2.9. Расчёт уставок резервной дистанционной защиты генератора от междуфазных коротких замыканий

Предназначена для защиты от внешних симметричных КЗ.

Сопротивление срабатывания защиты. Сопротивление замера при наибольшей реально возможной нагрузке генератора:

Сопротивление срабатывания защиты с дистанционным органом, имеющим круговую характеристику:

где – коэффициент надежности; – коэффициент возврата дистанционного органа; – угол нагрузки, равный номинальному углу нагрузки генератора.

Сопротивление срабатывания, приведенное к вторичным цепям:

Уставка по сопротивлению срабатывания регулируется в пределах от 1,0 до 80 Ом с шагом 0,1 Ом [1, стр. 63]. Принимаем к установке сопротивление уставки 10,7 Ом.

Сопротивление смещения характеристики срабатывания. Максимальное сопротивление смещения характеристики срабатывания [1]:

Максимальное сопротивление смещения, приведенное к вторичным

цепям:

Уставка по сопротивлению смещения регулируется в пределах от 0 до [1, стр. 63]. Принимаем к установке ближайшее меньшее значение 1,7 Ом. Угол максимальной чувствительности .

Время срабатывания. Согласовывается с резервными защитами линий, отходящих от распределительного устройства высшего напряжения.

2.10. Расчёт уставок защиты от повышения напряжения

Предназначена для защиты от повышения напряжения на обмотках статора генератора и трансформатора блока при его работе на холостом ходу.

Напряжение срабатывания. Первичное напряжение срабатывания защиты [1]:

Напряжение срабатывания, приведенное к вторичным цепям:

Ток срабатывания блокирующих реле. Блокирование защиты производится при протекании по генератору тока нагрузки. Для этого первичный ток срабатывания:

Ток блокирования, приведённый к вторичным цепям:

2.11. Расчёт уставок дифференциальной защиты трансформатора блока

Продольная дифференциальная защита трансформатора блока (ДЗТБ) является основной быстродействующей защитой трансформатора от всех видов КЗ в обмотках трансформатора блока и на его выводах.

Определение номинальных токов плеч. Первичные токи на всех сторонах защищаемого трансформатора определяются в соответствии с его номинальной мощностью. По этим токам находятся токи в плечах защиты, исходя из коэффициентов трансформации трансформаторов тока и коэффициентов схемы [1]. Расчеты сведены в табл. 7.

Таблица 7 – Определение токов плеч

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение для стороны
		110 кВ	10,5 кВ (генератор)	10,5 кВ (ТСН)
Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, соответствующий его номинальной мощности, А
Схема соединения трансформаторов тока	-		Y	Y
Коэффициент трансформации трансформаторов тока		750/5	8000/5	1000/5
Вторичный ток в плече защиты, соответствующий номинальной мощности защищаемого трансформатора, А

На стороне высшего напряжения приняты к установке трансформаторы тока, встроенные в выводы трансформатора блока типа ТВТ 110-I-750/5 [2, стр. 322, табл. 5.11] и соединённые в группу по схеме «треугольник».

В цепи статора генератора использованы трансформаторы тока, устанавливаемые в закрытых экранированных токопроводах типа ТШ-20 [2, стр. 300, табл. 5.9] и соединенные в группу по схеме «звезда».

В цепи трансформатора собственных нужд использованы трансформаторы тока, встроенные в его выводы типа ТВТ 35-I-1000/5 [2, стр. 318, табл. 5.11] с номинальным первичным током, определяемым максимальным током нагрузки цепи собственных нужд. Трансформаторы тока соединены в группу по схеме «звезда». Поскольку в этой цепи вторичный номинальный ток плеча оказался существенно большим по сравнению с током плеча цепи генератора, необходимо использовать амплитудную коррекцию. Для этого плеча целесообразно ввести коэффициент амплитудной коррекции равный . При таком коэффициенте токи плеч генератора и трансформатора собственных нужд получаются равными, что удобно при выполнении дальнейших расчетов [1].

Таким образом, для согласования токов плеч защиты необходимо установить приведенные в табл. 7 вторичные номинальные токи плеч с учётом амплитудной коррекции тока от трансформаторов тока, установленных в цепи трансформатора собственных нужд.

При определении уставок защиты будем все расчёты выполнять в относительных базисных единицах [1].

Определение коэффициента торможения. Сначала определяем коэффициент небаланса [1].

Составляющая коэффициента небаланса, обеспечивающая отстройку от небаланса, вызванного погрешностями трансформаторов тока [1]:

где - коэффициент, учитывающий переходный режим, принимается равным 1,5…2,0; - относительное значение полной погрешности трансформаторов тока в режиме КЗ [1].

Составляющая коэффициента небаланса, обеспечивающая отстройку от небаланса, вызванного регулированием коэффициента трансформации защищаемого трансформатора равна нулю, поскольку данный трансформатор при мощности 400 МВА не имеет никаких средств регулирования [1]:

Составляющая коэффициента небаланса, обеспечивающая отстройку от небаланса, вызванная неточностью согласования токов плеч [1]:

Суммарный коэффициент небаланса [1]:

Расчетный коэффициент торможения [1]:

где - коэффициент надёжности [1].

Защита позволяет устанавливать величину в диапазоне от 0,2 до 0,5 с шагом 0,01 [1, стр. 69].

К установке принимаем ближайшее большее значение коэффициента торможения

Определение минимального тока срабатывания. Для надежной отстройки от однополярных бросков тока намагничивания принимаем значение уставки минимального тока срабатывания равным 0,3 [1].

Определение начального тока торможения. Значение начального тока торможения при принятых значениях коэффициента торможения и минимального тока срабатывания защиты равно [1]:

Определение тока блокировки. Ток торможения, при котором осуществляется блокирование защиты в режиме внешнего повреждения, для трансформаторов, работающих в блоке, определяется перегрузочной способностью генератора. Поэтому принимаем [1]:

Уставка по току блокирования может быть задана в диапазоне от 1,2 до 5,0 с шагом 0,1 [1, стр. 69]. Принимаем

Определение тока срабатывания отсечки. Сначала находим расчетный ток небаланса [1].

При коротком замыкании на стороне высшего напряжения (К2 на рисунке 11) ток, протекающий через зону защиты, определяется только параметрами блока и составляет:

Рисунок 11 – Внешние КЗ в дифференциальной защите трансформатора блока

При коротком замыкании в генераторе (К1 на рисунке 11) ток, протекающий через зону защиты, обусловлен внешними источниками. Определим этот ток, для этого преобразуем схему рисунок 12.

Рисунок 12 – Схема замещения

Рисунок 13 – Преобразования схемы замещения

При асинхронном режиме работы генератора максимальный ток, протекающий через зону защиты (см. п.):

Таким образом, расчётным является ток короткого замыкания на выводах защищаемого генератора .

Составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностями трансформаторов тока [1]:

где =1,5…2,0 - коэффициент, учитывающий переходный режим [1]; - коэффициент однотипности трансформаторов тока [1]; - относительная полная погрешность трансформаторов тока в рассматриваемом режиме [1].

Составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием коэффициента трансформации защищаемого трансформатора, равна нулю, поскольку данный трансформатор не имеет никаких средств регулирования:

Составляющая тока небаланса, обусловленная неточностью согласования токов плеч [1]:

где - коэффициент согласования токов плеч [1].

Суммарный ток небаланса:

Ток срабатывания отсечки по условию отстройки от максимального тока небаланса, выраженный в относительных номинальных единицах:

где – коэффициент надёжности [1].

Ток срабатывания отсечки по условию отстройки от броска намагничивающего тока [1]:

Окончательно принимается уставка дифференциальной токовой отсечки [1]:

Чувствительность обычно не проверяется, поскольку при токе срабатывания чувствительной части защиты (0,3…0,4) она обеспечена ко всем внутренним повреждениям [1].