Вариант 2

(16)

где: Тмах = 6500-7000 ч

По формуле (16)

По формуле (14)

4.1.4 Определяем потери электроэнергии в трансформаторах связи

По формуле (14)

4.1.5 Определяем полные потери

_{Таблица технико-экономического сравнения вариантов схем проектируемой электростанции}

Таблица 3 [ 14 ] с. 636-638

На основании технико-экономического сравнения двух вариантов схем проектируемой электростанции делается вывод, что вариант №1 более экономичен, поэтому он принимается для дальнейших расчетов.

5. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ УПРОЩЕНЫХ СХЕМ РУ РАЗЛИЧНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ

5.1 Выбор числа линий связи с системой

Число линий связи с системой выбирается по максимальной мощности, отдаваемой в систему и мощности одной линии.

Максимальная мощность, передаваемая в систему по линиям, определяется по формуле:

(17)

Число линий определяется по формуле:

(18)

где:- наибольшая передаваемая мощность на одну цепь, МВт =40 МВт [ 10 ] с. 13

Рмахсистем - активная мощность, отдаваемая в систему

по формуле (17)

по формуле (18)

На основании расчетов принимаем 4 линии 110 кВ

5.2 Выбор схемы ОРУ 110 кВ

На основании НТП ТЭС в соответствии с напряжением и числом присоединений должна быть принята схема «С двумя рабочими и обходной системами сборных шин», но в связи с применением элегазовых выключателей отпадает потребность в обходной системе шин, применение которой было эффективным для масляных выключателей. [ 16 ] с. 50

Рис.4

Достоинства:

1. Ремонт любой системы шин без перерыва электроснабжения.

2. При аварии на шинах, перерыв в электроснабжении на время перевода на другую систему шин.

3. Схема гибкая в отношении расширения.

Недостатки:

1.Повреждение шинно-соединительного выключателя приводит к отключению всех присоединений.

2.Отказ выключателя при повреждении элемента приводит к отключению источников питания и линий присоединенных к данной системе шин.

3.Ремонт оборудования связан с большим количеством оперативных переключений.

4.Сложные блокировки между выключателями и разъединителями.

5.3 Выбор схемы ГРУ 10 кВ

На основании НТП ТЭС в соответствии с числом присоединений принята схема: «Схема со сборными шинами, соединенными в кольцо».

Рис.5

Схема предназначена для станций отдающих большую часть энергии на генераторном напряжении. Число секций равно числу генераторов. При отключении одного из генераторов для выравнивания напряжения между секциями шунтируется реактор. Чем больше секций на станции, тем труднее выравнивать напряжение на секции, поэтому при числе секций 3 и более сборные шины соединяются в кольцо. Нормально все QC включены.

Достоинства:

1.Схема экономична.

2.Разъединители - изолирующие аппараты.

3.Схема проста и наглядна.

4.Схема легко расширяется.

5.Схема более надежна т.к. при повреждении или ремонте любой секции остальные остаются в работе.

Недостатки:

1.Ремонт выключателя приводит к отключению присоединения.

2.Ремонт системы шин и шинных разъединителей приводит к полному отключению.

6. ВЫБОР СХЕМЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД И ТРАНСФОРМАТОРОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД

На основании НТП ТЭС принята схема собственных нужд:

Рис.6

7. ВЫБОР РЕКЦИОННЫХ РЕАКТОРОВ НА НАПРЯЖЕНИЕ 10 кВ ДЛЯ ТЭЦ

Секционный реактор выбираются на ток равный 0,5ч0,7 от номинального тока генератора

(21)

где: - номинальный ток генератора, кА

- номинальный ток реактора, кА

По формуле (21)

Выбирается реактор типа РБДГ-10-2500-0,35

Термическая стойкость - 14,6 кА

Электродинамическая стойкость - 37 кА

Потери на фазу - 20,5 кВт

8. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчет токов короткого замыкания производится для выбора и проверки электрооборудования и токоведущих частей.

Расчет ведется в относительных единицах, за базовую мощность принимается 1000 МВА.

8.1 Расчетная схема

Рис. 7

8.2 Схема замещения

Рис. 8

8.3 Расчет сопротивлений электрической схемы замещения

8.3.1 Система

где: - 1530 (по заданию)

- 0,28 (по заданию)

- базовая мощность, МВА

8.3.2 Генераторы

где: - номинальная мощность генератора, МВА

- базовая мощность, МВА

-сопротивление генератора, о.е.

8.3.3 Трансформаторы связи

8.3.4 Реакторов

где: -среднее напряжение на ГРУ

- сопротивление реактора

8.4 Расчет токов короткого замыкания в точке К-1

9.1 Расчетные условия для выбора и проверки аппаратов и токоведущих частей по продолжительному режиму работы и режиму короткого замыкания

Таблица 7 [ 14 ] с.213

Время отключения (время действия тока КЗ)

 с

ВЭКТ-110 tоткл=0,06 с

=0,1 с.208

=0,14 с.190

Мощность, отдаваемая в систему

9.2 Выбор выключателей и разъединителей в цепи линии

Таблица 8 [ 9 ]

9.3 Выбор выключателей и разъединителей в цепи трансформатора

Таблица 9 [ 9 ]

9.4 Выбор выключателей и разъединителей в цепи секционного выключателя

Таблица 10 [ 9 ]

9.5 Выбор трансформатора тока в цепи линии

Таблица 11 [ 9 ]

Вторичная нагрузка трансформатора тока

Таблица 12 [ 9 ]

Расчёт сечения соединительных проводов

где rконт- сопротивление контактов = 0,1, так как включено более трех приборов.

где: - удельное сопротивление материала провода

, так как мощность генератора 60 МВт

l - соединительных проводов от ТА до приборов. В цепи 110 кВ=100м Принимаем контрольный кабель АКВВГ с жилами сечением 4 .

Сопротивление соединительных проводов

Вторичная нагрузка

Схема включения приборов во вторичную обмотку трансформатора тока

Рис.21

9.6 Выбор трансформатора тока в цепи трансформатора

Таблица 13 [ 9 ]

Вторичная нагрузка трансформатора тока

Таблица 14 [ 9 ]

Расчёт сечения соединительных проводов

Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие:

Откуда

где: rконт- сопротивление контактов = 0,05, так как включен один прибор.

Сечение соединительных проводов определяется:

Принимаем контрольный кабель АКВВГ с жилами сечением 6 .

Сопротивление соединительных проводов

Вторичная нагрузка

Схема включения приборов во вторичную обмотку трансформатора тока

Рис.22

9.7 Выбор трансформатора тока в цепи секционного выключателя

Таблица 15 [ 9 ]

Вторичная нагрузка трансформатора тока

Таблица 16 [ 9 ]

Расчёт сечения соединительных проводов

Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие:

Откуда

где: rконт- сопротивление контактов = 0,05, так как включен один прибор.

Сечение соединительных проводов определяется:

Принимаем контрольный кабель АКВВГ с жилами сечением 6 .

Сопротивление соединительных проводов

Вторичная нагрузка

Схема включения приборов во вторичную обмотку трансформатора тока

Рис.23

9.8 Выбор трансформаторов напряжения

Таблица 16 [ 9 ]

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Таблица 17 [ 9 ]

Расчет вторичной нагрузки трансформатора напряжения

ВА

Схема включения приборов во вторичную обмотку трансформатора напряжения

Рис.24

9.9 Выбор опорного изолятора

Ориентировочно выбираем С4-450IУХЛ

По номинальному напряжению

,кВ

110=110 кВ

По допустимой нагрузке

(23)

где : - разрушающая нагрузка на изгиб (из каталога)

(24)

где: l - длина пролета между изоляторами

По формуле (24)

По формуле (23)

3149Н>2400Н

Не подходит по механической прочности.

Принимаем С6-450IУХЛ [ 11 ] с.261

По формуле (23)

3149Н<3600Н

9.10 Выбор токоведущих частей в цепи линии 110 кВ

1. По экономической плотности тока

(25)

где: - ток нормального режима без перегрузки, А

- нормированная плотность тока, А/мм

По формуле (25)

Принимаем к установке провод типа: АС 240/32 [ 10 ] c.356

2. Проверка сечения на нагрев по допустимому току

3. Проверка сечения провода на термическую стойкость при коротком замыкании

4.Проверка по условиям короны

(26)

где: m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода

- радиус провода, мм

По формуле (26)

кВ/см

,кВ/см (27)

где: U - линейное напряжение, кВ

- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см

(28)

где: D - расстояние между соседними фазами, см

По формуле (28)

По формуле (27)

кВ/см

,кВ/см

,кВ/см

,кВ/см

5. Проверка на схлестывание

Так как , то провода проверяются на схлестывание.

(29)

где: D - расстояние между фазами, м D=2,5м [ 12 ]

По формуле (29)

Определяется сила тяжести 1м токопровода

(30)

где: m - масса 1м токопровода

[ 10 ] c.356

По формуле (30)

Определяется отношение (31)

где: h -максимальная расчетная стрела провеса провода, в каждом пролете, при максимальном расстоянии h=1,5 м

- эквивалентное, по импульсу, время действия быстродействующей защиты, с

По формуле (31)

По диаграмме 4.9 [ 14 ] с.235 для значения

Допустимые отклонения фазы

Провод не проходит по допустимой нагрузке, следовательно меняем стрелу провеса=1м.

По формуле (31)

1<1,02 ,м

9.10.2 В пределах ОРУ

1. Проверка сечения на нагрев

, так как принимаем АС-240/32 [ 10 ] c.356

1. По термическому действию токов короткого замыкания

3. Проверка по условию короны

По формуле (26)

кВ/см

По формуле (28)

По формуле (27)

кВ/см

кВ/см

17,87<28,79 кВ/см

9.11 Выбор токоведущих частей в цепи трансформатора 110 кВ

9.11.1 За пределами ОРУ

1. По экономической плотности тока

По формуле (25)

Принимаем к установке провод типа: АС 700/86 [ 10 ] c.356

2. Проверка сечения на нагрев по допустимому току

3. Проверка сечения провода на термическую стойкость при коротком замыкании

4.Проверка по условиям короны

По формуле (26)

кВ/см

По формуле (28)

По формуле (27)

кВ/см

,кВ/см

,кВ/см

,кВ/см

5. Проверка на схлестывание

Так как , то провода проверяются на схлестывание.

По формуле (29)

Определяется сила тяжести 1м токопровода

По формуле (23)

где: [ 10 ] c.356

Определяется отношение

По формуле (31)

По диаграмме 4.9 [ 14 ] с.235 для значения

Допустимые отклонения фазы

Провод не проходит по допустимой нагрузке, следовательно меняем стрелу провеса=1м.

По формуле (31)

1<1,02 ,м

9.11.2 В пределах ОРУ

1. Проверка сечения на нагрев

, так как принимаем АС-500/64 [ 10 ] c.356

2. По термическому действию токов короткого замыкания

3. Проверка по условию короны

По формуле (26)

кВ/см

По формуле (28)

По формуле (27)

кВ/см

кВ/см

13,48<27,76 кВ/см

9.12 Выбор токоведущих частей в цепи секционного выключателя 110 кВ

9.12.1 В пределах ОРУ

1. Проверка сечения на нагрев

, так как принимаем АС-240/32 [ 10 ] c.356

2. По термическому действию токов короткого замыкания

3. Проверка по условию короны

По формуле (26)

кВ/см

По формуле (28)

По формуле (27)

кВ/см

кВ/см

17,87<28,79 кВ/см

10. ВЫБОР СПОСОБА СИНХРОНИЗАЦИИ

Согласно ПУЭ генераторы ТФ-60-2 включаются на параллельную заботу способом точной синхронизации. В первичный двигатель остановленного агрегата пускается пар и агрегат разворачивается до частоты вращения, близкой к синхронной.

При точной синхронизации, когда генератор включается возбужденным, необходимо, чтобы в момент его включения в сеть были выполнены следующие условия:

равенство действующих значений напряжений подключаемого генератора и сети;

равенство частот напряжений генератора и сети;

совпадение фаз одноименных напряжений генератора и сети.

Несоблюдение хотя бы одного из указанных условий при точной синхронизации приводит к большим толчкам тока, опасным не только для подключаемого генератора, но и для устойчивой работы энергосистемы.

Рис. 25

Включение генератора в сеть методом точной синхронизации.

а -- векторная диаграмма при Uф.г. ?Uф.с.; б --то же при Ш ? 0.

Конечно, абсолютно точное выполнение всех перечисленных требований невозможно, и поэтому в реальных условиях допускаются отклонения контролируемых величин, пределы которых указаны ниже.

Особенности подключения генератора Г на параллельную работу к энергосистеме С можно рассмотреть на примере схемы, показанной на рис.

При нарушении сформулированных выше условий точной синхронизации возможны три случая:

а) векторы фазных напряжений генератора Uф.г. и энергосистемы Uф.с. не равны по значению, но совпадают по фазе и изменяются во времени с одинаковой частотой:

б) векторы фазных напряжений разошлись по фазе на некоторый угол Ш т. е.

Ш ? 0, но f г.= f c. ; ¦Uф.г.¦= ¦Uф.c.¦

в) генераторы вращаются с разными угловыми скоростями:

f г. ? f c. ; ¦Uф.г.¦= ¦Uф.c.¦

В двух первых случаях в момент включения генератора появляется разность напряжений ДUф, которая обусловит протекание уравнительного тока. Уравнительный ток возникнет и в третьем случае сразу же в момент включения (если Ш ? 0) или спустя время, когда векторы напряжения разойдутся на некоторый угол:

где Еф и Хс - значения э. д. с. и сопротивления генератора в момент включения;

хс -- сопротивление энергосистемы, которое обычно невелико и может не учитываться в расчете. Ток Iу имеет индуктивный характер по отношению к ДUф, так как активные сопротивления генератора и энергосистемы незначительны.

В первом из рассматриваемых случаев уравнительный ток сохраняет реактивный характер по отношению к ДUф.г. (рис. 15, а) вследствии чего он не вызывает механических перегрузок на валу генератора. Разность напряжений при включении генератора в сеть допускают равной 5--10% номинального напряжения, вследствие чего опасных перегрузок генератора по току не возникает.

Во втором случае (рис.15, б) уравнительный ток по отношению к Uф.г. имеет значительную активную составляющую. Вектор Uф.г. опережает вектор Uф.c. поэтому активная составляющая уравнительного тока Iа.г. создает вращающий момент, направленный на торможение ротора генератора. Если бы вектор напряжения Uф.г. отставал от вектора Uф.c., то активная составляющая уравнительного тока создавала бы момент, ускоряющий ротор. Включение генератора в этом случае сопровождается значительными толчками на его вал, что может повлечь за собой серьезные механические повреждения агрегата. Во избежание этого угол расхождения векторов напряжений синхронизируемых источников в момент включения не должен превышать 10--20 эл. град.

В третьем случае, когда угол Ш непрерывно изменяется, изменяется и разность напряжений ДUф, которую называют напряжением биения. Напряжение биения изменяется от нуля до 2Uф и с частотой, равной полусумме частот напряжений синхронизируемых источников. Огибающая, проведенная через амплитуды напряжения биения, имеет частоту, равную полуразности частот генератора и системы (рис. 16).

Таким образом, при неравенстве частот всегда существует опасность включения

в неблагоприятный момент при значительной величине ДUф. Кроме того, при большой разности частот машина может не втянуться в синхронизм. Это заставляет ограничивать допустимую разность частот при включении до значения 0,1%.

Наибольший уравнительный ток возникает при угле Ш, равном 180 эл. град. Если предположить, что генератор включается на параллельную работу с мощной энергосистемой (хс ? 0), то

При этом уравнительный ток в 2 раза больше тока трехфазного к. з. на выводах генератора. Такой ток опасен как в отношении нагрева обмоток, так и вследствие электродинамических усилий между проводниками, особенно в лобовых частях обмотки статора.

Итак, включение возбужденного генератора на параллельную работу с другими генераторами при несоблюдении условий точной синхронизации может повлечь за собой тяжелые повреждения машины.

Приближение частоты вращения генератора к синхронной и плавное ее регулирование осуществляются воздействием на регуляторы частоты вращения первичных двигателей (паровых или гидротурбин). Изменение напряжения подключаемого генератора осуществляется путем воздействия на уменьшение или увеличение тока в обмотке возбуждения.

Рис. 26 Кривая напряжения биения.

Визуальный контроль за выполнением условий точной синхронизации производится с помощью двух вольтметров (контроль равенства напряжений генератора и сети), двух частотомеров, один из которых показывает частоту сети, другой -- частоту подключаемого генератора, а также с помощью специального прибора --синхроноскопа, который дает возможность контролировать совпадение векторов напряжений одноименных фаз. Эти приборы входят в состав так называемых щитков или колонок синхронизации (рис. 17) и имеются на всех электростанциях.

При точной синхронизации момент подачи импульса на включение определяется по стрелке синхроноскопа, которая вращается с угловой скоростью скольжения (разности частот). Воздействуя на регуляторы скорости первичного двигателя, добиваются уравнивания частот, так чтобы стрелка синхроноскопа делала не более одного оборота за 20 с. На шкале синхроноскопа нанесена черта, соответствующая совпадению напряжений по фазе. Импульсы на включение выключателя генератора следует подавать в момент, когда синхроноскопа немного не дошла до черты, так как надо учесть собственное время включения выключателя.

Точная синхронизация может быть ручной и автоматической.

При ручной точной синхронизации все операции производятся оперативным персоналом вручную. Для исключения неправильных действии персонала в схему синхронизации вводится специальная блокировка, которая автоматически препятствует прохождению импульса на включение выключателя, если он был подан в неблагоприятный момент.

Автоматическая синхронизация выполняется с помощью специальных устройств- автоматических синхронизаторов.

Недостатком способа точной синхронизации является сложность и длительность процесса, особенно в условиях аварийного режима работы энергосистемы.

Рис. 27 Схема включения измерительных приборов колонки синхронизации.

При ликвидации аварии включение на параллельную работу всех генераторов может производиться методом самосинхронизации.

При самосинхронизации генератор включается в сеть без возбуждения при частоте вращения, примерно равной синхронной ( скольжение ±2--3%). Сразу после включения выключателя подается возбуждение, и генератор за 1--2 с втягивается в синхронизм.

В момент включения в сеть невозбужденного генератора последний потребляет из сети значительный реактивный ток. Вращающиеся магнитное поле, которое создается этим током, протекающим по обмотке статора, наводит э. д. с. в обмотке ротора генератора.

Во избежание повреждения изоляции из-за перенапряжений обмотка ротора до включения выключателя должна быть замкнута на специальное сопротивление самосинхронизации или на гасительное сопротивление устройства АГП, это сопротивление отключается после включения АГП.

Включение генератора в сеть методом самосинхронизации сопровождается переходными процессами, аналогичными процессам при к. з. на выводах генератора.

При включении на параллельную работу с энергосистемой блоков генератор -- трансформатор ток, возникающий в статоре, будет значительно меньше, так как скажется ограничивающее действие сопротивления трансформатора. Нужно отметить также, что ток статора в момент включения при самосинхронизации имеет индуктивный характер и, следовательно, не создает дополнительных механических нагрузок на валу генератора.

Правила устройства электроустановок допускают включение генераторов методом самосинхронизации при условии, что бросок тока не превысит 3,5-кратного номинального тока, т. е.

где I' -- начальный переходный ток, кА; U -- междуфазное напряжение установки, кВ; x'd -- переходное сопротивление генератора; Ом; хс -- сопротивление энергосистемы до зажимов генератора, Ом, Iном -- номинальный ток генератора, кА.

Включение генератора методом самосинхронизации осуществляется в следующем порядке:

генератор разворачивается до частоты вращения, отличающейся от синхронной не более чем на 2--3%, допустимое расхождение частот контролируется обычно автоматическим устройством на базе реле ИРЧ;

шунтовой реостат и устройство изменения установки АРВ должны быть установлены в положения, соответствующие возбуждению, которое обеспечивает UГ, ном на холостом ходу, при этом АГП -- в отключенном положении;

включается выключатель генератора и немедленно после его включения автоматически подается команда на включение АГП. После включения в сеть

генератор кратковременно работает как асинхронный. Асинхронный момент скольжения подтягивает ротор генератора к синхронной частоте вращения. После подачи возбуждения появляется синхронный момент, который постепенно нарастает по мере увеличения тока в обмотке ротора. В результате вал генератора не испытывает резких механических толчков. Основные достоинства способа самосинхронизации определяются простотой технологии включения генератора в сеть, так как отпадает необходимость в точной подгонке частот и значений напряжений включаемого генератора и системы. Заметно упрощается и убыстряется синхронизация, исключается возможность тяжелых повреждений машины при ошибочных включениях, упрощается автоматизация процесса, а также включение при колебаниях частоты и напряжения в энергосистеме.

11. РАСЧЁТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

11.1 Перечень установленных защит для цепи генератора ТФ-60-2

11.2.1 Продольная дифференциальная защита

Защита должна действовать на отключение всех выключателей генератора, на гашение поля и на останов турбины. Защита выполняется с током срабатывания не более 0,6 Iном.

, А (32)

где:- коэффициент отстройки

-ток небаланса

, А (33)

где:- коэффициент апериодичности

- коэффициент однотипности ТА

-периодическая составляющая тока трехфазного к.з. на шинах

генератора

=0,1- коэффициент 10% погрешности ТА

Iпо=22920

По формуле (33)

Iнб mах = 1 . 0,5 . 0,1 . 22920 = 1146 А

По формуле (11)

Iсз = 1,3 . 1146 = 1489,8 А

Проверка чувствительности.

(34)

где: - периодическая составляющая тока двухфазного к.з. на шинах генератора

По формуле (34)

Защита чувствительна.

Ток срабатывание реле.

, А (35)

где:=1- коэффициент схемы

=5000/5 - коэффициент трансформации ТА

По формуле (35)

Принимаем реле типа РНТ-565 Iср = 1,45 ч 12,5 А

Определяем число витков реле

(36)

где: Fср = 100

По формуле (36)

Принимаем 67 витков

11.2.2 Поперечная дифференциальная защита

Ток срабатывание защиты.

Отстраиваем защиту от тока небаланса фильтра.

, А (37)

где: - номинальный ток генератора

По формуле (37)

Ток срабатывание реле.

По формуле (35)

Принимаем реле типа РТ-40/Ф

Защита должна действовать на отключение всех выключателей генератора, на гашение поля и на останов турбины. Защита действует без выдержки времени.

11.2.3 Защита от внешних двухфазных к.з. и несимметричных перегрузок

Применяется защита обратной последовательности, двухступенчатая со встроенным реле типа РТФ-7/1.

Первая ступень.

Действует на отключение с выдержкой времени

, с (38)

где: А=15 - тепловая постоянная

- относительный ток обратной последовательности при двухфазном к.з. на шинах генератора

(39)

где: - ток обратной последовательности при двухфазном к.з. на шинах генератора

По формуле (39)

По формуле (38)

Ток срабатывание защиты.

, А (40)

где: - относительный ток обратной последовательности срабатывание защиты

По формуле (40)

Ток срабатывание реле.

По формуле (35)

Вторая ступень.

Действует на сигнал.

Ток срабатывание защиты

Ток срабатывание реле

11.2.4 Защита от внешних трехфазных к.з.

Применяется МТЗ с блокировкой минимального напряжения.

Реле тока.

Ток срабатывание защиты.

 , А (41)

где:

- коэффициент возврата

По формуле (41)

Проверка чувствительности.

По формуле (34)

Защита чувствительна.

Ток срабатывание реле.

По формуле (35)

Принимаем реле типа РТ-40/10

Реле минимального напряжения.

Напряжение срабатывание зашиты.

Защита не должна срабатывать при асинхронном ходе генератора

, В (42)

где:- номинальное напряжение генератора

По формуле (42)

Напряжение срабатывание реле.

, В (43)

=10500/100 - коэффициент трансформации ТU

По формуле (42)

Принимаем реле типа РН-54/160

11.2.5 Защита от симметричной перегрузки

Ток срабатывание защиты.

По формуле (41)

где:

Ток срабатывание реле.

По формуле (35)

с

Принимаем реле типа РТ-40/10

11.2.6 Защита от замыканий на землю в обмотке статора генератора

В качестве защиты принимаем токовую защиту нулевой последовательности с трансформатором тока ТНПШ с подмагничиванием.

Ток срабатывания защиты вибирается из условий:

1. Защита не должна работать в нормальном режиме и при междуфазных К.З.

2. Защита не должна работать при однофазном замыкании на землю в сети.

3. Возможно наложение двух аварий.

где: К?отс = 1,3 ч 1,5

К?отс = 1,5 ч 2

Кв = 0,9 ч 0,95

Iнб = 1,5 А - первичный ток небаланса

Iс = 0,9 А - емкостной ток замыкания на землю генератора.

3.3 А < 5 А

Принимаем:

Принимаем срабатывание защиты на сигнал при Iсз ? 5А

Принимаем к установке реле РТЗ-51

От двойных замыканий на землю принимаем реле РНТ-565 с Iсз=200-300А

Ток срабатывания защиты Iсз=200-300А соответствует минимальной уставке реле РНТ-565. При этом она надежно отстроена от токов небаланса и имеет высокую чувствительность.

12. ОПИСАНИЕ КОНСТРУКЦИЙ ОРУ 110 кВ