Защита генераторов малой и средней мощности - Шабад М.А.

Автор: Шабад М.А.

Теги: электротехника генераторы издательство энергия

Год: 1973

Похожие

Защита генераторов малой и средней мощности. Приложение к журналу "Энергетик"

Защита генераторов малой и средней мощности терминалами "Сириус-ГС"

Испытание трансформаторов малой и средней мощности

Трансформаторы. Выпуск 2. Испытание трансформаторов малой и средней мощности

Текст

ЙН. А. ШАБАД
ЗАШИТА
ГЕНЕРАТОРОВ
МАЛОЙ И СРЕДНЕЙ
МОШНОБТИ
БИБЛИОТЕКА ЭЛЕКТРОМОНТЕРА
ВЫПУСК 379
М. А. ШАБАД

ЗАЩИТА
ГЕНЕРАТОРОВ
МАЛОЙ И СРЕДНЕЙ
МОЩНОСТИ
Издание второе, дополненное
6П2.11
Ш 12
УДК 621.316.91:621.313.12(04)
РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ:
Большем Я. М., Зевакин А. И., Каминский Е. А., Мандрыкин С. А.,
Розанов С. П., Синьчугов Ф. И., Семенов В. А., Смирнов А. Д.,
Соколов Б. А., Устинов П. И.
Шабад М. А.
III 12 Защита генераторов малой и средней мощности.
Изд. 2-е, доп. М. «Энергия», 1973.
96 с. с ил. (Б-ка электромонтера. Вып. 379).
В брошюре изложены вопросы защиты гидро- и турбогенерато
ров мощностью до 30 Мет, установленных в основном на гидроэлек-
тростанциях в сельской местности и на теплофикационных электро-
станциях энергосистем, промышленкых и коммунальных предприятий.
Даны рекомендации по расчету уставок основных тнпоа релейной
защиты. Рассмотрена защита генераторов плавкими предохранителями
и автоматами.
Приведены сведения о делительных защитах электростанций, ра-
ботающих в энергосистеме.
Брошюра рассчитана на квалифицированных электромонтеров И
мастеров, обслуживающих генераторы малой и средней мощности.
0339-096
Ш 051(01)-73 96’73
6П2.11
ПРЕДИСЛОВИЕ
В Директивах XXIV съезда КПСС предусмотрено со*
оружение тепловых, гидравлических и атомных станций
с генераторами мощностью 300, 500, 800 Мет. В бли-
жайшее время намечается выпуск еще более крупных
агрегатов. Наряду с этим в нашей стране и за рубежом
имеется значительное число относительно небольших
электростанций с генераторами средней и малой мощно-
сти. К ним относятся теплоэлектроцентрали промышлен-
ных предприятий, работающие по тепловому графику,
электростанции в удаленных районах и т. п.
Релейная защита, как известно, имеет большое зна-
чение для надежной работы и предотвращения тяжелых
повреждений генераторов. Поэтому персонал электро-
станций, обслуживающий генераторы, должен хорошо
изучить принципы выполнения и назначение всех видов
релейной защиты генераторов и уметь при необходимо-
сти произвести их расчет (выбор уставок). Изучение за-
щиты генераторов малой и средней мощности представ-
ляется важным не только для работников небольших
электростанций, но также для всех квалифицированных
электромонтеров и мастеров по релейной защите, по-
скольку многие принципы выполнения защит небольших
генераторов используются в защитах крупных генерато-
ров, электродвигателей, трансформаторов и других эле-
ментов электрических станций и еетей. Кроме того., рас*
четы релейной защиты любого из элементов электро-
станций невозможны без знания основных параметров
генераторов и без умения вычислить величины токов ко-
роткого замыкания (к. з.). Поэтому наряду с описанием
принципов и схем выполнения всех основных типов
защитных устройств генераторов малой и средней мощ-
ности автором описаны практические методы определе-
ния токов к. з. для начального момента и для устано-
вившегося режима к. з. и даны примеры. В настоящем,
втором, издании эта часть несколько изменена и расши-
8
рена. Кроме того, более подробно описаны способы вы-
полнения дифференциальной защиты генераторов, до-
полнен раздел, посвященный делительным защитам,
установленным на электростанциях малой и средней
мощности. Помимо того, внесены некоторые изменения
в схемы выполнения защит генераторов и блоков гене-
ратор— трансформатор, которые продиктованы требо-
ваниями надежности, как, например, установка двух
выходных реле.
Автор считает своим приятным долгом высказать
благодарность за ценные советы М. А. Берковичу,
В. А. Семенову и читателям, приславшим отзывы по пер-
вому изданию.
Отзывы и пожелания просьба направлять по адресу:
Москва, М-114, Шлюзовая наб., д. 10, изд-во «Энергия».
Автор
1. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И ХАРАКТЕРИСТИКИ
СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ, НЕОБХОДИМЫЕ
ДЛЯ РАСЧЕТА РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
Генераторы являются наиболее ценным и ответствен-
ным оборудованием энергетических установок. Поэтому
к релейной защите генераторов предъявляются высокие
требования [Л. 1, 2]. Для правильного выбора релейной
защиты и расчета ее уставок прежде всего необходимо
знать тип и технические данные (параметры) защищае-
мого генератора.
Наибольшее распространение получили синхронные
генераторы, особенностью которых является постоянная
частота вращения, называемая синхронной. У син-
хронных генераторов частота вращения п находится
в строго постоянном отношении к частоте тока в сети /
[Л. 3]
t=^ (О
где f — частота переменного тока (в нормальных усло-
виях 50 гц)\ п — частота вращения генератора, об/мин;
р — число пар полюсов.
В заводских обозначениях типов генераторов послед-
няя цифра обычно обозначает число полюсов ротора ге-
нератора (2 р). По числу полюсов можно определить
частоту вращения генератора
Например, для турбогенератора типа Т2-6-2 р=1 и, следова-
тельно, л=3 000 об/мин. Для гидрогенератора типа ВГСП5-213-24
р=12, «=250 об/мин.
Неподвижная часть синхронного генератора, где рас-
положена обмотка переменного тока, называется стато-
ром. Вращающаяся часть генератора, где расположена
обмотка возбуждения, называется ротором. Постоянный
ток, необходимый для питания обмотки возбуждения,
обычно получается от генератора постоянного тока —
возбудителя, который размещается на общем валу ос-
новного генератора или устанавливается отдельно. Та-
кой принцип возбуждения называется электрома-
шинным и применяется для всех генераторов малой
5
и средней мощности. Исключение составляет генерато-
ры мощностью до 100 кз - а, которые выполняются с са-
мовозбуждением. При этом обмотка возбуждения пита-
ется постоянным током от твердых селеновых выпрями-
телей, присоединенных к главной цепи генератора.
В быстроходных генераторах (турбогенераторах) ро-
тор представляет собой массивный цилиндр («бочку»)
с осевыми пазами, в которых размещается обмотка воз-
буждения. Такие синхронные машины называются не-
явнополюсными и выполняются в виде двухполюс-
ных (3 000 об/мин) и четырехполюсных генераторов
(1 500 об/мин). Отечественные турбогенераторы выпол-
няются только на 3 000 об/мин.
В тихоходных генераторах (например, гидрогенера-
торах) ротор имеет форму колеса, на внешней поверх-
ности которого укрепляются выступающие полюсы —
электромагниты. Такие синхронные машины называются
явнополюсными, и их частоты вращения находятся
в пределах от 50 до 750 об/мин.
На полюсах ротора явнополюсных машин, кроме
обмотки возбуждения, может располагаться успокоитель-
ная (демпферная) обмотка, предназначенная для повы-
шения устойчивости работы генератора. У генераторов
с успокоительной обмоткой ток в начальный момент к. з.
(при t=0) существенно больше, чем у генераторов без
успокоительной обмотки. Гидрогенераторы отечественно-
го производства сельских электроустановок выпускались
без успокоительных обмоток. Некоторые гидрогенерато-
ры малой мощности (иностранных фирм) и все гидро-
генераторы средней мощности имеют успокоительную об-
мотку. У турбогенераторов роль демпферной обмотки
играет стальной массив («бочка») ротора.
Ротор генератора может приводиться во вращение
паровой турбиной (турбогенератор), гидротурбиной
(гидрогенератор), двигателем внутреннего сгорания
(дизель-генератор). При вращении ротора полюса элек-
тромагнитов, проходя последовательно мимо проводни-
ков обмотки статора, наводят в них в соответствии с за-
коном электромагнитной индукции переменную синусои-
дальную э. д. с. с частотой 50 гц. При симметричной
трехфазной нагрузке генератора по обмоткам статора
проходит симметричный трехфазный ток I. Активная
мощность генератора определяется по выражению
Рг = |/3 t'r/r cos <р, кет, (3)
6
а при номинальном токе и номинальном напряжении
Лр.нОМ-yf COS У, Квт, (4,
гдё 17г.ном — номинальное междуфазное напряжение ге-
нератора, кв; /гном — номинальный фазный ток генера-
тора, a; cos ф— коэффициент мощности, обычно равный
0,8—0,9.
В расчетах релейной защиты генераторов чаще всего
используется величина /г.ном, определяемая из выраже-
ния (4)
/ — ^>,вом
'Г-НОМ--i/o",, . •
ИЗи.,н0мсо8у
ВеЛИЧИНЫ //г.ном, /г.ном, /^г.ном, cos ф, а также номи-
нальные напряжение и ток возбудителя (/7в.ном, /в.пом)
всегда указываются в паспортной табличке генератора.
Однако для расчета релейной защиты этих данных не-
достаточно. Необходимо знать ряд параметров, харак-
теризующих генератор в начальном и установившемся
режимах к. з. К таким параметрам относятся: индуктив-
ные сопротивления генератора, отношение к. з. ОКЗ,
токи в роторе (токи возбуждения), а также емкостный
ток генератора при замыкании одной фазы обмотки ста-
тора на землю. Эти параметры приводятся в паспортах
и каталогах генераторов и в электротехнических спра-
вочниках.
Расчеты токов к. з. рассмотрены в [Л. 5—7], поэтому
напомним лишь основные соотношения, необходимые для
рассчета релейной защиты.
При внезапном трехфазном к. з. на выводах генера-
тора начальное значение (при /=0) периодической со-
ставляющей тока определяется по выражению
/к.з.макс == „ „* /г.ном* (б)
где Е"»— сверхпереходная э. д. с. генератора, отн. ед;
х"»а — сверхпереходное индуктивное сопротивление гене-
ратора, отн. ед; Е"л — э. д. с., определяется по выраже-
нию
/?'\~/Л(Н-Л()Х"*д sin ф, (7)
где U*о, /*о, ф — напряжение, ток и угол сдвига между
ними при предшествующем режиме машины.
7
Если в предшествующем режиме ток и напряжение
генератора были равны номинальным значениям, а <р~
—37° (cos<p«0,8; sin<p~0,6), то
+ 1 x"irf0,6. (8)
Значение х"«г должно определяться при испытаниях
для каждого генератора [Л. 8]. Если же точное значение
х"*й для генератора, неизвестно, практически можно
пользоваться средними значениями [Л. 5]:
X ,r J
Л

Турбогенераторы до ICO Мет............0,125 1,08
Гидрогенераторы с демпферными обмотками 0,2 1,13
Гидрогенераторы без демпферных обмоток . 0,27 1,18
Ток трехфазного к. з., вычисленный по (6), является
максимальным током. Ток двухфазного к. з. на выводах
генератора (при 1 = 0) имеет несколько меньшее значе-
ние и определяется по выражению
/(2) V ЗЕ\
к-3
г, НОМ1
(9)
где х*2 — реактивное сопротивление обратной последова-
тельности генератора (можно принимать x*2~x"4d
1Л.5]).
Минимальным током к. з. является ток трехфазного
к. з. на выводах генератора в установившемся режиме
/(3)тс. Установившийся режим наступает через 3—5 сек
для крупных генераторов и через 0,5—1,5 сек для гене-
раторов до 1 500 кет.
Поскольку время действия максимальных токовых
защит генераторов обычно превышает 3—5 сек, то про-
верку чувствительности этих защит проводят по наи-
меньшему току установившегося режима (№<я).
Сравнение величин токов в установившемся режиме
трехфазного, двухфазного и однофазного к. з. (послед-
нее только для сетей с глухозаземленной нейтралью) по-
казывает, что наименьшее значение тока соответствует
трехфазному к. з. Это объясняется тем, что индуктивное
сопротивление прямой последовательности генератора
в установившемся режиме (хет»Хй) значительно больше
его реактивных сопротивлений обратной (яг) и нулевой
последовательностей (хо), которые сохраняются неиз-
менными в течение всего процесса к. 3-
8
Ток трехфазного к. з. на выводах генератора в уста-
новившемся режиме может быть вычислен по выраже-
нию
< С=оаздв/г.ио«, (10)
где /*в — относительный ток возбуждения.
Относительный ток возбуждения опреде-
ляется следующим образом:
где 1В, /рот — токи обмотки возбуждения (ротора) в ре-
жиме, предшествующем к. з.; /в.х.х> /рот.х.х — токи обмот-
ки возбуждения (ротора) при холостом ходе генерато-
ра и С7г=б/Г.ном -по паспортным или опытным данным.
В процессе к. з. ток возбуждения генераторов может
быть значительно увеличен при помощи уст-
ройств быстродействующего возбуждения (УБВ) и авто-
матического регулирования возбуждения (АРВ).
Устройством быстродействующего возбуждения (или
форсировкой возбуждения) называется релейное устрой-
ство, которое при понижении напряжения ниже 0,85 Йно,м
замыкает накоротко регулировочное сопротивление воз-
будителя, чем обеспечивается работа возбудителя с пре-
дельным напряжением [Л. 9]. Генераторы, оборудован-
ные УБВ, в установившемся режиме к. з. характеризу-
ются предельным током возбуждения, величина которого
не зависит от предшествующего режима. Относительный
предельный ток возбуждения .вычисляется по выраже-
нию
/*в.пР = (12)
Величина /в.Пр определяется расчетным или опытным
путем. Для расчетного определения /в.Пр необходимо
знать нагрузочную характеристику возбудителя (7ВВ=
= ^/ВВ) и величины сопротивлений обмоток возбужде-
ния возбудителя (говв) и генератора (го.в.г). Построив
нагрузочную характеристику (рис. 1,п) и прямую (7В.В=
— 1ъ.вГОвв для произвольных значений /вв, находим точку
их пересечения, которая позволяет определить величину
Пв.Е.Пр — предельное напряжение возбудителя при замк-
нутом некоротко регулировочном сопротивлении.
9
Рис. 1. Определение /Е.пр по нагрузочной
характеристике возбудителя (а); определе-
ние ОКЗ по характеристикам холостого
хода (х. х. х.) и короткого замыкания
(х. к. з.) генератора (б).
Предельный ток возбуждения генератора при этих
же условиях равняется
г ______„ „р
в.пр — т
'©ИГ
У работающего генератора величина /в.пр может
быть определена по амперметру, включенному в цепь
возбуждения генератора (цепь ротора), при кратковре-
менном вводе в действие форсировки возбуждения
(УБВ).
У генераторов малой и средней мощности (до 30 Мет)
значения /*в.Пр могут находиться в широких пределах
(2—5), но во всех случаях Дв.пр</*в. Для типовых (оте-
10
чественных) турбогенераторов средней мощности
Лв.пп=3,96, для гидрогенераторов 3,15 [Л. 5].
Для генераторов, оборудованных УБВ, ток /«> опре-
деляется по выражению (10), в котором величина /»₽
заменяется величиной /»в.пр:
г(3>—т
/00 ило/ *в.пр/г.ном-
Таким образом, устройства УБВ и АРВ, обеспечивая
увеличение токов к. з., повышают чувствительность и
надежность действия релейной защиты генераторов и
других элементов электроустановок. Этими устройства-
ми должны быть оборудованы все генераторы [Л. 1]. При
этом для генераторов мощностью менее 2,5 Мет, за ис-
ключением электростанций, работающих изолированно
или в энергосистемах небольшой мощности, допускается
применять только устройства УБВ1.
Отношение короткого замыкания явля-
ется характерным параметром генератора и представля-
ет собой относительный установившийся ток при трех-
фазном к. з. на выводах генератора при относительном
токе возбуждения 7»в=1, т. е. при 7в.х.х-‘
Z(3) п
0КЗ= , °° • (13)
* ж.ном ' '
Для типовых (союзных) турбогенераторов среднее
значение О КЗ = 0,7; для гидрогенераторов ОКЗ= 1,06
[Л. 5]. Для большинства генераторов малой мощности,
применяемых в сельской энергетике, значения О КЗ на-
ходятся в пределах от 0,8 до 1.
. В условиях эксплуатации на действующих генерато-
рах ОКЗ может быть определено по характеристикам
х. х. и к. з. ГЛ. 3], которые снимаются для каждого гене-
ратора (рис. 1,6).
1 Необходимо отметить, что при к. з. в электросетях с относи-
тельно большим активным сопротивлением, питающихся от генерато-
ров малой мощности, работа УБВ может не привести к увеличению
тока к. з. Возможно даже некоторое уменьшение тока в процессе
к. з. из-за большой перегрузки генератора, снижения частоты враще-
ния агрегата и, следовательно, уменьшения напряжения и тока воз-
будителя. Это следует учитывать при расчетах релейной защиты
элементов сельских электроустановок, питающихся от генераторов
малой мощности [Л. 15].
11
Характеристика холостого хода представляет собой
зависимость величины э. д. с. ЕГ или напряжения Ur на
выводах генератора при холостом ходе (т. е. при отсут-
ствии нагрузки) от величины тока возбуждения Дг=
Характеристика короткого замыкания представляет
собой зависимость величины тока в обмотке статора от
величины тока возбуждения при трехфазном к. з. на вы-
водах генератора (£7г=0) при вращении генератора
с постоянной номинальной частотой /Ka>=f(7B).
Эта характеристика имеет вид прямой линии, выхо-
дящей из начала координат.
Для вычисления ОКЗ согласно (13) надо найти зна-
чение /ео, соответствующее току возбуждения генерато-
ра при х. х. и номинальном напряжении, т. е. 7В.ХХ, ко-
торый определяется по характеристике холостого хода
(отрезок ОА на рис. 1,6). Затем по характеристике к. з.
для этого значения 7в.х.х находят величину 7ТО (отрезок
Olea). Величина ОКЗ определяется по выражению (13).
Отношение к. з. может быть также определено как
отношение тока возбуждения, соответствующего номи-
нальному напряжению при холостом ходе /вх.х (отре-
зок О А на рис. 1,6) к току возбуждения, соответствую-
щему току трехфазного к. з„ равному номинальному
току генератора /в к.з (отрезок ОБ):
<|4>
В случае, если значения ОКЗ и I*в.тгр неизвестны,
то для приближенного определения тока можно ис-
пользовать расчетные кривые (кривые затухания). Для
этого достаточно знать величину х"или х' генера-
тора [Л. 5, 7]. Для генераторов мощностью от 100
до 1 500 кет следует пользоваться специальными кри-
выми [Л. 6, 15]. .
Пример 1. Пс известным параметрам турбогенератора типа
Т2-3-2 вычислить максимальный и минимальный токи при трехфаз-
ном к. з. на выводах генератора.
Параметры генератора: РГнсм = 3 ТИвт; 17Гном=6,3 кв; costp=
=0,8; x".,i=0,125; ОКЗ=0,82; /в=246 а; /Б11=116 а, /в.пр=405 а.
Номинальный ток генератора определяется по выражению (5)
, 3000 _
» ном — 1,73-6,3-0,8— 344 а'
12
Максимальный ток к. з. (при >/=0 сек) определяется по выра-
жению (6)
/п 1,08
^к.з.маке ~ 0J25 344 ~ 2^®° а'
Относительные токи возбуждения вычисляются по выражениям
(11) И (12)
246 405
П6 = 2,!2; /ф,.„р = 116 = 3,5.
Токи трехфазного к. з. в установившемся режиме вычисляются
по выражению (10)
/^’= 0,82-2,12-344 = 600 а (без УБВ);
/£р= 0,82-3,5-344 = 980 а (с УБВ).
Для генераторов, работающих на электростанциях
с разветвленной кабельной сетью 3—10 кв, часто тре-
буется знать величину собственного емкостного тока
генератора в установившемся режиме однофазного за-
мыкания на сборных шинах /сг- В справочниках при-
водится либо величина /Сг, либо емкость обмотки ста-
тора по отношению к земле Сг, мкф!фазу. В последнем
случае следует вычислить значение /Сг по выражению
/Сг = 3”Сг.^Г10Ла-
(15)
где co=2nf=2 - 3,14 • 50=314; Сг — емкость одной фазы
обмотки статора по отношению к земле; мкф!фазу;
— номинальное междуфазное напряжение генера-
тора, в.
Величина тока /сг у турбогенераторов до 6 Мвт, как
правило, не превышает 0.2 а, у турбогенераторов сред-
ней мощности — 1с. Для гидрогенераторов средней
мощности величина lev может достигать 1,8 а в зависи-
мости от типа и параметров генератора [Л. 10]. Величи-
на 7Сг может быть определена опытным путем.
В табл. 1 приводятся параметры некоторых генера-
торов.
13
Параметры некоторых генераторов
'Тяп Мощность Р, кет Напряже- ние V. ке cos V Реактивные
x»d
Турбогенераторы Т2-0.75-2БП 750 750 750 0,4/0.23 0,525 6,3 0,8 0,8 0,8 1,18 1.27 1,38 0,155 0,169 0,188
Т2-1.5-2БП 1500 1500 0,4/0.23 3,15;6,3 0,8 0,8 1,79 1.5 0,22 0,15
Т2-0.5-2 500 0,4/0,23 0,8 1,54 0,225
Т2-1-2 1000 0,4/0,23 0,8 1.8 0,22
Т2-3.5-2 3500 6,3 0,8 1,52 0,18
Т-2-6-2 6000 6,3 0,8 1,65 0,17
Т2-25-2 25000 10,5 0,8 2,126 0,216
Дизель-генераторы МСД-323-5/20 400 400 .0,4 6,3 0,8 0,8 1,02 1,07 0,35 0,37
ГСД-400-375 400 400 0,4 6,3 0,8 0,8 1,09 0,973 0,298 0,284
СГС-1370-750 1 100 6.3 0,8 0,92 0,224
Гидрогенераторы ВГСП5-213/24-24 500 6,3 0,8 0,99— <1.1 0,29— 0,38
ВГС-325/64-18 6 400 6,3 0,85 1,07 0,35
СФВ-616/12-40** 750 6,3 0,8 1,18 0,239
* Опытные Данные.
'* Иностранной фирмы.
14
Т а б’л'и'ц а 1
малой и средней мощности
сопротивления Токи ротора (возбуждения), а ОКЗ Частота вращения, об/мин Емкость об- мотки статора по отношению к земле Cf мкф/фазу’
it x»d ^•0 I В-Х-Х ^В.ТЮМ
0,12 0,13 0,141 0,146 0,158 0,172 0,031 0,059 0,038 120—130 120—130 120—130 256 256 256 — 1,02 0,87 3000 3000 3 000 0,014 0,014 0,02
0,154 0,115 0,188 0,140 0,054 0,042 110—115 110—115 252 252 — 0,71 0,70 3 000 3 000 0.033 0,04
0,145 0,177 0,05 48 109 144* 0,78 3 000 —
0,155 0,19 0,05 45 106 — 0,66 3000 0,03
0,117 0,143 0,101 132 290 460* 0,79 3 000 0,05
0,12 0,147 0,067 107 248 350* 580* 0,83* 3 000 0,05
0,131 0,16 0,055 152 408 620* 0,58 3 000 0,16
0,2 0,21 0,244 0,25 0,034 0,088 68 64,5 131 132 — 1,22 1.15 300 300 —
— — — 58 64 118 129 — 0,98 1,1 375 375 —
0,136 0,166 — 123 209 370* 1,25 750 —
0,29— 0,38 0,42— 0,55 — 75 145 — 1,05* 250- —
0,22 0,27 — 226 430 — 1.0 333 0,12
0,167 0,20 — 79 160 — 1,04 150 —
15
2. ВИДЫ ПОВРЕЖДЕНИЙ И НЕНОРМАЛЬНЫХ
РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГЕНЕРАТОРОВ И ТРЕБОВАНИЯ
К ЗАЩИТЕ ГЕНЕРАТОРОВ
а) Повреждения в обмотке статора. Многофаз-
ные к. з. представляют для генератора наибольшую
опасность, так как сопровождаются большими токами,
в несколько раз превышающими номинальный ток гене-
ратора. Трехфазное или двухфазное к. з. в обмотке ста-
тора (рис. 2,а, б) происходит в результате повреждения
Рис. 2. Повреждения обмоток статора гене-
ратора.
а — трехфазное к. з.; б — двухфазное к. з.; в —
однофазное замыкание на землю (на корпус);
г — то же на нулевой провод; д — двойное замы-
кание на землю в разных точках сети; е — вит-
ковое замыкание в одной фазе.
изоляции. При этом возникает электрическая дуга, кото-
рая производит дальнейшее разрушение изоляции обмот-
ки, а также оплавление стали статора. Выплавление
значительного количества металла может надолго вы-
вести генератор из строя.
Поэтому основным требованием к защите генератора
от многофазных повреждений в обмотке статора являет-
ся быстродействие. Для защиты от многофазных по-
вреждений применяются продольная дифференциальная
16
защита (при /->г> 1 Мет) и токовая отсечка (при
рг<1 Мет). Время действия этих защит менее 0,1 сек.
У одиночно работающих генераторов мощностью до
1 Мет многофазные к. з. сопровождаются значительно
меньшими токали, обусловленными только э. д. с. само-
го генератора. Для таких машин защита выполняется
с некоторой выдержкой времени (максимальная токовая
защита).
Однофазные замыкания на землю (на корпус)
у генераторов, работающих на сеть с изолированной или
компенсированной нейтралью (3—10 кв), сопровожда-
ются сравнительно небольшими токами (рис. 2,в). Эти
токи обусловлены емкостью сети генераторного напря-
жения и не должны превышать 20 а при 10 кв и 30 а
при 6 «в [Л. 1]. Однако установлено, что при токах, начи-
ная сбои выше, в месте замыкания на корпус может
длительно поддерживаться электрическая дуга, оплав-
ляющая активную сталь статора. Поэтому на станциях, г
где токи замыкания на землю больше 5 а, необходимо* .
выполнять специальную защиту генератора, действую-!
щую на отключение. При токах меньше 5 а защиту осу!
ществляют с действием на сигнал. f -
На генераторах напряжением до 690 в, работающих -
с заземленной нулевой точйой, однофазные к. з. в обмот|
ке статора (рис. 2,г) сопровождаются большими токами! !-
В ряде случаев эти токи обеспечивают надежное дейстД
вие защиты генераторов от многофазных повреждений. \
Если же защита от многофазных повреждений оказыва- \
ется недостаточно чувствительной к однофазным к. з., то
на таких генераторах выполняют специальную защиту
нулевой последовательности — максимальную токовую
или дифференциальную.
Двойные замыкания на землю (рис. 2,д)
могут сопровождаться значительными токами и пред-
ставляют для генераторов такую же опасность, как и
многофазные к. з. Двойному замыканию на землю, как
правило, предшествует появление однофазного замыка-
ния в сети генераторного напряжения, при котором, как
известно, напряжение на неповрежденных фазах возра-
стает в УЗ раз. Повышение напряжения увеличивает ве-
роятность пробоя изоляции на неповрежденных элемен-
тах этой сети, в этом числе и в генераторе.
На генераторах мощностью 1 Мет и выше для защи-
ты от двойных замыканий на землю применяются быст-
2—1333
Рис. 3. Замыкание
на землю в двух
точках цепи воз-
буждения генера-
тора.
В — возбудитель;
ОВГ — обмотка воз-
буждения генерато-
ра: ОВВ — обмотка
возбуждения возбу-
дителя В; ШР — ре-
гулировочные (шун-
товой) реостат.
ляции обмотки
родействующие защиты — продольная дифференциаль-
ная в трехфазном исполнении или специальная токовая
защита нулевой последовательности без выдержки вре-
мени.
Для генераторов мощностью менее 1 Мет считается
допустимым отключение генератора при двойном замы-
кании на землю с некоторой .выдержкой времени (ма-
ксимальной токовой защитой генератора или защитой
отходящей линии, рис. 2,д).
Замыкание между витками одной фазы об-
мотки статора (рис. 2,е) является сравнительно редким
видом повреждения. Защита от замыканий между вит-
ками одной фазы в отечественной практике выполняется
только для генераторов с выведенными параллельными
ветвями обмотки статора (так называемая поперечная
дифференциальная защита), т. е. для генераторов мощ-
ностью, как правило, 50 Мет и более {Л. 10].
б) Повреждения в обмотке ротора
(обмотке возбуждения). Замыкание
на землю (тело ротора) в од-
ной точке цепи возбуждения (точ-
ка Ki на рис. 3) не представляет непо-
средственной опасности для генерато-
ра, так как ток через место замыкания
не проходит и параметры возбуждения
сохраняются без изменений. Генератор
с таким повреждением может работать
длительное время. Опасность этого ре-
жима заключается в том, что в любой
момент может возникнуть замыкание
на землю во второй точке цепи воз-
буждения (точка Кг на рис. 3).
Замыкание на землю в двух
точках цепи возбуждения является
серьезным повреждением, так как при
этом через обмотку возбуждения про-
ходит ток к. з., который может вы-
звать большие повреждения изо-
и стали ротора. Кроме того, при этом
виде повреждения возникает сильная вибрация маши-
ны из-за нарушения симметрии магнитного потока. Осо-
бенно сильная вибрация возникает у синхронных машин
с выступающими полюсами (гидрогенераторы, синхрон-
ные компенсаторы). Поэтому эти машины должны вы-
18
водиться в ремонт сразу же после возникновения замы-
кания на землю в одной точке цепи возбуждения. Для
выявления такого повреждения применяется специаль-
ная защита, действующая на сигнал или отключение.
Турбогенераторы малой и средней мощности при не-
обходимости могут работать с замыканием на землю
в одной точке, но при условии, что на них установлена
специальная защита от второго замыкания на землю
в обмотке возбуждения с действием на сигнал или от-
ключение. Последнее относится к турбогенераторам
с наборными зубцами роторов, проволочными бандажа-
ми, повышенной вибрацией, а также к генераторам
большой мощности с непосредственным охлаждением
проводников обмоток ротора.
в) Ненормальные режимы. Перегрузка статора
генератора может возникнуть в результате аварийного
отключения параллельно работающих генерирующих
источников, при самозапуске или пуске двигателей на-
грузки, из-за работы форсировки возбуждения (УБВ)
при понижении напряжения. Такая перегрузка является
симметричным режимом.
Длительное прохождение токов больше номинально-
го приводит к перегреву и разрушению изоляции обмот-
ки статора. Допустимое время t работы генератора
с перегрузкой определяется по формуле
t=^-1,ceK, (16)
где k— кратность тока перегрузки по отношению к номи-
нальному току генератора (/перДглюм).
При небольшой перегрузке допустимое время t до-
статочно велико и поэтому защита от перегрузки выпол-
няется с действием на сигнал. Получив сигнал, дежур-
ный персонал принимает меры к устранению перегрузки
генератора. На гидростанциях без постоянного дежур-
ства эта защита может действовать на разгрузку или
на отключение генератора.
Сверхтоки при внешних к. з. оказывают
еще более опасное воздействие на изоляцию обмотки
статора, чем токи перегрузки. Длительное прохождение
сверхтоков может возникнуть при отказе защиты или
выключателя поврежденного элемента смежной сети или
при к. з. на шинах генераторного напряжения. Эти токи
могут в несколько раз превышать номинальный ток ге-
нератора (особенно прй работе УБВ), и, следовательно,
2* 19
допустимое время их прохождения по выражению (16)
может измеряться секундами. Поэтому защиту генера-
торов от внешних к. з. всегда выполняют с действием
на отключение генератора.
При наличии на станции двух систем шин или двух
секций шин генераторного напряжения (рис. 4) макси-
Рис. 4. Направления действия максималь-
ной защиты от внешних коротких замыка-
ний генератора.
мальная токовая защита от внешних к. з. Т выполняется
двухступенчатой. С меньшей выдержкой времени Bj за-
щита действует на отключение секционного выключателя
СВ, а с большей В2 — на отключение выключателя В и
АГП генератора. Такое действие защиты обеспечивает
сохранение питания электроприемников, подключенных
к 'неповрежденной секции (системе) шин.
По вышение напряжения на выводах обмотки
статора генератора возникает при внезапном отключе-
нии (сбросе) нагрузки и может привести к пробою изо-
ляции и к. з. в генераторе. Наиболее значительные повы-
шения напряжения могут быть у гидрогенераторов. Это
объясняется тем, что регуляторы частоты гидротурбин
действуют медленно и частота вращения гидротурбин
после сброса нагрузки может значительно (на 40—
50%) возрасти по сравнению с номинальной. Поэтому
на гидрогенераторах устанавливают специальную защи-
ту от повышения напряжения с действием на отключе-
ние.
У турбогенераторов увеличение частоты вращения
предотвращается регулятором, а в случае увеличения
20
частоты вращения свыше 110% номинальной действует
автомат безопасности, прекоащающий доступ пара
в турбину. На турбогенераторах защита от повышения
напряжения не устанавливается.
Асинхронный режим, т. е. работа синхронного
генератора без возбуждения, также является ненормаль-
ным режимом. При работе в асинхронном режиме уве-
личивается частота вращения генератора и возникает
пульсация тока статора. Генератор при этом потребляет
из сети реактивную мощность, что может сопровождать-
ся значительным понижением напряжения в сети.
Большинство турбогенераторов может работать
в асинхронном режиме до 30 мин с пониженной актив-
ной нагрузкой, величина которой определяется испыта-
ниями. Исключение составляют турбогенераторы, имею-
щие ослабленную конструкцию (наборный ротор, ротор
с проволочными бандажами). Для таких генераторов
в схеме защиты предусматривается специальная блоки-
ровка, отключающая выключатель генератора при от-
ключении автомата гашения поля (АГП).
При потере возбуждения у относительно крупного
турбогенератора в системе может образоваться дефицит
реактивной мощности и произойти нарушение устойчи-
вости параллельной работы генераторов. В этих случа-
ях также должно предусматриваться автоматическое от-
ключение выключателя генератора при отключении его
АГП.
Асинхронный режим не допускается и для гидроге-
нераторов, так как сопровождается значительным пони-
жением напряжения и большими колебаниями тока ста-
тора.
г) Требования к релейной защите генераторов. За-
щита должна отключать генератор только при тех по-
вреждениях и ненормальных режимах, которые пред-
ставляют действительную опасность для генератора, т. е.
должна быть селективной (избирательной).
Защита генераторов от внутренних повреждений
должна быть быстродействующей для того, чтобы
уменьшить размеры повреждения машины и не допу-
стить нарушения устойчивости параллельной работы
остальных генераторов станции и системы. Защита ге-
нераторов должна иметь достаточную чувствительность
ко всем видам повреждений в генераторе, а также
к коротким замыканиям на смежных элементах. По-
21
следнее необходимо для осуществления резервирования
защит и выключателей этих элементов в случаях их без-
действия. Защита генераторов должна обладать высокой
надежностью.
Особое требование к защите генераторов заключает-
ся в том, что защита должна воздействовать не только
на выключатель, но и на
специальное устройство
для гашения магнитного
поля генератора (АГП).
Г ашение магнитного
поля осуществляется на
всех генераторах высоко-
го напряжения с целью:
а) прекращения тока
к. з., посылаемого самим
генератором при повреж-
дении на его выводах или
в обмотке статора;
б) снижения напряже-
ния на выводах гене-
ратора после автомати-
ческого отключения его
выключателя (сброс на-
грузки) .
должно быть быстродейст-
Рис. S. Принципиальные схемы
устройств АГП для генераторов
малой мощности.
БХВ (К) — блок-контакт выключателя,
автомата или контакт контактора К.
действующего от защиты.
Гашение магнитного поля
вующим и производиться автоматически одновременна
с отключением выключателя генератора. Только для ге-
нераторов мощностью 1 Мет и менее допускается осуще-
ствлять АГП при .помощи блок-контактов на выключате-
ле (автомате), которые замыкаются после отключения
выключателя. Для генераторов такой мощности устрой-
ство АГП допускается осуществлять упрощенно — путем
введения гасительного сопротивления ДГЕ в цепь обмотки
возбуждения возбудителя ОВВ (рис. 5,а). Гасительное
сопротивление Дг.в должно быть в 10 раз больше
сопротивления шунтовой обмотки возбудителя ОВВ
в горячем состоянии. При введении такого сопротивле-
ния э. д. с. возбудителя быстро снижается. Однако га-
шение поля генератора при такой схеме может длиться
десятки секунд.
Для ускорения процесса гашения поля на генерато-
рах мощностью 1—6 Мет АГП осуществляется одновре-
менным введением гасительных сопротивлений как в об-
22
мо1ку возбуждения возбудителя ОВВ, так и в обмотку
возбуждения генератора ОВГ (рис. 5,6). Гасительное
сопротивление 7?г.г должно быть в 4—5 раз больше со-
противления обмотки возбуждения генератора в горячем
состоянии. Процесс гашения поля при этой схеме длится
6—8 сек.
На генераторах большей мощности АГП осуществля-
ется специальными аппаратами с гашением дуги в дуго-
гасительной решетке или при помощи переключения об-
мотки возбуждения генератора на гасительное сопротив-
ление [Л. 1, 11]. В ряде случаев защита генераторов дол-
жна дополнительно действовать на противопожарное
устройство, на устройства автоматического останова
агрегата, развозбуждения.
3. ЗАЩИТА ГЕНЕРАТОРОВ НАПРЯЖЕНИЕМ 3—6 кв
МОЩНОСТЬЮ ДО 30 Мет
Типы защитных устройств. На генераторах высокого
напряжения мощностью от 1 до 30 Мет предусматрива-
ются защиты от следующих видов повреждений и не-
нормальных режимов [Л. 1]:
а) «от многофазных замыканий в обмотке статора;
б) от однофазных замыканий на землю (корпус)
в обмотке статора;
в) от сверхтоков в обмотке статора, обусловленных
внешними к. з.;
г) от токов в обмотке статора, обусловленных сим-
метричной перегрузкой;
д) от появления второго замыкания на корпус в це-
пи возбуждения турбогенераторов;
е) от замыканий на землю в одной точке цепи воз-
буждения (для гидрогенераторов);
ж) от повышения напряжения на зажимах гидроге-
нератора при внезапных сбросах нагрузки.
Защиты от многофазных замыканий и замыканий на
землю в обмотке статора, а также защиты от внешних
к. з. и от повышения напряжения действуют на отклю-
чение выключателя и АГП генератора. На гидрогенера-
торах защиты от многофазных замыканий и замыканий
на землю в обмотке статора должны также действовать
на останов агрегата и вводить в действие противопожар-
ное устройство. Допускается производить остановку гид-
роагрегатов и при действии защит от внешних к. з.,
23
01 замыкания на землю в одной точке цепи возбуждения
и от повышения напряжения.
Защиты от симметричных перегрузок на электро-
станциях с обслуживающим персоналом должны дей-
ствовать на сигнал. На гидроэлектростанциях без по-
стоянного дежурства персонала эти защиты должны
также действовать на разгрузку и, если последняя не-
эффективна, на отключение выключателя и АГП гене-
ратора, а также при необходимости на остановку гид-
роагрегата.
Для генераторов мощностью 1 Мет и менее преду-
сматриваются в основном те же устройства релейной
защиты: от многофазных замыканий и однофазных
замыканий на землю в обмотке статора, от внеш-
них к. з. и симметричной перегрузки, а также от повы-
шения напряжения (для гидрогенераторов). Однако
выполняются эти защиты по упрощенным схемам с ми-
нимальным количеством релейной аппаратуры.
Защита от многофазных замыканий в обмотке стато-
ра. Для защиты генераторов от многофазных замыка-
ний в обмотке статора применяются следующие типы
релейных защит:
1) продольная дифференциальная токовая загцита —
на генераторах мощностью свыше 1 Мет, у которых
имеются выводы отдельных фаз со стороны нейтрали;
2) токовая отсечка без выдержки времени — на гене-
раторах мощностью менее 1 Мет, работающих парал-
лельно с другими генерирующими источниками, а так-
же на генераторах большей мощности, не имеющих вы-
водов отдельных фаз со стороны нейтрали статора.
В некоторых случаях для защиты одиночно работаю-
щего генератора от многофазных замыканий в обмотке
статора допускается использовать его защиту от внеш-
них к. з.: максимальную токовую защиту со стороны
нулевых выводов генератора, а в случае их отсутствия —
защиту минимального напряжения (без токовых реле).
Продольная дифференциальная защита
генераторов основана на принципе сравнения величины
и фазы токов в начале и в конце защищаемого элемен-
та. Для выполнения защиты на выводах генератора со
стороны шин и со стороны нулевой точки устанавли-
ваются трансформаторы тока с одинаковыми коэффи-
циентами трансформации и одного класса точности
(рис. 6). В нормальном режиме и при внешних (сквоз-
24
Рис. 6. Принцип действия продольной дифференциаль-
ной защиты генератора.
ных) коротких замыканиях (рис. 6, а) через трансфор-
маторы тока Т7\ и ТТи проходит один и тот же первич-
ный ток Л и в соединительных проводах защиты цирку-
лируют одинаковые по величине, но противоположные
по фазе вторичные токи и Iza. Ток в реле защиты
равен:
/р=/21—/гп=/нб (17)
и называется током небаланса. В нормальном рабочем
режиме ток /Нб обычно очень мал (не превышает 100 ма),
вследствие чего защита не срабатывает.
При к. з. в генераторе (рис. 6, б) токи /2iK.3 и /2цк.з
складываются и вызывают срабатывание реле диффе-
ренциальной защиты
/ —f Д- т
*р.к.э у21к.з J 2Пк.з С-Р"
(18)
Даже при повреждении одиночно работающего гене-
ратора /р.к.з=^21к.з>/с.р, что обеспечивает надежную ра-
боту дифференциальной защиты и в этом случае.
Ток небаланса /„с. весьма незначительный в нормаль-
ном режиме, во много раз возрастает при внешнем к. з.,
особенно при к. з. на шинах генераторного напряжения.
Это объясняется тем, что при токах к. з.
25
наиболее резко проявляется различие между намагничи-
вающими токами трансформаторов тока ТТг и 7Тп,
в силу чего эти трансформаторы тока работают с раз-
личными погрешностями. По этой причине вторичные
токи в плечах защиты /21к.з и 72пк.з могут существенно
отличаться друг от друга, а в реле защиты — проходить
значительный по величине ток небаланса
Для предотвращения неправильного срабатывания
продольной дифференциальной защиты при внешних
к. з. ток срабатывания защиты должен выбираться по
условию отстройки от наибольшего возможного расчет-
ного тока небаланса
^с.з ^^н^вб-расч, (19)
где k„ — коэффициент надежности, равный 1,3; /нб.расч—
расчетный ток небаланса, определяемый по выражению
Л:б .расч—^апер^одн^г/и.з.макс, (20)
где А'апер—коэффициент, учитывающий переходный про-
цесс (наличие апериодической составляющей тока к. з.)
и принимаемый равным 1—1,2 при выполнении защиты
с реле серии РНТ-560 и 1,5—2,0 при выполнении защи-
ты с токовыми реле ЭТ-520, РТ-40 или с реле прямого
действия типа РТМ; £одн—коэффициент однотипности
трансформаторов тока, принимаемый равным 0,5 (при
однотипных трансформаторах тока Т7\ и Г7п); fi — от-
носительная погрешность трансформаторов тока, прини-
маемая равной 0,1, так как трансформаторы тока и их
вторичная нагрузка подбираются таким образом, чтобы
погрешность не превышала 10% [Л. 1]; /к.з.макс— перио-
дическая составляющая тока (при #=0), проходящего
через трансформаторы тока защиты при внешнем трех-
фазном металлическом к. з. на выводах генератора,
определяется по выражению (6).
Для уменьшения небаланса следует подбирать транс-
форматоры тока Т7\ и ТТп (рис. 6) с одинаковыми ха-
рактеристиками намагничивания, а также выравнивать
сопротивления плеч дифференциальной защиты подбо-
ром соответствующих сечений жил кабелей. Для от-
стройки от переходных значений токов небаланса в схе-
мах дифференциальных защит применяются:
а) добавочные активные сопротивления порядка
5 ом, включаемые последовательно с реле, в тех случа-
26
ях когда для дифференциальной защиты используются
токовые реле типа РТ-40 (ЭТ-520); эти сопротивления
ограничивают величину и ускоряют процесс затухания
апериодической составляющей тока небаланса при внеш-
них к. з.;
б) специальные реле для дифференциальных защит
серии РНТ-560 (или ранее выпускавшиеся реле ЭТ-561
с ВТН-561), которые нечувствительны к токам небалан-
са, обусловленным апериодической составляющей тока
к/з.; этим и объясняются различные значения коэффи-
циента Аапер в выражении (20) для разных типов реле.
Для продольной дифференциальной защиты генера-
торов малой и средней мощности рекомендуется (а для
генераторов большой мощности — обязательно) приме-
нение дифференциальных токовых реле серии РНТ-560,
которые обеспечивают большую чувствительность и на-
дежность защиты, чем токовые реле РТ-40 с добавочны-
ми сопротивлениями, хотя и стоят дороже.
Применение для продольной дифференциальной за-
щиты генераторов (а также крупных двигателей) токо-
вых реле РТ-40 (ЭТ-520) с добавочными сопротивлени-
ями допустимо только в тех случаях, когда расчетные
проверки показывают, что при к. з. в генераторе обес-
печиваются необходимый коэффициент чувствительности
по выражению (22) и надежная (без вибрации) работа
токовых реле защиты. Необходимость проверки надеж-
ной работы токовых реле РТ-40 (ЭТ-520) для такой
схемы (рис. 7, а) вызывается тем, что при к. з. в генера-
торе ток повреждения проходит через реле и через до-
бавочное сопротивление (5 ом). Это резко увеличивает
вторичную нагрузку трансформаторов тока и, следова-
тельно, приводит к значительному возрастанию их по-
грешностей. Известно, что при больших погрешностях
(40% и более) форма кривой вторичного тока транс-
форматоров тока существенно отличается от синусои-
дальной, и это может вызвать неустранимую вибрацию
контактов токовых реле серий РТ-40 и ЭТ-520, при ко-
торой не обеспечивается их надежное замыкание [Л. 24].
Практический способ проверки надежной работы токо-
вых реле при больших погрешностях трансформаторов
тока рассмотрен в Приложении. При выполнении про-
дольной дифференциальной защиты с реле серии РНТ
расчетная проверка надежности их срабатывания при
к. з. в генераторе не требуется.
27
Для повышения чувствительности продольную диф-
ференциальную защиту мощных генераторов разрешает-
ся выполнять с током срабатывания меньше номиналь-
ного рабочего тока генератора. Для турбогенераторов
мощностью менее 100 Мет и гидрогенераторов мощно-
стью менее 5 Мет ток срабатывания дифференциальной
защиты рекомендуется отстраивать от номинального то-
ка генератора
^С.З^(1>3 1,4)/г.ном- (21)
28
Этим предотвращается возможность неправильного
действия защиты при обрыве соединительных проводов
или повреждении одного из трансформаторов тока, но
чувствительность защшы снижается.
Продольная дифференциальная защита должна обес-
печивать высокий коэффициент чувствительности при
к. з. на выводах генератора
(22)
'с.»
где /к^.мин — периодическая составляющая тока к. з.
(для /=0) при металлическом двухфазном к. з. на вы-
водах генератора.
Проверка чувствительности производится для двух
возможных случаев:
1) при повреждении одиночно работающего генера-
тора ток к месту двухфазного к. з. подходит только от
генератора и определяется по (9); в этом случае тре-
бование чувствительности дифференциальной защиты
всегда выполняется;
2) при повреждении генератора, включаемого в сеть
методом самосинхронизации, ток к месту к. з. приходит
Рис. 7. Схемы продольной дифференциальной защиты
генератора.
с — в двухфазном исполнении с реле типа PT 40 и добавочными
сопротивлениями /?; б — в трехфазном исполнении с реле типа
НН1; в — специальная схема с током срабатывания меньше но-
минального.
29
только из сети; при маломощной энергосистеме или на
удаленных от системы электростанциях ток к. з. и, сле-
довательно, коэффициент чувствительности могут ока-
заться значительно меньше, чем в первом случае.
Схемы выполнения дифференциальной защиты приве-
дены на рис. 7. Двухфазная двухрелейная схема
(рис. 7, а) не реагирует на двойные замыкания на зем-
лю, если одно из замыканий произошло в генераторе
на той фазе, где нет трансформатора тока (обычно фа-
за В). Поэтому эта схема применяется только на тех
генераторах, которые имеют мгновенную защиту от
двойных замыканий на землю. Кроме того, применение
этой схемы допустимо лишь при условии обеспечения
достаточной чувствительности защиты и надежного (без
вибрации) замыкания контактов реле РТ-40 при к. з.
в генераторе, о чем говорилось выше.
Трехфазная трехрелейная схема продольной диффе-
ренциальной защиты (рис. 7, б) является наиболее на-
дежной, так как реагирует на все виды к. з. При много-
фазных к. з. в генераторе одновременно срабатывают
три или два реле. Применение специальных реле серии
РНТ обеспечивает надежную работу защиты при повре-
ждениях в генераторе с большими токами к. з.
Реле Тс, включенное в нулевой провод защиты,
контролирует исправность соединительных проводов.
Ток срабатывания этого реле устанавливается (0,2-—
0,3) /г.ном-
Для предотвращения срабатывания продольной диф-
ференциальной защиты с током срабатывания меньше но-
минального при обрыве соединительных проводов приме-
няют специальную схему включения реле РНТ-560,
предложенную В. А. Семеновым [Л. 13]. Особенно-
стью этой схемы является высокая чувствительность за-
щиты при междуфазных к. з. в статоре генератора
(/с.э~0,55 /г.ном) и пониженная в 2 раза чувствитель-
ность при обрыве одного из соединительных проводов.
Это достигается дополнительным включением в нулевой
провод дифференциальной защиты уравнительных обмо-
ток дифференциальных реле серии РНТ-560 (рис. 7, в).
При обрыве провода, например фазы А, по рабочей
(юраб) и нулевой (юс) омоткам реле (/ и 2) этой фазы
проходит вторичный ток нагрузки генератора /г.нОм, соз-
давая встречно направленные н. с. /гдюмСОраб и /г.ном<оо;
б)раб = 2б)0.
30
Числа витков подобраны таким образом, что резуль-
тирующая н. с. оказывается недостаточной для сраба-
тывания этого реле. Намагничивающая сила, создавае-
мая нулевыми обмотками двух других реле, также не-
достаточна для их срабатывания, и защита бездейст-
вует.
В случаях междуфазных к. з. в статоре генератора
ток в нулевом проводе защиты практически отсутствует
и следовательно, в реле отсутствуют н. с., создаваемые
нулевыми обмотками реле. При этом для срабатывания
реле требуется в 2 раза меньший ток, чем при обрыве
соединительных проводов, т. е. обеспечивается высокая
чувствительность защиты.
Недостатком схемы на рис. 7, в является снижение
ее чувствительности при двойных замыканиях на землю
(рис. 2, д) в 2 раза по сравнению с чувствительностью
к междуфазным к. з. Для генераторов, оборудованных
специальной быстродействующей защитой от двойных
замыканий на землю, этот недостаток не является суще-
ственным.
Многолетний опыт эксплуатации дифференциальных
защит генераторов показывает, что из схем, приведен-
ных на рис. 7, наиболее простой и надежной является
схема на рис. 7, б, которая рекомендуется сейчас к при-
менению, причем без отстройки от номинального тока
генератора по условию (21), т. е. с током срабатывания,
выбранным только по условию (19) [Л. 12]. Это обеспе-
чивает высокую чувствительность дифференциальной за-
щиты генератора.
Токовая осечка, применяемая как быстродейст-
- вующая защита от многофазных к. з. в обмотке статора,
выполняется с помощью одного, двух или трех токовых
реле, включенных на два или три трансформатора тока
со стороны выводов генератора, обращенных к шинам
(рис. 8). Отсечка действует за счет тока, приходящего
от параллельно работающих генерирующих источников
при к. з. в защищаемом генераторе.
Токовая отсечка на рис. 8, а выполнена с помощью
одного реле прямого действия РТМ, включенного на
разность токов двух фаз Л и С (с целью сокращения
количества реле). Такая схема применяется на генера-
торах с малоответственной нагрузкой.
Токовая отсечка на рис. 8, б выполнена по схеме не-
полной звезды с двумя токовыми реле косвенного дей-
31
Рис. 8. Схемы максимальной токовой отсечки ге-
нератора.
а — в двухфазном однорелейном исполнении с реле пря-
мого действия тина РТМ; б — в двухфазном двухрелей-
ном исполнении с реле типа РТ-80 или РТ-40.
ствпя типа РТ-80 (реже применяется РТ-40). Обе схемы
не реагируют на двойные замыкания па землю (рис. 2,5),
когда одпо из мест замыканий находится в генераторе
на фазе В, не имеющей трансформатора тока. Поэтому
двухфазное исполнение отсечки допускается только для
генераторов, оборудованных специальной защитой от
двойных замыканий на землю, а также для генераторов
мощностью менее 1 Мет. В последнем случае двойное
замыкание на землю будет отключаться защитой линии
3—10 кв, на которой произошло замыкание фазы А
или С.
По условию селективности ток срабатывания отсеч-
ки должен быть выбран больше:
1) максимального тока генератора при внешнем к. з.
Л.з > (23)
где /гн—коэффициент надежности, учитывающий ошиб-
ку реле, влияние апериодической составляющей тока
к. з. и необходимый запас; принимается равным 1,6—
1,8 при выполнении отсечки с реле типа ТР-80 или типа
РТМ и 1,3—1,4 при выполнении с реле типа ТР-40 или
ЭТ-520; /(3)к.з.макс — периодическая составляющая тока
(при /=0), проходящего через защиту при внешнем
трехфазном металлическом к. з. на шинах генераторно-
го напряжения, определяется по (6);
32
2) возможного тока качаний, обусловленного нару-
шением устойчивости работы генераторов:
/с.а5&^н/кач, (24)
1'де йи= 1»2-^-1,3; /ьт—ток качаний, определение кото-
рого дано в Приложении.
Чувствительность отсечки определяется по металли-
ческому к. з. между двумя фазами на выводах защищае-
мого генератора в режиме его параллельной работы
с другими генераторами или системой. При этом систе-
ма учитывается в минимальном режиме и число парал-
лельно работающих генераторов также берется мини-
мальным. Коэффициент чувствительности отсечки дол-
жен быть:
р.мин 2
Л).р
(25)
где /р.мин—периодическая составляющая расчетного
тока к. з. в реле защиты; /с.р— ток срабатывания реле.
Следует напомнить, что ток срабатывания реле для схемы
включения реле на разность токов двух фаз (рис. 8,а) определяется
по выражению
/ Л(3)
г /с.зксх
ср /?-
/'
(26)
где пт — коэффициент трансформации трансформаторов тока; —
коэффициент схемы при симметричном режиме.
Чувствительность для такой схемы защиты определяется по
двухфазному к. з. между фазами А и В или В и С, когда реле
обтекается током только одной фазы и = 1
(27)
» __ 1 К.8.МЯН
/р.мии — Пх
Чувствительность защиты, выполненной по рис. 8,о, в /3 раз
меньше, чем у защиты по рис. 8,6, для которой коэффициент схемы
всегда равен 1.
При недостаточной чувствительности отсечки, выпол-
ненной по рис. 8,6 (/гч<2), следует рассмотреть вопрос
Р применении продольной дифференциальной защиты
(•'! 1].
Защита от однофазных замыканий на землю в об-
мотке статора. Защита выполняется с помощью чувст-
вительного токового реле, включенного на трансформа-
3~1333 33
тор тока нулевой последовательности (ТНП). В зави-
симости от исполнения выводов генератора применяют-
ся ТНП кабельного или шинного типа (ТНПШ).
Для генераторов мощностью 1 Мет и менее исполь-
зуется обычный кабельный трансформатор тока нулевой
Рис. 9. Схема защиты
генератора от одно-
фазных замыканий на
землю без выдержки
времени.
последовательности (типов ТЗЛ, ТЗ,
ТФ, ТНП-1) и одно токовое реле
типа ЭТД-551/60 (рис. 9). Защита
действует на отключение генерато-
ра, причем, как правило, без вы-
держки времени. В нормальном ре-
жиме и при междуфазных к. з. сум-
ма токов, проходящих по всем фа-
зам, равна нулю. При этом магнит-
ный поток в сердечнике трансфор-
матора нулевой последовательности
также равен нулю и ток в реле То
отсутствует. При однофазном замы-
канип на землю в генераторе емко-
стный ток сети проходит только по
одной из фаз кабеля, вызывая ток
в реле То.
Величина емкостного тока се-
ти при однофазном замыкании
на землю определяется емкостью сети, которая в ос-
новном зависит от суммарной длины кабельных
линий. Для грубо ориентировочных подсчетов можно
принимать, что 1 км кабеля в сети напряжением 6,3 кв
при замыкании на землю одной фазы обусловливает ем-
костный ток, равный примерно 0,6 а, а 1 км кабеля при
напряжении 10,5 кв — 0,8 а. Тогда для электрически
связанной кабельной сети 6 кв общим протяжением, на-
пример, 20 км емкостный ток будет равен примерно
12 а. Однако надо помнить, что емкостные токи свыше
30 а для кабельных сетей 6 кв и свыше 20 а для сетей
10 кв не допускаются в соответствии с Правилами тех-
нической эксплуатации электростанций и сетей. При пре-
вышении этих значений в сети устанавливаются специ-
альные компенсирующие устройства, благодаря кото-
рым токи замыкания на землю снижаются примерно до
нуля. Защита, выполненная с кабельным трансформато-
ром тока нулевой последовательности (рис. 9), может
работать при токах замыкания на землю не менее 4—5 а
(первичных).
34
На генераторах мощностью более 1 Мет защита от
замыканий на землю выполняется со специальными
трансформаторами тока нулевой последовательности
с подмагничиванием (ТНП и ТНПШ). Трансформатор
тока ТНП состоит из двух прямоугольных сердечников,
набранных из листов стали (рис. 10). На сердечниках
К шин ан
к генератору
Рис. 10. Схема включения обмоток трансформатора тока
ТНП с подмагничиванием.
расположены вторичная (релейная) обмотка и обмотка
подмагничивания. Подмагничивание стали ТНП от по-
стороннего источника (обычно от трансформатора на-
пряжения генератора) увеличивает мощность, отдавае-
мую трансформатором тока в 10—15 раз, и тем самым
повышает чувствительность защиты. При таком выпол-
нении защита может реагировать на токи замыкания на
землю начиная с 2 а (первичных).
Для правильной работы защиты с ТНП и ТНПШ
необходимо тщательно выполнять указания по их мон-
тажу и эксплуатации [Л. 13J.
Схемы защит от замыканий на землю с применением
ГНП и ТНШП с подмагничиванием приведены на
Рис. П. На рис. 11,а показана схема защиты для гене-
ратора с кабельными выводами. Реле тока Ли реле
времени В осуществляют защиту от однофазных замы-
3* 35
Рис. 11. Схемы защиты генератора от замыканий на
землю.
каннй, реле тока Г2 — мгновенную защиту от двойных
замыканий на землю.
На рис. 11,6 показана схема защиты для генератора
с шинными выводами. В отличие от предыдущей схемы
здесь имеется автоматический вывод (блокировка) за-
щиты от однофазных замыканий на землю (реле 7\)
при действии максимальной токовой защиты от внеш-
них многофазных замыканий (реле П2). Необходимость
блокировки объясняется тем, что при многофазных за-
мыканиях во внешней сети во вторичной обмотке THHUI
возрастают токи небаланса, обусловленные несиммет-
рией расположения первичных токопроводов ТНПШ.
Это может привести к неселективному отключению гене-
ратора защитой с ТНПШ при междуфазных к. з. в сети,
поскольку время действия этой защиты (1—2 сек), как
правило, меньше времени действия максимальных токо-
вых защит элементов внешней сети.
В схемах этих защит предусматривается вольтметр
V с кнопкой К, подключаемый к специальной обмотке
трансформатора напряжения, соединенной по схеме
фильтра напряжения пулевой последовательности. По
показаниям вольтметра можно приблизительно опредс
лить, в какой части обмотки статора произошло замыка
36
е на землю. Чем дальше место замыкания от нулевой
точки генератора, тем выше показания прибора. Вольт-
метр позволяет также убедиться в отсутствии замыка-
ния в генераторе перед его включением в сеть.
По аналогичной схеме выполняется сигнализация
замыканий на землю на тех электростанциях, где емко-
стный ток сети меньше 5 а. К специальной обмотке шин-
ного трансформатора напряжения (обычно типа НТМИ)
подключается реле максимального напряжения, дейст-
вующее на сигнал. При получении сигнала дежурный
поочередно отключает все присоединения. В момент
отключения поврежденного элемента сигнал исчезает.
На электростанциях с большим числом отходящих ка-
бельных линий 3—10 кв выполняется более совершенная
сигнализация, позволяющая определить поврежденный
элемент без отключений (Л. 12, 13].
Рис. 12. Случаи замыканий на землю
в сети генераторного напряжения.
а — внешнее замыкание; б — замыкание на землю
в защищаемой зоне (в генераторе); /Сг — соб-
ственный емкостный ток генератора; ] & — сум-
марный емкостный ток сети; /С1, /Сц— емкост-
ные токи кабельных линий.
Защита от замыканий на землю с ТПП и ТНПШ
является ненаправленной защитой. Ток в реле То про-
ходит как при однофазном замыкании в генераторе, так
и при замыкании во внешней сети (рис. 12). При внеш-
нем однофазном замыкании (рис. 12, а) величина тока
37
в реле обусловлена собственным емкостным током гене-
ратора /сг и тем больше, чем выше напряжение и мощ-
ность генератора. Для правильной работы защиты не-
обходимо, чтобы ее ток срабатывания был больше,
чем 1сг.
Ток срабатывания защиты от однофазных замыка-
ний на землю, выполненной по схемам на рис. 11, вы-
бирается по следующим условиям:
1) первичный ток срабатывания не должен превы-
шать 5 а для предотвращения повреждения статора
[Л. 1]
/с.з^5 а; (28)
2) первичный ток срабатывания должен быть больше
тока, проходящего через ТНП при внешнем однофазном
замыкании на землю на одной из линий и одновремен-
ном двухфазном к. з. на другой линии, и подсчитывается
по выражению
/с,3 >J-(2/Cr+ 1,5/нб), (29)
где /сг — собственный емкостный ток генератора (15),
kB — коэффициент возврата, равный 0,8 для реле
РТ-40/0,2 и не менее 0,5 (практически 0,7) для реле
ЭТД-551; /нб — приведенный к первичной стороне ТНП
ток небаланса, обусловленный конструктивными особен-
ностями ТНП и ТНПШ с подмагничиванием [Л. 10].-
Для практических расчетов можно принимать: для
ТНП кабельного типа /Нб~1 а (первичный); для ТНПШ
(шинного типа) при наличии блокировки (рис. 11,6)
/нб~1,5 а при параллельном соединении обмоток реле
ЭТД-551/60 [Л. 13].
Одним из путей повышения чувствительности защиты
от однофазных замыканий на землю является примене-
ние токового реле с повышенным коэффициентом воз-
врата (29). Намечается выпуск специального токового
реле для таких защит типа РТЗ-50 с 1Йв~0,93.
Время действия защиты (реле В на рис. 11) выби-
рается равным 1—2 сек.
Для схемы на рис. 9 условие (28) сохраняется,
а условие (29) изменяется:
/с.з= (4—5)/сг.
(30)
38
Это изменение вызвано тем, что защита по схеме на
ис. 9 не имеет выдержки времени и может реагировать
на мгновенные броски собственного емкостного тока ге-
нератора при возникновении однофазного замыкания и
при перемежающихся замыканиях в сети генераторного
напряжения. Броски емкостного тока могут в 4—5 раз
превышать установившееся значение емкостного тока
генератора /сг-
Защита от двойных замыканий на землю (реле Т2 на
рис. И) является обязательной для генераторов, у кото-
рых продольная дифференциальная защита выполнена
в двух фазах (рис. 7,а). Однако опыт эксплуатации
указывает на целесообразность установки этой защиты
и при трехфазном исполнении продольной дифференци-
альной защиты, так как защита от двойных замыканий
весьма проста и наряду с этим обладает в несколько
раз большей чувствительностью, чем продольная диф-
ференциальная защита. Первичный ток срабатывания
защиты от двойных замыканий на землю принимается
около 100 а (без расчета). Реле Т2 устанавливается ти-
па РТ-40/6 или РТ-40/2.
Расчетное определение коэффициентов чувствитель-
ности защит генераторов от замыканий на землю не
производится.
Защита от внешних к. з. Защита генератора от сверх-
токов, вызванных внешними многофазными к. з. может
выполняться с помощью:
а) максимальной токовой защиты — для генераторов
мощностью менее 1 Мет (рис. 13);
б) защиты минимального напряжения — для генера-
торов, не имеющих выводов отдельных фаз со стороны
нейтрали (рис. 15);
в) максимальной токовой защиты с комбинирован-
ным пуском напряжения — для генераторов мощностью
30 Мвт и менее (рис. 16);
г) токовой защиты обратной последовательности —
для генераторов мощностью более 30 Мвт.
Защиты от внешних к. з. всегда выполняются с вы-
держкой времени.
Токовые реле максимальных защит от внешних к. з.,
как правило, должны включаться со стороны нейтрали
генератора (рис. 13, а). В этом случае максимальная
защита резервирует основную — дифференциальную за-
щиту генератора при многофазных к. з. в обмотке ста-
39
Рис. 13. Схемы включения токовых реле максималь-
ной защиты от внешних к. з.
а — включение реле со стороны нейтрали генератора; б —
включение реле со стороны выводов генератора, обращенных
к шинам.
тора. Лишь на генераторах мощностью 1 Мет и менее,
работающих параллельно с другими генерирующими
источниками, допускается включение этой защиты со
стороны выводов генератора, обращенных к шинам.
Защита таких генераторов осуществляется на перемен-
ном оперативном токе с реле прямого действия типа
РТВ или косвенного действия типа РТ-86; в последнем
случае — по схеме с дешунтированием отключающей ка-
тушки выключателя (рис. 13,6). При малоответствепной
нагрузке допускается выполнение защиты с одним токо-
вым реле (типа РТ-80), включенным на разность токов
двух фаз. Но при этом чувствительность защиты сни-
зится в раз.
Ток срабатывания максимальной токовой защиты вы-
бирается по выражению
/с.з>^ /г.ном.- (31)
где /г.ном — номинальный ток защищаемого генератора;
Ав— коэффициент возврата, равный для реле РТВ 0,6—
0,7; для реле РТ-80 — 0,8; Ан — коэффициент надежно-
сти, учитывающий увеличение тока при различных пере-
грузках генератора, а также неточности расчета и па-
стройки реле, выбирается на основании расчетов, нахо-
дится в пределах 1,6—2 [Л. 4].
40
Коэффициент надежности должен выбираться расче-
том таким образом, чтобы максимальная защита не сра-
батывала от токов перегрузки, вызванных отключением
параллельно работающего генерирующего источника или
самозапуском двигателей после отключения к. з. на од-
ном из элементов генераторного напряжения. Расчет
тока самозапуска двигателей, в том числе питающихся
от генератора соизмеримой мощности, приведен в [Л. 4].
Вместе с тем выбранный по выражению (31) ток сра-
батывания должен обеспечить коэффициент чувствитель-
ности защиты не менее 1,2 при повреждении на выводах
одиночно работающего генератора за счет тока к. з.,
посылаемого только самим генератором [Л. 10]:
г, ___/р.мпя
Кч --- J
7С.р
где /р.мин------1^1-
Ток /^определяется по выражению (10), ток /с.р—
по выражению (26), пт — коэф-
фициент трансформации транс-
форматоров тока защиты.
Совместить требования (31)
и (32) может быть затрудни-
тельно, так как токи трехфаз-
ного к. з. в установившемся
режиме для генераторов ма-
лой и средней мощности отно-
сительно невелики, особенно
при отсутствии форсировки
возбуждения (УБВ). В этих
случаях необходимо прежде
всего обеспечить fe4=l,2, а от-
стройку защиты от токов само-
запуска осуществить не только
(32)
Рис. 14. Согласование ма-
ксимальных токовых защит
генератора и отходящих ли-
ний.
по току, но и по времени, на-
сколько это возможно по уело-
I — характеристика защиты ге-
нератора; 2 — характеристика
защиты отходящей линии; Af—
Виям допустимого времени пе- ступень селективности.
Регрева обмотки статора (16).
Наиболее удобно выполнить это с помощью реле ти-
па РТВ или РТ-80, имеющих обратно зависимую от то-
ка характеристику времени срабатывания (рис. 14).
41
Например, выбирается четырех-секуидная характеристика реле
РТ-80. Если ток срабатывания защиты по условию (32), выбран
1,7/г.ном и защита выполнена по двухфазной двухрелейной схеме
(рис. 13), то при токе самозапуска, равном, например, 2,5/г.вом,
кратность на реле РТ-80 будет равна:
/ _ 2,5/r.itOM^r
* ^с.р 1,7/г.ноиПт
= 1,5,
где пт — коэффициент трансформации трансформаторов тока за-
щиты.
При кратности тока /=1,5 время срабатывания реле РТ-8()
составит около .12 сек. [Л. 4]. За это время самозапуск двигателей
либо закончится, либо будет сопровождаться значительно меньши-
ми токами.
Выбранная характеристика срабатывания (ток и вре-
мя) максимальной защиты генератора должна удовле-
творять также требованиям селективности и распола
гаться выше характеристик защит отходящих элементов
(рис. 14). При этом ступень селективности AZ должна
быть не менее 0,6—0,7 сек при максимально возможном
токе к. з. от генератора.
Характеристика 2 на рис. 14 показана сплошной ли-
нией и пунктиром для случая выполнения защиты на от-
ходящем элементе 2 по схеме включения реле на раз-
ность токов двух фаз (например, А и С). Как известно,
такая схема имеет различную чувствительность при раз-
ных видах к. з. Пунктирная характеристика соответст-
вует наименьшей чувствительности защиты (к. з. меж-
ду фазами А и В, В и С), сплошная — наибольшей чув-
ствительности защиты (замыкание между фазами А
и С).
Применение реле с обратно зависимой от тока харак-
теристикой времени срабатывания, таким образом, об-
легчает отстройку максимальной защиты от токов пере-
грузки при самозапусках двигателей и улучшает усло-
вия ее согласования с защитами отходящих линий
с подобными же характеристиками.
Однако простая максимальная токовая защита не
может считаться удовлетворительной защитой от внеш-
них к. з. для генераторов большей мощности, так как
является защитой с низким коэффициентом чувствитель-
ности, не способной надежно защищать шины генератор-
ного напряжения и резервировать защиты отходящих
элементов. Кроме того, реле типа РТ-80 могут суммиро-
вать действия тока при качаниях генератора, что может
приводить к неправильным действиям защиты,
42
Более совершенной защитой генераторов от внешних
к з. является защита минимального напряжения с токо-
выми или без токовых пусковых реле. Для генераторов
мощностью 1—6 Мет, у которых почему-либо отсутст-
вуют трансформаторы тока со стороны нейтрали генера-
тора, эта защита может применяться без токовых реле
(рис. 15). Это не только не снижает ее качества, но и
Рис. 15. Схема защиты минимального напряжения.
В — выключатель генератора-. TH — трансформатор на-
пряжения; /1 — автомат; БКА — блок-контакт автомата;
БКВ — блок-контакт выключателя.
в ряде случаев обеспечивает более высокую чувстви-
тельность. Защита выполнятся с тремя минимальными
реле напряжения типа РН-50, включенными на три ли-
нейных напряжения. Для исключения неправильных
действий защиты при повреждениях во вторичных цепях
трансформатора напряжения TH предусмотрен ее авто-
'матический вывод из действия при отключении автома-
та А. Для этих же целей трансформатор напряжения
TH не должен иметь предохранителей на стороне выс-
шего напряжения.
Напряжение срабатывания реле //< определяется
расчетом исходя из условий предотвращения работы
защиты при понижениях напряжения, вызванных само-
запуском двигателей, а также потерей возбуждения ге-
нераторов (последнее относится только к турбогенера-
торам). Практически принимаются следующие значения
напряжения срабатывания защиты Uv,3 и реле Uc v.
43
Для турбогенераторов
Uc.3— (0,5 0,6) Дг-нсай
гт ______ бе.з
Гс-Р— «н ’
(33)
(34)
где «п — коэффициент трансформации измерительных
трансформаторов напряжения; — номинальное
междуфазпое напряжение генератора, кв.
Для гидрогенераторов
Uc.3= (0,6—0,7) 67г.нсы.
(35)
При такой настройке защита может оказаться нечув-
ствительной к к. з. па отходящих элементах с сосредото-
ченными сопротивлениями (трансформаторы, реакторы
линий), что является ее недостатком. Время действия
защиты выбирается по условиям селективности на сту-
пень Д/ выше наибольшего времени действия защит
отходящих элементов станции. Защита может выпол-
няться с двумя ступенями действия (рис. 4).
Более чувствительной защитой является токовая за-
щита с комбинированным пуском напряжения (рис. 16),
Рис. 16. Схема максимальной токовой защиты с комби-
нированным пуском напряжения.
БКВ— замыкающий блок-контакт выключателя В.
44
который состоит из двух реле напряжения: фильтр-рёЛё
Обратной\последовательности РН2 типа РНФ-1М и мини-
мального реле напряжения РН<_ типа РН-50. Обмотка
реле PH< включена через размыкающие контакты реле
рН2 на линейное напряжение. Размыкающие, контакты
реле РН< действуют на промежуточное реле РП. По-
следнее используется для передачи импульса от токовых
реле РТ на реле времени РВ, а также для сигнализации
неисправности цепей торможения.
В нормальном режиме на работающем генераторе
контакты реле РН< разомкнуты, а при снижении на-
пряжения между фазами А и В ниже напряжения сра-
батывания 1/с.р они замыкаются. Это реле предназначе-
но для работы при трехфазных к. з., когда происходит
глубокое снижение напряжения на всех фазах.
Реле РН2 предназначено для работы при двухфазных
к. з., когда в сети появляется напряжение обратной по-
следовательности U2. При срабатывании контакты реле
РН2 размыкаются и размыкают цепь обмотки реле РН<,
в результате чего контакты реле РН< замыкаются и
защита допускается к действию. Таким образом, для
действия защиты необходимо одновременное срабатыва-
ние по крайней мере одного токового реле РТ и одного
из реле напряжения РН< или РН2.
Ток срабатывания токовых реле принимается рав-
ным (1,3—1,4) /ГПоМ. Напряжение срабатывания мини-
мального реле напряжения РН< принимается по усло-
виям (33), (34) или (35), (34). Напряжение срабатыва-
ния фильтр-реле РН2 выбирается равным
Пе.3= (0,06—0,12) (36)
что соответствует пределам шкалы уставок фильтр-реле
напряжения обратной последовательности типа РНФ
(6-12 в междуфазных).
Время действия этой защиты выбирается так же, как
Для защиты минимального напряжения.
Коэффициент чувствительности для токовых реле
определяется по выражению (32) и должен быть не
менее 1,5 при к. з. на шинах генераторного напряжения
и не менее 1,2 при повреждении в конце зоны резерви-
рования (например, за повышающим трансформатором,
в конце отходящей линии и т. п.).
45
Коэффициент чувствительности для реле -РП2 может
не определяться, так как он обычно получается достаточ-
но высоким. Для вычисления коэффициента чувствитель-
ности реле РН<, включенного по схеме на рис. 16,
пользуются выражением
/гч.н=%4-ЗМ,2, (37)
где ис.з — напряжение срабатывания защиты; £7к.з —на-
пряжение на шинах генераторного напряжения при ме-
таллическом трехфазном к. з. в конце зоны резервиро-
вания для момента времени, соответствующего времени
действия защиты; kB — коэффициент возврата реле
РН-50, равный примерно 1,2—1,25.
Повышение чувствительности пускового органа на-
пряжения при трехфазных к. з. — реле РН< в Лв раз
объясняется тем, что напряжение обратной последова-
тельности (/2 кратковременно появляется и при трехфаз-
ных замыканиях. Это приводит к кратковременному
размыканию контактов реле РН2 и снятию напряжения
с обмотки реле РН<. После исчезновения напряжения
U2 для возврата реле РН<. требуется уже более высо-
кое напряжение, чем для его срабатывания.
Токовая защита обратной последовательности 1г
в различных исполнениях, применяемая для генераторов
большой мощности, подробно рассмотрена в (Л. 10—13].
Защита от симметричной перегрузки. Защита выпол-
няется с помощью одного токового реле типа РТ-40 и
реле времени типа ЭВ-133, способного длительно нахо-
диться под напряжением, и действует на сигнал. Ток
срабатывания токового реле принимается равным (1,2—
1,25) /г.ном- Время действия защиты выбирается боль-
шим, чем время действия защиты от внешних коротких
замыканий.
Для гидрогенераторов мощностью более 5 Мет гид-
роэлекростанций без постоянного дежурства персонала
предусматривается дополнительная защита от перегруз-
ки с зависимой от тока характеристикой времени сраба-
тывания, которая соответствует характеристике допу-
стимых перегрузок генератора. Защита действует на
разгрузку генератора отключением части электроприем-
ников и, если эта разгрузка оказывается неэффектив-
ной, на отключение выключателя и АГП генератора.
46
па отключение
ВынлЯчатёле
От TH генерцтора
Рис. 17. Схема защи-
ты гидрогенератора
от повышения напря-
жения.
Защита от повышения напряжения (рис. 17). Напря-
жение срабатывания защиты устанавливается в пределах
Дс.з= (1»5—1>7)(7г.ном- (88)
\
Время действия защиты около 0,5 сек.
Защита от замыканий на землю в одной точке цепи
возбуждения. На всех турбогенераторах, а также на
гидрогенераторах, мощностью до 1 Мет специальная
зашита от замыканий на землю в цепи обмотки возбуж-
дения не устанавливается. Исправ-
ность изоляции цепи возбуждения
относительно земли периодически
контролируется дежурным персо-
налом с помощью вольтметра.
Один зажим вольтметра посто-
янно подключен к земле, а другой
во время измерения поочередно
подключается к полюсам ротора.
При хорошей изоляции ротора по-
казания вольтметра близки к нулю.
При замыкании на землю в роторе
вольтметр показывает величину на-
пряжения каждого полюса относи-
тельно земли. Один вольтметр с пе-
реключателем допускается использовать для контроля
изоляции нескольких генераторов.
На гидрогенераторах мощностью более 1 Мет реко-
мендуется выполнять специальную защиту цепи воз-
буждения, действующую па сигнал. Для осуществления
защиты используется токовое реле, включаемое между
какой-либо точкой цепи возбуждения и землей.
Заземление выполняется с помощью специальной
щетки, имеющей электрический контакт с валом генера-
тора. При замыкании на землю в цепи обмотки возбуж-
дения через реле проходит ток и оно срабатывает. За-
щита действует па сигнал с выдержкой времени. Для
повышения чувствительности защиты и обеспечения ее
работы на остановленном 'генераторе разработаны схе-
мы, в которых токовое реле получает питание от вспо-
могательного источника переменного или постоянного
тока.
На рис. 18 показана одна из таких схем, где вспомо-
гательным источником тока является промежуточный
трансформатор Тр. Первичная обмотка трансформатора
47
подключена к шинам 220 в собственных нужд станции.
Вторичное напряжение трансформатора составляет 60—
100 в. Вторичная обмотка Тр подключена к цепи воз-
буждения через разделительный конденсатор С и пре-
дохранители Пр. Конденсатор С емкостью 0,8 мкф
предотвращает прохождение постоянного тока через
Рис. 18. Схема защиты гидрогенератора от замы-
каний на землю в одной точке цепи возбуждения.
место замыкания на землю в цепи возбуждения. Если
при замыкании на землю конденсатор окажется проби-
тым, возникает к. з. В этом случае предохранители раз-
рывают цепь защиты.
В нормальном режиме реле Т, включенное во вто-
ричную обмотку трансформатора Тр, не обтекается то-
Рис. 19. Принципиальная
схема включения реле защи-
ты от замыканий на землю
во второй точке цепи воз-
буждения.
ком и контакт его ра-
зомкнут. При замыкании на
землю (точка К) создается
цепь для прохождения через
реле Т переменного тока. Ре-
ле Т срабатывает, и через
реле времени В и промежу-
точное реле П защита дей-
гтвует на сигнал. При сраба-
тывании реле П одновремен-
но разрывается цепь токо-
вого реле. Это сделано для
предотвращения длительно-
го прохождения переменно-
го тока через место повреждения. При этом защита
выводится из действия. Для ввода защиты в работу и
снятия сигнала установлен ключ Кл.
Защита от второго замыкания на землю (на корпус)
в цепи возбуждения. На электростанции устанавливает-
ся один комплект такой защиты, подключаемый к тому
48
турбогенератору, у которого обнаружено замыкание на
землю в цепи возбуждения. Для выполнения защиты
обычно используется схема четырехплечего моста, состо-
ящего из потенциометра П и обмотки возбуждения ге-
нератора ОВГ. В диагональ моста включается токовое
реле Т (рис. 19). При появлении первого замыкания на
землю (в точке Kt) потенциометр подключают к коль-
цам ротора, а движок потенциометра устанавливают
таким образом, чтобы через реле Т ие проходил ток.
Отсутствие тока контролируется вольтметром, который
подключается через кнопку параллельно обмотке токо-
вого реле Т. При правильной настройке защиты показа-
ния вольтметра должны быть равны нулю.
При возникновении второго замыкания на землю
(в точке Лг) часть обмотки возбуждения закорачивает-
ся, равновесие моста нарушается и через реле Т прохо-
дит ток. Защита действует, как правило, на сигнал.
Схемы защиты цепей возбуждения (защиты ротора)
типа КЗР-1 и КЗР-2 приведены в [Л. 4,13].
4. ЗАЩИТА ГЕНЕРАТОРОВ НАПРЯЖЕНИЕМ 690 в
И НИЖЕ МОЩНОСТЬЮ ДО 1 500 кет
Типы защитных устройств. Генераторы напряжением
690 в и ниже имеют более высокие запасы изоляции по
сравнению с генераторами высокого напряжения и при
регулярном проведении профилактических испытаний
повреждения в них происходят относительно редко. По-
этому защита генераторов напряжением 690 в и ниже
мощностью до 1,5 Мвт выполняется упрощенно [Л. 1].
Для генераторов, работающих с незаземленной ней-
тралью, защита от всех видов повреждений и ненор-
мальных режимов осуществляется с помощью автома-
тов с максимальными расцепителями или выключателей
с максимальной токовой защитой. Защита должна пре-
дусматриваться в двухфазном исполнении и присоеди-
няться к трансформаторам тока, установленным на вы-
водах генератора со стороны нейтрали. Если выводы со
стороны нейтрали генератора отсутствуют и их почему-
либо невозможно выполнить, то защиту или автомат
включают со стороны выводов генератора, обращенных
к шинам.
Для генераторов, работающих с глухозаземленной
нейтралью, защита предусматривается в трехфазном или
4-1333 . 49
двухфазном исполнении, но в последнем случае с уста-
новкой дополнительной максимальной или дифференци-
альной защиты нулевой последовательности от к. з. на
землю. В ряде случаев при параллельной работе защи-
щаемого генератора с системой или с другими генера-
торами дополнительно к максимальной защите с вы-
держкой времени устанавливается мгновенная токовая
отсечка. Возможность применения отсечки определятся
расчетом.
Для защиты генераторов мощностью 150 кет и ме-
нее допускается наиболее простое выполнение защиты —
с помощью плавких предохранителей {Л. 2].
В генераторах мощностью 1 Мет и более напряже-
нием до 690 в должно осуществляться автоматическое
гашение поля (АГП) введением сопротивления в цепь
возбуждения возбудителя (рис. 5, а). Подобное устрой-
ство АГП часто выполняется и для генераторов мень-
шей мощности, за исключением генераторов, защищен-
ных плавкими предохранителями.
Защита плавкими предохраните-
лями. Плавкие предохранители мо-
гут применяться для защиты генера-
торов напряжением до 500 в мощ-
ностью 150 кет и менее. Предохра-
нители П устанавливаются на трех
фазах (рис. 20). Для того чтобы
замену перегоревших плавких вста-
вок производить со снятием напря-
жения, предусматривается разъеди-
нитель Р. Принцип действия плав-
ких предохранителей, как известно,
основан на тепловом действии элек-
трического тока. Чем больше вели-
чина тока, проходящего через плав-
кую вставку предохранителя, тем
быстрее она перегорает и тем самым
разрывает электрическую цепь. На рис. 21 показаны за-
щитные характеристики одного из типов предохраните-
лей.
Характеристика представляет зависимость полного
времени t отключения токовой цепи плавкой вставкой от
величины тока, проходящего через эту вставку.
Выбор предохранителей производится по следующим
условиям.
50
Рис. 20. Схема за-
щиты генератора
плавкими предо-
храмжселями.
Рис. 21. Проверка селективности между предохранителями типа
ПН-2 генераторов п отходящих линий.
fl —защитные характеристики предохранителя типа ПН-2; б —расчетная
схема.
Номинальное напряжение предохранителей и их
плавких вставок ПВС.Н(Ж должно выбираться равным но-
минальному напряжению сети Uc
П вс.ном и С'
(39)
Предельно отключаемый ток плавкой вставки /вспр
Должен быть равен или больше максимального расчетно-
го тока к. з. /к.з.манс» 'проходящего по защищаемой цепи:
Лю.пр ^/к.з.макс-
(40)
Ток /к.з.макс определяется для начального момента
К- 3. (при Z=0):
Нию \б)ЛЯ одиночно работающего генератора по выраже-
б) * для генератора, работающего параллельно с си-
темой или с другими генераторами, как суммарный ток
4*
51
к. з. на выводах защищаемого генератора, за исключе-
нием тока к. з., посылаемого этим генератором.
Номинальный ток плавкой вставки, т. е. тот ток, ко-
торый вставка выдерживает неограниченно долгое вре-
мя, должен выбираться по возможности минимальным
/вс.поы .ном- (41 )
Учитывая инерционность предохранителя и кратко-
временный характер перегрузочных режимов генерато-
ров малой мощности, принимают ^п=1,1н-1,3. При этом
меньшее значение kH относится к одиночно работающим
генераторам. Выбрав ближайшую большую плавкую
вставку по шкале вставок, необходимо проверить, что
эта вставка обеспечивает селективность действия при
к. з. на элементах внешней сети. Для этого сравниваются
защитные характеристики предохранителей, установлен-
ных на генераторе и на элементах внешней сети. Селек-
тивность считается обеспеченной, если при к. з. на любом
из элементов внешней сети время перегорания его пре-
дохранителей будет не менее чем в 3 раза меньше вре-
мени перегорания предохранителей на генераторе.
При этом для генераторов, работающих параллельно
с другими генераторами или с системой, следует учи-
тывать различие в величинах токов к. з., проходящих
через предохранители каждого из генераторов (/1!Г на
рис. 21) и через предохранители поврежденного элемен-
та (/к-сумм). Очевидно, что суммарный ток к. з. будет
значительно больше и, следовательно, время перегора-
ния предохранителей у поврежденного элемента будет
меньше, чем у генераторов, тем более, что плавкие
вставки на отходящих элементах, как правило, имеют
меньший ток /вс.пом. чем на генераторах.
При установке на генераторе и на элементах внешней
сети однотипных предохранителей для обеспечения се-
лективности достаточно, чтобы номинальные токи их
плавких вставок различались на две-три ступени шкалы
стандартных плавких вставок [Л. 16].
После проверки селективности необходимо опреде-
лить надежность действия плавкой вставки при внутрен-
них повреждениях генератора, работающего параллельно
с системой или с другими генераторами. Для этого рас-
считывается минимальный ток к. з., приходящий из
внешней сети при к. з. на выводах защищаемого генера-
52
тора (Лаэ-мпн). Для надежной защиты генератора тре
буется, чтобы выполнялось условие (Л. 1]
Й.З.И11И
ВС.НОм
>з,
(42)
где /к.з.м1ш — ток однофазного или двухфазного к. з.
дЛя сетей с глухозаземлеиной нейтралью или
двухфазного к. з. для сетей с изолированной нейтралью.
Если электростанция связана с относительно мощной
системой (мощность к. з. на стороне высшего напряже-
ния трансформатора связи равна или больше 100 Мв-а),
ток к. з. от системы можно приближенно определять по
расчетным кривым, приведенным в [Л. 4]. Там же даны
указания по проведению точного расчета токов к. з.
в сетях напряжением до 1 000 в.
Наряду с общеизвестными недостатками предохрани-
телей как защитных аппаратов следует отметить их не-
достатки, характерные для защиты генераторов. Плавкие
предохранители не защищают от внутренних поврежде-
ний одиночно работающие генераторы и не обеспечива-
ют защиту генераторов от перегрузок.
Защита автоматическими воздушными выключателя-
ми (автоматами). Автоматы применяются для защиты
генераторов напряжением до 500 в (главным образом
400 и 230 в). Автомат устанавливается со стороны вы-
водов генератора, обращенных к шинам, и является од-
новременно аппаратом защиты и коммутационным ап-
паратом (рис. 22).
Для предотвращения неселективных отключений гене-
раторов при к. з. на элементах внешней сети автоматы
обязательно должны иметь выдержку времени. Совре-
менные селективные (избирательные) автоматы с выдер-
жкой времени при перегрузках и токах к. з. обеспечивают
это требование. Они могут выполнять функции токовой
отсечки и максимальной токовой защиты [Л. 4]. Для
этой цели в селективные автоматы встраиваются макси-
мальные расцепители 1, срабатывающие мгновенно или
с независимой от тока выдержкой времени (0,25—
0,4 сек) при к. з. в генераторе и с выдержкой времени,
обратно зависимой от тока, при перегрузках или к. з.
на элементах внешней сети. Токовая отсечка использу-
ется лишь для защиты генераторов, работающих парал-
лельно с системой или с другими генераторами.
53
В автомат встраивается независимый (отключающим)
расцепитель 2, который предназначен для его дистанци-
онного отключения, но, кроме того, может использовать-
ся и для отключения автомата при действии релейной
защиты, дополнительно устанавливаемой на генераторе.
Такой дополнительной защитой может быть, например,
токовая защита нулевой последовательности. В автомате
может быть предусмотрен также минимальный расцепи
тель, с помощью которого осуществляется защита мини
мального напряжения, отключающая автомат при значи-
тельном снижении напряжения.
Рис. 22. Схема защиты генера-
тора с автоматическим выклю-
чателем (автоматом).
ческий выключатель со
С помощью блок-кон-
такта автомата Б КА осу-
ществляется автоматиче-
ское гашение магнитного
поля генератора введе-
нием сопротивления /?г.п
в цепь возбуждения воз-
будителя ОВВ (см. также
рис. 5,а).
Установка автомата
со стороны выводов гене-
ратора, обращенных к ши-
нам, не обеспечивает
защиту от внутренних по-
вреждений одиночно ра-
ботающего генератора.
Поэтому для таких гене-
раторов целесообразно
устанавливать автомати-
стороны нулевых выво-
дов генератора или выполнять дополнительно трех-
или двухфазную токовую защиту, включенную на транс-
форматоры тока со стороны нулевых выводов генератора.
Защита должна действовать на отключение выключате-
ля или автомата, который в последнем случае устанав-
ливается со стороны выводов, обращенных к шинам.
Селективные автоматы целесообразно устанавливать
на генераторах мощностью свыше 100 кет. Для генера-
торов меньшей мощности наряду с плавкими предохра-
нителями применяются более простые — неизбиратель-
ные автоматы, например установочные автоматы серии
А3100, имеющие комбинированный расцепитель, в кото-
рый входят максимальный и тепловой расцепители [Л. 4,
54
13] . Тепловые расцепители этих автоматов, имеющие об-
ратно зависимую от тока характеристику выдержки вре-
мени, обеспечивают селективность действия с автома-
тами и плавкими предохранителями, установленными
на элементах внешней сети, при правильном выборе их
характеристик.
Выбор автоматов, предназначенных для защиты гене-
раторов, производится по следующим условиям:
1. Номинальное напряжение автомата должно быть
'выше или равно напряжению сети
Палом с- (43)
2. Предельно допустимый ток автомата должен быть
больше максимального тока к. з., который может про-
ходить через автомат:
1а. пр Аез.макс- (44)
3. Номинальный ток максимального расцепителя дол-
жен быть несколько больше номинального тока генерато-
ра. Учитывая, что длительная перегрузка генераторов
не допускается,
Арасц.пом г^Л.пом- (45)
При этом принимается ближайшее большее значение
по шкале номинальных токов расцепителей.
4. Ток уставки максимального расцепителя с выдерж-
кой времени, обратно зависимой от тока (осуществляю-
щего максимальную токовую защиту генератора), дол-
жен быть больше тока кратковременной перегрузки ге-
нератора, вызванной самозапуском или пуском двигате-
лей, отключением параллельно работающего генератора
и т. п. Учитывая, что защита имеет обратно зависимую
от тока выдержку времени (рис. 23), в зависимости от
типа автомата можно ориентировочно принимать:
/уст.п^(1>3 1,6)/г.НОМ- (46)
Далее по шкале уставок подбирается ближайшая
большая уставка и производитвя ее проверка по услови-
ям селективности и чувствительности. Для обеспечения
селективности требуется согласование выбранной защит-
ной характеристики автомата, установленного на гене-
раторе, с защитными характеристиками автоматов (или
предохранителей), установленных на элементах внешней
55
Рис. 23. Защитные (ампер-секундные) характери-
стики селективных автоматов [Л. 16].
сети. При всех возможных величинах токов к. з. на этих
элементах их защитные устройства должны срабатывать
раньше, чем сможет отключиться автомат, установлен-
ный на генераторе.
Для обеспечения селективности между автоматами,
а также между автоматами и предохранителями долж-
ны соблюдаться следующие правила [Л. 16]:
а) номинальный ток расцепителя /расц.ном вышестоя-
щего элемента (генератора) должен превышать на две
ступени ток наибольшего расцепителя автоматов, уста-
новленных на нижестоящих элементах (внешней сети);
б) соотношение номинальных токов плавких вставок
/вс.ном типа ПН-2 на элементах внешней сети и расцепц-
56
'гёля /расц.ном автомата, установленного на генераторе,
должно соответствовать следующим данным:
^вс.ноы' ° ^расц.ном-с (генератора) ,
До 100 > 120
120 150
150 200
200 300
250 400
Чувствительность защиты проверяется в установив-
шемся режиме трехфазпого к. з. на выводах одиночно-
го генератора. Кратность этого тока к. з. к уставке мак-
симального расцепителя /уСт.п должна быть не менее 1,5
/О)
k= -;.-3-мин->1,5, (47)
'уст.п
где 7^мпн=7^ определяется по выражению (10).
5. Ток уставки максимального расцепителя, срабаты-
вающего с независимой от тока выдержкой времени (то-
ковая отсечка), должен быть больше максимального
тока 7к.з.макс, посылаемого генератором в начальный мо-
мент к. з. (при t—0) на шинах генераторного напряже-
ния:
^уст.к ^^нЛсз.макс» (48)
где /гн — коэффициент надежности, учитывающий неточ-
ность уставок автомата, влияние апериодической состав-
ляющей тока к. з. и необходимый запас; для макси-
мальных расцепителей, не имеющих замедления, /гн=
= 1,64-1,8; для расцепителей, действующих с замедле-
нием порядка 0,25—0,4 сек, ориентировочно принимается
Ан= 1,2-=-1,3 (без учета влияния апериодической составля-
ющей); 7к.з.макс — периодическая составляющая тока
(при f=0), проходящего через автомат при внешнем
трехфазном металлическом к. з. на шинах генераторного
напряжения, определяется по выражению (6).
Выбранный ток уставки этого максимального расцепи-
теля должен быть проверен также по условию (24) от-
стройки от возможного тока качаний (см. Приложение).
Эта проверка может не производиться, если нарушение
устойчивости маловероятно, например при отсутствии
несинхронных АПВ на элементах связи электростанции
с системой, а также при отсутствии защит с выдержками
времени па элементах сети генераторного напряжения.
57
Чувствительность максимального расцепителя с выб-
ранной уставкой проверяется по к. з. па выводах генера-
тора в режиме его параллельной работы с системой или
другими генераторами. В сетях с изолированной нейт
ралью рассчитывается двухфазное к. з., а в сетях с глу-
хозаземленной нейтралью однофазное и двухфазное.
Кратность минимального тока к. з. к уставке максималь-
ного расцепителя должна быть не менее 1,5 [Л. 1].
Максимальная токовая защита и токовая отсечка.
В тех случаях, когда генератор низкого напряжения при-
соединяется к шинам через выключатель, не имеющий
встроенных реле, для его защиты применяется двух- или
трехрелейная максимальная токовая защита с вторич-
ными реле косвенного действия, выполняемая так же,
как и на генераторах высокого напряжения (рис. 13)
Расчет максимальной токовой защиты производится по
условиям (31) и (32).
Токовая отсечка выполняется по тем же условиям,
что и для генераторов высокого напряжения. Ток сра-
батывания отсечки выбирается по (23) и (24), а чувст-
вительность отсечки проверяется по (25). При этом для
сетей с глухозаземленной нейтралью рассматриваются
двух- и однофазное к. з., для сетей с изолированной ней-
тралью— двухфазное к. з. на выводах генератора.
В тех случаях, когда чувствительность отсечки в трех-
фазном исполнении оказывается недостаточной при од-
нофазных к. з. в генераторе, следует применить специ-
альную защиту от замыканий на землю — защиту нуле-
вой последовательности.
Максимальная токовая и продольная дифференциаль-
ная защиты нулевой последовательности. Защиты нуле-
вой последовательности применяются на генераторах,
работающих с глухозаземленной нейтралью. Возможные
способы выполнения этих защит показаны на рис. 24.
На рис. 24,а приведена схема максимальной токовой
защиты нулевой последовательности с токовым реле,
включенным через трансформатор тока ТНП в нулевой
провод генератора. Эта защита может срабатывать при
замыканиях на землю в сети генераторного напряжения,
и поэтому для обеспечения селективности она обяза-
тельно должна выполняться с выдержкой времени. Вре-
мя действия защиты должно быть выбрано большим, чем
время действия защитных устройств, установленных
в сети. В ряде случаев оно может получиться довольно
58
значительным, особенно при использовании в сети плав-
ких предохранителен.
Для обеспечения мгновенного отключения генератора
яри однофазных к. з. в обмотке статора применяется
Продольная дифференциальная защита нулевой последо-
вательности. На рис. 24,6. показан вариант выполнения
Рис. 24. Схемы защит нулевой последовательности для генераторов,
работающих с заземленной нейтралью.
этой защиты с использованием трех трансформаторов,
тока, собранных в схему фильтра токов нулевой после-
довательности, и одного трансформатора тока, включен-
ного в нулевой провод генератора.
, На рис. 24,в показано более простое выполнение та-
кой дифференциальной защиты — с одним трансформа-
тором тока нулевой последовательности. Трансформатор
тока нулевой последовательности может быть выполнен
не только для кабельных, но и для шинных выводов,
если изолировать и расположить вместе все три фазы
генератора и нулевой провод.
I Дифференциальная защита нулевой последователь-
ности реагирует только на повреждения в защищаемой
зоне (в генераторе) и бездействует при замыканиях на
землю на элементах сети генераторного напряжения. Это
видно из рис. 25, где показано токораспределение при
К- з. на землю в генераторе и во внешней сети. При оди-
ночной работе поврежденного генератора ток в реле
защиты обусловлен только э. д. с. генератора. При парал-
лельной работе поврежденного генератора с другими ге-
59
нерирующими источниками токи к. з. в реле дифферен-
циальной защиты суммируются.
Дифференциальная защита нулевой последовательно-
сти, как и все дифференциальные защиты, является
абсолютно селективной защитой и выполняется без
Рис. 25. Случаи к. з. па землю в сети гене-
раторного напряжения.
с — б защищаемой зоне (в генераторе);
б — внешнее.
выдержки времени. Для лучшей отстройки от токов
небаланса защиту рекомендуется выполнять с реле типа
РТ-40/ф, которое имеет пониженную (примерно в 8 раз)
чувствительность к токам третьей гармоники. При
выполнении защиты по схеме на рис. 24,в ток срабаты-
вания может быть выбран меньше номинального тока
генератора. При выполнении защиты по схеме на
рис. 24,6 для предотвращения ее неправильной работы
при обрыве токовой цепи в трехтрансформаторном
фильтре токов нулевой последовательности ток сраба
тывания выбирается /сз= (1,3-5- 1,4)/г.пом. И в том и
в другом случае коэффициент чувствительности защиты
всегда обеспечивается больше двух.
Дифференциальная защита нулевой последователь-
ности особенно целесообразна для одиночно работающих
генераторов и тем более для тех, у которых защита
(автомат) установлена со стороны выводов, обращен-
ных к шинам.
60
Эта защита также целесообразна для параллельно
работающих генераторов, у которых невозможно выпол-
нить достаточно чувствительную максимальную токовую
отсечку [Л. 17].
5. ПОЛНЫЕ СХЕМЫ ЗАЩИТЫ ГЕНЕРАТОРОВ
На рис. 26—29 в качестве примеров показаны пол-
ные схемы защиты турбо- и гидрогенераторов малой и
средней мощности. Первые две схемы выполнены на по-
Рис. 26. Схема защиты турбогенератора 2—6 кв мощностью 1 Мет
и менее, имеющего выводы отдельных фаз обмотки статора со сто-
роны нейтрали.
1—4—трансформаторы тока; 5 — трансформатор тока нулевой последователь-
ности (ТНП); 6—10— реле тока типа РТ-40; // — реле тока типа ЭТД-551//60;
12—реле времени типа ЭВ-133А; 13 — реле времени типа ЭВ-134А; 14—реле
промежуточное типа РП-24; 15—17—реле указательное типа РУ-21; 18—20 —
сопротивление добавочное; 21 — отключающее устройство типа НКР-2.
61
Рис. 27. Схема защиты гидрогенератора 6—>10 кв мощностью более 1
/ — к защите шин; II — к измерительным приборам; III — к станционной авто’!’
ключателей смежных секций (см. рис. «•
62
Ha pcmjutoO
’турбины
К АГП
Мет для станций С постоянным дежурством на щите управления.
IV — к устройству компаундирования; V — на отключение секционных вы-
~*от реле аварийного сброса щитов.
63
стоянном оперативном токе, две следующие схемы — ца
переменном оперативном токе.
Схема защиты турбогенератора напряжением от 2 до
6 кв мощностью 1 Мет и менее, имеющего девять выво-
дов обмотки статора (рис. 26), включает: 1) продольную
дифференциальную токовую защиту в двухфазном ис-
полнении (реле 6, 7); 2) токовую защиту от замыканий
на землю с кабельным трансформатором тока нулевой
последовательности 5 и чувствительным токовым реле //
(защита устанавливается в предположении, что ток
замыкания на землю сети генераторного напряжения бо-
лее 5 а); 3) токовую защиту от внешних к. з. с двумя
ступенями выдержек времени (реле тока 9, 10, реле вре-
мени 13); 4) токовую защиту от симметричной перегруз-
ки в однофазном исполнении (реле 8, 12) с действием
па сигнал.
Все защиты, кроме защиты от перегрузки, действуют
через общее выходное промежуточное реле 14 на отклю-
чающую катушку КО выключателя В и на специальный
контактор К, осуществляющий автоматическое гашение
магнитного поля генератора (АГП). Каждая защита
имеет свое указательное реле (15, 16, 17), что облегчает
выяснение причины отключения генератора. В схеме
предусмотрена цепь отключения выключателя генерато-
ра при случайном действии АГП, т. е. при возникнове-
нии асинхронного режима генератора.
Схема защиты гидрогенератора напряжением 6 или
10 кв мощностью более 1 и до 50 Мет для станций с по-
стоянным дежурством персонала на щите управления
(рис. 27) включает:
1) продольную дифференциальную токовую защиту
в двухфазном исполнении с реле тока 7, 8 серии РНТ
(РНТ-562 или РНТ-565);
2) токовую защиту от замыканий на землю с транс-
форматором тока нулевой последовательности шинного
типа 5 с подмагничиванием переменным током от транс-
форматора напряжения 6; эта защита реагирует на од-
нофазные замыкания на землю в обмотке статора (реле
тока 10, реле времени 21) и двойные замыкания на зем-
лю, из которых одно в обмотке статора (реле 9);
3) токовую защиту от внешних к. з. с комбинирован-
ным пуском напряжения (реле тока 12—14, фильтр-реле
напряжения обратной последовательности 15 типа
64
рНФ-lM, минимальное реле напряжения 16 типа РН-50,
реле времени 23 типа ЭВ-134);
4) защиту от повышения напряжения с реле 17, 24;
5) токовую защиту от симметричной перегрузки
в однофазном исполнении (реле 11, 22) с действием на
сигнал.
В схеме используются два выходных реле 28 и 29,
так как некоторые защиты гидрогенератора должны
действовать только па отключение выключателя и АГП,
а другие защиты должны, кроме того, действовать на
останов турбины и на включение противопожарного
устройства. Наряду с этим, установка двух выходных ре-
ле повышает надежность работы защит генератора, так
как неисправность единственного выходного реле приве-
ла бы к отказу всех его защит (такие случаи имели
место).
Опасность отказа защит генератора усугубляется тем,
что генераторы являются конечными элементами в элек-
трической сети и поэтому повреждения в них не могут
быть отключены резервными защитами каких-либо дру-
гих элементов. Иначе говоря, для генераторов отсутст-
вует дальнее резервирование. В связи с этим при проек-
тировании установки двух входных реле обязательна
в настоящее время для гидрогенераторов и турбогенера-
торов любой мощности. На действующих генераторах
мощностью 25 Мет и более следует добавлять второе вы-
ходное реле и осуществлять разделение действия защит.
Если произвести изменение существующей схемы слож-
I но, допускается подключение обмотки второго выходного
реле параллельно обмотке имеющегося выходного реле
(Л. 18].
Защита от внешних к. з., как и в предыдущей схеме,
выполнена двухступенчатой. С меньшей выдержкой вре-
мени, создаваемой проскальзывающим контактом 1 реле
времени 23, она действует на отключение секционных
выключателей смежных секций (см. также рис. 4). Для
обеспечения надежного отключения этих выключателей
промежуточное реле 27 выполнено с самоудержпванием.
С большей выдержкой времени реле 23 действует на вы-
ходное промежуточное реле 29. Токовые реле этой защи-
ты используются также для автоматического вывода из
действия (блокировки) защиты нулевой последователь-
ности от однофазных замыканий (через реле 25).
5—1333 65
В схеме предусмотрена постоянная цепь для отклю-
чения выключателя генератора при отключении АГП,
так как асинхронный режим для гидрогенераторов це
допускается. Особенностью схемы является отключение
гидрогенератора при действии реле аварийного сброса
щитов гидростанции.
Рис. 28. Схема защиты турбогенератора 3—6 кв мощностью
1 Мвт и менее на переменном оперативном токе.
I — к устройству компаундирования; II — к измерительным приборам
III — дистанционное отключение выключателя В
66
Рассмотренная схема (рис. 27) может быть использо-
вана и для защиты турбогенераторов этой же мощности.
Лри этом, схема несколько упрощается, так как для тур-
богенераторов не требуется защита от повышения напря-
жения (реле 17, 24, 35), отпадает необходимость в цепи
отключения от реле аварийного сброса щитов и в цепи
на останов турбины. Не устанавливаются также транс-
форматоры тока, питающие устройства автоматики гид-
ростанции. В цепи отключения выключателя генератора
при действии АГП необходимо установить отключающее
устройство аналогично схеме на рис. 26.
Схема защиты турбогенератора напряжением 3—
б кв мощностью 1 Мет и менее (рис. 28), выполненная
на переменном оперативном токе, включает:
1) токовую отсечку с одним реле прямого действия 9
типа РТМ, включенным на разность токов двух фаз
(для повышения чувствительности отсечки могут уста-
навливаться два реле типа РТМ, включенные по схеме
на рис. 8,6);
2)- токовую защиту от замыканий на землю с кабель-
ным трансформатором тока нулевой последовательности
3 и чувствительным токовым реле 4;
В - 3) токовую защиту от внешних к. з., выполненную
с двумя реле прямого действия 10, 11 типа РТВ, имею-
щими обратно зависимую от тока характеристику вре-
мени действия;
4) токовую защиту от симметричной перегрузки вод-
нофазном исполнении (реле 5, 6), действующую на сиг-
нал.
Источниками оперативного тока для защит, действу-
ющих при к. з., являются трансформаторы тока 1, 2,
а для защит, действие которых происходит при повреж-
дениях и ненормальных режимах, не сопровождающих-
ся значительным снижением напряжения,— трансформа-
тор напряжения TH. При этом для большей надежности
трансформатор TH не имеет предохранителей на сторо-
не высшего напряжения. Гашение магнитного поля гене-
ратора осуществляется введением гасительного сопро-
тивления 7?г.в в цепь возбуждения возбудителя, дешун-
тирование 7?г.в осуществляется блок-контактом выклю-
чателя.
Цепи сигнализации питаются от независимого источ-
ника оперативного тока — от шинного трансформатора
Напряжения. Это необходимо для обеспечения сигнали-
67
зации отключившегося положения автомата А генера-
торного трансформатора напряжения. Дистанционное не
автоматическое отключение выключателя производится
специальной катушкой отключения 12, получающей пр
тание от трансформатора напряжения. Эта же катушка
используется для отключения выключателя при действии
защиты генератора от замыканий на землю.
Схема защиты гидрогенератора напряжением 3 -
6 кв мощностью 1 Мет и менее (рис. 29), выполненная
Рис. 29. Схема защиты гидрогенератора 3—6 кв мощностью 1 Мы
и менее на переменном оперативном токе.
I — к устройству компаундирования; // — к станционной автоматике; III —
к измерительным приборам; IV — дистанционное отключение; V—гашение
магнитного поля (см. рис. 28); VI — отключение электроприемников.
на переменном оперативном токе, включает:
1) токовую защиту в двухфазном исполнении ог
внешних и внутренних коротких замыканий с реле тока
3, 4 типа РТ-86, дешунтирующими катушки отключения
13, 14 выключателя;
2) защиту от повышения напряжения (реле 6, 9)\
3) токовую защиту от симметричной перегрузки
(реле 5, 7, 8, 10), действующую на сигнал, на автомати-
ческую разгрузку (отключение части менее ответствен-
68
IibiX потребителей) и с большей выдержкой времени
(реле 8) —на отключение генератора. Последнее вызва-
но тем, что схема предназначена для гидростанций без
постоянного дежурства обслуживающего персонала.
Реле тока типа РТ-86 (3, 4) обеспечивает отключение
генератора с выдержкой времени при внешних коротких
замыканиях и мгновенное отключение (токовой отсеч-
кой) при многофазных замыканиях в обмотке статора.
При недостаточной чувствительности отсечки к. з. в ге-
нераторе будут отключаться с выдержкой времени. За-
щита от однофазных замыканий на землю в схеме не
предусмотрена в предположении, что защищаемый ге-
нератор будет работать па сеть с током замыкания на
землю менее 5 а.
Источниками оперативного тока в схеме являются
трансформаторы тока и трансформатор напряжения TH.
Для питания цепей сигнализации используется шинный
трансформатор напряжения (шинка а').
Гашение магнитного поля осуществляется так же,
как в предыдущей схеме. С помощью такого же блок-
контакта выключателя подается импульс на останов
турбины (на схеме не показано). Схема защиты генера-
торов большей мощности, выполненные на переменном
оперативном токе, приведены в [Л. 10].
6. ОСОБЕННОСТИ ВЫПОЛНЕНИЯ ЗАЩИТЫ БЛОКА
ГЕНЕРАТОР—ТРАНСФОРМАТОР
Генератор и трансформатор образуют блок, если
генератор присоединяется к сборным шинам станции
через свой повышающий трансформатор. На блоке ге-
нератор—трансформатор устанавливаются такие же за-
щиты, что и на» генераторах и на трансформаторах
в случае их раздельной работы. При этом появляется
возможность сократить число защит, так как некоторые
защит могут быть выполнены общими,
блоков малой и средней мощности при
отсутствии выключателя между генератором и транс-
форматором выполняется общая продольная дифферен-
циальная защита (если в результате расчета ее ток сра-
батывания получается не более 1,5 /г.ном). Также вы-
полняется одна общая защита от внешних к. з. и одна
Защита от перегрузки.
•ины релепных
Например, для
69
На рис. 30 показана схема защиты блока турбоген.
ратор — трансформатор 35—6/6-—2 кв мощностью 1 Mi Г
и менее, выполненная на постоянном оперативном токе,
которая включает:
Рис. 30. Схема защиты блока турбогенератор—трансформатор
35-6/6—‘2. кв мощностью 1 Мет и менее.
I — к устройству компеундмрования; II — к измерительным приборам-
1) токовую отсечку трансформатора (реле 3, 4) со
стороны высшего напряжения трансформатора, т. е. со
стороны системы;
2) токовую защиту от внешних к. з. и внутренние
повреждений в генераторе, выполненную реле 6—8 типа
РТ-83;
70
3) токовую защиту от симметричной перегрузки
к (реле 5, 9);
| 4) газовую защиту (15), устанавливаемую в зависи-
мости от мощности трансформатора и условий его ра-
боты (Л. 1].
Выходное реле 10 применяется с самоудерживанием
на случай использования газовой защиты, так как по-
следняя при срабатывании может давать весьма кратко-
временные импульсы. Для повышения надежности могут
устанавливаться два выходных реле (рис. 31).
Токовая защита от внешних к. з. выполняется трех-
релейной для повышения чувствительности в случаях
установки трансформатора со стандартным соединением
обмоток звезда-треугольник-11. При двухфазных к. з. на
^стороне звезды такого трансформатора в одной из фаз
генератора проходит ток в 2 раза больший, чем в других
фазах. При трехрелейном выполнении защиты при всех
.трех вариантах двухфазных к. з. (Л и В, В и С, Л и С)
в одном из реле защиты будет проходить этот больший
ток, равный по величине току трехфазного к. з., приве-
денному к- реле (/р=Ва)кМт, где пт — коэффициент
трансформации трансформаторов тока 2). При двухре-
лейном исполнении чувствительность защиты снижается
в 2 раза. Схема может быть выполнена и на перемен-
ном оперативном токе, аналогично схемам на рис. 28
и 29.
Как видно из рис. 30, выполнение максимальных то-
ковых защит блоков не отличается от выполнения этих
же защит у генераторов, работающих на сборные шины.
Выбор уставок максимальных защит блока также не
имеет существенных отличий и производится по приве-
денным выше выражениям. Следует лишь напомнить,
что при расчете токов к. з., посылаемых генератором
при к. з. во внешней сети и приходящих от системы при
повреждении в генераторе, необходимо учитывать со-
противление трансформатора. Например, выражение
(6) примет следующий вид:
Е"»
(49)
/<3> ____________,
К.З.МЗКС + Хт г нсм’
le хт=н1( %/100 —индуктивное сопротивление транс-
форматора, отн. ед.
Выражение (49) справедливо при одинаковых мощ-
ностях генератора и трансформатора.
71
Таким образом, уставки защиты от внешних к. з.
выполненной по рис. 30, должны выбираться по выра!
жениям (31) и (32), защиты от перегрузки — также по
выражению (31) при /гн=1,05, а токовой отсечки в реле
6—8 типа РТ-83 — по выражениям (23) — (25), но с уче-
том сопротивления трансформатора при расчете токов
к. з.
Токовая отсечка трансформатора блока (реле 3, 4)
должна рассчитываться по выражениям (23) и (24).
При этом в выражении (23) можно принимать =
= 1,3 4-1,4, учитывая выполнение отсечки с реле РТ-40
Коэффициент чувствительности определяется по метал-
лическому замыканию между двумя фазами в месте ус-
тановки отсечки при минимальном режиме работы пи-
тающей системы по выражению (25).
Рис. 31. Схема защиты блока турбогенератор—трансформатор
35-6/6—2 кв мощностью более 1 до 30 Л1вг.
I — к устройству компаундирования; U — измерительные приборы*
72
Продольная дифференциальная защита блоков вы-
полняется несколько иначе, чем для генераторов, рабо-
тающих на шины. Это объясняется особенностями сило-
вого трансформатора, входящего в блок [Л. 11 —13, 19].
На рис. 31 показана схема защиты блока турбогенера-
тор—трансформатор 35—6/6—2 кв мощностью более 1
до 30 Мет, которая включает:
1) продольную дифференциальную токовую защиту
в трехрелейном исполнении с реле 4—6 серии РНТ
(РНТ-565 или РНТ-562);
2) токовую защиту от внешних к. з. с комбинирован-
ным пуском напряжения (реле 8—12 и 14);
3) токовую защиту от симметричной перегрузки
I (реле 7, 13), действующую на сигнал;
4) газовую защиту (20).
При работе блока на сеть с глухо заземленной ней-
|тралью (НО кв и выше) дополнительно к перечислен-
ным защитам устанавливается токовая защита нулевой
последовательности от к. з. на землю в сети. Чаще всего
реле этой защиты подключают к трансформатору тока,
установленному в заземленной нейтрали обмотки ПО кв
и выше трансформатора [Л. 19]. На блоках, имеющих
ответвление генераторного напряжения для питания
собственных нужд, максимальная токовая защита от
внешних к. з. выполняется с двумя ступенями. Первая
ступень действует на отключение выключателя блока,
вторая с большим временем — па автомат гашения поля
(АГП).
На рис. 31 показаны два выходных реле (15 и 16),
установка которых обеспечивает разделение выходных
цепей защит, резервирующих друг друга (например, при
отказе выходного реле 16 дифференциальной защиты
блок будет отключен максимальной токовой или газовой
защитой) (Л. 18].
Расчет уставок токовой защиты от внешних к. з. с
комбинированным пуском напряжения производится
так же, как и для генераторов, работающих на шины,
по выражению (31) при 1,14-1,25 и выражениям
(32) — (34), (36), (37). При расчете токов к. з. необхо-
димо учитывать сопротивление трансформатора, особен-
но при вычислении начального значения тока (при/=0).
~ установившемся режиме к. з. за трансформатором
блока хюг»хт, и поэтому сопротивление трансформато-
ра не оказывает существенного влияния на величину
73
тока /<Ч», посылаемого генератором. Расчет продольной
дифференциальной защиты блоков имеет ряд особенно
стей [Л. 19]. Там же приведены схемы выполнения им,
тоды расчета защит блоков, имеющих ответвления на
собственные нужды на стороне генераторного напряже-
ния.
7. ДЕЛИТЕЛЬНЫЕ ЗАЩИТЫ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ.
РАБОТАЮЩИХ В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ
Назначение делительных защит [Л. 18]. Делительные
защиты, устанавливаемые на электростанциях малой п
средней мощности, работающих в энергосистемах, пред-
назначаются для предотвращения аварий путем:
разгрузки электростанций, нормально получающих
дополнительную мощность из энергосистемы, в случае
их аварийного отделения от энергосистемы с нагрузкой,
превышающей располагаемую мощность;
отделения электростанций, работа которых не позво-
ляет осуществить автоматическое повторное включение
(АПВ) линий или автоматическое включение резерва
(АВР) на питающих подстанциях.
Рис. 32. Схема энергорайона с местной электростанцией, работающе»
параллельно с энергосистемой.
Т, Bi, Bs — защита генератора от внешних к. з.: токовая, минимального напря-
жения или токовая с пуском по напряжению.
74
На рис. 32 приведена одна из схем сети, по которой
может осуществляться параллельная работа небольшой
электростанции с энергосистемой. Потребляемая мощ-
ность нагрузки I секции Hi, включая собственные нуж-
ды с. н., соответствует вырабатываемой мощности гене-
раторов Г-1 и Г-2. Для обеспечения нагрузки II секции
Ни получается дополнительная мощность из энергоси-
стемы через понижающий трансформатор Т, подключен-
ный отпайкой к линии связи с энергосистемой. По этой
же линии электропередачи питаются и другие электро-
приемники района.
Рассмотрим возможные аварийные ситуации, вызван-
ные нарушением связи электростанции с энергосистемой.
1. При отключении линии электропередачи или
трансформатора электростанция отделяется от энерго-
системы с частью сети и нагрузкой Н, значительно пре-
вышающей мощность ее генераторов, в результате чего
возникает большой дефицит мощности. В этом случае
необходимо быстро отделить генераторы с соответству-
ющей нагрузкой и собственными нуждами от остального
района отключением секционного выключателя СВ, Ес-
ли этого не сделать, то может произойти полная оста-
новка электростанции с потерей собственных нужд
вследствие большой перегрузки генераторов и лавино-
образного снижения частоты и напряжения в отделив-
шемся районе.
2. При отключении линии в отделившемся районе
образовался небольшой дефицит мощности и электро-
станция продолжает работать. В этом случае следует
опасаться ее последующего несинхронного включения
при работе устройства АПВ линии. Допустимость несин-
хронного включения для генераторов можно определить
'только расчетом (см. Приложение).
3. При нарушении связи с энергосистемой в резуль-
тате к. з. на линии необходимо как можно быстрее от-
ключить ее от источников питания, а затем произвести ав-
томатическое повторное включение АПВ со стороны
энергосистемы. Отключение линии осуществляется ли-
нейным выключателем В, на который воздействует ре-
лейная защита РЗ. Для снятия напряжения со стороны
электростанции наиболее целесообразно отключить сек-
ционный выключатель СВ. При этом электростанция
отделяется со сбалансированной нагрузкой, а восстанов-
ление питания остальных электроприемников района
7S
возлагается на АПВ линии. Такое АПВ с предваритель-
ным отделением местных электростанций называется
АПВ на выделенный район нагрузки.
Из рассмотрения этих случаев видно, что назначение
делительных защит ДЗ электростанций, получающих до-
полнительную мощность из энергосистемы, состоит
в том, чтобы, с одной стороны, предотвращать опасные
несинхронные включения генераторов и нарушения нор-
мальной работы этих электростанций, а с другой — обе-
спечивать работу системной автоматики (например, АПВ
линий) и предохранять энергосистему от развития ава-
рий.
Если при отделении электростанции после отключе-
ния СВ в некоторых режимах (ремонт одного из генера-
торов, маловодный период) возможно возникновение
дефицита мощности, то необходимо в дополнение к де-
лительной защите предусмотреть на станции устройство
автоматической частотной разгрузки АЧР.
Для возможности быстрого возобновления парал-
лельной работы электростанции с энергосистемой вы-
ключатель, на который действует делительная защита
ДЗ, должен быть оборудован устройством синхрониза-
ции.
Наряду с рассмотренными случаями делительные за-
щиты в последние годы стали использоваться для авто-
матического отделения от энергосистемы некоторых теп-
ловых или гидроэлектростанций (со сбалансированной
нагрузкой), предназначенных для работы в качестве
резервных источников в случае образования большого
дефицита мощности и опасного снижения частоты
в энергосистеме [Л. 18, 21]. Такая аварийная ситуация
может иметь место в тех редких случаях, когда дейст-
виями устройств АЧР не удалось восстановить частоту
до величины, близкой к нормальной. В этих условиях
возникает опасность дальнейшего снижения частоты и
напряжения в энергосистеме и остановки агрегатов соб-
ственных нужд всех электростанций, работающих в энер-
госистеме. Для предотвращения этого опаснейшего про-
цесса и предназначается специальная делительная за-
щита (ее называют также делительной автоматикой),
с помощью которой в подобной ситуации часть электро-
станций отделяется от энергосистемы с примерно сба-
лансированной нагрузкой и в том числе с нагрузкой соб-
ственных нужд. Эти действия позволяют сохранить в ра-
76
боте несколько электростанций, которые затем обеспе-
чат быстрое восстановление нормальной работы всей
энергосистемы.
Способы выполнения делительных устройств. Авто-
матическое отделение электростанции от района нагруз-
ки может быть выполнено одним из следующих спосо-
бов:
а) с помощью релейной защиты от токов к. з. одного
из элементов связи электростанции с энергосистемой
(например, СВ на рис. 32) или защиты от внешних к. з.
генераторов, действующей с первой ступенью на отклю-
чение СВ;
б) путем передачи импульса на отделение электро-
станции при отключении по любой причине одного из
элементов связи (например, при отключении силового
трансформатора Т)\
в) с помощью специальной делительной защиты (де-
лительной автоматики):
Сравнивая эти способы, следует отметить, что защи-
ты от внешних к. з. не могут в ряде случаев обеспечить
отделение электростанции из-за недостаточной чувстви-
тельности к удаленным к. з. Кроме того, эти защиты,
как правило, имеют большие времена срабатывания,
а также не могут действовать при снижении частоты.
Передача импульса на отделение небольших электро-
станций при отключении элементов связи применяется
довольно часто, но обычно лишь в тех случаях, когда
передача этого импульса происходит в пределах одного
объекта. Однако существуют схемы для передачи отклю-
чающего импульса и на большие расстояния [Л. 13].
Наиболее эффективным устройством, обеспечиваю-
щим быстрое отделение электростанции в аварийных
ситуациях, являётся делительная защита. В настоящее
время главным образом применяются следующие типы
делительных защит [Л. 20, 21]: 1) действующая при
снижении частоты; 2) действующая при сниже-
нии напряжения; 3) реагирующая на появление
симметричных составляющих обратной и нулевой после-
довательностей тока или напряжения (/о, h, С2) при
несимметричных к. з. на элементах связи электростан-
ций с энергосистемой; 4) реагирующая на изменение на-
правления мощности в одном из элементов связи элект-
ростанции с энергосистемой; 5) действующая при повы-
шении частоты (для энергосистем и частей энергоси-
77
с-тем, в которых мощность гидроэлектростанций больше
мощности тепловых электростанций).
Выбор того или иного типа защиты должен произ-
водиться с учетом местных условий. Например, для
энергорайонов, в которых при отделении от энергосисте
мы всегда создается большой дефицит мощности, доста
Рис. 33. Схема делительной защиты для электростанции небольшой
мощности, работающей параллельно с энергосистемой.
I — к измерительным приборам.
точно установить делительные защиты по снижению ча-
стоты и напряжения. Последняя необходима потому,
что защита по снижению частоты может отказать при
очень быстром снижении напряжения в отделившемся
районе, когда могут оказаться неэффективными и ра3'
личные схемы стабилизации напряжения, подводимого
к реле частоты.
78
Если же при отделении от энергосистемы в районе
может образоваться лишь небольшой дефицит мощности
(менее 20% для электросетей сельских районов с гидро-
электростанциями и менее 30% для промышленных уз-
лов с тепловыми элекгростанциями), делительная защи-
та по снижению частоты окажется малоэффективной.
При отделении от энергосистемы в таком районе будет
происходить медленное снижение частоты, и срабатыва-
ние делительной защиты по снижению частоты произой-
дет лишь через несколько секунд или вообще не про-
изойдет при «зависании» частоты на уровне 48—49 гц.
Для такого района целесообразно применить чувстви-
тельную делительную защиту, действующую при возник-
новении к. з. на элементах связи электростанции с энер-
госистемой, которая отделит электростанцию еще до то-
го момента, когда частота начнет снижаться.
Для тех энергорайонов, где в различные периоды
года или часы суток могут меняться соотношения выра-
батываемой и потребляемой мощностей, наиболее целе-
сообразно применять такие делительные защиты, кото-
рые могли бы срабатывать и при снижении частоты и
напряжения и при к. з. на элементах связи с энергоси-
стемой.
На рис. 33 дан пример такой делительной защиты,
выполненной применительно к схеме электростанции,
приведенной на рис. 32. Схема делительной защиты
включает:
1) защиту, действующую при снижении частоты
с реле 8 типа ИВЧ-ОПА и реле времени 11 типа ЭВ-114;
2) защиту, действующую при снижении напряжения
с минимальными реле напряжения 5, 6 типа РН-54 или
ЭН-529 и реле времени 10 типа ЭВ-134;
3) защиту, реагирующую на ток нулевой последова-
тельности /о при к. з. на землю на линии связи электро-
станции с энергосистемой, выполненную с реле тока 3
кипа РТ-40 и реле времени 9 типа ЭВ-124;
4) защиту, реагирующую на ток обратной последо-
вательности /2 с реле 4 типа РТ-2 или РТФ-1, она при-
меняется вместо предыдущей защиты (10) в тех случаях,
1когда трансформатор Т работает с изолированной нейт-
ралью; эта защита рекомендуется для тепловых элект-
ростанций.
Пунктиром на схеме показана защита, реагирующая
на напряжение обратной последовательности (С2), с ре-
79
ле 7 типа РНФ-1М, которую рекомендуется применять
в схемах делительных защит гидроэлектростанций (вме-
сто фильтр-реле тока обратной последовательности Д).
При использовании фильтр-реле РНФ-1М для предот-
вращения его неправильной работы при неисправностях
во вторичных цепях трансформатора напряжения TH
необходимо, чтобы эти цепи защищались с помощью
автомата. Для предотвращения неправильной работы
защиты по той же причине реле 5 и 6 включены на раз-
ные источники питания — измерительный трансформатор
TH и трансформатор собственных нужд ТСН.
Защита по снижению частоты выполнена с дополни-
тельным реле времени для предотвращения ее непра-
вильной работы при снятии напряжении с реле типа
ИВЧ-3 или ИВЧ-011А, которое в этот момент может
кратковременно замкнуть свои контакты. При использо-
вании более совершенных реле частоты (например,
РЧ-1), лишенных этого недостатка, реле времени можно
не устанавливать.
Делительная защита действует на отключение сек-
ционного выключателя СВ. На этот же выключатель
действует собственная защита РЗ и первая ступень за-
щиты от внешних к. з. генераторов. В схеме предусмот-
рена цепь отключения СВ при отключении трансформа-
тора Т.
Для возможности вывода какой-либо защиты из-за
ее неисправности предусмотрены отключающие устрой-
ства 17—20, а также отключающее устройство 21, кото-
рое позволяет целиком вывести из действия делитель-
ную защиту, например в случаях остановки всех генера-
торов станции.
На тех электростанциях, где нет источника постоян-
ного оперативного тока, делительная защита может
быть выполнена на переменном оперативном токе [Л. 20].
При этом следует иметь в виду, что в условиях большо-
го дефицита мощности в отделившемся районе происхо-
дит глубокое снижение напряжения и использование пе-
ременного оперативного тока для отключения выключа-
телей является ненадежным. Поэтому питание оператив-
ных цепей делительных защит и отключающих катушек
выключателей следует осуществлять от предваритель-
но заряженных конденсаторов, а не от трансформа-
торов напряжения или трансформаторов собственных
нужд.
80
Для заряда конденсаторов устанавливается зарядное
устройство.
Расчет делительных защит. Для делительной защиты
по снижению частоты, предназначенной для срабатыва-
ния при нарушении связи электростанции с энергосисте-
мой (рис. 32 и 33), обычно принимается частота сраба-
тывания реле равная 47—48 гц. Время действия допол-
нительного реле времени обычно равно 0,3—0,5 сек
(реле может не устанавливаться, если применяется но-
вое реле частоты типа РЧ-1).
Общее время действия этой защиты зависит от вели-
чины дефицита мощности и от параметров вращающих-
ся машин и механизмов в отделившемся районе и опре-
деляется расчетом [Л. 20, 21, 25]. Для схем с дополни-
тельным реле времени с уставкой 0,3—0,5 сек прибли-
женно можно считать, что при дефиците мощности рав-
ном 30% и при выбранной частоте срабатывания реле,
равной 47 гц, общее время действия делительной защи-
ты по снижению частоты, как правило, составляет; для
сельских районов с гидроэлектростанциями примерно
1,3 сек\ для промышленных районов с тепловыми элек-
тростанциями, оборудованными отечественными турбоге-
I нераторами, не более 2,5 сек (при наличии мощных ме-
ханизмов с большими инерционными постоянными и тур-
боагрегатов с большими моментами инерции это время
может оказаться значительно большим). При том же
дефиците мощности, но при установленной частоте сра-
। батывания реле, равной 48 гц, общие времена действия
защиты снижаются соответственно до 1 и до 1,8 сек.
I В случае образования большего дефицита мощности за-
гщита сработает быстрее.
Для делительной защиты по снижению частоты,
предназначенной для отделения от энергосистемы элек-
тростанции, выделенной в качестве резервного источни-
ка при общесистемном снижении частоты до опасного
[предела, могут выбираться различные уставки по часто-
те п по времени. Для селективной делительной защиты
I Устанавливается частота срабатывания 46-—47,5 гц и
время срабатывания (на реле времени) 5—10 сек. При
одновременном снижении напряжения ниже 0,7—
0,877НОМ действие этой делительной защиты может уско-
Ряться до 2—3 сек.
В таких энергосистемах и районах энергосистем, где
возможно образование значительных дефицитов мощно-
1333 81
С4й, на Всех тепловых электростанциях должна выпол-
няться ограничено селективная делительная защита
с двумя ступенями действия: одной — с частотой сраба-
тывания 45 гц и временем действия 0,5 сек; второй —
с частотой срабатывания порядка 47 гц и временем
действия 30—40 сек. Для электростанций, расположен-
ных в энергорайонах, где возможны особо большие де-
фициты мощности и где по каким-либо причинам вре-
менно недостаточен объем АЧР, при наличии ответст-
венных потребителей допускается совсем неселективное
выполнение делительной защиты с частотой срабатыва-
ния 46,5—47,5 гц и временем срабатывания около 1 се
При таких уставках эта защита может сработать рань
ше некоторых устройств АЧР и поэтому называется не-
селективной.
Защита, действующая при снижении напряжения,
может работать не только при большом дефиците мощ-
ности, но и при к. з. на линиях, отходящих ог
шин электростанции. Поэтому ее время действия /д
выбирается на ступень At больше, чем время действия
максимальных токовых защит отходящих линий
/д.8 At.T.3 +АЛ
(50)
Напряжение срабатывания этой защиты выбирается
таким же, как для защиты минимального напряжения
генераторов по выражениям (33) и (35).
Защита, реагирующая на ток нулевой последователь-
ности 10, не может действовать при к. з. на элементах
генераторного напряжения. Поэтому время действия
этой защиты принимается весьма небольшим (0,5 сек),
т. е. на ступень. At выше времени срабатывания быстро-
действующих защит линий электропередачи НО кв и
выше. Ток срабатывания этой защиты предварительно
выбирается по следующему условию:
/с.8 (3—4) /нб^Т, (51)
где /Нб — ток небаланса, замеренный прибором типа
БАФ-85 во вторичной цепи трансформатора тока, уста-
новленного в заземленной нейтрали полностью нагру*
женного трансформатора; пт — коэффициент трансфор-
мации этого трансформатора тока (поз. 2 на рис. 33)-
Затем необходимо проверить чувствительность защи-
ты к наиболее удаленным к. з. на линии связи с сист •
мой, а также по возможности согласовать эту защиту
82
по чувствительности с защитами от замыканий на землю
других линий энергосистемы [Л. 19, 20].
Защиты, реагирующие на ток и напряжение обратной
последовательности (/2, t/2), рассчитываются аналогич-
но: предварительно принимается минимальная уставка
на фильтр-реле, а затем производится проверка защиты
по чувствительности. Время действия этих защит выби-
рается по выражению (50) так же, как для защиты по
снижению напряжения. Поэтому в схеме на рис. 33 они
действуют на одно и то же реле времени 10.
Согласование действий делительных защит и уст-
ройств АПВ. Для обеспечения успешного АПВ линий
связи с энергосистемой необходимо, чтобы действие
АПВ происходило после срабатывания делительных за-
щит, установленных на местных электростанциях райо-
на. Поэтому при определении времени действия АПВ
линии в дополнение к известным условиям [Л. 4] необ-
ходимо, чтобы
+м,
(52)
где tR3 — наибольшее время действия делительных за-
щит станций; At— ступень селективности, учитывающая
необходимое время для деионизации среды в месте к. з.
на линии, неточность работы реле времени и т. п.; при-
нимается в пределах 0,5—0,7 сек.
Для исключения возможности опасного несинхрон-
ного включения генераторов в случае отказа делитель-
ной защиты электростанции рекомендуется выполнять
устройства АПВ линий связи с контролем и ожиданием
исчезновения напряжения на линии {Л. 4]. При этом
напряжение (ток) срабатывания реле контроля отсутст-
вия напряжения на линии в схеме АПВ должно быть
выбрано не менее чем на 10% ниже напряжения сраба-
тывания реле делительной защиты по снижению напря-
жения (реле 5, 6 на рис. 33). Следует иметь в виду, что
(контроль отсутствия напряжения на линии, измеряю-
щий, как правило, напряжение только одной фазы ли-
нии, не может полностью исключить вероятность несин-
хронного АПВ, например, при к. з. на землю именно
этой фазы линии. Это обстоятельство еще раз подчер-
кивает значение и важность надежной .работы делитель-
! ных защит электростанций.
Контроль отсутствия напряжения на линии в схеме
АПВ может не выполняться в тех случаях, когда рас-
6* 83
четы показывают допустимость несинхронного включе-
ния генераторов (см. Приложение).
Такое же согласование с делительной защитой по
времени и по напряжению срабатывания производится
и для устройств АВР, так как действие делительной за-
щиты должно происходить раньше, чем сработает схема
АВР. При этом схема АВР должна выполняться не
только с контролем, но и и с ожиданием исчезновения
напряжения в течение всего периода времени, пока на-
пряжение на электростанции не снизится до напряжения
срабатывания делительной защиты и последняя сможет
сработать. Пример такой схемы АВР приведен в (Л. 22].
ПРИЛОЖЕНИЕ
Вычисление установившегося тока трехфазного к. з. (/^ у
Для генераторов с известными значениями О КЗ и /.и величина
установившегося тока при трехфазиом к. з. на его выводах
определяется по выражению (10). Для того чтобы вычислить уста-
новившийся ток в любой точке простой или сложной схемы,
необходимо представить каждый из генераторов величинами, ха-
рактеризующими установившийся режим: £«> и х<». Для простой
расчетной схемы с одним генератором при к. з. за сопротивлением
Хин ток вычисляется по выражению
00 Хоо+
<53)
Более сложная расчетная схема может быть приведена к про-
стой схеме известными преобразованиями (Л. 5—7].
Для практических расчетов установившегося режима трехфаз-
ного к. з. допускается предположение о том, что все участвующие
в схеме генераторы имеют небольшое насыщение (т. е. их харак-
теристики холостого хода прямолинейны), и поэтому реактивное
сопротивление генератора Хоо принимается равным его синхронной
ненасыщенной реактивности по продольной осн xd
x<x,=xd. (54)
Если величина xd неизвестна, можно вычислить ее по следую-
1ему выражению:
Значение э. д. с. Е» при прямолинейной (спрямленной) харак-
еристике холостого хода принимается равным величине тока воз-
буждения генератора, отн. ед.:
Е*оо=/.в. (56)
Для генераторов, оборудованных устройствами АРВ и УБВ,
, при работе в режиме предельного возбуждения величина /»в в вы-
ражении (56) заменяется величиной /*в пред (12).
85
Известно, что APB стремится поддерживать напряжение гещ
ратора на уровне нормального t/г.иом при всех изменениях нор-
мального режима. При близких к. з., несмотря на предельное воз-
буждение, восстановление напряжения до нормальной величины
Ut.hom невозможно. При удалении точки к. з. снижение напряж-
ния на зажимах генератора становится все меньше и тем меньшее
увеличение тока возбуждения требуется для компенсации этого
снижения напряжения. При к. з. за каким-то критическим реактив-
ным сопротивлением напряжение на генераторе остается равным
нормальному £/<«, = {/г.ном. Величина критического сопротивления
для установившегося режима определяется по выражению
^оо^твом
Хкро°= вто— пг.ном
(57)
Если величина лг<» и Е„ представлены в относительных едини-
цах при номинальных данных генератора, то Нг.ном=1. Зная хкроо,
достаточно сравнить его с сопротивлением сети до точки к. з. х-п
(53), чтобы определить, в каком режиме работает генератор..
При хВн=^.Хкр<» имеет место режим предельного возбуждения
и ток определяется по выражениям (53)—(56), причем в выр-
жеиие (56) подставляется величина
При Хвн^Хкрео сохраняется режим нормального напряжения,
т. е. генератор может рассматриваться как источник неограничен-
ной мощности, его х<»=0, а э. д. с. ET=Ui вом- В этом случае
ток определяется по выражению
г(3)_
00 Хвн
Пример 2. Определить установившийся ток от генератора
типа Т2-3-2 (см. пример 1) при трехфазном к. з. в точке сети, со-
противление до которой в относительных единицах при номиналь-
ных данных генератора равно лг,ви=О,3.
При /,в.пр=3,5 и 07(3=0,82 вычисляем:
по (55) ~ Q g2 = 1,22’
по (56) Е»оо=/.в.пр=3,5;
1,22-1
по (57) \кроо = 3,5-1
Поскольку лг,вн=0,3<л:*крсо=0.49, генератор работает в режи-
ме предельного возбуждения и его ток равен:
3,5
/(•’)----------------9 Q.
“00 - 1,22 + 0,3 —
= ^4-»ом= 2,3-344 = 790 а.
86
Если бы сопротивление до точки к. 3. Оыло бы, напримёр, рай-
по х»вн=0,7, то х,вН>х.кр«,=0,49. В этом случае ток вычисля-
ется по выражению (58)
/££ = с^=1,43; 7^= 1,43-344 = 490 а.
Учет нагрузки. В процессе установившегося к. з. нагрузка,
оставшаяся присоединенной к сети, существенно изменяет величины
и распределение токов в схеме. В практических расчетах нагрузку
представляют в схеме замещения как генератор с э. д. с. £,н=0 и
чисто индуктивным сопротивлением, равным
х*н==1,2.
считая эту величину отнесенной к полной (тысячи киловольт-ампер)
рабочей мощности нагрузки и среднему номинальному напряжению
ступени, где она присоединена (Л. 5]
Из схемы на рис. 34 видно, что нагрузка
шунтирует поврежденную линию и тем умень-
шает внешнее сопротивление цепи (xRn). Это
приводит к увеличению тока генератора, умень-
шению его напряжения и соответственно
уменьшению тока в месте к. з. С увеличением
удаленности к. з. влияние нагрузки сказывает-
ся сильнее, что необходимо учитывать при
расчетах релейной защиты как генераторов,
так и отходящих линий (трансформаторов).
При трехфазном к. з. на выводах генера-
тора присоединенная нагрузка в установив-
шемся режиме не играет роли и не учитыва-
ется при расчете.
Пример 3. К шипам генератора Т2-3-2 (из
примеров 1 и 2) подключена нагрузка
(рис 34), равная 75% мощности генератора.
Определить токи генератора (£<») и в месте
трехфазного к. з. (/Коо) за сопротивлением
х*«=0,3, отнесенным к номинальным данным
(59)
Рис. 34. Схема для
расчета установив-
шегося режима
трехфазного к. з.
с учетом нагрузки.
генератора.
Реактивное сопротивление нагрузки, приведенное к мощности
генератора:
1
х,.н= 1,2 Q 75 — 1,6.
Результирующее реактивное сопротивление до места к. з.
1,22-1,6
^*в — (x4iV^»h) + । 22+1 6 + ®'3=0,99.
Результирующая э. д. с. (при £4Н — 0)
£*» —
£*гЗС*н ~Е £*1<^Сг
+ Х#н
3.5-1,6
1,22+ 1,6 =,-98.
87
Ток в месте к. з.
/(3)
/#гсо
/(3) £*э_1.98
/*коо—хев 0,99 — А
I ^=2-344 = 688 а (в 1,15 раза меньше, чем в примере 2).
Напряжение генератора
^« = /^*«=2-0,3 = 0.6.
Ток генератора
Е,гоо — U*t 3,5 —0,6
----------=-М2-=2-38:
/^ = 2,38-344 = 820 а (больше, чем в примере 2),
По сравнению с методом вычисления токов /о» по расчетным
кривым рассмотренный метод (спрямленных характеристик) обла-
дает известными преимуществами: позволяет использовать фактиче-
ские (а не средние) параметры генератора и позволяет учитывать
нагрузку, подключенную в любых точках расчетной схемы (а не
только у шин генератора).
Определение допустимости несинхронного включения генерато-
ров и трансформаторов. Для определения допустимости несинхрон-
ного включения необходимо вычислить ток несинхронного включе-
ния /Нс и сравнить его с допустимой величиной тока несинхронного
включения генератора или трансформатора {Л. 18]. Для вычисле-
ния /Нс расчетная схема приводится к простейшему виду: два гене-
ратора, соединенные одиночной линией (рис. 35). Генератор Г-1,
для которого определяется ток 1ВС, -представлен своими парамет-
рами Е"»^ = 1,05 и (6). Генератор Г-2, под которым может
подразумеваться одиночный генератор, стаяция или энергосистема,
представлен э. д. с. Е",г_2 ~ 1,05 и сопротивлением • В це-
лях получения максимального значения /ис в энергосистеме или на
станции (Г-2) должны быть включены все генераторы, т. е.
должен быть минимально возможным. Нагрузка при этом не учиты-
вается.
б)
Рис. 35. Схемы для определения тока несинхронного включения /не
и тока качаний /1!ач.
а — расчетная; б — замещения.
88
Ток несинхронного включения равен:
£"<г.! +£\г-2
где
(60)
Л'*э — + Х*Т + Л'.Л + х',,.г?Г-2- (61)
Несинхронное включение допустимо, если соблюдаются сле-
дующие условия [Л. 18]:
а) для турбогенераторов и гидрогенераторов с успокоительными
контурами (обмотками) кратность тока несинхронного включения
должна быть:
Дне
^т.ном
0,625.
V"
(62)
исключение составляют мрщные турбогенераторы с непосредствен-
ным охлаждением обмоток серин ТВВ и ТВФ, для которых несин-
хронное АПВ допускается только в аварийных режимах при усло-
вии, ЧТО /пс/А'.ном^З;
б) для гидрогенераторов без успокоительных обмоток
/
нс
^г.ном
<3;
(63)
в) для синхронных компенсаторов
/мс 0,84
I Vn '
1 ном л «и
(64)
Условие (62) дано с запасом, предусматривающим возможность
включения генераторов при повышенных значениях частоты и э. д. с.
(максимальное значение э. д. с. принято равным 1,5 для гидро-
генераторов и 1,2 для турбогенераторов). В тех случаях, когда
заведомо известно, что несинхронное включение происходит при
значениях частот и напряжений, отличающихся от номинальных не
более чем на ±5%, максимально допустимые кратности токов не-
синхронных включений по (62) могут быть увеличены на 13% Для
турбогенераторов (кроме турбогенераторов с непосредственным
охлаждением обмоток) и на 35% для гидрогенераторов с успокои-
тельными обмотками.
При расчетах допустимости несинхронного включения необхо-
димо проверять кратность токов не только для генераторов, но и
для соответствующих трансформаторов, связывающих включаемые
электростанции или энергосистемы. Исключение составляют транс-
форматоры блоков, где мощность трансформатора равна мощности
генератора (или генераторов, подключенных к трансформатору).
Для трехфазных трансформаторов небольшой мощности, а имен-
но до 2 Л1в • а (включительно) с алюминиевой обмоткой и до
89
5 Me а (включительно) с медной обмоткой кратность тока должна
быть:
/нс felOO
^Т.ИОМ
(Ь5)
где «к. % — напряжение к. з., % (по паспорту трансформатора);
k — расчетный коэффициент, учитывающий повышенное значение
э. д. с. при несинхронном АПВ; k=0,85 для гидрогенераторов,
/г=0,95 для турбогенераторов; Л=1,0 для турбо- и гидрогенераторов
при повышении э. д. с. не более чем на 5%.
Для трансформаторов большей мощности допускаются несколь-
ко меньшие кратности тока несинхронного включения, определяемые
как
7ИС А100
где
р = 1оо-^Ч (66)
«St.ном — номинальная мощность трансформатора, Мв-а; SH,3 —
мощность к. з., Мв • а, берется из следующих данных:
Номинальное напряжение Свыше
сети, кв............. До 6 10—35 НО 220 330 330
«к.а> Мв-л............. 1000 1 500 5 000 10 000 15000 25000
Расчет тока несинхронного включения /Нс без учета нагрузки
дает правильные результаты, если, нагрузка в отделившейся части
энергосистемы или на электростанции оказывается значительно
меньше суммарной мощности генераторов этой части системы или
станции. В тех же случаях, когда к отделившейся электростанции
нли части энергосистемы остается подключенной значительная на-
грузка (по величине того же порядка или больше суммарной мощ-
ности генераторов), расчеты без учета нагрузки дают завышенные
значения кратностей токов /Нс. Это объясняется тем, что при не-
синхронном АПВ из-за отсоса нагрузкой части тока несинхронного
включения (7Нс) снижаются кратности токов в генераторах, к кото-
рым подключена нагрузка. Поэтому в тех случаях, когда в расче-
тах без учета нагрузки получаются кратности токов, превышающие
допустимые по (62)—(65а), следует выполнить дополнительный
расчет с учетом нагрузки. Пример такого расчета приведен
в (Л. 18].
Вычисление тока качаний. Если качания с углом 180° возникли
при несинхронном включении генератора, например при несинхрон-
ном АПВ воздушной линии (рис. 35), то 7«ач определяется по вы
ражениям (60) и (61).
Если качания с углом 180° возникли после отключения короткого
замыкания защитой с выдержкой времени, то в эти выражения вместо
сверхпереходных величин Е" r.j и подставляются переходные
93
величины Г' Г_1 и xf (/г_, [.И. 10]. Величина £% может быть йриблй-
женно определена по выражению (8), в котором х"a d заменяется
на х.'*л.
Расчетная проверка обеспечения надежной работы токовых
реле при больших погрешностях трансформаторов тока {Л. 23].
Проверка заключается в определении кратности тока в токовом
реле и в сравнении этой кратности с допустимой (определенной
испытаниями). Проверка производится в тех случаях, когда рас-
четная погрешность трансформаторов тока превышает 10%. Надеж-
ная работа (без вибрации) реле типа РТ-40 обеспечивается, если
Щр
_ 0 >6/f1PaclJ
“ Лет ’
надежная работа реле типа ЭТ-520 обеспечивается, если
0,65/'1Ра(,ч
шр = -—7-----------
' уст
(67)
(68)
где /Ир — кратность тока в реле при максимальном значении тока
к .з.; /уст — ток срабатывания реле (уставка), определяется по (26).
Приведенный ко вторичным цепям ток /'грасч определяется по
выражению, аналогичному (26):
/ „ ь(3>
' 1РасчкСх
7'1Расч == - ~
(69)
где /грасч — максимальный (первичный) ток к. з., 'Проходящий через
трансформаторы тока.
Пример 4. Для дифференциальной защиты турбогенератора ти-
па Т2-3-2 (пример 1) используются трансформаторы тока с коэффи-
циентом трансформации дт=400/5, собранные в неполную звезду
(рис. 7,а). Ток срабатывания дифференциальной защиты с реле
РТ-40, выбранный по выражениям (19)—(21), равен 447 а:
7с.3=^ A?/JIf,.Pac,i= ^л^апеР^олн^7^3д макс — 1,3-2-0,5-0,1 -2 960 = 385 л;
/с.а> I .З/т.вом = 1,3-344 = 447 а.
Ток срабатывания реле (уставка) по выражению (26)
7с.^х _447-1
,уст = пт ~ 400/5
Максимальный ток к. з. от системы, параллельно с которой
работает генератор, равен 4 000 а, максимальный ток к. з. от гене-
ратора из примера 1 равен 2 960 а. Таким образом, при к. з. на вы-
водах генератора расчетный первичный ток /1Расч=6 960 а. По вы-
ражению (69)
t 71Рвсч^^ __________6 960-1
7,1рясч = 400/5 = 87 а
91
Подставляя полученные величины в выражение (67), потучиМ:
0.6/'1РасЧ 0,6-87
иг₽~ /уст 5,6 — 9,3 >4.
Таким образом, надежная работа (без вибрации) реле РТ-40
в заданных условиях не обеспечивается. Даже при изолированной
работе рассматриваемого генератора (Драен = 2 960 с) шр~-4. Сле-
довательно, дифференциальную защиту необходимо выполнить
с реле сернн РНТ-560.
Кроме расчетной проверки, устройства защиты с токовыми реле,
подключенные к трансформаторам тока, погрешность которых пре-
вышает 10%, должны проверяться на отсутствие вибрации этих
реле путем испытаний. Для этого в полную схему защиты на за-
жимы трансформатора тока подается вторичный синусоидальный
ток (контролируемый осциллографом), равный Драсч/пт, и прове-
ряется надежность замыкания контактов токовых реле (Л. 18].
ЛИТЕРАТУРА
1. Правила устройства электроустановок. М., «Энергия», 1966.
2. Правила технической эксплуатации электростанций н сетей.
Выпуск для персонала сельских электроустановок. Изд. 2-е. М.,
«Энергия», 1965.
3. П и о т р о в с к н fi Л. М. Электрические машины. Изд. 6-е.
М., «Энергия», 1972.
4. Справочник по релейной защите. Под общ. ред. Берко-
вича М. А. Госэнергоиздат, 1963.
5. У л ь я н о в С. А. Электромагнитные переходные процессы.
/1., «Энергия», 1970.
6. Гессен В. Ю. Аварийные режимы и защйта от них в сель-
скохозяйственных электросетях. Сельхозгиз, 1961.
7. Б е л я е в а Е. Н. Как рассчитать ток короткого замыкания.
М., «Энергия», 1964.
8. М у с а э л я н Э. С. Проверка и испытания при монтаже
турбогенераторов. Госэнергоиздат, 1962.
9. Б а р з а м А. Б. Системная автоматика. М., «Энергия», 1964.
10. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 1. За-
щита генераторов, работающих на сборные шнны, Госэнергоиздат,
1961.
11. Федосеев А. М. Основы релейной защиты. Изд. 2-е.
Госэнергоиздат, 1961.
12. Ч е р н о б р о в о в Н. В. Релейная защита. Изд. 4-е. М.,
«Энергия», 1971.
13. Беркович М. А. н Семенов В. А. Основы техники
и эксплуатации релейной защиты. Изд. 5-е. М., «Энергия», 1971.
14. Фабрикант В. Л., Андреев В. А, Бондарен-
ко Е. В. Задачник по релейной защите. М., «Высшая школа», 1971.
15. Бургучев С. А. Электрические станции, подстанции и
системы. Изд. 2-е. М., «Колос», 1966.
16. Руководящие указания по выбору аппаратуры в системе
собственных нужд 0,4 кв. Выпуск Теплоэлектропроекта, 1962.
17. Зейлидзон Е. Д. Защита генераторов низкого напря-
жения малой мощности. «Энергетик», 1954, № 9.
18. Сборник директивных материалов. Электрическая часть.
М., «Энергия», 1971.
19. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 5. Защи-
а блоков генератор-трансформатор и генератор-автотрансформатор.
М, «Энергия», 1963.
20. Ш а б а д М. А. Делительные защиты, установленные на
электростанциях небольшой мощности, работающих в энергосисте-
ме. М., «Энергия», 1967.
93
21. Б е р к о в и ч М. А. и Семенов В. А. Основы автома-
тики энергосистем. М., «Энергия», 1968.
22. 3 а х а р о в С. Н. и Шабад М. А. Релейная защита и
противоаварийная автоматика. — В кн.: Достижения в области экс-
плуатации энергетического оборудования в системе Ленэнерго. М_.
«Энергия», 1968.
23. В а в и н В. Н. Трансформаторы тока. М., «Энергия», 1966.
24. С л о д а р ж М. И., Фридман А. Ю. Дифференциаль-
ная защита генераторов и высоковольтных двигателей. — «Электри-
ческие станции», 1971, № 5.
25. Шабад М. А. Расчеты релейной защиты и автоматики
распределительных сетей, Л., «Энергия». 1972.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие ..... .................... 3
1. Основные параметры и характеристики синхронных генера-
торов, необходимые для расчета релейной защиты ... 5
2. Виды повреждений и ненормальных режимов работы гене-
раторов и требования к защите генераторов . . . 16
3. Защита генераторов напряжением 3—6 кв мощностью до
30 Мет ...................................................23
4. Защита генераторов напряжением 690 в и ниже мощ-
ностью до 1500 кет......................................... 49
5. Полные схемы защиты генераторов...................... 61
6. Особенности выполнения защиты блока генератор —
трансформатор...............................................69
7. Делительные защиты на электростанциях, работающих
в энергосистемах........................................ . 74
Приложение......................................... ..... 85
Литература . . .................................93