1. Краткая характеристика защищаемого объекта
Тема дипломной работы - «Проектирование электрической части и средств релейной защиты и автоматики ТЭЦ мощностью 72 МВт». Генератор Г1 является одним из трех турбогенераторов, установленных на станции. Тип турбогенератора ТВС-32УЗ. Относится к турбогенераторам с непосредственно водородной системой охлаждения. Охлаждение обмотки статора - косвенное водородное, стали статора - непосредственное водородное, обмотки ротора - непосредственное водородное. Тип трансформатора связи – ТДТН - 40000/110. Трехфазный трансформатор с масляным охлаждением с дутьем, естественной циркуляцией масла и РПН.
Синхронные генераторы относятся к наиболее ответственному оборудованию, работающему в режиме интенсивных электрических и механических нагрузок. Их выход из работы может привести к возникновению системной аварии, поэтому устройства релейной защиты должны в полном объеме обеспечивать требования быстродействия, селективности, чувствительности и надежности. [1] Трансформатор связи также является ответственным оборудованием, так как от его надежной работы зависит бесперебойное электроснабжение потребителей.
Рис. 1. Структурная схема
Параметры оборудования
Таблица 1. Паспортные данные генераторов. [5]
Маркировка Uном, кВ Sном, МВА Pном, МВт Iном, кА
Т-20-2У3 6,3 25 20 0,8 2,3 0,131 2,07 0,16 1,171
ТВС-32У3 6,3 40 32 0,8 3,67 0,143 2,458 0,174 0,212
Таблица 2.1. Паспортные данные трансформаторов. [5]
SТРЕБНОМ,
МВ.А
SНОМ,
МВ.А
Трансформатор
Тип UВН ном,
кВ UСН ном,
кВ UНН ном,
кВ
30,12 40 ТДТН –40000/110 115 38,5
6,6
Таблица 2.2. Паспортные данные трансформаторов. [5]
Тип трансформатора Потери, кВт uк, % Iх, % R, Ом X, Ом
Pх Рк ВН-СН ВН-НН СН-НН ВН СН НН ВН СН НН
ТДТН –40000/110 39 200 10,5 17,5 6,5 0,6 0,8 0,8 0,8 35,5 0 22,3
Таблица 2.3. Данные по линиям связи энергообъекта с энергосистемой.
Напряжение, кВ, -110 Число линий связи объекта с энергосистемой – 2
Длина одной линии связи, км, -150 Сечение сталеалюминиевого провода, мм*мм, - 185/29
Количество проводов в фазе – 1 Отношение Х0 / Х1 для линии связи – 1,90
Таблица 2.4. Данные по энергосистеме
Напряжение, кВ, -110 Мощность короткого замыкания энергосистемы, МВ*А, -2200
Коэффициент ударный, о.е., -1,71
2. Выбор и обоснование устанавливаемых защит
Промышленность выпускает комплектные устройства РЗА для всех элементов ЭЭС для любых классов напряжения. Проектными организациями разработаны типовые проекты РЗА. С учетом сказанного проектирование РЗА сводится к выбору типовых комплексов и к привязке их к конкретному объекту, работающему в конкретной ЭЭС. Критерием правильности сделанного выбора является соответствие УРЗА основным требованиям (селективность, устойчивость и надежность функционирования), поэтому после выбора варианта УРЗА выполняется расчет параметров срабатывания (уставок) проверка чувствительности.
Релейная защита предназначена для выполнения трех функций: срабатывания при КЗ на защищаемом элементе (внутреннее КЗ), срабатывания при внешних КЗ и в режимах без КЗ. Для повышения надежности применяется резервирование. Наибольшее внимание уделяется повышению надежности при срабатывании РЗ - резервированию при отключении КЗ. С этой целью комплекс УРЗА включает в себя основное, резервное и дополнительные защитные устройства. Основное действует при любых опасных (для ЭЭС) повреждениях в пределах всего защищаемого элемента с меньшим временем, чем у других УРЗ. Резервные должны действовать в случае отказа срабатывания основного УРЗ или выключателей предыдущих (смежных) элементов. Комплекс УРЗА выполняется так, чтобы при отказе УРЗ или включателя поврежденного элемента КЗ отключалось другими защитными устройствами или выключателями, выполняющими функции резервных. Основные способы резервирования - ближнее резервирование, устройства резервирования отказов выключателей (УРОВ) и дальнее резервирование.
2.1. Повреждения генераторов.
Витковые замыкания являются наиболее вероятным и опасным видом повреждения и характеризуются протеканием больших токов в замкнувшихся витках при незначительном изменении тока в неповрежденной части обмотки. Замыкания между витками обычно сопровождаются замыканием на землю и в большинстве случаев возникают в результате развития повреждения, вызванного однофазным замыканием на землю.
Замыкания па землю наиболее часто возникающий режим повреждения. В месте замыкания на землю обычно возникает дуга, которая может привести к значительным разрушениям стали статора при большом токе повреждения.
Замыкания на землю наиболее вероятны на участках обмотки статора вблизи линейных выводов. Однако, как показал опыт эксплуатации, возможны замыкания на землю и вблизи нейтрали (в частности при снижении уровня изоляции под воздействием охлаждающей воды). Генераторы большой мощности при замыкании на землю обмотки статора должны отключаться.
Многофазные КЗ. Многофазные КЗ в обмотке статора наиболее вероятны при развитии повреждения, вызванного однофазным замыканием на землю. Однако возможны и междуфазные КЗ без земли, возникающие в лобовых частях обмотки. Так как большие токи повреждения вызывают значительные разрушения генератора, эти КЗ должны немедленно отключаться быстродействующей защитой.
Повреждения обмотки ротора. Обмотки ротора генератора находятся под невысоким напряжением (300-500)В, поэтому их изоляция обладает значительным запасом прочности. Из-за тяжелых механических условий работы распространенными видами повреждения обмотки ротора и цепи возбуждения являются замыкания на землю в одной и в двух точках. Замыкание на землю в одной точке не сопровождается большими токами и не влияет на работу генератора. Однако при этом возникает опасность повреждения изоляции цепи возбуждения во второй точке. При его появлении часть обмотки ротора шунтируется, вследствие чего искажается магнитное поле машины. Это может привести к значительной вибрации и разрушению подшип¬ников и уплотнений вала генератора. Возникновение дуги при замыкании на землю во второй точке может вызывать местные обгорания изоляции и оплавления меди обмотки. [2]
2.2. Анормальные режимы работы генераторов.
Внешние КЗ должны ликвидироваться защитами смежных присоединений. Однако в случае отказа защиты или выключателя этого элемента ток короткого замыкания должен быть отключен защитой генератора.
Перегрузки генератора возникают в результате отключения или отделения части параллельно работающих генераторов, при работе форсировки возбуждения, самозапуске двигателей, потере возбуждения и т.д. Симметричные перегрузки возможны при обусловленных недостатком реактивной мощности на данном участке энергосистемы понижениях напряжения в сети, на которую работают энергоблоки.
Перегрузка генератора по току статора всегда сопровождается перегрузкой по току ротора и вызывает перегрев обмоток, старение изоляции и, как следствие, ее повреждение. Для ликвидации перегрузки производится автоматическое снижение тока возбуждения с помощью блока разгрузки в автоматическом регуляторе возбуждения (АРВ) и защиты ротора от перегрузки. Последняя кроме действия на разгрузку, в случае если при этом перегрузка не устраняется, отключает генератор.
Поскольку автоматическая ликвидация перегрузки ротора устраняет и перегрузку статора, при возникновении последней достаточно обеспечить действие сигнализации.
Несимметрия фазных токов возникает при внешних однофазных и двухфазных замыканиях, при большой несимметричной нагрузке ближних потребителей, при неполнофазных режимах работы энергосистемы. Несимметрия сопровождается появлением в обмотке статора токов обратной последовательности. При этом в роторе возникают токи двойной частоты, вызывающие его повышенный нагрев и вибрацию вращающихся частей машины.
Повышение напряжения обмотки статора, возможное в условиях холостого хода генератора при неисправностях в системе возбуждения или при обрыве цепей напряжения АРВ. Для предотвращения таких повышений напряжения на турбогенераторах мощностью 160 МВт и выше должно производиться гашение поля с помощью специальной защиты.
Асинхронный режим возникает при потере возбуждения и в результате нарушения устойчивости. Продолжая выдавать активную мощность, получает возбуждение от сети. При этом снижается до нуля тормозной синхронный момент, частота вращения генератора увеличивается и возникает скольжение 0,3—0,7%. [1]
В условиях асинхронного режима вследствие потребления из сети большой реактивной мощности значительно увеличивается ток статора и понижается напряжение на выводах генератора. Поэтому активная мощность, выдаваемая генератором в асинхронном режиме, должна ограничиваться.
Для генератора принимаем следующие типы защит: [2]
• Дифференциальная защита.
• Защита от замыканий на землю обмотки статора.
• Защита от внешних симметричных КЗ– дистанционная защита,
• Защита от повышения напряжения
• Защита от симметричных перегрузок обмотки статора
• Защита ротора от замыкания на землю
• Защита от потери возбуждения
• Защита от несимметричных перегрузок и внешних несимметричных замыканий
• Защита ротора от перегрузок.
Повреждения трансформатора
При выполнении защит трансформаторов и автотрансформаторов должны быть учтены следующие режимы:
• многофазные замыкания в обмотках и на выводах;
• однофазные замыкания в обмотках и на выводах;
• витковые замыкания в обмотках;
• внешние короткие замыкания;
• повышение напряжения на неповрежденных фазах (для трансформаторов 110 кВ, работающих в режиме изолированной нейтрали);
• частичный пробой изоляции вводов напряжением 500 кВ и более;
• перегрузка трансформатора;
• понижение уровня масла;
• «пожар» стали магнитопровода.
Выбор защит трансформатора. [1]
Для защиты трансформаторов от повреждений и ненормальных режимов в соответствии с ПУЭ должны быть предусмотрены следующие типы релейной защиты.
От повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа и (или) понижением уровня масла – газовая защита с действием на сигнал и отключение:
• для трансформаторов мощностью 6300 кВА и более;
• для внутрицеховых понижающих трансформаторов мощностью 630 кВА и более;
• для трансформаторов мощностью (1000-4000) кВА, если отсутствует быстродействующая защита.
От повреждений на выводах и внутренних повреждений – токовая отсечка или продольная дифференциальная защита.
Продольная дифференциальная защита ставится на трансформаторах мощностью 6300 кВА и более, на трансформаторах меньшей мощности – токовая отсечка. Если токовая отсечка не проходит по условиям чувствительности, то дифференциальная защита может быть установлена на трансформаторах меньшей мощности, но не менее 1000 кВА.
От токов внешних коротких замыканий должны быть установлены следующие защиты с действием на отключение:
• максимальная токовая защита для трансформаторов мощностью до 1000 кВА;
• максимальная токовая защита или максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или токовая защита обратной последовательности для трансформаторов мощностью 1000 кВА и более;
• дистанционная защита на понижающих автотрансформаторах напряжением 220 кВ и более, если это необходимо по условиям дальнего резервирования.
От возможной перегрузки на трансформаторах мощностью 400 кВА и более следует предусматривать максимальную токовую защиту с действием на сигнал или на разгрузку и на отключение.
От токов внешних замыканий на землю при наличии заземленной нейтрали для трансформаторов мощностью 1000 кВА и более устанавливается максимальная токовая защита нулевой последовательности, если это необходимо по условиям дальнего резервирования.
3. Предварительные преобразования
Расчет параметров схемы замещения и расчет токов КЗ.
Для выбора и расчета защит необходимо посчитать токи короткого замыкания в нескольких точках: трехфазное и двухфазное на выводах генератора Г1, на стороне высшего напряжения трансформатора, на шине высшего напряжения.
Расчет будет проводиться с помощью программы PrRele. Для этого необходимо составить и упростить схему замещения ТЭЦ, а также привести данные к выбранной ступени напряжения. В нашем случае – 6,3 кВ. Составить схемы обратной и нулевой последовательностей. Пронумеровать узлы в схеме замещения. Схему обратной последовательности считают совпадающей со схемой прямой последовательности, принимая в ней все ЭДС равными 0.
Схема нулевой последовательности существенно отличается от схемы прямой последовательности и в значительной мере определяется местом расположения трансформаторов и соединением их обмоток, а также спецификацией воздушных линий электропередачи. Началом схемы нулевой последовательности считают точку, в которой объединены ветви с нулевым потенциалом, а ее концом место КЗ.
Необходимо исходные данные элементов привести к напряжению 6,3 кВ. Для этого воспользуемся программой PrRele.
Нажимаем «Расчет параметров схемы замещения»
Рис. 2. Калькулятор параметров схем замещения
Заносим в поля исходные данные линии, генераторов, трансформатора, системы.
В результате получаем приведенные параметры схемы замещения представлены ниже.
Система: Xспр = 0,02 Ом
Линия: Xлпр = 0,2 Ом
Трехобмоточный трансформатор: Хвпр=0,11 Ом, Хспр=0 Ом, Хнпр=0,06 Ом
Реактор: Хр = 0,14 Ом
Генератор 32 МВт: Хпрям32 = 0,18 Ом, Хобр32=0,22 Ом
Генератор 20 МВт: Хпрям32 = 0,26 Ом, Хобр32=0,32 Ом
Рис. 3. Схема замещения прямой последовательности
Рис. 4. Схема замещения обратной последовательности
Рис. 5. Схема замещения нулевой последовательности
Затем создаем базу данных:
Рис. 6. База данных для расчета токов КЗ
После этого приступим к моделированию токов КЗ. Рассчитаем трехфазное и двухфазное КЗ в точках: 1) 5 (на выводах генератора 32 МВт); 2) 2 (на стороне высшего напряжения трансформатора); 3) 1 (на системной шине).
1) Короткое замыкание на выводах генератора 32 МВт, т. 5.
Трехфазное КЗ
Рис. 7. Протокол расчета трехфазного КЗ на выводах генератора 32 МВт
IКЗ(3), на выводах Г32=20,556 кА
Двухфазное
Рис. 8. Протокол расчета двухфазного КЗ на выводах генератора 32 МВт
IКЗ(2), на выводах Г32=17,802 кА
2) Короткое замыкание на шине высшего напряжения, т. 2.
Трехфазное КЗ
Рис. 9. Протокол расчета трехфазного КЗ на стороне высшего напряжения трансформатора
IКЗ(3), на стороне высшего напряжениятрансформатора = 30,833 кА
Двухфазное
Рис. 10. Протокол расчета двухфазного КЗ на стороне высшего напряжения трансформатора
IКЗ(2), на стороне высшего напряжения трансформатора = 26,702 кА
3) Короткое замыкание на системной шине.
Трехфазное КЗ
Рис. 11. Протокол расчета трехфазного КЗ на системной шине
IКЗ(3), в системной шине = 185 кА
Двухфазное
Рис. 12. Протокол расчета двухфазного КЗ на системной шине
IКЗ(2), в системной шине = 160,215 кА
4. Расчет параметров срабатывания устройств релейной защиты генератора.
Защита генератора
Для защиты генератора используется микропроцессорный комплекс ШЭ1110.
Выбор и расчет защит от междуфазных и витковых коротких замыканий.
Для защиты от внутренних повреждений применяют продольную и поперечные дифференциальные защиты.
4.1. Поперечная дифференциальная защита
Поперечная дифференциальная защита ставится на генераторах, обмотки статора которых содержат две параллельные ветви, и предназначена для защиты от витковых замыканий. Измерительный орган защиты присоединяется к трансформатору тока, врезанному в перемычку между нейтралями параллельных обмоток статора.
Обычно первичный ток срабатывания при проектировании принимается равным генератора. [1] Для ТВС - 32УЗ Iсз=0,2*3,67=0,734 кА. При наладке по результатам испытаний ток срабатывания может быть существенно уменьшен.
Ликвидация витковых замыканий в обмотке статора, не имеющей параллельных ветвей, возлагается на защиту от замыканий на землю.
4.2. Продольная дифференциальная защита
Расчет дифференциальной защиты микропроцессорного исполнения.
Микропроцессорный комплекс типа ШЭ 1110.
Микропроцессорный комплекс, изготавливаемый НПП «ЭКРА» может состоять как из двух шкафов типа ШЭ 1110 и ШЭ 1110, так и из одного шкафа ШЭ 1113. Исполнение выбирается предприятием-изготовителем по согласованию с заказчиком и определяется количеством входных и выходных цепей, а также составом защит. [1]
Расчет дифференциальной защиты, входящей в состав комплекса, заключается в расчете начального тока срабатывания, определении точки излома характеристики срабатывания, нахождении значения коэффициента торможения, выборе тока срабатывания дифференциальной отсечки, Рис.13.
Рис. 13. Характеристика срабатывания защиты
1. Начальный ток срабатывания выбирается из условия отстройки от тока небаланса, протекающего через защиту, в номинальном режиме
(1)
где - коэффициент надежности, принимается равным 1,2;
- расчетный ток небаланса;
- коэффициент однотипности при однотипных трансформаторах тока;
- допустимая десятипроцентная погрешность трансформаторов тока;
- периодическая составляющая тока трехфазного к.з. на выводах генератора.
2. Определяется точка излома B характеристики срабатывания исходя из обеспечения требований чувствительности к токам короткого замыкания в рабочей зоне. Типичное значение уставки B = 1,5.
3. Величина коэффициента торможения выбирается с учетом отстройки защиты от токов небаланса, вызванных внешними КЗ или асинхронным ходом.
Диапазон уставок может быть установлен от 0,3 до 0,7. Типичное значение = 0,5 . Более высокие значения коэффициента торможения принимается в случае резко различных условий работы трансформаторов тока.
Дифференциальная токовая отсечка обеспечивает быстрое и надежное срабатывание защиты при внутренних КЗ, когда возможно насыщение трансформаторов тока с увеличением полной погрешности до 50%. Уставка отсечки может быть установлена в пределах от 6Iном до 12Iном.
Примем . (2)
При наладке может быть выполнена амплитудная коррекция вторичных токов для получения минимального небаланса дифференциального тока.
4.3. Выбор и расчет защит от замыканий на землю в обмотке статора
Выбор типа защиты генератора от замыканий на землю зависит от режима его работы. При работе генератора на сборные шины защита выполняется на принципе контроля емкостного тока присоединения или на принципе наложения на цепь статора переменного тока. При работе генератора в режиме блока защиты могут выполняться с использованием напряжений нулевой последовательности, на принципе наложения на цепь статора постоянного тока или переменного тока, имеющего частоту отличную от промышленной. [1]
А) Защита от замыканий на землю в обмотке статора турбогенератора, реагирующая на напряжение третьей гармоники
Применяется для защиты генераторов мощностью до 36 МВт от однофазных и двойных замыканий на землю, работающих в режиме изолированной нейтрали. Для выполнения требований по чувствительности необходимо, чтобы емкостный ток в сети был более 20 А. В состав защиты входят следующие функциональные органы, Рис. 14:
Рис. 14. Схема защиты генератора от КЗ на землю.
• пусковой орган максимального напряжения основной гармоники напряжения нулевой последовательности с уставкой срабатывания (5 – 20) В;
• пусковой орган третьей гармоники напряжения нулевой последовательности, реагирующий на производную напряжения по времени, уставка которого не регулируется;
• отключающий орган, реагирующий на увеличение третьей гармоники тока нулевой последовательности;
• отключающий орган, реагирующий на увеличение первой гармоники тока нулевой последовательности и срабатывающий при двойных замыканиях на землю.
Основным недостатком защиты является возможность несрабатывания при отсутствии переходного процесса, например, при постепенном снижении уровня изоляции обмотки статора
