В таблице 2.2 приведены выбранные типы проводников на проектируемой ТЭЦ.

Таблица 2.2

В таблице 2.3 приведены места установки трансформаторов тока и их типы.

Таблица 2.3

Принятые к установке типы выключателей и их параметры приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4

Для защиты электрооборудования от атмосферных перенапряжений используем ограничители перенапряжения типа ОПН.

Система питания СН электрических станций занимает особое положение среди других потребителей энергосистемы. Нарушение электроснабжения механизмов собственных нужд вызывает нарушение работы не только самой станции, но и потребителей энергосистемы в случае недостатка мощности.

Потребители СН электрических станций относятся к 1 категории по надежности питания и требуют электроснабжения от двух независимых источников. В пределах 1 категории потребители СН тепловых станций делятся на группы ответственных и неответственных. Ответственными являются механизмы СН, кратковременная остановка которых приводит к аварийному отключению или разгрузке агрегатов станции.

В котельном отделении газомазутной ТЭС ответственными являются дымососы и дутьевые вентиляторы. К ответственным механизмам машинного отделения относятся питательные, циркуляционные и конденсатные насосы, маслонасосы турбин и генераторов, подъемные насосы газоохладителей генераторов и мослонасосы системы уплотнения вала генераторов. Все остальные механизмы относятся к неответственным.

Подавляющее большинство механизмов СН ТЭС приводится во вращение электрическим приводом. Преимущественное распространение для привода механизмов СН получили асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором. Эти двигатели конструктивно просты, надежны в эксплуатации, имеют сравнительно высокий коэффициент полезного действия, а их пусковые характеристики могут быть согласованы с характеристиками рабочих машин.

Большим преимуществом асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором является возможность их пуска от полного напряжения сети без специальных пусковых устройств и способность группы электродвигателей восстанавливать нормальный режим работы после глубоких понижений питающего напряжения (самозапуск).

Механизмы собственных нужд ТЭЦ представлены в таблице 2.5.

Таблица 2.5. Наименование механизмов СН и их характеристики.

          Пусковой ток каждой секции рассчитывается по формуле

, (2.1)

Для секций А и В пусковые токи соответственно равны:

,

.

3. Выбор устройств релейной защиты и автоматики для основных элементов ТЭЦ. Оперативный ток

.1 Выбор релейных защит генераторов

Современные генераторы являются сложными и дорогостоящими машинами. Поэтому к релейной защите генераторов предъявляются требования повышенной чувствительности при расчетных видах повреждения, увеличения быстродействия, уменьшения или полного устранения мертвых зон.

К основным видам повреждения генераторов относятся следующие:

1. Междуфазные КЗ в обмотке статора. Это наиболее тяжелый вид повреждения, так как сопровождается протеканием больших токов и, как следствие, значительными повреждениями обмотки и железа статора;

2. Однофазные замыкания на землю в обмотке статора;

3. Витковые замыканий обмотки статора;

4. Замыканий между витками одной фазы в обмотке статора;

5. Замыканий на землю в двух точках цепи ротора;

6. Прохождения в обмотке статора тока выше номинального, обусловленного внешним КЗ;

7. Прохождения в обмотке статора тока, обусловленного симметричной перегрузкой.

Для защиты от многофазных КЗ в обмотке статора генератора устанавливается быстродействующая продольная дифференциальная защита, действующая на отключение [6,7,8]. Сети генераторного напряжения в РБ работают с изолированной нейтралью и поэтому дифференциальная защита может выполняться на двух фазах. Однако в этом случае не обеспечивается отключение генератора при двойных замыканиях на землю (одно из замыканий в сети, другое - на фазе генератора, не имеющей дифференциальной защиты). Поэтому дополнительно к двухфазной дифзащите предусматривают релейную защиту от замыканий на землю. Таким образом, с целью повышения надежности защиты генераторов устанавливаем трехфазную дифзащиту.

Для защиты генератора от однофазных замыканий на землю в обмотке статора используем блок-реле БРЭ1301 в исполнении ЗЗГ-12.

Для защиты от витковых замыканий применяется поперечная дифзащита, основанная на сравнении токов двух параллельных ветвей статора [6,7,8].

Для защиты цепей возбуждения (ротора) генератора от замыкания на землю предусматриваем специальную релейную защиту; действие ее основано на принципе моста постоянного тока, плечи которого составляют сопротивления цепи возбуждения и специального потенциометра [6,7,8]. Защита включается в работу только при появлении устойчивого замыкания на землю в одной точке цепи возбуждения и является защитой от появления второго замыкания на землю в цепи возбуждения. Защита предусматривается в одном комплекте на всю станцию, который выполняется переносным. При замыкании на землю в одном месте цепи возбуждения генератор может продолжать работать. В измерительной цепи устанавливается максимальная токовая защита, действующая на сигнал.

Для защиты обмотки статора генератора от симметричной перегрузки предусматриваем защиту на реле РТВК с высоким коэффициентом возврата, включенном в одну из фаз вторичной цепи ТА.

Фильтровая защита обратной последовательности применяется для защиты генератора от внешних КЗ и для защиты генератора от несимметричных перегрузок [6,7,8].

3.2 Выбор релейных защит трансформаторов

Для силовых трансформаторов, а также ТНС предусматриваем релейную защиту от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы [5,7,10]:

1. Многофазных замыканий в обмотках и на их выводах;

2. Внутренних повреждений (витковых замыканий в обмотках и «пожара стали» магнитопровода);

3. Однофазных замыканий на землю;

4. Сверхтоков в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

5. Сверхтоков в обмотках, обусловленных перегрузкой (если она возможна).

6. Понижения уровня масла.

При выполнении защит трансформатора необходимо учитывать некоторые особенности его нормальной работы, броски тока намагничивания при включении трансформатора под напряжение, влияние коэффициента трансформации и схем соединения обмоток трансформатора.

Для защиты от многофазных замыканий в обмотках и на выводах блочных трансформаторов, а также ТСН предусматривается продольная дифференциальная защита с циркулирующими токами, действующая на отключение выключателей силового трансформатора без выдержки времени. Особенностью дифзащиты трансформаторов по сравнению с дифзащитой генераторов, является неравенство первичных токов разных обмоток трансформатора и их несовпадение в общем случае по фазе.

Для компенсации сдвига токов по фазе вторичные обмотки трансформаторов тока, установленных со стороны звезды силового трансформатора, соединяют в треугольник, а вторичные обмотки трансформаторов тока, установленных со стороны треугольника силового трансформатора, - в звезду. Компенсация неравенства первичных токов достигается правильным подбором коэффициентов трансформации трансформаторов тока. Если не удается подобрать коэффициент трансформации трансформаторов тока таким образом, чтобы разность вторичных токов в плечах дифзащигы была меньше 10% (так как трансформаторы тока имеют стандартное значение коэффициента трансформации), при выполнении защиты для компенсации неравенства токов используют дифференциальные реле типа ДЗТ-21.

На рабочих и пускорезервных трансформаторах собственных нужд электростанции применяется продольная дифзащита.

Наиболее простой схемой выполнения продольной дифзащиты является дифференциальная токовая отсечка, которая применяется в случаях, когда она удовлетворяет требованиям чувствительности. Если это условие не выполняется, в продольной дифзащите используют реле типа ДЗТ-21.

На трансформаторах с регулированием напряжения под нагрузкой предусматриваем дифзащиту с торможением и установкой реле типа ДЗТ или их заменяющими [5,7,10]. Предварительно защита рассчитывается для случая применения реле без торможения. Если она оказывается недостаточно чувствительной, применяют реле с минимальным числом тормозных обмоток, обеспечивающих требуемую чувствительность.

Для защиты от внутренних повреждений (витковых замыканий в обмотках, сопровождающихся выделением газа) и от понижения уровня масла на всех трансформаторах ТЭЦ, применяется газовая защита с действием на сигнал при слабых и на отключение при интенсивных газообразованиях.

Газовая защита устанавливается на трансформаторах с масляным охлаждением, имеющих расширители, и осуществляется с помощью поплавковых, лопастных и чашечных газовых реле. Газовая защита является единственной защитой трансформаторов от «пожара стали» магнитопровода, возникающего при нарушении изоляции между листами стали [5,7,10].

В связи с широким применением трансформаторов 6/0,4 кВ со схемой соединения обмоток треугольник - звезда, имеющих глухо-заземленную нейтраль на стороне 0,4 кВ, применяем максимальную токовую защиту, установленную на стороне ВН [5,7,10].

Для защиты блочных трансформаторов от внешних КЗ, применяем токовую защиту нулевой последовательности [5,7,10].

3.3 Выбор релейных защит шин

Короткие замыкания на шинах ТЭЦ возникают из-за загрязнения или повреждения шинных изоляторов, втулок выключателей и измерительных трансформаторов тока, а также при ошибочных действиях персонала с шинными разъединителями [5,8]. Повреждения на шинах маловероятны. Однако, учитывая весьма тяжелые последствия, к которым эти повреждения могут привести, необходимо иметь защиту, действующую при повреждении шин. В качестве защиты шин применяем дифференциальную токовую защиту.

Для выполнения дифференциальной защиты используют трансформаторы тока с одинаковыми коэффициентами трансформации независимо от мощности присоединения.

Дифференциальная токовая защита шин напряжением 330 кВ электрической станции охватывает все элементы, которые присоединены к системе. При этом число трансформаторов тока оказывается значительным и вероятность обрыва их вторичных цепей повышена. Это учитывается при выборе тока срабатывания защиты. При возникновении обрыва защита автоматически с выдержкой времени выводится из действия. Для этого в обратный провод дифференциальной цепи включается реле тока, срабатывающее при обрыве вторичных цепей любого трансформатора тока [5,8]. Как и любая дифференциальная защита, дифференциальная защита шин не должна срабатывать при внешних коротких замыканиях. Для повышения чувствительности защиты используем реле типа РНТ. Чувствительность защиты считается достаточной, если при КЗ на шинах к_ч ³ 2 [5,8].

Дифференциальная токовая защита шин напряжением 6-10 кВ выполняется по упрощенной схеме. В ее цепи тока не включаются трансформаторы тока потребителей электрической энергии. Такая защита называется неполной дифференциальной токовой [5,8].

Защита выполняется двухступенчатой. Она содержит первую и третью ступени. Первая ступень, токовая отсечка без выдержки времени, является основной. Третья ступень, максимальная токовая защита, резервирует первую ступень и защиты отходящих линий, не охваченных дифференциальной защитой.

3.4 Выбор релейных защит двигателей

Дифференциальная защита в трехфазном исполнении используется для защиты от междуфазных КЗ двигателей мощностью 4000 кВт и выше. Дифференциальная защита выполняется с использованием трех реле с торможением типа ДЗТ-11.

Токовая отсечка применяется на двигателях мощностью менее 4000 кВт от тех же повреждений, что и дифзащита.

Токовая защита нулевой последовательности предназначена для защиты двигателей от замыканий на землю, выполненной на реле типа РТЗ-51.

Защита от двойных замыканий на землю выполняется на реле тока типа РТ-40.

Защита минимального напряжения предназначена для облегчения условий самозапуска двигателей ответственных механизмов.

Токовая защита от перегрузки устанавливается на двигателях, подверженных перегрузкам [11,12].

3.5 Автоматическое повторное включение (АПВ)

Устройство АПВ предусматривают для быстрого восстановления питания потребителей и внутрисистемных связей путем автоматического включения выключателей, отключенных устройствами релейной защиты.

Предусматриваем следующие виды АПВ:

1.       Устройство АПВ на кабельных линиях 10 кВ потребителей;

.         Устройство АПВ шин ТЭЦ;

.         Устройство АПВ ответственных электродвигателей, отключенных для самозапуска других электродвигателей;

.         Устройство АПВ обходного и секционного выключателей.

Устройства АПВ выполнены так, чтобы они не действовали при отключении выключателя персоналом дистанционно или при помощи телеуправления; автоматическом отключении релейной защитой непосредственно после включения персоналом дистанционно или при помощи телеуправления; отключении выключателя защитой от внутренних повреждений трансформаторов и вращающихся машин, а также в других случаях отключений выключателя, когда действие АПВ недопустимо.

Действие устройств АПВ фиксируется указательными реле, встроенными в реле указателями срабатывания, счетчиками числа срабатывания.

3.6 Включение генераторов

Включение генераторов на параллельную работу производится одним из следующих способов: точной синхронизацией и самосинхронизацией.

Для проектируемой ТЭЦ для турбогенераторов ТВФ-120 и ТГВ-200 применяется способ точной автоматической синхронизации при нормальных режимах. При аварийных режимах допускается способ самосинхронизации.

Все генераторы оборудованы устройствами, позволяющими в необходимых случаях производить ручную точную синхронизацию с блокировкой от несинхронного включения.

3.7 Автоматическое регулирование возбуждения (АРВ), напряжения (АРН) и реактивной мощности

Устройства АРВ, АРН и автоматического регулирования реактивной мощности предназначены для поддержания напряжения в энергосистеме по заданным характеристикам при нормальной работе; распределение реактивной нагрузки между источниками реактивной мощности по заданному закону; повышения статической и динамической устойчивости энергосистем.

Генераторы оборудованы устройствами АРВ, соответствующими требованиям ГОСТ на системы возбуждения и техническим условиям на оборудование систем возбуждения.

Для генераторов ТВФ-120 и ТГВ-200 предусмотрена быстродействующая система возбуждения с АРВ сильного действия.

Трансформаторы с РПН оснащены системой автоматического регулирования коэффициента трансформации для поддержания или заданного изменения напряжения.

3.8 Автоматическое регулирование частоты и активной мощности (АРЧМ)

Системы АРЧМ предназначены для поддержания частоты в энергосистеме в нормальных режимах согласно требованиям ГОСТ на качество электрической энергии; регулирование обменных мощностей энергосистем; распределение мощности между объектами управления на всех уровнях диспетчерского управления.

Системы АРЧМ обеспечивают на ТЭЦ поддержание среднего отклонения частоты от заданного значения в пределах 0,1 Гц и ограничение перетока мощности по контролируемым связям с подавлением не менее чем 70 процентов амплитуды колебаний перетока мощности с периодом 2 мин и более.

Управление мощности ТЭЦ осуществляется со статизмом по частоте, изменяемым в пределах от 3 до 6 процентов.

.9 Автоматическое прекращение асинхронного режима

Для прекращения асинхронного режима в случае его возникновения применяются устройства автоматики, отличающие асинхронный режим от синхронного, КЗ или других нормальных режимов работы.

Указанные устройства выполнены так, чтобы они, прежде всего, способствовали осуществлению мероприятий, направленных на облегчение ресинхронизации:

1.       быстрому набору нагрузки турбинами;

2.       частичному отключению потребителей;

.         уменьшению генерирующих мощностей (если возник избыток мощности).

.10 Автоматическое ограничение снижения частоты

Автоматическое ограничение снижения частоты выполнено с таким расчетом, чтобы при любом возможном дефиците мощности в энергосистеме возможность снижения частоты ниже уровня 45 Гц исключена полностью, время работы с частотой ниже 47 Гц не более 20 с, а с частотой ниже 48,5 Гц - не более 60 с.

Система автоматического ограничения снижения частоты осуществляет:

1.       автоматический ввод резерва (по частоте);

2.       автоматическую частотную разгрузку (АЧР);

.         дополнительную разгрузку;

.         включение питания отключенных потребителей при восстановлении частоты (ЧАПВ).

Действие АЧР согласовано с действием устройств АПВ.

3.11 Оперативный ток

Оперативный ток служит для питания вторичных устройств, к которым относятся оперативные цепи защиты, автоматики и телемеханики, аппаратуры дистанционного управления, аварийная и предупреждающая сигнализация и др. При нарушениях нормальной работы станции оперативный ток в некоторых случаях используется для аварийного освещения и для электроснабжения особо ответственных механизмов собственных нужд.

От источников оперативного тока требуется повышенная надежность, поэтому их мощность должна быть вполне достаточной для надежного действия вторичных устройств при самых тяжелых авариях, а напряжение должно отличаться высокой стабильностью. Эти же требования высокой надежности приводят к необходимости повышенного резервирования источников оперативного тока и их распределительных сетей.

Самым надежным источником питания оперативных цепей считаются аккумуляторные батареи. Большим преимуществом их является независимость (полная автономность) от внешних условий, что позволяет обеспечивать работу вторичных устройств даже при полном исчезновении напряжения в основной сети станции.

Другим немаловажным достоинством этого источника является способность выдерживать значительные кратковременные перегрузки, необходимость в которых возникает при наложении на нормальный режим аккумулятора толчковых токов включения приводов выключателей.

Источники постоянного оперативного тока обладают высокой надежностью, однако крупным их недостатком является большая стоимость, как самих аккумуляторных батарей, так и сети оперативного тока, которая при централизованном распределении неизбежно получается очень сложной и сильно разветвленной.

Источниками переменного оперативного тока являются трансформаторы собственных нужд и измерительные трансформаторы тока и напряжения, осуществляющие питание вторичных устройств непосредственно или через промежуточные звенья - конденсаторные устройства, блоки питания или специальные выпрямительные агрегаты.

4. Расчет токов КЗ для выбора электрооборудования, параметров срабатывания, проверки селективности и чувствительности устройств РЗА

Определяем расчетные условия: составляем схему замещения, намечаем места КЗ и вид КЗ.

Расчет токов короткого замыкания производим с использованием ЭВМ по программе TKZ. Для этого составим эквивалентную электрическую схему замещения (рис. 4.1) и наметим точки, в которых необходимо знать токи КЗ:

1. На выводах генераторов;

2. За трансформаторами собственных нужд.

В качестве расчетного вида КЗ принимаем трехфазное.

Рис. 4.1. Схема замещения к расчёту токов КЗ

Поскольку расчет выполняется в относительных единицах (о.е.), то предварительно переводим все сопротивления элементов схемы замещения к одним и тем же базисным условиям. Базисные условия выбираем, учитывая удобство проведения расчета. За базисную мощность принимаем мощность, равную 1000 МВА, за базисное напряжение принимаем номинальное напряжение той ступени, для которой производим расчет токов КЗ. В таблице 4.1 приведены выражения для определения значений сопротивлений в о.е., а также значения сопротивлений.

Таблица 4.1

Для схемы замещения распишем значения сопротивлений:

Х_1мах = Х_с + Х_лэп = 0,088 + 0,199 = 0,287;

Х_1мin = Х_с + Х_лэп = 0,108 + 0,199 = 0,307;

Х₂ = Х₃ = Х_т1 = 0,88;

Х₄ = Х₅ = Х_т3 = 0,467;

Х₆ = Х₇ = Х_г1 = 1,536;

Х₈ = Х₉ = Х_г3 = 0,807;

Х₁₀ = Х₁₁ = Х₁₂ = Х₁₃ = Х_тсн = 8,0;

Х₁₄ = Х₁₅ = Х_пртсн = 6,56;

Х₁₆ = Х₁₇ = Х₁₈ = Х₁₉ = Х_р = 1,81;

Х₂₀ = Х₂₁ = Х_{тсн 6/0,4} = 126,984.

Ниже приведены файл данных и результаты расчета токов КЗ по программе TKZ. Программа написана доцентом кафедры «Электрические станции» Бобко Н.Н., на белорусском языке.

Минимальный режим

Файл данных для расчета токов короткого

замыкания по программе TKZ.

0 21 4 0 0 1000.

1 0.307 4000.

2 0.88 0.

3 0.88 0.

4 0.467 0.

5 0.467 0.

16 6.56 0.

17 6.56 0.

0 1.536 125.

6 8.0 0.

7 1.81 0.

8 1.81 0.

0 1.536 125.

9 1.81 0.

10 1.81 0.

11 8.0 0.

0 0.807 235.3

12 8.0 0.

13 126.984 0.

0 0.807 235.3

14 8.0 0.

15 126.984 0.

347.0

15.75

6.3

0.4

5. Расчет и разработка схем релейной защиты блока генератор-трансформатор

.1 Основные защиты

схема релейный трансформатор генератор

Продольная дифференциальная защита генератора. Защита выполняется трехфазной, трехрелейной на реле ДЗТ-11/5 с процентным торможением, обеспечивающим отстройку от максимального тока небаланса при токе срабатывания, меньшем номинального тока генератора.

Трансформаторы тока (ТА) защиты со стороны линейных выводов всегда включаются на полный ток генератора, а со стороны нейтрали-либо на тот же полный ток, либо на его половину (в каждую из двух параллельных ветвей обмотки статора). Соответственно коэффициент трансформации ТА со стороны нейтрали должен быть таким же, как и со стороны линейных выводов, либо в 2 раза меньше. Все ТА защиты должны допускать длительную работу при токе нагрузки генератора  генератора и обеспечивать при внешних КЗ (за трансформатором блока) полную погрешность не более 10%.

Ток срабатывания защиты при отсутствии торможения:

 , (5.1.1)

где    - МДС срабатывания (равна 100 А); - число витков рабочей обмотки (144 витка).

Первичный ток срабатывания для всех генераторов составляет .

Максимальный расчетный ток небаланса:

, (5.1.2)

где    - коэффициент однотипности ТА (принимается равным 1 при разных ТА или 0,5 при одинаковых); - полная погрешность (принимается равной 0,1); - периодически составляющая тока трехфазного КЗ или наибольшее значение тока асинхронного хода.

Необходимое число тормозных витков определяется по выражению:

 (5.1.3)

где    -коэффициент надежности (принимается равным 1,6); -тормозной ток (равен току ); -тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной к тормозной характеристике (принимается равным 0,75).

Принимается ответвление тормозной обмотки с ближайшим большим числом витков.

Определяем ток срабатывания реле:

 (5.1.4)

Чувствительность защиты проверять не требуется, так как она всегда выше необходимой согласно ПУЭ.

Выбираем трансформаторы тока на выводах и в нейтрали генератора по длительно-допустимому току нагрузки генератора:

принимаем ТШ20-10000/5-0,2/10РУ3.

Ток срабатывания защиты при отсуствии торможения определим по (5.1.1):

Первичный ток срабатывания:

принимаем

Расчитаем периодическую составляющую трехфазного КЗ и наибольшее значение тока асинхронного хода. При отсуствии выключателя в цепи генератора расчетную точку КЗ принимаем на стороне высшего напряжения блочного трансформатора. Такое решение позволяет повысить чувствительность защиты [6] (т.К2 П. 3). Рассчитанный ток приводим к стороне установки защиты:

·   ток трехфазного КЗ

·   ток асинхронного режима при увеличении угла между ЭДС до 180^о в генераторе

·   ток при потере возбуждения и асинхронном ходе

Из рассчитанных токов принимаем больший.

Максимальное расчетное значение первичного тока небаланса по (5.1.2):

Определяем число витков тормозной обмотки по (5.1.3)

принимаем

Определяем ток срабатывания реле по (5.1.4):

Поперечная дифференциальная защита генератора. Защита выполняется односистемной на реле РТ-40/Ф с фильтром высших гармоник. Это реле присоединяется к ТА с коэффициентом трансформации от 1500/5 до 2500/5, врезанному в перемычку между нейтралями параллельных обмоток статора.

Первичный ток срабатывания при проектировании принимается равным  генератора. При наладке ток срабатывания уточняется по результатам измерений тока небаланса и существенно снижается.

Ток срабатывания реле определяется по выражению:

 (5.1.5)

Принимаем трансформатор тока для генератора ТГВ-200-2У3 ТШЛО20-1500/5-0,5/10РУ3.

Ток срабатывания защиты:

Ток срабатывания реле определяется по (5.1.5):

Защита от замыканий на землю в обмотке статора. На генераторе энергоблока в качестве защиты от замыканий на землю, устанавливаем защиту ЗЗГ-12 выполненную на блок-реле БРЭ1301. Блок-реле БРЭ1301 состоит из органов напряжения 1-й и 3-й гармоник и охватыватывает всю обмотку статора без зоны нечувствительности [5]. Орган 1-й гармоники называется «реле напряжения». Он реагирует на напряжение нулевой последовательности 1-й гармоники; его уставки могут регулироваться в пределах 5 - 20 В. В БРЭ1301 предусмотрена блокировка этого органа при однофазных КЗ на стороне ВН блока с помощью реле напряжения обратной последовательности.

В защите ЗЗГ-12 орган 3-й гармоники реагирует на производную по времени при быстром возрастании напряжения 3-й гармоники на выводах генератора (с постоянной времени Т< 0,3 с) и называется «реле производной». Уставки реле производной не регулируются.

К органам защиты подается напряжение нулевой последовательности от трансформаторов напряжения (ТН) соответственно через фильтры 1- и 3-й гармоник.

В защите ЗЗГ-12 реле напряжения и реле производной присоединяются к ТН на выводах генератора.

Уставка органа 1-й гармоники защиты по условию отстройки от непродолжительных снижений уровня изоляции в процессе эксплуатации должна быть не менее 10 В (рекомендуется 10 - 15 В).

Для отстройки от возможных кратковременных срабатываний защиты в переходных режимах на ее выходе должна быть выдержка времени порядка 0,5 с.

Продольная дифференциальная токовая защита трансформатора блока. Защита от всех видов КЗ в обмотках и на выводах, включая витковые замыкания в обмотках, - продольная дифференциальная токовая защита. В защите используются реле типа ДЗТ-21. Реле позволяет осуществлять торможение от двух групп ТА. Для выравнивания вторичных токов в плечах защиты могут использоваться автотрансформаторы тока (АТТ).

Используемые в защите ТА удовлетворяют кривым предельной кратности при протекании через них тока внешнего КЗ. Вторичные обмотки ТА соединены в треугольник на стороне ВН и в звезду на стороне НН. Коэффициенты трансформации ТА выбираются, исходя из номинального первичного тока , соответствующего проходной мощности трансформатора, если ТА на данной стороне соединяются в звезду, или  при соединении в треугольник.

Расчет защиты производится в следующей последовательности.

Определяются первичные токи на всех сторонах трансформатора, соответствующие его проходной мощности:

, (5.1.6)

где    U_ном - номинальное междуфазное напряжение.

Выбираются коэффициенты трансформации ТА на отдельных сторонах в соответствии с рекомендациями по выполнению защиты.

Определяются вторичные токи в плечах защиты:

 (5.1.7)

где     - коэффициент схемы, равный 1 при соединении ТА в звезду и  при соединении в треугольник.

Выбирается одна, любая, из сторон трансформатора, принимаемая в дальнейших расчетах за основную.

Определяется необходимость установки на основной стороне выравнивающих АТТ. Установка АТТ необходима, если значение вторичного тока в плече защиты на данной стороне  меньше 2,5 А или больше 5 А. В первом случае используется повышающий АТТ типа АТ-31, во втором - понижающей АТТ типа АТ-32.

Для основной стороны выбираются ответвления трансреактора реле ТАV с таким номинальным током , чтобы выполнялось соотношение:

. (5.1.7)

Номинальные токи ответвлений трансреактора реле приведены в [5].

Выбираются ответвления трансреактора для неосновных сторон из условия:

. (5.1.8)

Если значение номинального тока выбранного ответвления трансреактора отличается от расчетного значения тока  в целой части или в первом знаке после запятой, то на данной неосновной стороне целесообразна установка выравнивающих АТТ соответствующего типа. В этом случае номинальный ток ответвлений АТТ, удовлетворяющий указанному выше условию, находится по выражению:

. (5.1.9)

Для выбора  предварительно определяем ряд его расчетных значений:

, (5.1.10)

где     - номинальный ток k-го ответвления трансреактора.

Определяются стороны, на которых используется торможение. Как правило, торможение следует осуществлять oт TА всех сторон, принимая при этом значение уставки «начала торможения» . В случае одностороннего питания защищаемого AT возможно торможение только от TА приемных сторон, при этом следует принимать .

Выбираются ответвления промежуточных трансформаторов тока ТА цепи торможения и приставки дополнительного торможения (при ее использовании) из условия:

 (5.1.11)

где     - коэффициент трансформации АТТ на стороне, где осуществляется торможение (при отсутствии АТТ на данной стороне следует принять ).

Номера ответвлений ТА и их номинальные токи приведены в [5].

Когда разница между расчетным током и ближайшим меньшим номинальным током ответвления больше, чем между расчетным током и ближайшим большим номинальным током ответвления, целесообразно принять к использованию последнее.

Определяется первичный ток, соответствующий началу торможения:

, (5.1.12)

где     - коэффициент, принимаемый равным  при .

Определяется первичный ток небаланса в режиме, соответствующем началу торможения:

, (5.1.13)

где     - коэффициент, учитывающий переходный режим; - коэффициент однотипности ТА;

-относительное значение полной погрешности ТА;

, ,  - соответственно расчетные и номинальные токи принятого ответвления трансреактора для неосновной стороны.

Определяется ток срабатывания защиты из двух условий:

·   отстройки от первичного тока небаланса в режиме, соответствующем началу торможения:

_., (5.1.14)

где     - коэффициент отстройки;

·   несрабатывания защиты от переходного тока небаланса внешнего КЗ:

        (5.1.15)

За расчетное значение  принимается большее из двух полученных значений.

Определяется относительный минимальный ток срабатывания реле при отсутствии торможения:

. (5.1.16)

Все величины в данном выражении принимаются для расчетной стороны, которой является та неосновная сторона, где номинальный ток принятого ответвления АТТ или трансреактора в большей степени отличается от расчетного тока ответвления, если с этой стороны возможно включение защищаемого AT под напряжение.

Определяется максимальный расчетный ток небаланса  при внешнем КЗ между тремя фазами на стороне ВН. Указанный ток находится на основе выражения для  (5.1.13) с заменой в нем  на максимальный ток КЗ , а также принимая  и .

Определяется коэффициент торможения реле:

, (5.1.17)

где     - коэффициент отстройки;

 - относительное (по отношению к ) значение тока ;

- полусумма относительных (по отношению к ) первичных тормозных токов при внешнем КЗ на стороне ВН.

Принимается ток срабатывания отсечки , если ответвления рабочей цепи реле выбраны приблизительно равными вторичным токам в соответствующих плечах защиты, и  в противном случае.

Чувствительность защиты может не определяться, так как она всегда выше требуемой согласно ПУЭ.

Определяем первичные токи по (5.1.6)

Рассчитываем коэффициенты трансформации  ТА:

,

;

принимаем к установке на стороне ВН ТА с , на стороне НН - . За основную принимаем высшую сторону.

Определяем вторичные токи в плечах защиты по (5.1.7)

Выбираем ответвления трансреактора реле ТАV по (5.1.8-5.1.9)

,

принимаем .

Определяем ряд расчетных значений :

1.      ;

2.   ;

3.  ;

4.  ;

5.      ;

6.    ;

По [5] принимаем  равное одному из расчетных значений, если такое имеется в таблице, или ближайшее меньшее расчетного значение, обеспечивающее минимальное относительное отклонение значения выбранного коэффициента трансформации от  расчетного значения.

Принимаем .

Выберем ответвление промежуточного трансформатора тока цепи торможения по выражению (5.1.11):

принимаем .

Определяем первичный ток, соответствующий началу торможения по (5.1.12):

.

Первичный ток небаланса, соответствующий началу торможения находим по (5.1.13):

.

Определим ток срабатывания защиты по (5.1.14-15):

;

принимаем .

Определяем относительный минимальный ток срабатывания реле при отсутствии торможения по (5.1.16):

.

Определим максимальный расчетный ток небаланса при внешнем КЗ⁽³⁾:

.

Рассчитываем коэффициент торможения по (5.1.17):

.

При уставке отсечки равной , ток срабатывания отсечки равен:

Чувствительность защиты не определяется, так как она всегда выше требуемой согласно ПУЭ.

Зашита от замыканий внутри бака трансформатора. Газовая защита с одним газовым реле, контролирующим выделение газа из бака в расширитель. Газовая защита бака трансформатора выполняется с двумя ступенями, действующими на сигнал и на отключение соответственно. Защита контакторного объема РПН выполняется одной ступенью, действующей только на отключение.

5.2 Резервные защиты

Дистанционная защита. Защита выполняется односистемной, одноступенчатой на одном из трех реле сопротивления в блок-реле БРЭ2801 (из двух других еще одно реле сопротивления используется в защите от потери возбуждения).

На реле сопротивления подается разность токов трансформаторов тока, установленных на двух фазах линейных (или нулевых) выводов генератора и междуфазное напряжение от ТН со стороны линейных выводов генератора. Номинальный ток БРЭ2801 5 или 10 А.

Угол максимальной чувствительности реле сопротивления может устанавливаться равным .

Для дистанционной защиты используем круговую характеристику сопротивления срабатывания, расположенную в I квадранте комплексной плоскости и охватывающую начало координат за счет смещения в III квадрант.

Сопротивление срабатывания определяется по условию отстройки от наибольшей реально возможной нагрузки. Сопротивление нагрузки:

, (5.2.1)

где     - максимальное значение тока генератора при кратковременной допустимой перегрузке (принимается );

-минимальное напряжение на выводах генератора (можно принять ).

При круговой характеристике сопротивления срабатывания защиты:

, (5.2.2)

где     - коэффициент надежности, равный 1,2;

 - коэффициент возврата реле (не превышает );

- угол нагрузки.

Угол нагрузки в условиях перегрузки можно определить исходя из номинального  для данного генератора, установленного заводом изготовителем, и неизменности активной мощности на валу генератора [5], используя выражение:

, (5.2.3)

откуда:

. (5.2.4)

Сопротивление срабатывания реле:

 (5.2.5)

Произведем расчет дистанционной защиты:

Защита от замыканий на землю в обмотке ротора. Для сигнализации замыканий на землю в обмотке ротора и в цепях возбуждения устанавливают защиту КЗР-3, выполняемую с наложением на цепь возбуждения переменного тока частотой 25 Гц [5].

Токовая защита обратной последовательности. Применяется фильтр-реле РТФ-6М [5] с зависимой интегральной характеристикой выдержки времени, соответствующей принятому уравнению тепловой характеристики генератора:

, (5.2.6)

где     - постоянная установленная заводом изготовителем;

-допустимая длительность тока  в генераторе.

РТФ-6М содержит фильтр тока обратной последовательности (ФТОП), орган с интегральной зависимой характеристикой выдержки времени, два токовых органа без выдержки времени (отсечки) и сигнальный орган. На выходе ФТОП имеется входное преобразовательное устройство, предназначенное для настройки устройства РТФ-6М на заданный вторичный номинальный ток генератора при его значениях фильтр-реле.

Фильтр-реле выпускаются на номинальный ток 5 и 10 А с диапазонами уставок, равными 5-10, 10-20 и 20-45.

Диапазон уставок по току на входе фильтра: для сигнального органа  для более чувствительной отсечки 1 он составляет  отсечки 2 - .

Ток срабатывания отсечки 1 выбирается по условию согласования с III-IV ступенями резервных защит от междуфазных КЗ присоединений на стороне ВН блока. При использовании отсечки 1 для деления шин ток срабатывания можно принять .

Ток срабатывания отсечки 2 согласовывается с уставками первых ступеней тех же резервных защит присоединений на стороне ВН блока.

Уставка  на интегральном органе принимается соответствующей значению этой постоянной для защищаемого генератора. На сигнальном органе рекомендуется устанавливать .

Определим токи срабатывания  для:

сигнального органа ;

отсечки 1;

отсечки 2 ;

сигнального органа .

Зашита от внешних КЗ на землю. Токовая защита нулевой последовательности выполняется с помощью двух токовых реле РТ-40, включенных на ток нейтрали трансформатора блока и во вторичную цепь трансформатора тока, встроенного в силовой трансформатор.

Одно из реле предназначено для резервирования защит от КЗ на землю смежных элементов сети ВН. С помощью второго, более чувствительного реле осуществляется деление шин ВН и ускоренная ликвидация неполнофазных режимов (ускорение создается при замыкании контура непереключения фаз, но на выключателе, общем с линией, оно исключается на время цикла ОАПВ).

Уставка более грубого реле (резервной защиты) выбирается по условию согласования с наиболее чувствительными ступенями защиты от замыканий на землю отходящих линий.

Уставка более чувствительного реле деления шин выбирается по меньшему из двух значений:

·   согласования с уставкой более грубого реле:

; (5.2.7)

надежного действия в режиме неполнофазного отключения блока при минимальной нагрузке:

. (5.2.8)

Защита от симметричной перегрузки. Защита выполняется c реле РТВК с высоким коэффициентом возврата , включенном в одну из фаз вторичной цепи ТТ. Номинальный ток РТВК 5 А.

Первичный ток срабатывания защиты:

’ (5.2.9)

где     - коэффициент надежности, принимается равным ;

 коэффициент возврата, принимается равным ;

 - номинальный ток генератора.

Ток срабатывания реле:

. (5.2.10)

Произведем расчет защиты:

’

Защита от перегрузки ротора. Для осуществления защиты применяется устройство РЗР-1М с двумя ступенями действия, каждая из которых имеет свою зависимую интегральную характеристику выдержки времени. Первая ступень используется для двухступенчатого развозбуждения генератора, а вторая действует на отключение.

Защита от потери возбуждения. Защита выполняется на реле сопротивления в блок-реле БРЭ 2801, другое реле в котором используется для дистанционной защиты.

На защиту подается разность токов двух фаз от ТТ на выводах или в нейтрали генератора и междуфазное напряжение от ТН на выводах генератора.

Реле включается так, чтобы его круговая характеристика размещалась в III и IV квадрантах комплексной плоскости сопротивлений.

Угол максимальной чувствительности .Диаметр окружности характеристики ; смещение в III квадрант , выдержка времени 1-2 с.

Для предотвращения запрета ресинхронизации генератора и для ограничения длительности разгрузки блока воздействие защиты на гашение поля и на разгрузку выполняется импульсным.

Для обеспечения возможности самосинхронизации генератора защита автоматически вводится в действие примерно через 1 с после появления тока в статоре генератора.

Защита от асинхронного режима без потери возбуждения. Для предотвращения асинхронного режима возбужденного генератора обычно используются средства противоаварийной автоматики (устройства автоматического прекращения асинхронного хода - АПАХ), воздействующие на разгрузку турбин либо на деление энергосистемы. В дальнейшем целесообразна установка более совершенных устройств (после завершения их разработок и освоения производства) на каждом мощном генераторе.

Пуск устройства резервирования отказа выключателя (УРОВ). УРОВ пускается защитами, действующими на отключение резервируемого выключателя с двойным контролем проходящего через него тока (с помощью двух взаимно резервируемых токовых реле).

Уставка реле контроля в долях номинального тока энергоблока принимается по большему значению из условий:

·   отстройки от емкостного тока линии (для УРОВ общего для энергоблока и линии ВН выключателя):

, (5.2.11)

где     -коэффициент надежности, равный примерно 1,2 -1,3.

Чувствительность токовых реле контроля на стороне ВН блока при КЗ за рабочим трансформатором собственных нужд (ТСН), как правило, намного ниже чувствительности дифференциальной защиты рабочего ТСН, что существенно снижает эффективность УРОВ при повреждениях этого ТСН.

В связи с этим на трансформаторы тока со стороны ВН рабочего ТСН включают два токовых реле РТ-40/Р. При срабатывании этих реле и дифференциальной защиты рабочего ТСН шунтируются контакты реле контроля тока отказавшего выключателя в схеме УРОВ на стороне ВН блока. При наличии выключателя в цепи генератора УРОВ этого выключателя пускается защитами генератора и технологическими защитами блока с контролем тока двумя токовыми реле РТ-40/Р с минимальными уставками.

Защита от внешних КЗ на землю. Токовая ступенчатая защита нулевой последовательности. Защита устанавливаются на стороне ВН. Защита может быть направленной с числом ступеней до трех, что определяется условиями ее согласования с аналогичными защитами линий в сетях ВН. Защита присоединяется к TT, встроенным во ввод ВН. Защита выполняется с использованием панели КЗ-15 с тремя выдержками времени и действуют последовательно на отключение секционного или шиносоединительного выключателя ВН, на отключение выключателя со своей стороны и на выходные промежуточные реле трансформатора.

Первичный ток срабатывания отдельных ступеней выбирается из условия согласования по чувствительности с соответствующими ступенями защит линий от КЗ на землю на стороне, где установлена защита, а также по условию отстройки от утроенного тока нулевой последовательности в месте включения защиты возможных неполнофазных режимах указанных линий.

Выдержки времени отдельных ступеней определяются из условия согласования с соответствующими ступенями защит от КЗ на землю смежных линий.

Защита от внешних несимметричных КЗ. Токовая защита обратной последовательности. Защита предназначена для резервирования отключения внешних несимметричных КЗ и для резервирования основных защит трансформатора. Защита устанавливается на стороне ВН и выполняется направленной в сторону сети ВН. Такое выполнение предполагает наличие меньших выдержек времени у защит линий в сети ВН. Защита присоединяется к TT, встроенным во вводы ВН, и к ТН на этой же стороне. Направленная защита выполняется фильтр-реле тока и направление мощности типа РМОП-2, а ненаправленная - фильтр-реле тока типа РТФ-1М. Защита выполняется с тремя выдержками времени и действует аналогично токовой защите нулевой последовательности.

Ток срабатывания защиты обычно выбирается из условия согласования по чувствительности с наиболее чувствительными ступенями токовых защит нулевой последовательности линий для расчетных видов

КЗ - замыкания одной фазы или двух фаз на землю, с учетом токораспределения в схемах замещения нулевой и обратной последовательностей.

Выдержки времени выбираются по условию согласования с наиболее чувствительными ступенями указанных защит линий.

Зашита от внешних симметричных КЗ. Максимальная токовая защита с пуском по напряжению. Она является дополнительной к токовой защите обратной последовательности, устанавливается там же и выполняется с реле тока типа РТ-40 и минимальным реле напряжения типа РН-54/160.

Ток срабатывания защиты выбирается обычно из условия отстройки от номинального тока трансформатора на стороне ее установки. Первичное напряжение срабатывания минимального реле напряжения выбирается из условия обеспечения eго возврата после отключения внешнего КЗ.

Выдержка времени выбирается из условия согласования с наиболее чувствительности ступенями защит от многофазных КЗ предыдущих элементов.

Защита от симметричных перегрузок. Максимальная токовая защита в однофазном выполнении. Защита устанавливается на стороне ВН и со стороны выводов обмоток трансформатора к нейтрали и выполняется с реле тока типа РТ-40 и реле времени, действующим сигнал.

Ток срабатывания выбирается по выражению:

 (5.2.12)

где     номинальный ток трансформатора на стороне, где установлена защита;

 - коэффициент возврата реле тока.

Ток срабатывания реле определяется по выражению:

. (5.2.13)

Выдержка времени выбирается большей максимальной выдержки времени резервных защит трансформатора.

Произведем расчет уставок защиты:

Принимаем к установке токовое реле РТ-40/10.

6. Расчет параметров срабатывания и разработка схем релейной защиты собственных нужд

.1 Защита электродвигателя

В соответствии с п. 3.4. рассчитаем уставки защит для следующих двигателей:

М1: 4АЗМ-8000/6000УХЛ4 (ПЭН);

М2: 4АЗМ-800/6000УХЛ4 (ЦН).

Трансформаторы тока выбираем по номинальному току электродвигателей:

ТА1: ТПЛК-10-1000/5-0,5-10Р-У3 (889 А);

ТА2: ТВЛМ-6-100/5-1-10Р-У3 (90,8 А).

Дифференциальная защита. Дифференциальная защита выполняется с использованием реле типа ДЗТ-11. При выполнении защиты с помощью реле ДЗТ-11 на его тормозной обмотке всегда выставляют  витка, и расчет защиты сводится только к определению числа витков рабочей обмотки реле.

Ток срабатывания реле должен быть отстроен от тока небаланса пускового тока:

, (6.1.1)

где     - коэффициент трансформации тока на низкой стороне.

Тормозной ток в реле равен:

. (6.1.2)

Из условия надежного торможения реле в режиме пуска двигателя число витков рабочей обмотки реле равно:

 (6.1.3)

или, если выразить ток небаланса в относительных единицах (одинаковый для первичной и вторичной цепи):

, (6.1.4)

где    

 - угол наклона тормозной характеристики реле ДЗТ-11.

При двухфазном КЗ на выводах электродвигателя в зоне действия дифференциальной защиты магнитодвижущая сила (МДС) рабочей обмотки реле равна:

, (6.1.5)

где     - сопротивление системы на выводах электродвигателя, а МДС тормозной обмотки равна:

, (6.1.6)

где     - пусковое сопротивление электродвигателя;

 - номинальный ток электродвигателя;

 - кратность пускового тока электродвигателя.

Учитывая, что минимальное напряжение на выводах электродвигателя при его пуске должно быть , откуда в наихудшем случае, и принимая , а первичный ток трансформаторов тока равным двойному номинальному току АД, получаем с учетом (5.16) и (5.17) минимальный коэффициент чувствительности:

, (6.1.7)

где     - МДС реле ДЗТ-11.

Из [12] следует, что коэффициент чувствительности дифференциальной защиты при двухфазных КЗ на выводах электродвигателя заведомо больше двух и может не проверяться.

Ток небаланса пускового тока рассчитываем по (6.1.1)

.

Тормозной вторичный ток равен:

.

Рассчитываем число рабочей обмотки:

,

принимаем.

Токовая защита нулевой последовательности. Токовая защита нулевой последовательности выполнена на токовом реле КА типа РТЗ-51. Это реле подключается ко вторичной обмотке трансформатора тока нулевой последовательности ТАН типа ТЗЛМ.

В соответствии с правилами устройства электроустановок ток срабатывания рассматриваемой защиты должен быть не более 10 а для электродвигателей мощностью до 2000 кВт и не более 5 а для электродвигателей мощностью 2000 кВт и больше. При этом обеспечивается надежная отстройка от емкостного тока, посылаемого электродвигателем при замыкании на землю в питающей сети. Минимальное значение первичного тока срабатывания защиты зависит от количества используемых ТА нулевой последовательности, схемы их соединения и типа реле. Примем  при одном ТА типа ТЗЛ с применением реле РТЗ-51 для защиты двигателя (мощностью до 4000кВт) ток срабатывания 0,67 а, а для защиты (выше 4000А) при 3 ТА - 1,08 А. Примем ток замыкания на землю .

Коэффициент чувствительности защиты определяется по выражению и он должен быть порядка 1,25:

. (6.1.8)

Рассчитаем коэффициент чувствительности для двигателей:

Для М1: ,

Для М2: .

Выбор тока срабатывания защиты от двойных замыканий на землю. Первичный ток срабатывания защиты должен быть достаточным для обеспечения отключения электродвигателя при двойных замыканиях на землю, если одно из мест замыканий находится в обмотке статора электродвигателя. В связи с использованием для данной защиты ТА нулевой последовательности, к которым присоединяется реле тока РТ-40/2, первичный ток срабатывания защиты составляет порядка 100-200 а.

Защита минимального напряжения. Защита минимального напряжения выполняется единым комплектом в виде групповой защиты и устанавливается на каждой секции шин 3-6кВ. Защита выполняется двухступенчатой по напряжению срабатывания и времени действия.

Напряжение срабатывания первой ступени защиты выбирается по условию обеспечения самозапуска ответственных электродвигателей и возврата реле при восстановлении напряжения после отключения к. з. и принимается равным U_1c.p = 70 в. Выдержка времени первой ступени защиты отстраивается от действия токовых отсечек электродвигателей и принимается равной t₁ = 0,5 сек.

Напряжение срабатывания второй ступени защиты отстраивается от снижения напряжения на шинах РУСН, вызванного самозапуском, и принимается равным U_2c.p = 50 в.

Выдержка времени второй ступени защиты t₂ выбирается в зависимости от допустимого времени подачи топлива в топку котла после момента перерыва питания электродвигателей дымососа и дутьевого вентилятора и составляет порядка 3-9 сек. Линейное напряжение срабатывания фильтр-реле напряжения обратной последовательности типа РНФ-1М должно быть отстроено от напряжения небаланса при нормальном режиме и принимается равным минимальной уставке на шкале реле U_2c.p = 6 в.

Токовая защита от перегрузки. Защита от перегрузки выполняется как обычная максимальная токовая защита. Для защиты достаточно использовать одно реле тока с включением его на фазный ток, так как перегрузка, как правило, является симметричным режимом и, следовательно, она имеет место во всех фазах.

Ток срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от номинального тока электродвигателя:

, (6.1.9)

где     К_н = 1,2 - коэффициент надежности;

К_в = 0,8 - коэффициент возврата реле.

Ток срабатывания реле:

, (6.1.10)

где К_сх - коэффициент схемы, равный 1,0.

Чувствительность защиты от перегрузки не проверяется, поскольку она не предназначена для действия при коротких замыканиях. Выдержка времени защиты выбирается в соответствии с временем пуска защищаемого электродвигателя. При применении реле времени выдержка времени на них должна быть больше времени пуска и самозапуска электродвигателя.

Ток срабатывания защиты рассчитываем по (6.1.9)

Для М1:

Для М2:

Ток срабатывания реле:

Для М1:

Для М2:

Для двигателей М1 и М2 выбираем токовое реле типа РТ40-10.

Токовая отсечка.        Ток срабатывания токовой отсечки выбирается по условию отстроки от пускового тока электродвигателя по выражению

 (6.1.10)

где     коэффециент надежности, учитывающий ошибку реле и наличие апериодической составляющей в пусковом токе электродвигателя; принимается равным для реле РТ-40 1,4;

пусковой ток электродвигателя при номинальном напряжении питающей сети.

Пусковой ток электродвигателя определяется по номинальному току и кратности пускового тока:

, (6.1.11)

где     - кратность пускового тока двигателя.

Ток срабатывания реле отсечки определяется по выражению:

, (6.1.12)

где     - коэффициент схемы, равный 1;

- коэффициент трансформации трансформаторов тока.

Ток срабатывания отсечки, определенный по выражению (6.1.10) достаточен для отстройки защиты от тока, посылаемого электродвигателем в начальный момент внешнего КЗ в питающей сети.

Чувствительность токовой отсечки проверяется при двухфазном коротком замыкании на выводах электродвигателя и оценивается коэффециентом чувствительности. При включении на фазные токи:

, (6.1.13)

где     -ток двухфазного КЗ, проходящего через ТТ защиты при повреждениях на выводах электродвигателя.

Коэффециент чувствительности защиты в соответствии с ПУЭ должен быть не менее 2,0.

Пусковой ток рассчитываем по (6.1.11):

;

ток срабатывания защиты равен:

.

Ток срабатывания реле:

.

Выбираем токовое реле типа РТ-40/50.

Коэффициент чувствительности определим по выражению:

.

.2 Защита трансформатора собственных нужд 6/0,4кВ

Для питания релейной защиты принимаем следующие типы трансформаторов тока:

·   ТА на стороне 6 кВ - ТВЛМ-6-100/5-1/10РУ3;

·   ТА в нейтрали обмотки 0,4 кВ - ТЛМ-10-1-1000/5-0,5/10РУ3.

Токовая отсечка. Токовая отсечка устанавливается на стороне 6кВ трансформатора и выполняется с помощью двух реле тока, включенных на фазные токи.

Ток срабатывания защиты:

, (6.2.1)

где     - ток проходящий через ТА защиты при трёхфазном КЗ на стороне 0,4 кВ;

-коэффициент надежности.

Ток срабатывания реле:

. (6.2.2)

Коэффициент чувствительности ТО проверяется при двухфазном КЗ на выводах 6 кВ трансформатора:

. (6.2.3)

Ток срабатывания отсечки рассчитываем по формуле (6.2.1)

.

Ток срабатывания реле:

.

Для установки принимаем токовое реле типа РТ-40/50.

Коэффициент чувствительности рассчитываем по выражению (6.2.3)

.

Максимальная токовая защита на стороне 6кВ. МТЗ выполняется с выдержкой времени с тремя реле тока с включением двух реле на фазные токи и одного реле на сумму токов двух фаз.

Ток срабатывания защиты:

, (6.2.4)

где     ;

(для РТ-40);

 - рассчитывается по формуле:

. (6.2.5)

Ток срабатывания реле:

. (6.2.6)

Коэффициент чувствительности проверяется по формуле:

, (6.2.7)

где    -ток трехфазного КЗ со стороны 0,4кВ, приведенного к высшей стороне.

Ток группового пуска равен:

.

Рассчитаем ток срабатывания защиты и ток срабатывания реле:

;

.

Для установки принимаем токовое реле типа РТ-40/20.

Проверим защиту на чувствительность по (6.2.7)

.

Защита проходит по чувствительности.

Токовая защита нулевой последовательности в нейтрали обмотки трансформатора 0,4 кВ. Защита выполняется с одним реле тока, включенным в нулевой провод трансформатора тока максимальной токовой защиты, соединенных в полную звезду. Защита действует с выдержкой времени на отключение соответствующего автомата 0,4кВ.

Ток срабатывания выбираем из условия отстройки от тока срабатывания отсечки автоматического выключателя, с которой производится согласование, и от номинального тока, протекающего в нейтрали обмотки трансформатора 0,4кВ:

, (6.2.8)

; (6.2.9)

где ; .

Для дальнейших рассчетов выбираем больший из токов.

Ток срабатывания реле:

. (6.2.10)

Коэффициент чувствительности определяем по формуле:

, (6.2.11)

где - ток трехфазного КЗ на стороне 0,4кВ.

Рассчитываем ток срабатывания защиты по двум условиям:

;

.

Принимаем .

Ток срабатывания реле:

.

Для установки принимаем токовое реле типа РТ-40/20.

Проверим защиту на чувствительность по (6.2.11)

.

Защита от перегрузки. Устанавливается со стороны 6кВ трансформатора, выполняется с помощью реле тока, включенного на фазный ток, и действует на сигнал с выдержкой времени.

Ток срабатывания защиты:

, (6.2.12)

где     - коэффициент надежности;

- коэффициент возврата реле.

Ток срабатывания реле:

. (6.2.13)

Определим токи срабатывания защиты и реле:

;

.

Для установки принимаем токовое реле типа РТ-40/6.

6.3 Защита трансформатора собственных нужд 15,75/6 кВ

Дифференциальная защита трансформатора. Дифференциальная защита выполняется с использованием реле ДЗТ-21. Расчет проводится следующим образом.

Первичный минимальный ток срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от броска тока намагничивания при включении ненагруженного трансформатора под напряжение (торможение в этом режиме отсутствует):

, (6.3.1)

где     - коэффициент отстройки от броска тока намагничивания, принимаемый равным 0,3.

Кроме того, производится проверка отстройки от расчетного тока небаланса в режиме, соответствующем «началу торможения»:

, (6.3.2)

где     ;- рассчитывается по следующим формулам:

·   составляющая тока небаланса, вызванная погрешностью трансформаторов тока:

, (6.3.3)

где     - максимальный ток трехфазного КЗ на шинах 6кВ СН;

·   составляющая тока небаланса, вызванная регулированием напряжения на трансформаторе,

, (6.3.4)

где     - половина суммарного диапазона регулирования напряжения на трансформаторе;

составляющая , обусловленная несовпадением расчетных и номинальных токов используемых ответвлений трансреактора TAV, определяется по выражению:

, (6.3.5)

где     и  - расчетный и номинальный токи ответвлений трансреактора реле на стороне низшего напряжения трансформатора (см. расчет ниже);

 - первичный ток в обмотке торможения, соответствующий началу торможения, определяемый:

. (6.3.6)

Определяются вторичные токи в плечах защиты, соответствующие полной номинальной мощности трансформатора:

. (6.3.7)

Для стороны, где значения тока  выходит за пределы диапазона номинальных токов трансреактора рабочей цепи реле (2,5 - 5А) более, чем на 0,5А, должны быть установлены автотрансформаторы тока.

Определяются номинальные токи рабочих ответвлений от обмотки трансреактора реле .

Для стороны низшего напряжения трансформатора СН:

. (6.3.8)

Для стороны низшего напряжения номинальный ток ответвления трансреактора выбирается как ближайший (больший или меньший) к значению, полученному по выражению:

. (6.3.9)

При выбранных номинальных токах ответвлений трансреактора реле ТАV определяется относительный минимальный ток срабатывания (при отсутствии торможения) для каждого из плеч защиты в долях номинального тока ответвления трансреактора в этом плече:

. (6.3.10)

Первичный ток срабатывания дифференциальной отсечки реле определяется:

·   по условию отстройки от максимального первичного тока небаланса при расчетном внешнем КЗ;

·   по условию отстройки от броска тока намагничивания трансформатора.

По первому условию:

, (6.3.11)

где     определяется по (6.2.3); при этом ;

 принимается равным 3.

Отстройка по второму условию, как правило, надежно обеспечивается при номинальной уставке реле по току срабатывания отсечки .

Первичный ток срабатывания отсечки на основной стороне соответствующий минимальной уставке на реле , может быть определен по выражению:

. (6.3.12)

Если , определенный по первому условию, превышает значение тока по (6.2.11), следует выставить на реле уставку срабатывания отсечки .

Расчет цепи процентного торможения выполняется по условию отстройки от токов небаланса, обусловленных периодической составляющей тока внешнего КЗ. Как было указано выше, в настоящее время рекомендуется использование двух цепей процентного торможения, включаемых со стороны ВН и НН трансформатора.

Ответвления промежуточных трансформаторов тока цепей торможения ТА1 и ТА2 выбираются равными или ближайшими к расчетному току  (с учетом установки выравнивающих автотрансформаторов тока на соответствующей стороне трансформатора):

. (6.3.13)

Рекомендуется по [11] выбирать ответвление с ближайшим меньшим значением тока. Однако в случае, когда разница между расчетным током и ближайшим меньшим номинальным током ответвления очень велика, целесообразно принять ближайшее большее значение.

Определяется первичный ток на стороне высшего напряжения трансформатора, соответствующий «началу торможения» с учетом принятых ответвлений промежуточных трансформаторов тока ТА1 и ТА2 цепи торможения реле:

.  (6.3.14)

Коэффициент торможения , равный тангенсу угла наклона тормозной характеристики реле, рекомендуется принимать равным 0,9 и проверять по условию обеспечения недействия защиты от максимального тока небаланса при переходном режиме внешнего КЗ.

, (6.3.15)

где     - относительный максимальный расчетный ток небаланса в рабочей цепи реле;

-полусумма относительных вторичных токов, подводимых к ответвлениям промежуточных трансформаторов тока цепи торможения реле при расчетном внешнем КЗ; .

Ток небаланса  определяется по (6.3.16).

 (6.3.16)

Составляющие  определяются по формулам (6.3.4-5) соответственно с заменой  на . Ток  определяется по выражению:

,                 (6.3.17)

где     , - расчетный и выбранный номинальный токи ответвлений трансреактора;

 - максимальный первичный ток в расчетном режиме.       

Если расчетный коэффициент торможения превышает 0,9, нужно повторить расчет, выбрав ответвление цепи торможения реле с меньшим номинальным током.

Чувствительность защиты при металлическом повреждении в защищаемой зоне, как правило, обеспечивается и проверка ее не обязательна.

Определим первичный ток срабатывания защиты по (6.3.1):

Определим номинальные токи трансформатора по (6.3.7), выберем коэффициенты трансформаторов тока и их типы:

КТА1: ТЛ-10-1-400/5-0,5/10РУ3,

КТА2,3: ТЛ-10-1-1000/5-0,5/10РУ3.

Рассчитываем вторичные токи в плечах защиты по (6.3.7):

Определяем номинальные токи ответвлений трансреактора по (6.3.8-9):

принимаем для дальнейших рассчетов ответвление 4 с [11];

принимаем для дальнейших рассчетов ответвление 4 с [11];

Определяем отнтсительный минимальный ток срабатывания по (6.3.10):

;

,

принимаем

Рассчитаем ток ответвлений промежуточных трансформаторов тока цепи торможения по (6.3.13):

принимаем [11];

принимаем [11].

По формуле (6.3.6) определяем тормозной начальный пусковой ток:

Произведем проверку отстройки защиты в режиме «начала торможения» по выражению (6.3.2):

,

что удовлетворяет отстройке защиты в режиме «начала торможения» по выражению (6.3.2)

Коэффициент торможения принимаем равным 0,9 и проверяем по условию недействия защиты по (6.3.15).Ток небаланса определяем по (6.3.16), составляющие тока небаланса по (6.3.4), (6.3.5), (6.3.17) при этом ток КЗ расчитан в П. 4:

Относительное значение тока небаланса в рабочей цепи:

Относительное значение тока торможения:

Коэффициент торможения по (6.3.15):

,

что удовлетворяет условию 0,635 < 0,9.

Расчетный ток срабатывания дифференциальной отсечки реле определяется по (6.3.6):

Определяем по (6.3.12) первичный ток срабатывания отсечки:

Дистанционная защита. Первичное сопротивление срабатывания дистанционной защиты отстраивается от сопротивления полностью заторможенных электродвигателей, участвующих в самозапуске:

, (6.3.18)

где     - не превышает 1,1;

 определяется по формуле:

, (6.3.19)

где     - номинальное напряжение электродвигателей, равное 6 кВ.

 - суммарная величина пусковых токов электродвигателей, участвующих в самозапуске, А.

На стороне высшего напряжения устанавливаются два блок-реле сопротивления, каждое из которых подключено к ТТ стороны ВН трансформатора и к ТН одной из обмоток 6 кВ трансформатора. Первичное сопротивление срабатывания защиты на стороне 15,75 кВ принимается в 2 раза меньше, чем на стороне 6 кВ.

Уставка на реле сопротивления на стороне ВН и НН для трансформатора со схемой соединения обмоток Д/Д-Д-О-О определяется по выражениям:

, (6.3.20)

, (6.3.21)

где     - коэффициент трансформации трансформатора СН.

Для стороны трансформаторов Д/Д-Д-О-О в (6.3.20) подставляют коэффициент трансформации ТТ  стороны ВН трансформатора.

Зона надежного резервирования (с) определяется по выражению:

. (6.3.22)

По формуле (6.3.19) определяем суммарное эквивалентное сопротивление электродвигателей участвующих в самозапуске:

секция А: ;

секция Б:

принимаем минимальное значение .

Рассчитываем сопротивление срабатывания защиты по (6.3.18):

кВ:

,75 кВ:

Рассчитываем сопротивление срабатывания реле по (6.3.20-21):

кВ:

,75 кВ: .

Зона резервирования дистанционной защиты с коэффициентом чувствительности 1,2 по формуле (6.3.22):

Защита от перегрузки. Защита от перегрузки на всех рабочих и резервных трансформаторах выполняется с одним реле тока, включенным на ток одной фазы. Она реагирует на симметричные перегрузки, которые одинаковы во всех фазах, и действует с выдержкой времени на сигнал, что позволяет дежурному персоналу применять меры для ликвидации перегрузки.

Ток срабатывания реле определяется по выражению

 (6.3.23)

Рассчитываем ток срабатывания реле:

Для установки защиты принимаем токовое реле РТ-40/6.

Уставка реле тока УРОВ. Уставка реле контроля тока присоединений, оборудованных устройством резервирования отказа выключателя 6 кВ, должны быть меньше уставок защиты этих присоединений:

, (6.3.24)

где     - понижающий коэффициент.

Для обеспечения надежного пуска УРОВ при однофазном КЗ за трансформатором СН 6/0,4 кВ в (6.3.24) подставляем ток срабатывания защиты нулевой последовательности, включенной в нейтраль на стороне 0,4 кВ, пересчитанный на напряжение 6 кВ:

, (6.3.25)

где     - коэффициент трансформации ТСН;

 - коэффициент схемы.

Ток срабатывания реле:

. (6.3.26)

Время действия УРОВ принимается равным

Произведем расчет уставки реле:

Рассчитываем ток срабатывания реле по (6.3.26):

Принимаем реле тока РТ-40/0,6.

6.4 Групповая защита минимального напряжения секции собственных нужд

Измерительная часть групповой защиты минимального напряжения содержит фильтр-реле напряжения обратной последовательности KVZ типа РНФ-1М, вторичное напряжение срабатывания которого принимаем .

Первая ступень защиты с уставками  и  отключает электродвигатели неответственных механизмов.

Вторая ступень защиты с уставками  и  отключает электродвигатели парных механизмов.

Третья ступень защиты с уставками  и  обеспечивает пуск АВР секции с.н. при исчезновении питающего напряжения, что предотвращает нарушение технологического режима блока.

7. Определение условий самозапуска СН при потере питания

Самозапуском называется восстановление нормальной работы электропривода без вмешательства персонала после кратковременного перерыва электроснабжения или глубокой посадки напряжения. Самозапуск считается обеспеченным, если после восстановления электроснабжения по рабочей или аварийной схеме агрегат разогнался до нормальной скорости и продолжает длительно работать с нормальной производительностью приводимого механизма и нагрузкой электродвигателя.

Самозапуск - это важнейший вид противоаварийной автоматики, предназначенной для повышения надежности СН электростанции, для обеспечения нормального технологического процесса выработки электроэнергии.

Самозапуск может происходить после кратковременного глубокого снижения напряжения вследствие близкого КЗ, отключаемого релейной защитой. При этом в самозапуске будут одновременно участвовать те двигатели, у которых напряжение снизилось до величины, вызвавшей снижение скорости. Если же самозапуск происходит после кратковременного перерыва питания, ликвидируемого АВР или АПВ, то в нем одновременно участвуют все двигатели, присоединенные к источнику питания.

В настоящее время самозапуск асинхронных и синхронных двигателей применяется для всех основных механизмов СН электростанции. Это обеспечивает повышение надежности электроснабжения, уменьшение простоев механизмов, снижение эксплуатационных расходов и капзатрат.

В зависимости от деятельности перерыва электроснабжения возможны два основных случая самозапуска:

1. Двигатель имеет какую-то остаточную скорость.

2. Двигатель успел остановиться.

Основной целью расчета самозапуска эл. двигателей являлось определение возможности группового сомозапуска электродвигателей СН-6 кВ при перерывах питания до 2,5 сек (наибольший перерыв в электропитании СН, обусловленный временем действия защиты минимального напряжения и АВР), а также выявление поведения отдельных электродвигателей при самозапуске.

Рабочее питание секции 3А осуществляется от рабочего ТСН-3, резервное питание - от резервного шинопровода. К секции 3А подключены питательный электронасос (ПЭН), циркуляционный электронасос (ЦЭН), дутьевой вентилятор (ДВ) и дымосос (Д). Технические данные электродвигателей СН-6кВ, а также параметры системы и исходные данные для расчета самозапуска приведены далее.

ФАЙЛ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ К ПРОГРАММЕ РАСЧЕТА САМОЗАПУСКА'

'Параметры режима вычислительного процесса'

'Tнорм Tкз Tп Tрасч Hинт1 Hинт2 Np Nс Nr Nдв1 Nдв2'

..1.51 10. 1.D-3 2.D-2 0 1 1 3 0

'Количество двигателей,

скорость вращения которых вывод. на экран' 4

'Параметры рабочего реактора и питающей системы'

'Sр ном Uнн ном Xk1* Xk2* Pk Sсист Xc* Rc*'

.85 10. 0.0 0.95 15. 195. 0.13 0.01

'Сопротивления ветви резервного питания, Ом'

'Rвн Xвн Rнн1 Rнн2 Xнн1 Xнн2'

. 0. 0.071 0. 0.88 0.

'ЭДС рез. источн., о.е. и нач. фаза, град.' 1.152677 7.297892

'Параметры исходного режима'

'Uраб PsiA Pн1 Pн2 Qн1 Qн2 Uдв ном'

.15 0. 0.6 0.0 0.4 0.0 6.0

'П а р а м е т р ы д в и г а т.е. л е й и м е х а н и з м о в'

' Pном к.п.д. cosFiн Iп* Mп* Mмакс* Rст J '

' Kr(s)'

' Kx(s)'

' Kзагр Mo Тип Mоткр Nоткр '

. 0.930.80 788.4 6. 1.3 2.1 0. 1050.

.544 -1.09 0.748 -1.8 3.59 -0.0455 1.0

.0 0.0 -0.0286 0.253 -0.46 0.00755 1.0

.8 0.15 3*1.

. 0.920 0.76 449.3 5.7 0.7 2.3 0.0 430.

.544 -1.09 0.748 -1.8 3.59 -0.0455 1.

.0 0.0 -0.0286 0.253 -0.461 0.00755 1.0

.8 0.15 3*1.

. 0.976 0.89 5334. 6. 1.43 2.85 0.0 4500.

.544 -1.09 0.748 -1.8 3.59 -0.0455 1.0

. 0. -0.0286 0.253 -0.461 0.00755 1.0

. 0.15 3*1.

. 0.960 0.89 463.1 5.3 0.7 2.3 0.0 430.

.544 -1.09 0.748 -1.8 3.59 -0.0455 1.

.0 0.0 -0.0286 0.253 -0.461 0.00755 1.0

.8 0.15 3*1.

Экспериментальная проверка самозапуска электродвигателей СН производилась согласно программе.

Объем испытаний

Всего проведено 4 опыта группового самозапуска электродвигателей:

Самозапуск электродвигателей секции 3А с перерывом питания 0,83 с.;

Самозапуск электродвигателей секции 3А с перерывом питания 1,83 с.;

Самозапуск электродвигателей секции 3А с перерывом питания 2,83 с.;

Самозапуск электродвигателей секции 3А с перерывом питания 3,83 с.

Поведение электропривода во время перерыва питания

После обесточивания секции напряжение на шинах исчезает не сразу, а затухает по определенному закону. Скорость затухания напряжения на секции зависит от суммарной мощности подключенных к секции электродвигателей и величины их нагрузки в предшествующем режиме. Затухание напряжения и его восстановление показано на осциллограммах. При проведении 1 опыта (Т_кз=0,83с), время восстановления электрических параметров в опыте составило около 0,77 с. При этом напряжение на секции составило 1,08 от первоначального напряжения. Восстановление скорости электродвигателей произошло через 1,67 с. (рис. 7.1)

При проведении 2 опыта (Т_кз=1,83с), время восстановления электрических параметров в опыте составило около 1,17 с. При этом напряжение на секции составило 1,08 от первоначального напряжения. Восстановление скорости электродвигателей произошло через 0,97 с. (рис. 7.2)

При проведении 3 опыта (Т_кз=2,83с), время восстановления электрических параметров в опыте составило около 1,72 с. При этом напряжение на секции составило 1,08 от первоначального напряжения. Восстановление скорости электродвигателей произошло через 1,17 с.

При проведении 4 опыта (Т_кз=3,83с), время восстановления электрических параметров в опыте составило около 1,65 с. При этом напряжение на секции составило 1,08 от первоначального напряжения. Восстановление скорости электродвигателей произошло через 1,57 с.

Заключение

Выполненный расчет самозапуска электродвиготелей секции 3А показал, что самозапуск электродвигателей секции обеспечивается при общем времени (время перерыва питания плюс время КЗ) до 4,3 с. включительно.

Заключение

В данном дипломном проекте была разработана релейная защита и автоматика электрооборудования для ТЭЦ мощностью 600 МВт.

Для этого согласно материалам типовых проектов сначала была выбрана главная схема электрических соединений и схема собственных нужд, затем для этих схем согласно материалам типовых проектов было выбрано основное оборудование.

Чтобы обеспечить бесперебойную работу электроэнергетической системы был произведен выбор устройств релейной защиты шин, трансформаторов, генераторов и двигателей, а также устройств автоматического повторного включения (АПВ), автоматического регулирования возбуждения (АРВ), напряжения (АРН) и т.д. (п. 3).

Для выбора параметров срабатывания защит был произведен расчет токов короткого замыкания по программе TKZ, разработанной доц. Н.Н. Бобко, после чего был произведен расчет параметров срабатывания выбранных защит блока генератор-трансформатор и основных элементов собственных нужд станции.

Разработаны схемы соответствующих защит.

В качестве эксперимента были выбраны 4 двигателя подключенные к секции 3А, для которых был произведен расчет условий самозапуска СН при потере питания по программе «Самозапуск», разработанной на кафедре «Электрические станции» проф. В.И. Новашем. Результаты расчетов приведены в п. 7.

Список используемых источников

схема релейный трансформатор генератор

1. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - М.: Энергия, 1980. - 704 с.

2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

3. Мазуркевич В.Н., Свита Л.Н., Сергей И.И., Стрелюк М.И. Методические указания по курсовому проектированию по курсу «Основы проектирования электрических станций и подстанций» для студентов специальности 0,301 - «Электрические станции». - Мн, 1987.

4. Электрическая часть станций и подстанций. Под ред. Васильева А.А. - М.: Энергия, 1980. - 576 с.

5. Электротехнический справочник: В 3 т. Т. 3 2 кн. Кн. 1. Производство и распределение электрической энергии (Под общ. ред. профессоров МЭИ: И.Н. Орлова (гл. ред.) и др.) 7-е изд., испр. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 880 с.

6. Таубес И.Р. Релейная защита мощных турбогенераторов. - М.: Энергоиздат, 1981. - 88 с.

7. Вавин В.Н. Релейная защита блоков турбогенератор - трансформатор. - М.: Энергоиздат, 1982. - 256 с.

8. Федосеев А.М. Федосеев М.А. Релейная защита электроэнергетических систем: Учеб. для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп.-М.: Энергоатомиздат, 1992. - 528 с.

9. Релейная защита электрических систем. Методические указания к курсовому и дипломному проектированию для студентов 4-5 курсов электроэнергетического и электротехнического факультетов (специальность 0301) дневного, вечернего и заочного отделений. 3-и части. Новосибирск 1977.

10.Руководящие указания по релейной защите. Р 85 Вып. 13Б. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ: Расчеты. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 96 с.

11.Байтер И.И., Богданова Н.А. Релейная защита и автоматика питающих элементов собственных нужд тепловых электростанций. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 112 с.

12.Собственные нужды тепловых электростанций/Э.М. Аббасова, Ю.М. Голоднов, В.А. Зильберман, А.Г. Мурзаков; Под ред. Ю.М. Голоднова. - М.: Энергоатомиздат, 1991. - 272 с.

13.Правила устройства электроустановок. - М.: Энергоиздат, 1982. - 640 с.

14.Правила техники эксплуатации электроустановок и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок, - М.: Энергия, 1977. - 288 с.

15.Князевский Б.А., Долин П.А., Мирусова Т.П. Охрана труда. - М.: Высшая школа, 1986. - 288 с.

16.Падалко Л.П. Маныкина Л.А. Методические указания к курсовой работе по планированию основного производства в энергосистеме курса «Организация и планирование энергетического производства» для студентов специальности 0302 - «Электрические системы». - Мн, 1988.

17.Найфельд М.Р. Заземление и другие защитные меры. - Изд. 3-е, перераб. и доп. - М.: Энергия, 1975.

18.Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

19.Долин П.А. Основы техники безопасности в электрических установках. - М.: Энергоатомиздат, 1984.

20.Кузнецов Б.В. Электробезопасность при эксплуатации электроустановок. Мн.: Беларусь, 1987.