1 ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Выбор генераторов

Выбор генераторов производится на основании данных задания. Выбираются турбогенераторы по литературе [1]. Данные о выбранных генераторах приведены в таблице 1.

Таблица 1

Тип генератора	n об/мин	Sном МВА	Pном МВт	Uном кВ	cosφ о.е.	Хd" о.е.	E" о.е.	Возб	Охлажд. рот. стат.		Сх. соед	Iном кА	Прим
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
ТГВ-200-2УЗ	3000	235,3	200	15,75	0,85	0,173	0,19	ТН	Н/В	Н/В	YY	8,625	G2,G3
ТГВ-300-2УЗ	3000	353	300	20	0,85	0,197	0,195	ТН	Н/В	Н/В	YY	10,9	G1

В типах турбогенераторов имеют место следующие обозначения:

Т - турбогенератор

В – водородное охлаждение обмоток

200 или 300 - номинальная мощность в МВт

2 - количество полюсов

У - для работы в районах с умеренным климатом

З - для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией.

Реактивная мощность генераторов определяется по выражению:

Q_G= ; Q_G2=Q_G3= =123,96 MBAP

Q_G1= =186,03 MBAP

где S_G-полная номинальная мощность генераторов (МВА)

P_G-активная номинальная мощность генераторов (МВт)

1.2 Выбор структурной схемы

При выборе структурной схемы решается вопрос о присоединении блоков к РУВН. Необходимо иметь данные нагрузок по РУВН.

В задании даны два генератора, мощностью по 200 МВт, и один генератор, мощностью 300 МВт.

Расчет активной нагрузки потребителей 110кВ:

Р_4ВЛ= n₁₁₀ ∙ P'_{110 ∙} = 4∙40 = 160,

где P₁₁₀'=40 – мощность одной ЛЭП, по заданию;

n₁₁₀=4 – количество линий, по заданию

Количество блоков, которое необходимо подключить к РУ 110 кВ:

n_{110 G} = = = 0,8

Таким образом, к шинам 110 кВ присоединяется один блок по 200 МВт, остальные блоки, 200 МВт и 300Мвт, присоединяются к шинам 220 кВ, которые имеют связь с системой. Связь между РУ 110 кВ и РУ 220 кВ осуществляется двумя автотрансформаторами связи.

Выбранная структурная схема представлена на рисунке 1.

Рисунок 1

1.3 Расчет нагрузок

Расчет нагрузок выполняется с учетом данных задания.

1.3.1 Мощность потребителей собственных нужд.

Данная станция типа КЭС работает на газомазутном топливе и имеет процент расхода на собственные нужды К_расх%= 5%. Данные взяты по литературе [1]. Значение коэффициента мощности двигателей СН принимается cos_φСН= 0,9 , тогда tg_φСН= 0,484

1.3.1.1 Определение мощности собственных нужд для генератора G1

Активная мощность Р_СНG1=P_CHG2= = =15 MВт

Реактивная мощность Q_CHG1=P _{СН G1} · tg φ_CH=15·0,484=7,26 MBAP ,

где tg φ= 0,484, т. к. cos φ= 0,9

Полная мощность S_CHG1= = =16,66 MBA

1.3.1.2 Определение мощности собственных нужд для генераторов G2; G3.

Активная мощность Р_СНG2=P_CHG3= = =10 MВт

Реактивная мощность Q_CHG2=Q_CHG3=P_G2СН · tg φ_CH=10·0,484=4,84 MBAP,

где tg φ= 0,484, т. к. cos φ= 0,9

Полная мощность S_CHG2=S_CHG3= = =11,11 MBA

1.3.1.4 Определение мощности 4 ВЛ

Активная мощность Р^4ВЛ=n_одн · P₁₁₀^’ =4 · 40 =160 МВт,

где Р^’=40 – мощность одной линии, по заданию;

n = 4 – количество линий, по заданию.

Реактивная мощность Q₁₁₀ ^4ВЛ=P_{110 4ВЛ} · tg φ=160 · 0,57=91,2 МВАР,

где tg φ= 0,57, т. к. cos φ= 0,87

Полная мощность S ₁₁₀ ^4ВЛ= = =184,17 МВА

1.4 Перетоки мощности

Определение перетоков мощности производится с учетом данных расчетов нагрузок.

1.4.1 Мощность, проходящая через трансформатор Т1

Р_Т1=Р_G1 – P_CHG1 =300 – 15=285 MВт

Q_T1=Q_G1 – Q_CHG1 =186,03 – 7,26=178,77 MBAP

S_T1= = =336,43 MBA

1.4.2 Мощность, проходящая через трансформаторы Т2, Т3

Р_Т2=Р_Т3=Р_G2 – P_CHG2 =200 – 10=190 MВт

Q_T2=Q_T3=Q_G2 – Q_CHG2 =123,96 – 4,84=119,12 MBAP

S_T2=S_T3= = =224,25 MBA

1.4.3 Мощность, проходящая через автотрансформаторы Т4, Т5

Р_Т4¹¹⁰=Р_Т5²²⁰= Р_Т3– Р_4вл = 190-160 = 30 MВт

Q_Т4¹¹⁰=Q_Т5²²⁰= Р_Т3 – Q_4ВЛ =119,12 – 91,2 = 27,92 MВАР

S_T4¹¹⁰=S_T5²²⁰= = =40,98 MBA

1.4.4 Мощность, уходящая с шин 220 кВ

Р_СИСТ = Р_Т1 + Р_Т2+ Р_Т4²²⁰ = 285+190+30= 505MВт

Q_СИСТ = Q_Т1 + Q_Т2 + Q_Т4²²⁰ = 178,77+119,12+27,92 = 325,81 MВАР

S_СИСТ = = =600,98 MBA

Результаты расчетов всех режимов приведены на схеме (рис.2).

Рисунок 2

1.5 Выбор трансформаторов

Выбор трансформаторов производится на основании данных задания и результатов расчета перетоков мощности (смотри рисунок 2).

1.5.1 Выбор трансформаторов Т1, Т2, Т3, Т4, Т5

Данные трансформаторы являются блочными, поэтому наличие РПН не обязательно. Блочные трансформаторы выбираются по мощности проходящей через них с загрузкой до 100%.

С учетом вышеизложенного, по справочнику выбраны трансформаторы типа ТДЦ-400000/2200 и ТДЦ-250000/110, технические данные которых приведены в таблице 2.

Трансформаторы Т4, Т5 работают параллельно, поэтому при отключении одного из них возможна перегрузка другого, оставшегося в работе. По справочнику выбраны трансформаторы типа АТДЦТН 200000/220/110, данные которого приведены в таблице 2.

Таблица 2

Тип трансфор- матора	Sном МВА	Uном ,кВ			Потери, кВт				Uк ,%				Iхх, %		Прим.
		В	С	Н	∆Pк			∆Pх		ВН	ВС	СН
					В-Н	В-С	С-Н
1	2	3	4	5	6	7	8	9		10	11	12		13		14
ТДЦ-400000/220	400	242	-	20	870	-	-	280		11	-	-		0,45		Т1
ТДЦ-250000/220	250	242	-	15,75	600	-	-	207		11	-	-		0,45		Т2
ТДЦ-250000/110	250	121	-	15,75	640	-	-	200		10,5	-	-		0,5		Т3
АТДЦТН-200000/220/110	200	230	121	38,5	340	430	310	105		32	11	20		0,45		Т4, Т5
ТРДНС-40000/220	40	230	-	6,3-6,3	170	-	-	50		11,5	-	-		0,6		Т6,Т7

В типах трансформаторов имеют место следующие обозначения:

А-автотрансформатор (без обозначения-трансформатор)

Т-трехфазный

ДЦ-принудительная циркуляция воздуха и масла с направленным потоком масла

Т-трехобмоточный

Н-наличие системы регулирования напряжения

-номинальная мощность; -класс напряжения

1.5.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

Согласно расчета нагрузок S_{сн G1}=16,66 МВА. Выбираю трансформатор типа ТРДНС-25000/35.

Согласно расчета нагрузок S_{сн G2;G3}=12,22. Выбираю трансформатор типа ТДНС-16000/20.

1.5.3 Выбор резервного трансформатора собственных нужд

Так как между генераторами и трансформаторами выключатели не устанавливаем, то выбираем два резервных трансформатора собственных нужд.

Мощность каждого резервного трансформатора собственных нужд должна обеспечить замену одного рабочего блока и одновременно пуск или аварийный останов второго блока. Выбираю один резервный трансформатор собственных нужд типа ТДНС-25000/35 и второй –ТРДН – 32000/220.

Технические данные всех трансформаторов собственных нужд приведены в таблице 3.

Таблица 3

№пп	Тип трансформатора	Sном МВА	Uном, кВ			Потери, кВт		Uк, %			Iхх, %		Прим.
			В	Н		∆PХ	∆PК		ВН	Н1Н2
1	2	3	4	5		6	7		8	9		10		11
1	ТРДНС-25000/35	25	20	6,3-6,3		25	115		10,5	-		0,65		ТСНG1; РТСН2
2	ТДНС-16000/20	16	15,75	6,3		17	85		10	-		0,7		ТСНG2;G3
3	ТРДН-32000/220	32	230		6,3-6,3	45	150		11,5	-		0,65		РТСН1

1.6 Выбор и описание главной схемы

1.6.1 На напряжение 110 кВ (220 кВ)

Выбирается схема две рабочие и обходная система шин. Системы шин не секционируются. Обходная система шин охватывает выключатели всех линий и трансформаторы.

Достоинством схемы является то, что она позволяет производить ремонт одной системы шин сохраняя в работе все присоединения. Рассматриваемая схема является гибкой и достаточно надежной.

Схема имеет следующие недостатки:

• отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединенных к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения;

• повреждение шиносоединительного выключателя равносильно КЗ на обеих системах шин, то есть приводит к отключению всех присоединений;

• большое количество операций разъединителями при выходе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию распределительного устройства;

• увеличиваются затраты на сооружение распределительного устройства.

1.6.2 Схема собственных нужд

Для питания электродвигателей собственных нужд применяется напряжение 6 кВ (для двигателей 160 кВт и выше) и 0,4 кВ (для остальных двигателей). На КЭС число котлов равно числу турбогенераторов. Распределительное устройство собственных нужд выполняется с одной системой сборных шин, которая разделяется на секции. На проектируемой КЭС на каждый котел приходится по две секции.

Секции попарно присоединяются к отдельным источникам рабочего питания. На каждой секции предусмотрен ввод автоматического включения резервного источника питания.

Один резервный трансформатор собственных нужд присоединяется к сборным шинам распределительного устройства 110 кВ, второй резервный трансформатор собственных нужд – к обмотке 35 кВ автотрансформатора Т4.

Магистраль резервного питания 6 кВ секционируется выключателем на 2 части.

Рисунок 3

1.7 Расчет токов короткого замыкания

При расчете токов короткого замыкания учитываются параметры выбранного оборудования и данные задания. Составляется расчетная схема, где обозначаются узлы и точки короткого замыкания. Расчетная схема приведена на рис. 4.

рисунок 4

1.7.1 Схема замещения и расчета сопротивлений прямой последовательности. При расчете сопротивлений принимается значение базового напряжения U_б=115 кВ. Схема замещения и результаты расчетов приведены на рисунке 5.

Рисунок 5

1.7.1.1 Расчет сопротивлений элементов схемы

Расчет сопротивлений ведем в Омах.

G1 X₁=X_d" · =0,195 · =7,31 Oм

G2(G3) X₂=X₃=X_d" · =0,19· =10,68 Oм

T1 Х₄= = =3,64 Ом

T2 Х₅= = =5,82 Ом

T3 Х₆= = =5,55 Ом

T4(T5) U_KB=0,5(U_KBH+U_KBC-U_KCH)= 0,5(32+11-20)=11,5 %

U_KH=0,5(U_KBH+U_KCH-U_KBC)=0,5(32+20-11)=20,5 %

U_KC=0,5(U_KCH+ U_KBC- U_KBH)=0,5(20+11-38)=0%

X₇=X₁₀= = =7,6 Ом

X₈=X₁₁=0

X₉=X₁₂= = =13,56 Ом

T6 (Т7) Х₁₄= Х₁₅= = =38,02 Ом

C X₁₃=X_*1· =2,2 · =9,7 Oм

W1(W2) Х₁₆=Х₁₇=Х_УД ·l · =0,4·60· =24 Oм

W3 (W4) Х₁₈= Х₁₉=Х_УД·l · =0,4·40· =16 Oм

W5 Х₂₀=Х_УД · l · =0,4·50· =20 Oм

1.7.1.2 Преобразование схемы для расчета тока трехфазного короткого замыкания

Преобразование схемы производится на основании законов электротехники о параллельном, последовательном сложении сопротивлений и других преобразований .

1.7.1.2.1 Преобразование схемы для определения токов трехфазного КЗ по отношению к точке К

Преобразование схемы показано на рис. 6 – 10.

Рисунок 6

X₂₁=X₁₆||X₁₇=12 Ом

X₂₂=X₁₈||X₁₉=8 Ом

X₂₃=X₁₄||X₁₅=19,01 Ом

X₂₄=X₁+X₄=7,31+3,64=10,95 Ом

X₂₅=X₂+X₅=10,68+5,82=16,5 Ом

X₂₆=X₃+X₆=10,68+5,55=16,23 Ом

Рисунок 7

X₂₇=X₂₄||X₂₅=6,58 Ом

X₂₈= 6 Ом

X₂₉= 4 Ом

X₃₀= 2,4 Ом

Рисунок 8

X₈= X₁₁=0

X₃₁=(( X₁₃+ X₂₈) || (X₂₉+ X₂₃))+ X₃₀= ((9,7+6) || (4+19,01)+2,4=11,73 Ом

Рисунок 9

X₃₂=X₇||X₁₀=3,8 Ом

X₃₃=(X₉||X₁₂) || X₂₇=6,78|| X₂₇ = 3,34 Ом

Рисунок 10

X₃₄=(X₃₂+X₃₃) || X₂₆=(3,8+3,34) || X₂₆ = 4,96 Ом

Дальнейшее преобразование схемы не производится и расчет токов ведется по двум ветвям.

Определение токов трехфазного короткого замыкания для точки К производится в форме таблицы 4.

Таблица 4

№ п/п	Расчетные формулы	Ед. изм.	Ветвь				Сумма
			C ; G1 G2	G3
1	2	3	4	5			6
1	Xрез	Ом	11,73	4,96
2	E*"	о.е	1	1
3	Iп0б=E*"·Uб/√3·Xрез	кА	1·115/√3·11,73=5,66	13,39			19,05
4	Iп0.д=Iп0б ·Uб/Uср.к	кА	5,66·115/115=5,66	13,39·115/115=13,39			19,05
Продолжение таблицы 4
1	2	3	4	5			6
5	Kу	о.е.	1,981	1,982
6	Tа	о.е.	0,54	0,546
7	Iуд=√2· Iп0·Kу	кА	√2·5,66·1,981=15,86	37,53			53,39
8	Iном=∑Рветви/√3·Uср.к· cosφ	кА	________________	2·110/√3·15,75·0,87=9,27
9	τ =tр + tс.в	с	0,01+0,025=0,035 (ВВБК-330Б-40)	_________________
10	А=f(τ; Iп0д/ Iном)	о.е.	________________	0,7
11	Iаτ =√2·Iп0.д ·e-τ / Тa	кА	√2·0,7·5,66=5,6	√2·0,65·13,39=12,31			17,91
12	Int= А* Iп0	кА	Int= Iп0=5,66	0,7·13,39=9,37			15,03
13	tоткл =tрз. + tсв	с	tоткл=4
15	Bк=Iп02 ·(tоткл +Tа)	кА2с	5,662·(4+0,54)=145,44		13,392·(4+0,546)=815,06	960,5

1.7.2 Расчет токов однофазного короткого замыкания

Расчетная схема приведена на рисунке 4.

1.7.2.1 Схема замещения прямой последовательности

Х_рез1

E U₍₁₎

Рисунок 11 Х_рез(1)=Х₃₁||X₃₄=11,73·4,96/11,73+4,96=3,49 Ом

1.7.2.2 Схема замещения обратной последовательности

Х_рез2

U₍₂₎ Х_рез(2)≈Х_рез(1)=3,49 Ом

Рисунок 12

1.7.2.3. Схема замещения нулевой последовательности.

Рисунок 13

Х₁₃₍₀₎=Х_*0·U_Б²/S_ном=3·115²/3000=13,23 Ом

Х₂₄₍₀₎=10,5 Ом

Х₂₅₍₀₎=16,5 Ом

Х₂₆₍₀₎=16,23 Ом

Х₇₍₀₎=Х₁₀₍₀₎=Х₇₍₁₎=7,6 Ом

Х₈₍₀₎=Х₁₁₍₀₎= Х₈₍₁₎=0 Ом

Х₉₍₀₎=Х₁₂₍₀₎= Х₉₍₁₎=13,56 Ом

Х₁₄₍₀₎=Х₁₅₍₀₎= Х₁₄₍₁₎=38,02 Ом

Х₁₆₍₀₎=Х₁₇₍₀₎=3·Х₁₆₍₁₎=3·24=72 Ом

Х₁₈₍₀₎=Х₁₉₍₀₎=3·Х₁₈₍₁₎=3·16=48 Ом

Х₂₀₍₀₎=2 ·Х₂₀₍₁₎=2·20=40 Ом

Рисунок 14

Х₂₁₍₀₎=Х₁₆||Х₁₇= Х₁₆/2=36 Ом

Х₂₂₍₀₎=Х₁₈||Х₁₉= Х₁₈/2=24 Ом

Х₂₃₍₀₎=Х₁₄||Х₁₅= 19,01 Ом

Рисунок 15

Х₂₇₍₀₎=Х₂₄||Х₂₅= 6,58 Ом

X₂₈₍₀₎= = =14,4 Ом

X₂₉₍₀₎= = =9,6 Ом

X₃₀₍₀₎= = =8,64 Ом

Х₈₍₀₎=Х₁₁= 0 Ом

Х₃₁₍₀₎=((Х₁₃ +Х₂₈)||(Х₂₉+ Х₂₃))+ Х₃₀= ((13,23+14,4) || (9,6+19,01))+8,64 =22,7 Ом

Х₃₂₍₀₎=Х₇||Х₁₀= 3,8 Ом

Х₃₃₍₀₎=(Х₉||Х₁₂) || Х₂₇= 6,78|| Х₂₇=3,34 Ом Рисунок 16

Х₃₄₍₀₎=(Х₃₂+Х₃₃) || Х₂₆= 4,96 Ом

Рисунок 17

Х₃₅₍₀₎=Х₃₁ || Х₃₄= 4,07 Ом

Рисунок 18

Результирующая схема замещения нулевой последовательности

Х_рез(0)

Рисунок 19

Х_экв=Х_рез(1)+Х_рез(2)+Х_рез(0)=3,49+3,49+4,07=11,05 Ом

I⁽¹⁾=m⁽¹⁾· = = 18,03 кА,

где m⁽¹⁾=3 – индекс вида короткого замыкания.

1.8 Выбор аппаратов, изоляторов и токоведущих частей в цепи блока 110 кВ.

1.8.1 Выбор токоведущей части в цепи трансформатора Т3 по напряжению 110кВ.

Сечение провода выбирается по максимальному току, а именно:

I_max= S/√3·U= 250/√3·110 = 1,18 кА

И тогда по литературе [1] выбирается 2 провода АС-240/56 с допустимым током I_доп=610А и диаметром провода 22,4 мм = 2,24 см

Выбранный провод при данном напряжении, согласно литературе [4], проверяется по условию коронирования, т.е. 1,07 ∙ Е ≤0,9 ∙ Е₀, где

Е₀ – начальная критическая напряженность.

Е – напряженность вокруг провода

Значение начальной критической напряженности для выбранного провода:

Е₀ = 30,3Т (1 + 0,299 / )=30,3·0,82(1+0,299/ ) = 31,87 кВ/см, где

r₀ =1,12 см – радиус провода, т.к. d=2,24 см².

Напряженность вокруг провода при рабочем напряжении

U_раб= 1,1·U_ном=1,1·115=126,5кВ

Е = k = кВ/см, где

D_ср=1,26· D_мф=1,26·250=315см при горизонтальном расположении фаз;

размер D_мф=250 см;

к – коэффициент, учитывающий число проводов в фазе;

r_эк – эквивалентный радиус расщепленных проводов.

к =1+2· =1+2· = 1,09

r _эк = = = 4,12 см

Условие проверки 1,07 ∙ Е ≤0,9 ∙ Е₀ выполнено, где

1,07 ∙ 5,02 = 5,38 ‹ 0,9 · 31,87 = 28,68

1.8.2 Количество изоляторов в одноцепных поддерживающих гирляндах ВЛ на металлических и железобетонных опорах в условиях чистой атмосферы

Количество изоляторов выбирается в зависимости от напряжения 110 кВ и принимается типа ПС70-Д (ПС6-Б), количество изоляторов 8 штук согласно литературе [2].

1.8.3 Выбор трансформаторов тока.

В цепи применяется трансформатор тока для наружной установки типа ТФМЗ 110-У1

Сравнение расчетных и каталожных данных.

Таблица 5

Расчетные данные	Каталожные данные
Uном=110 кВ	Uном=110 кВ
Imax=1180 А	Iном=1200 А
iу=15,86 кА	iдин=100 кА
Bк=960,5 кА2с	Iтер2 ∙ tтер=302∙3=270 кА2с
r2расч=0,37 Ом	r2ном=1,2 Ом

Таблица 6

Прибор	Тип	Нагрузка
		А	В	С
Амперметр	Э-365	-	0,5	-

Схема включения приборов показана на рисунке 20.

Рисунок 20

Сопротивление приборов в фазе А

r _приб = S _приб. / I₂² _ном. = 0,5/5² =0,02 Ом, где

S_приб=0,5 – так как наиболее нагружена фаза А,

I_2ном= 5А – вторичный номинальный ток трансформатора тока

Допустимое сопротивление проводов.

r_{пров доп}= Z _ном – r_приб = 1,2 – 0,02 = 1,18 Ом

Минимально-допустимое сечение проводов контрольного кабеля

q_min= ρ · l_расч / r_{пров доп.}= ρ ·(2·l) / r_{пров доп}= 0,0175·2·80/ 1,18=2,37 мм², где

ρ=0,0175 – удельное сопротивление медных проводов;

l=80м – расчетная длина контрольного кабеля.

Принимаю контрольный кабель КРВГ с медными жилами сечением 2,5 мм²

r_пров= = = 1,12 Ом

r_2расч. = r_приб + r_пров =0,02+1,12=1,14 Ом

Трансформатор работает в классе точности.

1.8.4 Выбор выключателя и разъединителя в цепи генератора G3 мощностью 200 МВт.

Таблица 7

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель	Разъединитель
Тип	ВГТ–110II–40/2500У1	РДЗ-110/2000
Uуст=110 кВ	Uн=110 кВ	Uн=110 кВ
Imax=1180 A	Iном=2500 А	Iном=2000 А
Iпо=19,05 кА	Iотк.ном=40 кА	-
iу=53,39 кА	Iдин=40 кА	iдин=100 кА
Int=15,03 кА	iдин=102 кА	-
iаτ=17,91 кА	iаτ=√2∙β∙Iоткл=56,57 кА	-
Bк=960,5 кА2с	I2терtтер=402∙3=4800 кА2с	I2терtтер=402∙3=4800 кА2с
Привод	Пружинный кулачковый	ПР–180; ПД-5

ВГТ–110II–40/2500У1 – выключатель генераторный в районе с умеренным климатом для работы на открытом воздухе.

РДЗ-110/2000 – разъединитель двухколонковый с заземляющими ножами

1.8.5 Выбор разрядника

Для защиты от перенапряжений выбираем ограничители перенапряжений ОПН – 110У1

О – ограничитель

П – перенапряжений

Н – нелинейный

110 – класс изоляции, кВ

У – для умеренного климата

1 – для установки на открытом воздухе

1.9 Выбор электрооборудования по номинальным параметрам

Во всех остальных цепях аппараты и ТВЧ выбираем по номинальным параметрам, т.е. по U_ном, I_ном и роду установки. Выбор приведен в приложении 1.

2 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА ПРОЕКТИРУЕМОЙ КЭС

2.1 Параметры защищаемого оборудования.

2.1.1 Параметры турбогенератора 200 МВт.

Таблица 8

Тип турбогенератора	Номинальные параметры
	n, об/мин	Sном, МВА	Uном, кВ	Рном, МВт	сos , о.е.	Iном, рот	Xd'', о.е.	Xd', о.е	Xd, о.е	Прим.
ТГВ-200-2УЗ	3000	235,3	15,75	200	0,85	8625	0,19	0,295	1,84	G3

2.1.2 Параметры защищаемого трансформатора блока

Таблица 9

Тип трансформатора	Номинальные параметры				Прим.
	Sном, МВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Uк, %
ТДЦ-250000/110	250	121	15,75	10,5	Т3

2.2 Выбор типов устройств релейной защиты

Защита блока генератор-трансформатор 200 МВт.

В соответствии с ПУЭ и НТП для блока 200 МВт предусматриваются следующие защиты:

1. От многофазных кз в обмотке статора генератора и на его выводах – продольная дифференциальная защита генератора;

2. От кз между витками одной фазы в обмотке статора генератора – поперечная дифференциально-токовая защита;

3. От замыканий на землю в обмотке статора генератора – защита 1-й и 3-й гармоники напряжения нулевой последовательности, не имеющая зоны нечувствительности;

4. От всех видов кз в обмотке трансформатора и на его выводах – продольная дифференциально-токовая защита трансформатора;

5. От замыканий внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла – газовая защита трансформатора;

6. От внешних симметричных кз и резервирования основных защит блока – дистанционная защита;

7. От внешних несимметричных кз и перегрузок, а также для резервирования основных защит блока – токовая защита обратной последовательности с интегральной время токовой характеристикой;

8. От симметричных перегрузок – токовая защита с использованием тока одной фазы;

9. От внешних кз на землю сети с большим током замыкания на землю для трансформаторов, работающих с заземленной нейтралью – токовая двухступенчатая защита нулевой последовательности;

10. От асинхронного режима при потере возбуждения генератора – защита на реле сопротивления;

11. От повышения напряжения на турбогенераторе и трансформаторов при работе блока генератор-трансформатор на х.х. – защита от повышения напряжения;

12. От перегрузки ротора турбогенератора током возбуждения – токовая защита с интегрально-зависимой характеристикой выдержки времени;

13. От замыканий на землю в одной точке цепи ротора турбогенератора – защита с наложением переменного напряжения частотой 25 Гц;

14. От однофазных замыканий на стороне низшего напряжения трансформатора, имеющего выключатель в цепь генератора – контроль изоляции по напряжению 3U_о.

2.3 Расчет токов короткого замыкания для выбора параметров защит

2.3.1 Расчетная схема приведена на рисунке 21

Рисунок 21

2.4 Таблица параметров для ввода в эвм Таблица 10

№	Элемент схемы	Признак	Узлы	Данные для ввода	Примечание
1	2	3	4	5	6
1	С	1	0-5	Eср=Uср/√3=230/√3=132,8 кВ; Х1= 9,7 Ом; Х0= 13,23Ом	N-заземлена
2	G1	2	0-1	Р=300 МВт; Хd’’=0,197; cosφ=0,85; E*’=1,13
3	G2	2	0-2	Р=200 МВт; Хd’’=0,173; cosφ=0,85; E*’=1,13
4	G3	2	0-3	Р=200 МВт; Хd’’=0,173; cosφ=0,85; E*’=1,13
5	Т1	7	1-4	Sном=400 МВА; Uк=11%	∆/Y-0
6	Т2	7	2-4	Sном=250 МВА; Uк=11%	∆/Y-0
7	Т3	7	3-13	Sном=250 МВА; Uк=10,5%	∆/Y-0
8	ТСН	7	3-14	Sном=16 МВА; Uк=10%	∆/∆
8	АТ4	9	4-9 13-9 9-10	Sном=200 МВА; Uквс=11% Sном=200 МВА; Uквн=32% Sном=200 МВА; Uксн=20%	Y-0;∆/Y-0
9	АТ5	9	4-11 13-11 11-12	Sном=200 МВА; Uквс=11% Sном=200 МВА; Uквн=32% Sном=200 МВА; Uксн=20%	Y-0;∆/Y-0
10	W1	4	4-5	Uср=230 кВ; L= 60км; Х1=0,4; Х0=0,8	N-зазем.
11	W2	4	4-5	Uср=230 кВ; L=60км; Х1=0,4; Х0=0,8	N-зазем.
12	W3	4	4-6	Uср=230 кВ; L=40км; Х1=0,4; Х0=0,8	N-зазем.
13	W4	4	4-6	Uср=230 кВ; L=40км; Х1=0,4; Х0=0,8	N-зазем.
14	W5	4	5-6	Uср=230 кВ; L=50км; Х1=0,4; Х0=0,8	N-зазем.
15	W	4	13-15	Uср=115 кВ; L=25км; Х1=0,4; Х0=0,8	N-зазем.
		2	0-0	Окончание ввода

Схема приведена к базовому напряжению U_б=115кВ.

Замыкание трёх фаз в узле 13

Ток КЗ = 17,149; U нагр = 88,604; Z прив = 5,167

ВЕТВЬ ТОК

0-3 4,917

Однофазное короткое замыкание в узле 13

Ток КЗ = 16,731; 3U0кз = -92,930; Z прив = 5,555

ВЕТВЬ ТОК

3-13 16,731

Замыкание трёх фаз в узле 15

Ток КЗ = 5,842; U нагр = 88,604 ; Z прив = 15,167

ВЕТВЬ ТОК

13-15 5,842

3-13 1,093

Однофазное короткое замыкание в узле 15

Ток КЗ = 4,756; 3Uo кз = -121,542; Zo прив = 25,555

Замыкание трёх фаз в узле 3

Ток КЗ =14,872 ; U нагр =83,700 ; Z прив =5,628

ВЕТВЬ ТОК

0-3 7,725

13-3 7,147

Замыкание трёх фаз в узле 14

Ток КЗ =0.948кА; U нагр =83,700; Z прив =88.284

ВЕТВЬ ТОК

3-0 0,334

Расчет защиты блока генератор - трансформатор мощностью 200 МВт

2.5 Расчет продольной дифференциальной защиты генератора

Продольная дифференциальная защита является основной быстродействующей защитой генератора и предназначена для защиты от внутренних междуфазных повреждений. Защита выполняется с реле ДЗТ-11.

Защищаемая зона включает в себя обмотку статора генератора и шинопровод, расположенный между трансформаторами тока со стороны нулевых и линейных выводов генератора.

Дифференциальная защита генератора при срабатывании воздействует:

• на отключение выключателя ВН блока;

• на пуск УРОВ этого выключателя;

• на гашение поля генератора и возбудителя;

• в блок релейной форсировки системы регулирования турбины;

• на схему технологических защит на останов турбины.

Исходные данные: генератор ТГВ-200; Р_ном=200 МВт; U_ном=15,75 кВ; I_ном=8625 А.

I_KG⁽³⁾=(115/15,75)·7725=56404,76 А – ток трехфазного кз от генератора при кз на стороне 15,75 кВ в максимальном режиме.

2.5.1 Вторичный ток срабатывания защиты.

, где

- магнитодвижущая сила срабатывания реле;

- число витков рабочей обмотки со стороны линейных выводов;

2.5.2 Необходимое торможение определяется по условию от отстройки защиты от тока небаланса при внешнем кз.

, где

- коэффициент однотипности трансформаторов тока;

- относительная погрешность трансформаторов тока;

2.5.3 Намагничивающая сила, создаваемая током небаланса в рабочей обмотке реле в режиме внешнего кз.

, где

- коэффициент отстройки;

- коэффициент трансформации тока линейных выводов генератора.

2.5.4 Магнитодвижущая сила тормозной обмотки в условиях минимального торможения.

Определяется по тормозной характеристике в условиях минимального торможения.

Принимаем .

2.5.5 Расчётное число витков тормозной обмотки.

, где

Принимаем

2.5.6 Чувствительность защиты при 2-х фазном кз на выводах генератора в режиме х.х. генератора.

> 2

2.6 Расчёт поперечной дифференциальной защиты генератора.

Поперечная дифференциальная защита генератора предназначена для защиты от витковых замыканий в обмотке статора турбогенератора.

Защита выполняется на токовом реле РТ-40/Ф с фильтром высших гармоник и включается на трансформатор тока с коэффициентом трансформации 1500/5, установленный в перемычке между двумя нейтралями ветвей обмотки генератора.

Защита действует без выдержки времени на отключение аналогично продольной дифференциальной защите.

2.6.1 Первичный ток срабатывания защиты

, где

- номинальный ток генератора типа ТГВ-200-2У3.

2.6.2 Ток срабатывания реле

, где

- коэффициент трансформации трансформатора тока, установленного в перемычке между нейтралями параллельных обмоток статора генератора.

2.7 Расчёт защиты от замыканий на землю в обмотке статора генератора.

_{Защита выполняется на блок-реле БРЭ-1301 и обладает высокой чувствительности, что позволяет предотвратить развитие однофазного} короткого замыкания в многофазные или витковые. Блок-реле БРЭ-1301.01 реагирует на основную (первую) и третью гармоники напряжения нулевой последовательности и охватывает всю обмотку статора без зоны нечувствительности. Принимается уставка 10 В и время срабатывания

_2.7.1 Уставка органа первой гармоники, выбирается по условию отстройки от напряжения нулевой последовательности основной частоты при однофазном коротком замыкании на стороне высокого напряжения непосредственно за трансформатором блока.

2.7.2 Уставка органа третьей гармоники БРЭ-1301.02 определяется из условия обеспечения минимального коэффициента чувствительности при замыкании в любой точке обмотки статора включая нейтраль.

Срабатывание органа третьей гармоники определяется уставкой

Зона надёжного действия органа третьей гармоники со стороны нейтрали должна быть . С учётом принимается

.

Данные уставки принимаются при проектировании всех генераторов.

Орган третьей гармоники в БРЭ1301.01 реагирует на относительное результирующее сопротивление третьей гармоники обмотки статора со стороны нейтрали на землю и называется «реле сопротивления» или «реле с торможением». Уставки относительно сопротивления срабатывания (в относительных единицах) могут изменятся в пределах 0,3 – 3.

2.8 Расчёт продольной дифференциальной защиты трансформатора блока.

Защита осуществляется на реле типа ДЗТ-21, в котором для защиты от бросков тока намагничивания используется время-импульсный принцип. В реле предусмотрено торможение от токов при внешних коротких замыканиях.

2.8.1 Вторичные токи в плечах защиты

2.8.1.1 Со стороны 110 кВ блочного трансформатора

А,

где А – номинальный ток трансформатора блока.

- коэффициент схемы, учитывающий соединение трансформаторов тока со стороны ВН.

- коэффициент трансформации трансформатора тока.

2.8.1.2. Со стороны 15,75 кВ трансформатора блока

А,

где А - номинальный ток трансформатора тока со стороны НН;

-коэффициент схемы, учитывающий соединение трансформаторов тока со стороны 15,75 кВ;

2.8.1.3. Со стороны 15,75 кВ трансформатора собственных нужд

А,

где А – номинальный ток трансформатора собственных нужд;

к_в.3=1000/5.

В плече защиты со стороны трансформатора собственных нужд установлены трансформаторы тока с коэффициентом трансформации

А

При расчете сторона ВН трансформатора принимается в качестве основной.

2.8.2. Выбор ответвлений трансреактора реле.

2.8.2.1. Со стороны 115 кВ блочного трансформатора

(ответвление 1).

2.8.2.2. Со стороны 15,75 кВ блочного трансформатора

А

(ответвление 2)

2.8.2.3. Со стороны 15,75 кВ трансформатора собственных нужд

А

(ответвление 2)

2.8.3 Для необходимости отстройки от внешних кз в защите используется две цепи торможения, включенные на токи высшего и низшего напряжения блочного трансформатора.

2.8.3.1 Со стороны 115 кВ трансформатора блока

А,

_Где - коэффициент схемы;

А –номинальный ток трансформатора блока со стороны 115кВ;

- ток начального торможения в о.е.

- коэффициент трансформации трансформатора тока

(ответвление 1).

2.8.3.2. Со стороны 15,75 кВ блочного трансформатора

А,

где А - номинальный ток трансформатора собственных нужд

- коэффициент схемы

- коэффициент трансформации трансформатора тока

(ответвление 1).

2.8.4. Первичный ток со стороны 115 кВ, соответствующий началу торможения с учетом принятых ответвлений промежуточных ТА цепи торможения реле

А

2.8.5. Ток срабатывания защиты:

2.8.5.1. По условию отстройки от тока небалансов в режиме, соответствующем «началу торможения»

А,

где , А

- составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью трансформатора тока;

А,

где - коэффициент периодичности, учитывающий переходный

режим;

- коэффициент однотипности трансформаторов тока;

- относительная погрешность трансформатора тока.

- составляющая тока небаланса, обусловленная неточностью установки на реле расчетных чисел витков для не основной стороны:

2.8.5.2 По условию отстройки от броска тока намагничивания

А

Для дальнейшего значения принято большее значение А

2.8.5.3 Относительный ток срабатывания реле, соответствующий «началу торможения»

2.8.6. Расчет коэффициента торможения при внешнем трехфазном коротком замыкании на стороне 15,75 кВ трансформатора

,

где

=880,87 А

где - коэффициент периодичности,

- коэффициент однотипности,

- относительная погрешность,

- коэффициент отстройки,

2.8.7. Выбор первичного тока срабатывания дифференциальной отсечки по условию отстройки от броска тока намагничивания трансформатора

А,

где - коэффициент схемы,

коэффициент трансформации ТА,

На реле установлена уставка отсечки

2.8.8. Чувствительность защиты:

2.8.8.1. При двухфазном коротком замыкании на стороне 15,75 кВ трансформатора блока в режиме холостого хода

, где

I_к⁽²⁾= I_к⁽³⁾· =7147· =6189,48А;

I_к⁽³⁾=7147А

2.8.8.2. При однофазном коротком замыкании на стороне 115 кВ при блоке в режиме х.х.

, где

кА

;

2.9 Газовая защита

Газовая защита является чувствительной защитой от внутренних повреждений трансформатора.

Защита действует на отключение (нижний контакт) при повреждении в трансформаторе, сопровождающемся бурным газообразованием.

При небольших повреждениях и слабом газообразовании замыкается верхний контакт с действием на сигнал.

На трансформаторе типа ТДЦ-250000/110 принято газовое реле типа РГТ-80 с уставкой V=1,0м/с.

2.10 Защита от внешних симметричных коротких замыканий.

Для защиты от внешних симметричных коротких замыканий предусматривается дистанционная защита. Защита выполняется односистемной, одноступенчатой в одной из трех реле сопротивления в блок-реле БРЭ-2801.27Е.2Б04.

Защита действует на отключение блока, автоматическое гашение поля генератора и на останов турбины.

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

2.10.1. Сопротивление нагрузки

, где

- номинальное напряжение генератора;

- наибольший ток нагрузки генератора.

Большая аллиптическая ось характеристики рере

Малая ось эллипса

Z^’_мал=К_э· Z^’_уст.max=0,5·0,86=0,43 Ом

Изменение параметров осей эллептической характеристики реле с учетом смещения в III квадрант.

Величина смещения большой оси:

∆Z=0,12· Z^’_уст.max=0,12·0,86=0,103 Ом

2.10.2. Сопротивление срабатывания защиты:

Z_уст.max= Z^’_уст.max-∆Z=0,86-0,103=0,757 Ом

Сопротивление срабатывания реле:

2.10.3. Проверка чувствительности защиты

а) По замеренному сопротивлению при КЗ на шинах ВН трансформатора блока:

,где

Ом

б) По току точной работы при кз на шинах 110кВ:

> 1,3 , где

- коэффициент трансформации трансформаторов тока установленных со стороны нулевых выводов генератора;

- ток точной работы.

в) Чувствительность защиты при кз за трансформатором собственных нужд:

2.11. Защита от внешних несимметричных коротких замыканий и перегрузок.

Для ликвидации недопустимых перегрузок генератора током обратной

последовательности (I₂) при внешнем несимметричных кз и других несимметричных режимах, а также при несимметричных кз в самом энергоблоке на генераторах предусматривается токовая защита обратной

последовательности с интегральной времятоковой характеристикой. В настоящее время защита выполняется на блоке защиты БЭ-1101.27.02А04, включённой во вторичную цепь трансформатора тока линейных выводов генератора.

Блок БЭ1101 содержит следующие функциональные узлы:

1. Входное преобразовательное устройство

2. Сигнальный орган (I_{2 сигн})

3. Пусковой орган (I_{2 пуск})

4. Интегральный орган

5. Токовая отсечка с независимой характеристикой срабатывания.

2.11.1 Уставка пускового органа.

, где

2.11.2 Допустимая длительность перегрузки током обратной последовательности

(1 мин.)

2.11.3 Ток и время срабатывания сигнального органа.

2.11.4 Ток срабатывания токовой отсечки.

Токовая отсечка резервирует отказ защиты присоединения распределительного устройства высокого напряжения при несимметричных коротких замыканиях. Выбирается исходя из условий обеспечения необходимой чувствительности при двухфазном кз на шинах ВН блока в сверхпереходном режиме (в относительных единицах)

, где

X_d^”=0,19; X₂=0,22; X_T=0,104; К_ч=1,3.

2.11.5 Выдержка времени отсечки

t_cз.отс = t_{cзБРЭ2801}+∆t = 0,1+0,3=0,4с.

2.12 Защита от симметричных перегрузок.

Защита предназначена для ликвидации недопустимых перегрузок обмотки статора.

Защита выполняется на блоке БЭ-1103.27.02А04 состоящего из входного преобразовательного устройства, сигнального органа, пускового и интегрального органов, блока контроля. Защита подключается к ТА одной фазы со стороны линейных выводов генератора и действует при перегрузках на его отключение с зависимой от тока статора выдержкой времени. Пусковой орган срабатывает без выдержки времени и осуществляет пуск генераторного органа.

2.12.1 Расчет уставок защиты.

2.12.1.1 Уставка пускового органа.

2.12.1.2 Уставка сигнального органа.

2.12.1.3 Характеристика интегрального органа защиты от перегрузок.

С,В – коэффициенты, зависящие от характеристики срабатывания блок-реле;

- относительный ток статора,

ICТ, Iном.G – ток одной фазы статора генератора и номинальный ток генератора соответственно в первичной цепи.

2.12.2 Расчет коэффициентов В и С характеристики срабатывания интегрального органа защиты для генератора ТГВ-200-2ЕУ3

Из технических условий на генератор:

при время допустимой перегрузки составляет 240 секунд или 4мин;

при время допустимой перегрузки составляет 120 секунд или 2мин.

Тогда ,

Решая эти уравнения:

, получаем

Согласно технических условий на блок-реле БЭ-1103 В=(0,8-1,0).

Принимаем В=1. Тогда

Согласно технических условий на блок-реле С=(3-50). Принимаем С=21,6.

В этом случае

При В=1; С=21,6; I_*=1,3; t_ср.ИО = t_доп=240 с.

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

Для защиты блока, нейтрали трансформаторов которых заземлены, от внешних однофазных кз на землю предусматривается токовая защита нулевой последовательности, выполненная с помощью двух токовых реле, включенных на ток нейтрали трансформатора.

Реле КА1 (грубый орган токовой защиты) предназначено для резервирования защит от кз на землю смежных элементов сети ВН; с первой выдержкой времени защита действует на отключение выключателя ВН блока, со второй выдержкой времени – на отключение всего блока, осуществляя ближнее резервирование.

С помощью реле КА2 (чувствительный орган защиты) осуществляется деление шин ВН путем отключения шиносоединительного (ШСВ) или секционного (СВ) выключателя и ускорение ликвидации неполнофазных режимов.

2.13.1 Ток срабатывания ступени, выполненном на токовом реле с более грубой уставкой.

В случае отсутствия данных по защите линий для этой ступени можно рассчитать как:

где 3I0min – ток однофазного кз на шинах высшего напряжения блока в режиме х.х.;

Кч – коэффициент чувствительности равный 1,5

Выбираем реле РТ 140/100 с параллельным соединением обмоток.

2.13.2 Выдержка времени tc/з.1 выбирается из условия согласования с временем действия защиты от кз на землю с более чувствительной уставкой срабатывания tсз.1= tcз.2+∆t=2,4+0,4=2,8 с.

2.13.3 Ток срабатывания второго, более чувствительного реле, выбирается по наименьшему из двух условий:

1) Обеспечение надежного срабатывания при самопроизвольном неполнофазном отключении блока при минимальной нагрузке

где Iном = 1192,87 А.

2)Согласование с током срабатывания более грубого реле

Из двух условий принимается меньшее Iсз=398 А,

Принимаем РТ 140/2 с параллельным соединением обмоток.

Выдержка времени защиты при ее действии на деление шин на стороне ВН блока выбирается по большему из двух условий согласования с наибольшей выдержкой времени чувствительных ступеней резервных защит от однофазных кз на землю присоединений, отходящих от шин станции tcз.2=tдел= tЛЭП+∆t= 2+0,4=2,4 с.

2.14 Защита от асинхронного режима при потере возбуждения.

Защита выполняется с помощью одного реле в блок-реле БРЭ-2801.27Е.2Б04.

2.14.1 Сопротивление срабатывания защиты.

Определяется из условия обеспечения надёжной работы реле при потере возбуждения ненагруженного генератора.

, где

- синхронный реактор генератора или

.

2.14.2 Величина смещения характеристики реле по оси абсцисс комплексной плоскости сопротивления.

, где

2.14.3 Вторичное сопротивление срабатывания реле.

, где

- коэффициент трансформации трансформатора тока;

- коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

𝛗_м.ч.=260⁰

2.15 Защита от повышения напряжения на турбогенераторе и трансформаторе при работе блока генератор-трансформатор на х.х.

Защита предназначена для предотвращения недопустимого повышения напряжения и действует на гашение поля в режиме х.х.

2.15.1 Направление срабатывания на максимальном реле напряжения

U_с.з.=1,2·U_ном=1,2·15750=18900 В → РСН14-28

2.15.2 Уставка по току на блокирующем реле РТ-40/Р

2.16 Защита от перегрузки ротора турбогенератора током возбуждения.

Для защиты от перегрузки ротора током возбуждения предусматривается токовая защита с интегрально-зависимой выдержкой времени, выполненная на блок-реле БЭ-1102-2402А.04 и состоит из узлов:

1. Входное преобразовательное устройство

2. Сигнальный орган

3. Пусковой орган

4. Интегральный орган

2.16.1 Ток срабатывания пускового органа.

, где

- номинальный ток ротора.

2.16.2 Ток срабатывания сигнального органа.

2.16.3 Выдержка времени интегрального органа.

Выбор уставок блок-реле БЭ1102-2402А.04 для генератора ТГВ-200-2У3:

при - время перегрузки по току ротора 240 сек.;

при - время перегрузки по току ротора 120 сек.;

Тогда: ;

Решая эти уравнения: , получим

Согласно технических условий на блок-реле БЭ-1102 В=(0,8-1,0) принимаем В=1.

Тогда

Согласно технических условий на блок-реле БЭ-1102 С=(3-40), принимаем С=9,6.

При В=1, С=9,6 ,

Тогда

< = 240с.

2.17 Защита от замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения

Предусматривается защита для обнаружения замыкания на землю в одной точке цепи возбуждения генератора путём замера сопротивления изоляции обмоток ротора относительно земли. Защита выполняется путём наложения на цепь возбуждения первичного тока с частотой 25 Гц, который подводится от отдельного источника при помощи специальной контактной щётки.

В соответствии с ГОСТ 25475-82 на устройства контроля и защиты турбогенераторов защита от замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения должна иметь две уставки:

- при снижении сопротивления цепи возбуждения до 10 кОм с действием на сигнал;

- при снижении сопротивления цепи возбуждения до 4 кОм с действием на отключение генератора.

Отключение генератора.

Защита выполняется с помощью двух блоков: контроля сопротивления изоляции, типа БЭ-1104Б04, и частотного фильтра, типа БЭ-1105Б04, подключённых к цепям возбуждения генератора.

2.18 Проверка трансформатора тока на десятипроцентную погрешность

Расчёт десятипроцентной погрешности производится для трансформатора тока типа ТШ20-10000/5, предназначенный для продольной дифференциальной защиты генератора.

Расчетная кратность тока:

где I_1ном – номинальный первичный ток ТА равный 10000.

По кривым 10% погрешности для данного ТА определяется допустимая вторичная нагрузка 6 Ом;

6 - 3·0,1 – 0,1=5,8

где Z_P – сопротивление реле ДЗТ-11/5.

Z_P=

- сопротивление проводов вторичного кабеля;

Ом – переходное сопротивление в месте соединения контактов.

Определяем сечение провода

, где

ρ – удельное сопротивление меди;

l_расч – расчетная длина, зависящая от схемы соединения ТА.

По условию механической прочности принимается кабель с медными жилами сечением 2,5 .

2.19 Выбор устройств релейной защиты и автоматики проектируемой КЭС в остальных цепях

1. Линия связи с системой:

- направленная высокочастотная защита типа ПДЭ-2802;

- защита типа ШДЭ-2801, включающая в себя 3-х ступенчатую дистанционную защиту, 3-х ступенчатую защиту нулевой последовательности от кз на землю;

- АПВ с проверкой синхронизма.

2) Автотрансформатор связи:

- газовая защита;

- газовая защита РПН;

- продольная дифференциальная защита;

- фильтровая токовая защита обратной последовательности направленного действия с пуском по напряжению со стороны 220 кВ;

- двухступенчатая дистанционная защита от междуфазных кз со стороны 110 кВ;

- максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению со стороны низшего напряжения;

- трехступенчатая направленная токовая защита нулевой последовательности от кз на землю со стороны 220 кВ и 110 кВ;

- защита от симметричной перегрузки со сторон низшего напряжения и в

заземленной нейтрали трансформатора.

3) Блок генератор-трансформатор мощностью 300 МВт:

- продольная дифференциальная защита генератора;

- продольная дифференциальная защита трансформатора;

- продольная дифференциальная защита блока;

- поперечная дифференциальная защита;

- защита от замыканий на землю в обмотке статора генератора;

- защита от внешних несимметричных кз и несимметричных перегрузок;

- защита от перегрузки ротора током возбуждения;

- защита ротора от замыканий на землю;

- защита от асинхронного режима и от внешних симметричных кз;

- защита от повышения напряжения;

- двухступенчатая токовая защита нулевой последовательности от кз на землю трансформатора блока;

- газовая защита трансформатора;

- автоматическое регулирование возбуждения (АРВ).

4) Тупиковая линия 110 кВ:

- двухступенчатая токовая защита от междуфазных кз, включающая в себя: токовую отсечку без выдержки времени – 1 ступень, максимально токовую защиту с выдержкой времени – 2 ступень;

- двухступенчатая токовая защита нулевой последовательности от кз на землю, включающая в себя: токовую отсечку без выдержки времени нулевой последовательности – 1 ступень, максимально токовую защиту с выдержкой времени нулевой последовательности – 2 ступень;

- АПВ двухкратного действия типа РПВ-02.

5) Рабочий и резервный трансформатор собственных нужд:

- газовая защита трансформатора и бака трансформатора;

- продольная дифференциальная защита;

- дистанционная защита от внешних симметричных к.з. со

стороны высшего и низшего напряжений;

- защита от симметричной перегрузки;

- автоматическое регулирование напряжения – РПН;

- автоматическое включение резерва АВР.

6) Системы шин:

- дифференциальная защита шин.

7) Обходной и шиносоединительный выключатели:

Защита типа ШДЭ-2801,включающая в себя:

- Трехступенчатая дистанционная защита;

- Трехступенчатая защита нулевой последовательности от к.з. на землю;

- Отсечка от междуфазных к.з;

- АПВ с проверкой синхронизма.