как отношение приращения тока в рабочей (дифференциальной) цепи реле к полусумме приращения тока в тормозной цепи реле :

(7.20)

Из тормозной характеристики реле видно, что:

(7.21)

(7.22)

Коэффициент торможения защиты определяется исходя из выражений (7.20) - (7.22):

(7.23)

где: - коэффициент отстройки, принимается равным 1,5;

- относительное значение тока рабочей цепи реле при внешнем повреждении в расчётной точке;

- определяется согласно формулам (7.7, 7.8);

- относительное значение суммы тормозных токов при внешнем коротком замыкании, определяется с использованием (7.18, 7.19);

- ток начала торможения, принимается равным 1,0.

Принимаем =0,3

2.7.8 Выбор уставки дифференциальной отсечки

Дифференциальная отсечка используется для повышения быстродействия защиты при больших кратностях тока короткого замыкания в защищаемой зоне.

Уставку отсечки во всех случаях можно принимать минимальной, поскольку при этом обеспечивается её отстройка от токов включения и от токов небаланса при внешних коротких замыканиях .

2.7.9 Определение чувствительности защиты

Чувствительность защиты на рассматриваемых энергоблоках при повреждении в защищаемой зоне следует определять при отсутствии торможения.

При коротком замыкании в зоне защиты полусумма тормозных токов всегда оказывается меньше тока в дифференциальной цепи. Поэтому расчётная точка, соответствующая минимальному короткому замыканию в зоне защиты, в плоскости координат (, ) всегда лежит выше тормозной характеристики реле, а прямая, соединяющая эту точку с началом координат, является геометрическим местом точек, соответствующих изменяющемуся переходному сопротивлению в месте короткого замыкания. Эта прямая всегда пересекает горизонтальную часть тормозной характеристики. На этом пересечении защита работает на пределе чувствительности с током .

Коэффициент чувствительности защиты определяется по выражению:

(7.24)

где: = - относительное значение вторичного тока в месте двухфазного короткого замыкания (для отсечки ток короткого замыкания рассчитывается в рабочем, а не в минимальном режиме);

- относительное значение минимального тока срабатывания реле.

Чувствительность защиты определяется при металлическом повреждении на выводах трансформатора блока.

Расчётными для станции и системы являются реально возможные режимы, обусловливающие минимальный ток повреждения. В соответствии с ПУЭ коэффициент чувствительности должен быть .

2.8 Дифференциальная защита ошиновки 330 - 750 кВ

2.8.1 Общие положения

Для подключения защиты используются трансформаторы тока с одинаковыми или различными коэффициентами трансформации с номинальным значением вторичного тока, как правило, 1А. Защита выполняется с использованием дифференциальных реле с быстронасыщающимися трансформаторами типа РНТ-566 в связи с тем, что общая резервная дифференциальная защита энергоблока, охватывающая и ошиновку в том числе, выполнена на реле с торможением.

2.8.2 Определение минимального тока срабатывания и расчёт числа витков рабочей обмотки

Первичный минимальный ток срабатывания дифференциальной защиты выбирается из условия отстройки от максимального рабочего тока небаланса при переходном режиме внешнего короткого замыкания:

(8.1)

где: - коэффициент отстройки, принимается равным 1,3.

Расчётный ток небаланса:

(8.2)

где: -коэффициент, учитывающий апериодическую составляющую тока, может быть принят равным 1,0;

- коэффициент однотипности трансформаторов тока, принимается равным 1;

- полная относительная погрешность трансформаторов тока, принимается равной 0,1;

- периодическая составляющая тока внешнего трёхфазного короткого замыкания (при ), при этом за расчётную точку принимается место установки одного из выключателей, где ток короткого замыкания имеет большее значение.

Расчётное число витков рабочей обмотки насыщающегося трансформатора:

(8.3)

где: - минимальная МДС срабатывания реле (для реле РНТ-566 ). Определяется уточнённое значение тока срабатывания защиты исходя из фактически установленного числа витков рабочей обмотки реле по выражению:

(8.4)

2.8.3 Определение чувствительности защиты

Чувствительность защиты при повреждении в защищаемой зоне оценивается коэффициентом чувствительности , который определяется отношением минимального тока короткого замыкания к току срабатывания защиты:

(8.5)

где: - периодическая составляющая () минимального тока металлического короткого замыкания в защищаемой зоне.

2.9 Резервная дифференциальная защита энергоблока

Основные положения по расчёту резервной дифференциальной защиты блока, выполненной на реле типа ДЗТ-21.

Пример расчёта выполнен для случая защиты энергоблока мощностью 160 МВт и более, подключённого к ОРУ - 330... 750 кВ через два выключателя.

Расчёт защиты принципиально не отличается от расчёта защиты трансформатора блока (раздел 5), однако есть ряд особенностей, обусловленных схемой её включения.

Расчёт рабочей цепи защиты включает в себя определение минимального тока срабатывания защиты и выбор ответвлений трансреактора, а также ответвлений выравнивающих автотрансформаторов при их наличии.

Минимальный ток срабатывания защиты выбирается по большему из двух условий:

· отстройки от броска намагничивающего тока при включении ненагруженного трансформатора блока под напряжение по выражению (7.1);

· отстройки от максимального тока короткого замыкания за трансформатором собственных нужд.

(9.1)

где: - коэффициент отстройки, принимается равным 1,5;

- периодическая составляющая тока трёхфазного металлического короткого замыкания на выводах одной из обмоток трансформатора собственных нужд в максимальном режиме работы станции и системы.

Для резервной дифференциальной защиты допускается загрубление по сравнению с основной, поскольку она предназначена для быстрой ликвидации коротких замыканий на ошиновке высокого и низкого напряжения блока и не предназначена для защиты от межвитковых коротких замыканий.

Определяются вторичные номинальные токи в плечах защиты по выражениям (7.2), (7.3) и (7.4).

Далее для каждого плеча защиты определяется относительное значение минимального тока срабатывания защиты:

(9.2)

(9.3)

В случае значительных расхождений для отдельных плеч защиты рекомендуется уточнить выравнивание токов автотрансформаторами.

Уставка защиты принимается равной наибольшему значению, полученному по (9.2) или (9.3) и выставляется с помощью резистора R13.

Расчёт цепи торможения включает в себя определение ответвлений на выходных трансформаторах тока тормозной цепи и расчёт коэффициента торможения.

Номинальные токи ответвлений трансформаторов тока цепи торможения выбираются (в соответствии с их параметрами, указанными в приложении) ближайшими большими подведённых к защите токов или и .

для ТLА2: (ответвление 6) (9.3)

для ТLА1: (ответвление 6) (9.4)

Ток начала торможения (длина горизонтального участка тормозной характеристики) определяется так же, как для основной дифференциальной защиты трансформатора блока.

Коэффициент торможения определяется при внешнем трёхфазном коротком замыкании на стороне высокого напряжения блока по условию отстройки защиты от максимального значения тока небаланса. При этом расчётным является короткое замыкание за одним из выключателей высокого напряжения, через который протекает максимальный суммарный ток системы и защищаемого блока. В этом случае погрешности трансформаторов тока в цепи указанного выключателя создают максимальные токи небаланса.

Ток в рабочей цепи защиты принимается равным току небаланса согласно (7.11). Ток небаланса определяется по выражениям (7.12), (7.13) и (7.14), относительное значение тока в рабочей цепи по (7.16).

Минимальные значения тормозных токов для каждой тормозной цепи определяются в тех же расчётных точках, что и при расчёте рабочих токов реле по выражению (5.22), а их относительное значение - по формуле (5.23).

Коэффициент торможения защиты определяется по выражению (5.27) для каждого расчётного режима. Принимается большее значение .

Уставку дифференциальной отсечки во всех случаях можно принимать минимальной (), поскольку при этом обеспечивается её отстройка от токов включения и от токов небаланса при внешних коротких замыканиях.

Чувствительность защиты при внутренних коротких замыканиях всегда высокая в связи с малым значением минимального тока срабатывания и наличием горизонтального участка тормозной характеристики.

В соответствии с требованиями ПУЭ коэффициент чувствительности резервной дифференциальной защиты должен быть не менее двух ().

Резервная дифференциальная защита, устанавливаемая на блоках с выключателем в цепи генератора, должна иметь выдержку времени .

2.10 Защита от внешних симметричных коротких замыканий

Защита выполняется с помощью одного из трёх реле сопротивления комплекта КРС-2.

Реле имеет круговую или эллиптическую характеристику срабатывания, расположенную в I квадранте комплексной плоскости.

Сопротивление срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от режима наибольшей нагрузки. Сопротивление нагрузки определяется по выражению:

(10.1)

где: - минимальное напряжение на выводах генератора, принимается равным ;

- максимальное значение рабочего тока генератора в условиях кратковременной перегрузки, принимается равным .

Сопротивление срабатывания защиты при круговой характеристике срабатывания реле:

(10.2)

где: - коэффициент отстройки, принимается равным 1,2;

- коэффициент возврата реле, равен 1,05;

- угол максимальной чувствительности реле, равный 80О для реле сопротивления КРС-2;

- угол нагрузки (определяется при дальнейшем расчёте).

Принимается, что активная мощность не изменилась:

(10.3)

При пониженном напряжении до и максимальном токе нагрузки :

(10.4)

Из равенства выражений (10.3) и (10.4) следует:

отсюда:

(10.5)

(10.6)

При использовании эллиптической характеристики сопротивление срабатывания может быть увеличено (сопротивление, подсчитанное по выражению (10.2), может быть принято равным малой оси эллипса), что в общем случае улучшает дальнее резервирование. Однако следует иметь в виду, что наибольшее значение ограничивается режимами перевозбуждения генератора при малых значениях , то есть максимально возможной реактивной нагрузкой генератора. Такие режимы возможны в условиях дефицита реактивной мощности, а также при использовании генератора в качестве синхронного компенсатора. Для оценки относительной величины большой оси эллипса характеристики срабатывания реле сопротивления максимальную допустимую для генератора реактивную нагрузку можно принять равной . Этому соответствует угол нагрузки и . При напряжении :

При этом в соответствии с (10.1):

Принимая в (8.2) , получаем:

(10.7)

Соотношение осей эллипса характеризуется коэффициентом эллиптичности, причём отстройка защиты от токов нагрузки обеспечивается при:

Для блок-реле сопротивления типа КРС-2 коэффициент эллиптичности может быть принят: 0,5; 0,65; 0,8.

При выбранном уточняется уставка по малой оси эллипса ():

(10.8)

Уставка по большой оси эллипса принимается равной .

Уставка срабатывания на реле сопротивления подсчитывается по выражению:

(10.9)

где: - коэффициент трансформации трансформаторов тока;

- коэффициент трансформации трансформаторов напряжения;

- коэффициент трансформации промежуточных трансформаторов тока, равный 10/5 А, а при его отсутствии .

Ток десятипроцентной погрешности реле зависит от вида характеристики: при номинальном токе 5 А и круговой характеристике без смещения со схемой подпитки, а также со смещением 12% в III квадрант он равен 1,45 А, при смещении 6% 1,6 А, при смещении 20% - 1,8 А, при эллиптической характеристике без смещения и со смещением - 2,2 А.

Защита имеет две выдержки времени для действия на деление шин и отключение блока от сети, отстроенные по времени действия от междуфазных коротких замыканий присоединений, отходящих от шин станции. Так как эти выдержки времени заведомо больше 1,5 с, отстройка от качаний не требуется.

Чувствительность защиты проверяется следующим образом:

· чувствительность реле по току точной работы определяется при трёхфазном коротком замыкании в конце зоны, охватываемой защитой, при этом минимальное значение коэффициента чувствительности должно быть не менее 1,3;

· чувствительность реле по измеряемому сопротивлению при резервировании смежных с блоком участков линии определяется в условиях эксплуатации с учётом подпитки от смежных элементов. Требуемый минимальный коэффициент чувствительности 1,2.

2.11 Защита от несимметричных коротких замыканий и перегрузок током обратной последовательности с интегральной зависимой характеристикой выдержки времени срабатывания

Защита выполняется с помощью фильтр-реле тока обратной последовательности типа РТФ-6М.

К основным органам устройства относятся:

· фильтр токов обратной последовательности;

· входное преобразовательное устройство;

· сигнальный орган;

· пусковой орган;

· интегральный орган;

· отсечка I;

· отсечка II.

При проектировании должны быть определены:

· уставка пускового органа;

· уставка интегрального органа;

· уставка сигнального органа;

· уставка отсечки I (отсечка II в защите не используется).

Входное преобразовательное устройство позволяет устанавливать на входе в основные органы защиты одно и то же напряжение, соответствующее номинальному току генератора при его значениях во вторичных цепях . Расчёт входного преобразовательного устройства сводится к определению указанного соотношения.

Допустимое время существования несимметричного режима для генератора определяется по выражению:

(11.1)

где: - постоянная генератора, устанавливаемая заводом-изготовителем [1];

- относительное значение тока обратной последовательности ().

Для защиты турбогенераторов применяют реле типа РТФ-6М с исполнением на 5 и 10 А с диапазоном уставок, равным 5... 10 и 10... 20 А соответственно.

Пуск интегрального органа следует производить при величине тока, превышающей минимальное значение , для обеспечения соответствия зависимой характеристики выдержки времени срабатывания выражению (11.1) во всём диапазоне токов перегрузки и короткого замыкания. Поэтому уставка пускового органа принимается:

(11.2)

где: - коэффициент отстройки, принимается равным 1,05;

при и при .

Пусковой орган имеет диапазон по току срабатывания и коэффициент возврата не ниже .

Для турбогенераторов мощностью 160 Мвт и более целесообразно принимать .

Поскольку интегральный орган выполняет функцию защиты от перегрузки и не предназначен для защиты от несимметричных коротких замыканий, он имеет одноступенчатое действие (отключение блока от сети высокого напряжения). При этом уставка должна соответствовать значению постоянной величины , задаваемой заводом-изготовителем генератора.

Ток срабатывания сигнального органа может устанавливаться в диапазоне . Как правило принимается . При этом допустимая длительность перегрузки может определена по тепловому действию тока, равного току срабатывания:

(11.3)

Для турбогенераторов мощностью 160 Мвт и более:

мин при ;

мин при .

Выдержка времени сигнального органа должна быть больше времени действия резервных защит энергоблока.

Ток срабатывания отсечки выбирается по условию согласования с резервными защитами от междуфазных коротких замыканий присоединений, отходящих от шин высокого напряжения блока.

При использовании отсечки для деления шин должна быть обеспечена необходимая при этом чувствительность. По условию деления ток срабатывания может быть принят . Диапазон уставок отсечки составляет .

Отсечка I имеет двухступенчатое временное действие. Выдержка времени первой ступени отсечки, действующей на деление шин, должна быть на ступень селективности больше максимальной выдержки времени резервных защит присоединений. Выдержка времени второй ступени отсечки (действие на отключение энергоблока от сети высокого напряжения) должна быть на ступень селективности больше первой ступени.

Если отсечка используется только для дальнего резервирования, то её выдержка времени принимается такой же, как и для первой ступени при наличии деления шин.

2.12 Защита от повышения напряжения

Указания по расчёту справедливы для энергоблоков во всём диапазоне рассматриваемых мощностей генераторов.

Расчёт защиты сводится к выбору уставок на пусковом органе напряжения защиты, на блокирующем токовом реле и реле времени.

Напряжение срабатывания на максимальном реле напряжения РН-58/200, имеющем коэффициент возврата ,

Уставка по току на блокирующем токовом реле РТ--40/Р:

При переходе генератора энергоблока в режим холостого хода защита автоматически вводится в действие с выдержкой времени , что исключает возможность потери питания собственных нужд блока при отключении генератора от сети, когда возможно кратковременное повышение напряжения на генераторе.

2.13 Защита от внешних однофазных коротких замыканий в сети с большим током замыкания на землю

Общие положения

Защита является резервной от сверхтоков однофазных коротких замыканий в сети с большим током замыкания на землю. На трансформаторах энергоблоков с заземлённой нейтралью защита выполняется с помощью токовых реле, подключаемых в нейтральный провод трансформаторов тока. Защита имеет два измерительных органа: чувствительный и грубый.

На блоках, допускающих работу трансформаторов как с заземлённой, так и с разземлённой нейтралью, дополнительно к указанной защите устанавливается ещё специальная защита, предназначенная для отключения при внешнем однофазном коротком замыкании блока, работающего с разземлённой нейтралью. Эта защита выполняется на реле напряжения нулевой последовательности или на реле тока обратной последовательности.

Выбор уставок защиты на блоках с заземлённой нейтралью

Для защиты более чувствительного органа, предназначенного для деления шин на стороне высокого напряжения блока и ускорения токовой защиты нулевой последовательности при однофазных коротких замыканиях в сети.

Ток срабатывания выбирается меньшим из двух условий:

a) обеспечения срабатывания при самопроизвольном неполнофазном отключении блока и минимальной нагрузке:

(13.1)

где: - коэффициент чувствительности, принимается равным 1,2;

b) согласования с резервной защитой от однофазных коротких замыканий с более грубой уставкой срабатывания :

(13.2)

где: - коэффициент отстройки, принимается равным 1,05.

Выдержка времени защиты при её действии по цепи ускорения:

(13.3)

Что необходимо для предотвращения отключения блока по цепи ускорения при действии реле контроля непереключения фаз (в случае отказа во включении фазы выключателя, при действии ОАПВ).

Выдержка времени защиты при её действии на деление шин на стороне высокого напряжения блока выбирается по большему значению из двух условий:

a) согласования с наибольшим временем действия чувствительных ступеней резервных защит от однофазных коротких замыканий, установленных на элементах, отходящих от шин станции :

(13.4)

согласования с временем действия защиты от однофазных коротких замыканий блока при её действии по цепи ускорения:

(13.5)

В выражениях (13.4) и (13.5) ступень выдержки времени, равная 0,5 с.

Для защиты, выполненной с грубой уставкой, предназначенной для отключения блока от сети при дальнем резервировании.

Ток срабатывания защиты выбирается по условию согласования по чувствительности с током срабатывания защит от коротких замыканий на землю смежных элементов сети высокого напряжения.

Согласование производится с наиболее чувствительными ступенями защит:

(13.6)

где: - коэффициент отстройки, принимается равным 1,1... 1,2;

- коэффициент токораспределения токов нулевой последовательности (отношение тока в нейтрали трансформатора блока к утроенному значению тока нулевой последовательности в смежной линии, с защитой которой производится согласование);

- ток срабатывания чувствительной ступени защиты, с которой производится согласование (ток срабатывания III ступени защиты, отходящей от шин высокого напряжения).

Выдержка времени защиты выбирается по условию согласования с временем действия чувствительной защиты блока:

(13.7)

Выбор уставок защиты блока, нейтрали которых могут разземляться

Выбор уставок тока срабатывания и выдержек времени защиты от внешних однофазных коротких замыканий трансформаторов блоков, работающих с заземлённой нейтралью, производится по п. 11.2, при этом производится согласование со специальной защитой блока, нейтраль которого разземлена.

Выбор уставок срабатывания специальной защиты от внешних однофазных коротких замыканий при работе блока с разземлённой нейтралью производится в зависимости от её выполнения:

a) при выполнении специальной защиты в виде защиты напряжения нулевой последовательности (реле РНН57) вторичное напряжение принимается равным 5 В. При этом обеспечивается отстройка от максимального напряжения небаланса трансформатора напряжения, обмотки которого соединены в треугольник;

b) при выполнении специальной защиты в виде токовой защиты обратной последовательности ток срабатывания защиты для реле РТФ-6М составляет:

(13.8)

где: - номинальный ток генератора.

Далее проводятся согласования по чувствительности защиты на блоках с заземлённой нейтралью с защитами, указанными в п. 2.13.2.

При работе защиты напряжения нулевой последовательности на пределе чувствительности ток нулевой последовательности в трансформаторе любого параллельного блока:

(13.9)

где: - напряжение срабатывания нулевой последовательности;

- сопротивление короткого замыкания трансформатора блока.

Минимальный ток срабатывания токовой защиты нулевой последовательности реле с более грубой уставкой каждого блока, работающего с заземлённой нейтралью:

(13.10)

где: - коэффициент отстройки, принимается равным 1,1.

В связи с тем, что вторичное напряжение срабатывания защиты (реле РНН-57) , а номинальное вторичное напряжение трансформатора напряжения равно 100 В, относительное напряжение срабатывания .

Выражая ток срабатывания защиты нулевой последовательности по (11.10) в относительных единицах, получается:

(13.11)

где: - относительное значение напряжения короткого замыкания трансформатора (например, при ).

Токовая защита обратной последовательности должна иметь более высокую чувствительность, чем токовая защита нулевой последовательности блоков, нейтрали которых заземлены. Расчётным режимом для согласования по чувствительности этих защит является короткое замыкание на линии, отключившейся с другого конца быстродействующей защитой. При этом в повреждённой линии токи нулевой и обратной последовательностей равны (). С учётом коэффициента токораспределения этому соответствует соотношение:

(13.12)

где: - ток нулевой последовательности в защите блока;

, - коэффициенты токораспределения соответственно нулевой и обратной последовательностей блоков;

- ток срабатывания обратной последовательности (для реле РТФ-6М и при применении ступенчатой токовой защиты обратной последовательности).

Минимальный ток срабатывания защиты нулевой последовательности (реле с более грубой уставкой) для блоков, работающих с заземлённой нейтралью, можно выразить:

(13.13)

где: коэффициент отстройки, принимается равным 1,1.

При равной мощности блоков, работающих на шины 110... 220 кВ, ток срабатывания выбирается одинаковым для всех блоков по значению на наиболее мощном блоке.

Если на шины 110... 220 кВ работает блоков одинаковой мощности и из них у блоков заземлены нейтрали трансформаторов, то , а , следовательно, подставив эти выражения в (13.13), получим:

(13.14)

При шести одинаковых блоках, из которых у трёх блоков нейтрали заземлены:

(13.15)

Если нейтраль заземлена только у одного из шести трансформаторов блоков, то:

(13.16)

Отсюда следует, что чем больше разземлённых нейтралей у трансформаторов блоков, тем ниже чувствительность защиты нулевой последовательности на блоках с заземлёнными нейтралями. Поэтому на энергоблоках, работающих на напряжение 110... 220 кВ, для ограничения токов однофазных коротких замыканий на землю применяется разземление нейтралей не более, чем у половины блоков.

Таким образом, токовая защита нулевой последовательности на блоках с заземлённой нейтралью при применении на блоках с заземлённой нейтралью защиты напряжения нулевой последовательности, как правило, менее чувствительна, чем при применении токовой защиты обратной последовательности. В то же время преимуществом применения защиты напряжения нулевой последовательности является независимость чувствительности защиты от количества заземлённых нейтралей.

Согласование по чувствительности токовой защиты нулевой последовательности со специальной защитой, выполняемой с использованием или , должно производиться соответственно по выражению (13.11) или (13.13).

Выдержка времени специальной защиты, предназначенной для отключения блока при его работе с разземлённой нейтралью трансформатора, применяется на ступень меньше выдержки времени токовой защиты нулевой последовательности с грубой уставкой тока срабатывания, предназначенной для отключения блока при работе трансформатора с заземлённой нейтралью:

(13.17)

При таком выборе выдержки времени и коротком замыкании на землю в сети высокого напряжения обеспечивается отключение блоков с незаземлённой нейтралью трансформатора раньше, чем отключаются блоки с заземлённой нейтралью.

Чувствительность защиты

Чувствительность защиты, рассмотренной в п.2.13.2 и 2.13.3 проверяется при коротких замыканиях на землю в расчётной точке в конце резервируемого участка по выражению:

где: - ток нулевой последовательности в месте установки защиты для режима работы системы и месте металлического короткого замыкания, обусловливающих наименьшее значение тока в месте установки защиты.

Значение коэффициента чувствительности должно быть:

для токовой чувствительной защиты при коротком замыкании в конце зоны резервирования более грубой защиты;

для токовой более грубой защиты, выполняющей функции дальнего резервирования, при коротком замыкании в конце зоны резервирования.

2.14 Контроль изоляции на стороне низкого напряжения

Рассматриваемая защита предусматривается на энергоблоках с выключателем в цепи генератора.

При использовании для контроля реле типа РН-53/60 минимальное напряжение срабатывания составляет:

При такой уставке обеспечивается отстройка от напряжения небаланса, обусловленная напряжениями первой и третьей гармоник.

Выдержка времени принимается порядка 9 с.

2.15 Защита от перегрузки обмотки статора

Защита от симметричной перегрузки выполняется на токовом реле типа РТВК с высоким коэффициентом возврата .

Ток срабатывания защиты:

(15.1)

где: - коэффициент отстройки, принимается равным 1,05;

- коэффициент возврата, принимаемый равным 0,99.

Защита действует на сигнал с выдержкой времени 6... 9 с.

2.16 Защита ротора генератора от перегрузки током возбуждения с интегральной зависимой характеристикой выдержки времени

Общие положения

Защита ротора генератора от перегрузки током возбуждения с интегральной зависимой характеристикой выдержки времени типа РЗР-1М содержит четыре основных органа:

входное преобразовательное устройство;

· пусковой орган;

· сигнальный орган;

· интегральный орган.

Расчёт уставок защиты сводится к определению уставок срабатывания указанных органов.

Входное преобразовательное устройство обеспечивает согласование относительных значений тока в измерительных органах РЗР-1М и в роторе генератора.

Пусковой орган

Диапазон уставок пускового органа в относительных единицах к току ротора может регулироваться в пределах от 1,05 до 1,25. Пусковой орган имеет коэффициент возврата не менее 0,95. Целесообразно устанавливать .

Сигнальный орган

Диапазон уставок сигнального органа по составляет от 1,0 до 1,2 и коэффициент возврата не менее 0,95. Рекомендуется принимать . Выдержка времени действия сигнального органа защиты принимается .

Интегральный орган

Интегральный орган, имеющий две ступени срабатывания, учитывает накопление тепла в роторе при перегрузке и охлаждении ротора после устранения перегрузки.

Защита РЗР-1М выпускается в двух исполнениях, отличающихся характеристиками выдержки времени. На блоках с генераторами мощностью 100 Мвт и более принимается к установке первое исполнение с меньшим временем срабатывания защиты. Для турбогенераторов мощностью 63 Мвт принимается второе исполнение защиты.

Интегральный орган защиты на турбогенераторах с тиристорным возбуждением выполняется с трёхступенчатым действием:

I ступень используется для двухступенчатой разгрузки генератора;

II ступень - для действия на его отключение.

На турбогенераторах с высокочастотным возбуждением эта защита имеет двухступенчатое действие:

I ступень действует на устройство ограничения форсировки;

II ступень - на отключение блока.

Двухступенчатая разгрузка генератора действует с выдержкой времени первой ступени на развозбуждение генератора через цепи АРВ, а второй - на отключение АРВ.

Выдержки времени ступеней защиты, осуществляющих разгрузку, не превышают времени действия по тепловой характеристике генератора и устанавливаются при наладке.

Для ступеней интегрального органа, действующих на сигнал и на отключение генератора, в приложении даны характеристики срабатывания на максимальных уставках по времени срабатывания для первого и второго исполнения защиты. Уставки по времени могут плавно снижаться в сторону уменьшения до 0,5 от приведённых значений.

В процессе проектирования уставки интегрального органа защиты РЗР-1М не выбираются, а определяются при подключении к генератору.

3.2 Характерные виды отказов устройств релейной защиты

В теории надёжности различают три характерных вида отказов аппаратуры (исключая повреждения, вызванные небрежным хранением или эксплуатацией) в области надёжности устройств релейной защиты:

* приработочные отказы;

* износовые или постепенные отказы;

* внезапные отказы.

Приработочные отказы, происходящие в начальный период эксплуатации, вызываются недостатками технологии производства и плохим контролем качества изделий при их изготовлении. Для устройств релейной защиты причинами приработочных отказов могут быть также ошибки при монтаже и наладке, некачественное проведение наладки и т.д.

Приработочные отказы для аппаратуры непрерывного действия обычно устраняются в процессе приработки, т.е. работы аппаратуры в течение нескольких часов в условиях, близких к эксплуатационным. Для устройств, действующих достаточно редко, период приработки может быть более длительным. По мере выявления и устранения дефектных элементов количество приработочных отказов в единицу времени уменьшается.

Износовые или постепенные отказы возникают вследствие процессов износа или старения элементов с течением времени эксплуатации.

В устройствах релейной защиты к этим процессам относятся:

· высыхание изоляции обмоток;

· запыление внутренних элементов реле;

· появление налётов на контактных и других поверхностях;

· образование нагара и раковин на контактах;

· “уход” характеристик реле;

· разрегулировка механической части реле;

· перегорание проволочных сопротивлений;

· изменение ёмкости конденсаторов и т.д.

При правильной организации эксплуатации эти отказы в основном могут быть предотвращены своевременной заменой или восстановлением элементов. При этом период замены (восстановления) должен быть меньше среднего периода износа элемента. Если своевременная замена (восстановление) не производится, то с определённого момента количество износовых отказов в единицу времени начинает быстро нарастать, что резко снижает надёжность устройств релейной защиты.

Внезапные отказы являются следствием одновременного воздействия на элементы устройства нескольких факторов, каждый из которых не выходит за пределы, установленные нормативно-технической документацией. Совместное воздействие этих факторов в различных сочетаниях приводит к качественно новым условиям работы элементов, при которых возможно скачкообразное изменение значений одного или нескольких заданных параметров объекта. Возникновение таких сочетаний является случайным событием и происходит в произвольные моменты времени. Поэтому внезапные отказы также возникают случайно, подчиняясь общим закономерностям случайных событий. Количество случайных отказов в единицу времени при достаточно большом числе однотипных исследуемых элементов практически постоянно в течение длительного периода.

Кроме приработочных, постепенных и внезапных отказов, потеря работоспособности устройства может быть вызвана и повреждениями, которые являются следствием воздействия факторов, выходящих за пределы, установленные нормативно-технической документацией. При этом потеря работоспособности может имеет характер как внезапного, так и постепенного отказа.

3.3 Виды технического обслуживания и периодичность обслуживания устройств релейной защиты

Период эксплуатации или срок службы устройства до списания определяется моральным либо физическим износом устройства до такого состояния, когда восстановление его становится нерентабельным. Физический износ устройства не должен являться причиной отказов. Решение о замене устройства или его восстановлении принимается на уровне энергосистемы или энергопредприятия, в ведении которых находятся устройства релейной защиты.

В срок службы устройства, начиная с проверки при новом включении, входят, как правило, несколько межремонтных периодов, каждый из которых может быть разбит на характерные с точки зрения надёжности этапы:

· период приработки;

· период нормальной эксплуатации;

· период износа.

Устанавливаются следующие виды планового технического обслуживания устройств релейной защиты:

· проверка при новом включении (наладка);

· первый профилактический контроль;

· профилактический контроль, профилактический контроль с заменой ламп;

· профилактическое восстановление (ремонт);

· тестовый контроль;

· опробование;

· технический осмотр.

Кроме того в процессе эксплуатации могут проводиться следующие виды внепланового технического обслуживания:

· внеочередная проверка;

· послеаварийная проверка.

Периодичность технического обслуживания всех устройств релейной защиты, включая вторичные цепи, измерительные трансформаторы и элементы приводов коммутационных аппаратов, относящиеся к устройствам релейной защиты, должны периодически подвергаться техническому обслуживанию.

В зависимости от типа устройств релейной защиты и условий их эксплуатации в части воздействия различных факторов внешней среды цикл технического обслуживания установлен от трёх до восьми лет.

Под циклом технического обслуживания понимается период эксплуатации устройств между двумя ближайшими профилактическими восстановлениями, в течение которого в определённой последовательности выполняются установленные виды технического обслуживания.

Объём работ при техническом обслуживании устройств релейной защиты для реле контроля синхронизма РН-55 следующий:

· проверка регулировки механической части и состояния контактных поверхностей (проводится при новом включении, при первом профилактическом контроле и при профилактическом восстановлении);

· проверка полярности обмоток (проводится при новом включении);

· проверка угла срабатывания и возврата на рабочей уставке при номинальном напряжении на обмотках (проводится при новом включении, при первом профилактическом контроле и при профилактическом восстановлении);

· проверка надёжности работы контактов реле во всём диапазоне (0 - 1800) изменения угла между векторами напряжений, действующих на обмотки реле (проводится при новом включении, при первом профилактическом контроле и при профилактическом восстановлении).

Реле контроля синхронизма РН-55 устанавливается в релейных щитах станции или подстанции, и по периодичности проведения технического обслуживания попадает в первую категорию устройств релейной защиты на электромеханической элементной базе. Цикл технического обслуживания составляет 8 лет. В цикл технического обслуживания входят следующие мероприятия:

· производится наладка и проверка реле перед введением в работу;

· через один год работы реле, производится первый профилактический контроль;

· через четыре года работы реле, производится второй профилактический контроль;

· через восемь лет работы реле, производится профилактическое восстановление

По опыту эксплуатации устройств релейной защиты на электромеханической базе, полный срок службы составляет 25 лет. Эксплуатация устройств релейной защиты сверх указанных сроков службы возможна при удовлетворительном состоянии аппаратуры и соединительных проводов этих устройств и при сокращении цикла технического обслуживания.

Заключение

В данном курсовом проектировании была произведена разработка системы релейной защиты блока генератор-трансформатор электрической станции и анализ ее технического обслуживания. Был выбран необходимый состав системы релейной защиты энергоблока. Были произведены расчеты уставок срабатывания и разобраны схемы подключения выбранных устройств релейной защиты блока генератор-трансформатор. Разработана методика проведения технического обслуживания электромеханического реле в течение всего срока службы.

Список использованной литературы

1. Вавин В.Н. Релейная защита блоков генератор-трансформатор. -М.: Энергоиздат, 1982. -253 с.

2. Руководящие указания по релейной защите. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110 - 500 кВ. -Выпуск 13Б. М.: Энергоатомиздат, 1985. - 95 с.

3. Какуевицкий Л.И., Смирнова Т.В. Справочник реле защиты и автоматики. -М.: Энергия, 1972. 343 с.

4. Королёв Е.П., Либерзон Э.М. Расчёты допустимых нагрузок в токовых цепях релейной защиты. -М.: Энергия, 1980.-208 с.

5. Углов А.В. Методические указания по выполнению курсового проектирования по дисциплине «Эксплуатация релейной защиты» для студентов специальности 7.090601 «Электрические станции»: СНИЯЭиП, 60 с.

Страницы: 1, 2