biblem
elekbomonter
Библиотечка электротехника
— приложение к журналу “Энергетик ”
Основана в июне 1998 г.
Выпуск 3 (123)
А. Л. Соловьев
ЗАЩИТА ГЕНЕРАТОРОВ
МАЛОЙ И СРЕДНЕЙ
МОЩНОСТИ ТЕРМИНАЛАМИ
“СИРИУС-ГС”
Москва
НТФ “Энергопрогресс”, “Энергетик”
2009
УДК 621.316.9
ББК 31.27-05
С 60
Главный редактор журнала “Энергетик” А. Ф. ДЬЯКОВ
РЕДАКЦИОННЫЙ СОВЕТ
“Библиотечки электротехника”
В. А. Семенов (председатель), И. И. Батюк (зам. председателя),
Б. А. Алексеев, К. М. Антипов, Г. А. Безчастнов, А. Н. Жулев,
В. А. Забегалов, В. X. Ишкин, Ф. Л. Коган, В. И. Кочкарев,
Н. В. Лисицын, | Л. Г. Мамиконянц|, В. И. Пуляев, А. И. Таджибаев,
Ю. В. Усачев
Соловьев А Л.
С 60 Защита генераторов малой и средней мощности терми-
налами “Сириус-ГС”. — М.: НТФ “Энергопрогресс”, 2009.
— 92 с.; ил. [Библиотечка электротехника, приложение к
журналу “Энергетик”; Вып. 3 (123)].
Приведена методика расчета токов коротких замыканий, необходи-
мых для выбора уставок и настройки защит генератора. Рассмотрены ме-
тоды построения, схемы выполнения и примеры выбора уставок защит
статорных цепей генераторов малой и средней мощности для цифровых
терминалов “Сириус-ГС”.
Для специалистов, работающих в области релейной защиты и систем-
ной автоматики электрических станций.
ISSN 0013-7278 © НТФ “Энергопрогресс”, “Энергетик”, 2009
Предисловие
Электрическая энергия — продукт, обеспечивают
пп
жизнедея-
тельность и развитие цивилизованного общества, — является бази-
сом для экономического развития любого государства. Развитие со-
временной энергетики немыслимо без модернизации действующих
и строительства новых электрических станций. Основой любой
электрической станции является генератор, вырабатывающий элек-
трическую энергию. Предыдущая концепция развития мировой
энергетики заключалась в увеличении мощностей генераторов еди-
ничных энергоблоков. Благодаря этому мощности современных
синхронных турбогенераторов достигают 1200 МВт. Для повыше-
ния генерирующей мощности применяют энергоблоки с шестифаз-
ными генераторами. Вывод из работы генератора большой мощно-
сти неминуемо создает дефицит электрической энергии в энергоси-
стеме. Для надежного энергоснабжения потребителей современная
энергетика требует модернизации и строительства новых электри-
ческих станций малой и средней мощности. Причем для районов,
удаленных от больших энергосистем, такие электростанции явля-
ются основным источником электроснабжения и обеспечивают
бесперебойное электропитание ответственных потребителей при
авариях в энергосистеме.
Развитие микропроцессорной техники и ее применение в автома-
тизации производства электрической энергии позволили повысить
надежность и качество работы отдельных объектов энергетики и
энергосистем. В связи с этим существенно изменилась и техника ре-
лейной защиты (РЗ). Цифровые терминалы позволяют контролиро-
вать режимы работы и выполняют полноценную защиту любого
электроэнергетического оборудования при аварийных и ненорма-
льных режимах работы, имеют стабильные характеристики, упро-
щают настройку и выполнение защит, работают в составе систем
АСУ энергопредприятий.
К релейной защите генераторов пред ъявляются высокие требова-
ния по быстродействию при коротком замыкании (КЗ) в генераторе
3
и на его выводах. Релейная защита должна обеспечивать работу ге-
нератора на предельных тепловых характеристиках изоляции обмо-
ток при внешних КЗ или в режиме перегрузок. Изоляция обмоток
генераторов средней мощности составляет 50 — 60 % стоимости ма-
шины, поэтому аварийные режимы, связанные с повреждением
изоляции обмоток генератора, приводят к дорогостоящим ремонт-
ным работам. Быстрое отключение генератора при внутренних КЗ
минимизирует разрушения в генераторе и не приводит к выпадению
из синхронизма параллельно работающих исправных машин, разва-
лу энергосистемы. При правильной работе защит генераторы рабо-
тают без недопустимых режимов и перегрузок. Это позволяет про-
длить срок их эксплуатации. В свою очередь неправильные (излиш-
ние) действия релейной защиты на отключение генератора создают
дефицит электрической энергии и отключение потребителей.
В связи с актуальностью проблемы по созданию электрических
станций малой и средней мощности данная работа посвящена во-
просам расчета, выбора уставок и настройки защит генераторов ма-
лой и средней мощности, выполненных на терминале “Сириус-ГС”
производства ЗАО “Радиус-Автоматика”. Цифровой терминал “Си-
риус-ГС” применяется для защиты турбо- и гидрогенераторов мощ-
ностью до 160 МВт. “Сириус-ГС” имеет мощную гибко расширяе-
мую аппаратную платформу, выполнен с применением современ-
ных алгоритмов построения защит синхронных генераторов,
позволяет настроить защиты с учетом параметров защищаемого ге-
нератора и сети, работать в составе АСУ электрической станции.
Автор выражает глубокую благодарность профессору М. А Ша-
баду и доценту А М. Александрову за ценные советы при написа-
нии этой работы.
Замечания и пожелания по брошюре
просьба направлять по адресу:
115280, Москва, ул. Автозаводская, 14/23.
Редакция журнала “Энергетик”
Автор
4
ГЛАВА ПЕРВАЯ
Основные характеристики
синхронных генераторов
4
Для правильного выбора РЗ и расчета ее уставок прежде всего не-
обходимо знать тип и технические данные (параметры) защищаемо-
го генератора.
Наибольшее распространение получили синхронные генераторы
(СГ), особенностью которых является постоянная частота враще-
ния, называемая синхронной. У СГ частота вращения п находится в
строго постоянном отношении к частоте сети:
рп
60’
(1.1)
где f — частота переменного тока (в нормальных условиях 50 Гц);
1&— частота вращения генератора, мин-р — число пар полюсов.
- В заводских
МА
значениях типов СГ последняя цифра обычно
обозначает число полюсов ротора генератора. По числу пар полюсов
можно определить частоту вращения СГ:
р
(1.2)
юн:
Например, для турбогенератора типа Т2-6-2 р = 1 и, следователь-
мин-1. Для гидрогенератора типа ВГСП5-213-24
12, п = 250 мин- к
Неподвижная часть синхронного генератора, где расположена
обмотка переменного тока, называется статором. Вращающаяся
часть генератора, где расположена обмотка возбуждения, называет-
ся ротором. Постоянный ток, необходимый для питания обмотки
возбуждения в генераторе с электромаш инны м возбуждением, фор-
5
мируется в генераторе постоянного тока — возбудителе, который
размещается на общем валу основного генератора или устанавлива-
ется отдельно. Такой принцип возбуждения применяется для боль-
шинства СГ малой и средней мощности. Исключение составляют
генераторы мощностью до 100 кВт, которые выполняются с само-
возбуждением. В последнее время для генераторов малой и средней
мощности широко используются тиристорные системы возбужде-
ния и системы возбуждения на ЮВТ-транзисторах.
В быстроходных СГ (турбогенераторах) ротор представляет собой
массивный цилиндр (“бочку”) с осевыми пазами, в которых разме-
щается обмотка возбуждения. Такие синхронные машины называ-
ются неявнополюсными и выполняются в виде двухполюсных
(3000 мин-!) и четырехполюсных (1500 мин-!) генераторов. Оте-
чественные турбогенераторы выполняются с частотой вращения
3000 мин-!.
В тихоходных генераторах (например, гидрогенераторах) ротор
имеет форму колеса, на внешней поверхности которого укрепляют-
ся выступающие полюсы—электромагниты. Такие синхронные ма-
шины называются явнополюсными, и их частоты вращения находятся
в пределах от 50 до 750 мин-!.
На полюсах ротора явнополюсных машин кроме обмотки воз-
буждения может располагаться успокоительная (демпферная) обмот-
ка, предназначенная для повышения устойчивости работы генера-
тора. У генераторов с успокоительной обмоткой ток в начальный
момент КЗ (при /= 0) существенно больше, чем у генераторов без
успокоительной обмотки. Гидрогенераторы малой мощности отече-
ственного производства выпускались без успокоительных обмоток.
Некоторые гидрогенераторы малой мощности иностранных фирм и
все гидрогенераторы средней мощности имеют успокоительную об-
мотку. У турбогенераторов роль демпферной обмотки играет сталь-
ной массив (“бочка”) ротора.
Ротор турбогенератора может приводиться во вращение газовой
или паровой турбиной, гидрогенератор — гидротурбиной, дизель-
генератор —двигателем внутреннего сгорания. При вращении рото-
ра полюса электромагнитов, проходя последовательно мимо про-
водников обмотки статора, наводят в них в соответствии с законом
электромагнитной индукции переменную синусоидальную ЭДС с
частотой 50 Гц. При симметричной трехфазной нагрузке генератора
по обмоткам статора проходит симметричный трехфазный ток. Но-
минальная полная мощность синхронного генератора определяется
по выражению:
6
Г.НОМ
Г.НОМ*
Активная мощность генератора при номинальном токе и номи-
нальном напряжении определяется по выражению:
Г.НОМ
r.HOMCOS<P’
(1.4)
где t/r ном “ номинальное междуфазное напряжение генератора, кВ;
4 ном “ номинальный фазный ток генератора, A; cos <р — коэффи-
циент мощности.
Номинальный коэффициент мощности для турбогенераторов до
100 МВт равен 0,8; для турбогенераторов мощностью 160 — 500 МВт
- 0,85.
Номинальный коэффициент мощности для гидрогенераторов до
125 МВт включительно равен 0,8; для гидрогенераторов мощностью
125 - 360 МВт - 0,85.
Для серийных турбогенераторов принят следующий ряд номина-
льных активных мощностей, МВт: 2,5; 4,0; 6,0; 12,0; 32,0; 63,0; 100,0;
120,0; 160,0; 200,0; 300,0; 500,0; 800,0; 1000,0; 1200,0.
Турбогенераторы мощностью до 63 МВт в России выпускаются с
косвенным охлаждением. При косвенном охлаждении турбогенера-
торов отвод тепловой энергии от обмоток выполнятся через слой
изоляции. Турбогенераторы мощностью более 63 МВт в России вы-
пускаются с непосредственным охлаждением. При непосредствен-
ном охлаждении отвод тепловой энергии от обмоток выполняется
при непосредственном контакте обмоток генератора и охлаждаю-
щего газа или жидкости.
Номинальные реактивные мощности турбогенераторов опреде-
ляются по номинальной полной или активной мощности:
Г.НОМ *^Г.НОМ sin Ф ’
Г.НОМ ^г.ном^Ф*
В расчетах РЗ генераторов чаще всего используется ток /г ном,
определяемый из выражения (1.4):
Г.НОМ
Г.НОМ frr
* 3^г.ном СО® Ф
7
Значения t/r ном, 4.ном’ Л.ном’cos Ф> а также номинальные напря-
жение и ток возбудителя (UB ном, /в ном) всегда указываются в пас-
портной табличке генератора. Однако для расчета релейной защиты
этих данных недостаточно. Необходимо знать ряд параметров, ха-
рактеризующих генератор в начальном и установившемся режимах
КЗ. К таким параметрам относятся: индуктивные сопротивления ге-
нератора, отношение КЗ (ОКЗ), токи в роторе (токи возбуждения), а
также емкостный ток генератора при замыкании одной фазы обмот-
ки статора на землю. Эти параметры приводятся в паспортах и ката-
логах генераторов, в электротехнических справочниках.
8
ГЛАВА ВТОРАЯ
Требования, предъявляемые
к релейной защите и расчету уставок
защит синхронных генераторов
2.1.	ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К РЕЛЕЙНОЙ
ЗАЩИТЕ СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ
Современные синхронные генераторы — сложные и дорогостоя-
щие электрические машины. Самым дорогостоящим элементом
синхронных генераторов является электрическая изоляция. Ава-
рийные режимы, связанные с внутренними повреждениями в гене-
раторах при междуфазных, витковых КЗ, двойных замыканиях на
землю сопровождаются большими значениями токов и приводят к
серьезным разрушениям. Перегрузки и ненормальные режимы ра-
боты генератора сокращают срок его эксплуатации, поэтому к
устройствам релейной защиты генераторов предъявляются повы-
шенные требования по быстродействию, чувствительности, селек-
тивности и надежности, а также по исключению “мертвых” зон за-
цаемого объекта.
Требования к устройствам релейной защиты, в том числе и защи-
ты генераторов, при аварийных и ненормальных режимах работы
электроэнергетического оборудования различны, поэтому они рас-
сматриваются раздельно [1].
Защиты при аварийных режимах генератора должны действовать
быстро, селективно, обладать необходимой чувствительностью и
надежностью.
Релейная защита от ненормальных режимов работы генераторов
должна обладать необходимой селективностью, чувствительностью
и надежностью. Высокого быстродействия от этих защит, как пра-
вило, не требуется. Защиты от ненормальных режимов могут рабо-
тать на сигнал или разгрузку, а отключение производится только
пл
9
при возникновении опасности повреждения синхронного генерато-
ра или опасности перехода генератора в недопустимый режим
работы.
Исключением из этого правила является защита от асинхронного
режима для крупных турбогенераторов.
Быстродействие релейной защиты должно обеспечивать наи-
меньшее возможное время отключения КЗ. Быстрое отключение КЗ
не только ограничивает область и степень повреждения защищае-
мого элемента, но и обеспечивает сохранение бесперебойной рабо-
ты неповрежденной части энергосистемы, электростанции или
подстанции. Быстрое отключение КЗ, как известно, предотвраща-
ет нарушение устойчивости параллельной работы синхронных ге-
нераторов и синхронных электродвигателей, облегчает самозапуск
электродвигателей, повышает вероятность успешных действий
устройств автоматического включения резервного питания (АВР).
Селективным (избирательным) действием защиты называется та-
кое действие, при котором автоматически отключается только по-
врежденный элемент электроустановки (генератор, трансформатор,
линия, электродвигатель и т.п.).
Требования селективности и быстродействия наиболее просто
удовлетворяются при использовании защит, обладающих абсолют-
ной селективностью, например дифференциальные защиты генера-
торов, трансформаторов, линий и других элементов энергосистемы.
По принципу действия они не срабатывают при КЗ на смежных эле-
ментах и поэтому выполняются с мгновенным действием на отклю-
чение поврежденного элемента. Но такие защиты не могут исполь-
зоваться в качестве резервных при КЗ на смежных элементах, для
этих целей применяются защиты, обладающие относительной се-
лективностью (максимальные токовые, дистанционные), которые
обычно выполняются с выдержками времени. Время срабатывания
этих защит выбирается, как правило, только по условию селектив-
ной работы при КЗ, но могут быть случаи, когда требуется снижение
времени отключения КЗ даже в ущерб селективности.
Допустимое время отключения КЗ по условиям предотвращения
нарушения устойчивости работы генераторов энергосистемы или
электроустановок потребителей определяется службами (группами)
электрических режимов энергосистемы. Приближенно считается,
что защита должна действовать без замедления при всех КЗ, при
остаточных напряжениях ниже (0,6 ч- 0,65) £/ном на сборных шинах,
через которые осуществляется параллельная работа синхронных ма-
шин или питаются ответственные потребители.
10
Быстрое отключение КЗ может потребоваться и для сохранения в
целости отходящих линий с малым сечением проводов, не обладаю-
щих необходимой термической стойкостью при максимальном
уровне токов КЗ.
Во всех остальных случаях действие защит с относительной селек-
тивностью может происходить с некоторым замедлением, однако
следует стремиться к тому, чтобы замедление было минимальным.
Надежность функционирования релейной защиты предполагает
надежное срабатывание устройства при появлении условий на сра-
батывание и надежное несрабатывание устройства при их отсутст-
вии. Надежность функционирования релейной защиты должна
обеспечиваться устройствами, которые по своим параметрам и ис-
полнению соответствуют назначению и условиям применения, а
также надлежащим обслуживанием этих устройств, в том числе вы-
бором уставок.
Наряду с выполнением всех необходимых мероприятий по обес-
печению надежности функционировцция устройств релейной за-
in
яты должно предусматриваться резервирование возможных отка-
зов защит или выключателей. “Правила” [1] указывают на необхо-
димость установки резервных защит, обеспечивающих дальнее
резервирование, т.е. способность действовать при КЗ на смежных
элементах в случае отказа собственной защиты или выключателя
поврежденного генератора, линии, трансформатора и т.п.
Если дальнее резервирование не обеспечивается, то должно осу-
ществляться ближнее резервирование, т.е. установка двух или более
независимых устройств защиты, резервирующих друг друга. В
устройствах автоматики управления выключателем генератора, ра-
ботающего в блоке с трансформатором, а также в сетях 110 кВ и
выше, применяются специальные устройства резервирования при
отказе выключателей (УРОВ).
В тех случаях, когда обеспечение дальнего резервирования связа-
но со значительным усложнением защиты или технически невоз-
можно, ПУЭ [1] допускают не резервировать отключения КЗ за
трансформатором, на реактированных линиях, в конце длинного
смежного участка линии напряжением 0,4 — 35 кВ, атакженалини-
ях напряжением 110 кВ и выше при наличии ближнего резервирова-
ния. Допускается осуществлять дальнее резервирование только при
наиболее частых видах повреждения (например, при КЗ на землю в
сетях 110 кВ и выше, которые составляют примерно 85 % всех видов
КЗ). Допускается предусматривать неселективное действие защиты
при КЗ на смежных элементах (при дальнем резервировании) с
обесточиванием в отдельных случаях электроустановок, но при этом
11
следует по возможности обеспечивать исправление этих неселек-
тивных отключений действием устройств АПВ или АВР.
Чувствительностью релейной защиты называют ее способность
реагировать на все виды повреждений и аварийных режимов, кото-
рые могут возникать в пределах основной защищаемой зоны и зоны
резервирования. Оценка чувствительности основных типов релей-
ных защит должна производиться с помощью коэффициентов чув-
ствительности, значения которых для разных типов защиты и реле
указываются в ПУЭ [1]. Определение коэффициентов чувствитель-
ности производится при наиболее неблагоприятных видах повреж-
дения, но для реально возможного режима работы электрической
системы. Все короткие замыкания при этом рассматриваются как
металлические, т.е. не учитываются возможные переходные сопро-
тивления в месте КЗ и в том числе сопротивление электрической
дуги. Исключение составляют сети напряжением до 1 кВ [8].
Если при расчете коэффициентов чувствительности выясняется,
что возможно неселекгивное действие защиты последующего (пита-
ющего) элемента из-за отказа (вследствие недостаточной чувствите-
льности защиты) предыдущего элемента, то чувствительность этих
защит необходимо согласовать между собой. Вместе с тем ПУЭ до-
пускают не согласовывать между собой чувствительность тех ступе-
ней защит смежных элементов, которые предназначены для даль-
него резервирования, если неотключение КЗ вследствие недоста-
точной чувствительности последующего (питающего) элемента,
например автотрансформатора, может привести к тяжелым послед-
ствиям. Решение об отказе согласования чувствительности защит
должно утверждаться руководством энергетического предприятия
наряду с решением о вынужденном выполнении неселективных за-
щит или других отступлений от основных требований к релейной за-
щите. В России действует Инструкция по учету действий релейной
защиты и автоматики (РЗА), где оговариваются условия
рмле-

ния возможных неправильных действий РЗА как заранее допущен-
ных (издание 1990 г.).
2.2.	ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К РАСЧЕТУ УСТАВОК
ТЕРМИНАЛА “СИРИУС-ГС”
Расчет релейной защиты, выполненной на терминале “Сири-
ус-ГС”, заключается в выборе рабочих параметров срабатывания
(рабочих уставок) этого многофункционального устройства защиты
фирмы “Радиус-Автоматика”. Во всех существующих и разрабаты-
ваемых устройствах защиты должна быть предусмотрена возмож-
12
ность плавного или ступенчатого изменения параметров срабатыва-
ния в определенных пределах. Только правильный выбор и установка
рабочего параметра превращают “реле” в “релейную защиту” конк-
ретной электроустановки!
Традиционно выбор рабочих характеристик и уставок (“настрой-
ка”) РЗА производится в расчете на “наихудший случай” с учетом
того, что неправильное действие РЗА может привести к нарушению
электроснабжения. И даже при том, что действие РЗА было оформ-
лено как заранее допущенное (см. выше), ущерб от неселективного
Срабатывания и тем более отказа РЗА может вызвать непредвиден-
ные тяжелые последствия и для потребителей, и для электроснабжа-
ющего предприятия.
Для выполнения расчета релейной защиты (вдябор рабочих ха-
рактеристик и уставок) прежде всего необходимы полные и досто-
верные местные исходные данные, к которым относятся:
•	первичная схема защищаемой электроустановки и режимы ее
работы (с указанием, как создаются рабочие и ремонтные режимы —
автоматически или неавтоматически);
•	сопротивление и ЭДС (или напряжения) питающей системы
для максимального и минимального режимов ее работы (или мощ-
ности КЗ);
•	режимы заземления нейтралей силовых трансформаторов;
•	параметры генераторов, линий, трансформаторов, реакторов и
тле;
•	значения максимальных рабочих токов генераторов, линий,
трансформаторов и т.п. в рабочих, ремонтных и послеаварийных
режимах;
*	характеристики электроприемников (особенно крупных
электродвигателей);
•	типы выключателей;
•	типы и параметры измерительных трансформаторов тока и
трансформаторов напряжения с указанием мест их установки в пер-
вичной схеме сети, электростанции и т.п.;
•	типы и параметры срабатывания (уставки) существующих
устройств РЗА на смежных элементах (как питающих, так и
отходящих);
•	типы и принципиальные схемы устройств РЗА, подлежащих
1^счету по проекту и по информационным материалам фирм-
изготовителей.
’ л Для обеспечения селективности РЗ рабочие уставки защит с от-
нсчжге -пыЕюй селективностью на смежных элементах (генераторах,
•Линиях, трансформаторах) должны быть согласованы между собой.
13
Для максимальных токовых защит речь идет о согласовании по току
(чувствительности) и по времени. Поэтому выбор уставок следует
производить, как правило, не для одного элемента, а для участка
сети, причем попарно. В каждой паре одна, например, линия и ее за-
щита будут называться предыдущими или нижестоящими (do-
wnstream), а другая линия (защита), расположенная ближе к источ-
нику питания, — последующей или вышестоящей (upstream). В те-
чение производства расчета пары и названия элементов будут
изменяться, т.е. та РЗ, которая была вышестоящей (последующей),
может стать предыдущей в паре с РЗ питающей линии (генератора
или трансформатора). Выбор уставок в такой сети при использова-
нии принципа временной селективности ведется от наиболее уда-
ленного элемента по направлению к источнику питания.
Одним из способов уменьшения времени отключения повреж-
денного участка сети является выполнение логической защиты шин.
Используя входы и выходы логической блокировки действия защит,
логическая схема соединения терминалов позволяет быстро выя-
вить и отключить поврежденную часть сети и обеспечить резервиро-
вание функции УРОВ.
При необходимости расчета уставок защиты одного вновь вклю-
чаемого элемента надо согласовать выбранные уставки с уставками
существующих защит, по возможности не изменяя последних.
В общем случае релейная защита не должна ограничивать воз-
можности полного использования основного первичного электри-
ческого оборудования сети. Однако при разработке режимов работы
электростанции или сети, в свою очередь, должны учитываться и
технические возможности типовых устройств релейной защиты. Не
исключено, что по результатам расчета уставок некоторые редкие
режимы могут быть запрещены.
Необходимо комплексное рассмотрение вопросов релейной защи-
ты и противоаварийной автоматики электростанции или сети (АПВ,
АВР, делительных устройств, автоматического секционирования).
Немаловажное значение имеет оформление материалов РЗА.
Расчет уставок должен состоять, как правило, из разделов:
1)	исходные данные (с указанием источников информации);
2)	расчет токов КЗ;
3)	выбор уставок (с необходимым графическим материалом в
виде схем, карт селективности и др.);
4)	результаты расчета. Этот раздел должен содержать окончате-
льно выбранные характеристики, уставки и данные для регулировки
(программирования терминалов).
14
Рекомендуется прикладывать к расчету схему электростанции
или сети с условными обозначениями типов релейной защиты и
указанием выбранных уставок. В характерных точках сети на схеме
могут быть приведены значения токов КЗ.
На основании расчета составляются задания на наладку защиты
каждого из элементов электростанции или сети.
Задание на наладку защиты должно содержать:
1)	наименование и технические данные защищаемого элемента
(необходимые для расчета токов КЗ и уставок защиты);
2)	тип, коэффициенты трансформации, схему соединения и мес-
то установки трансформаторов тока и, при необходимости, транс-
форматоров напряжения;
3)	номера принципиальных схем релейной защиты, автоматики
и управления защищаемого элемента, дату их выпуска и наименова-
ние организации, выпустившей эти схемы (или одну общую схему);
4)	рабочие уставки терминалов (реле); для токовых реле, имею-
щих обратную зависимость времени действия от тока, дополнитель-
но указываются ток и время срабатывания, соответствующие неза-
висимой части характеристики, а при необходимости особенно
точной настройки — еще несколько контрольных точек (тока и
времени) в зависимой части характеристики (например, при вынуж-
денном уменьшении ступени селективности); для цифровых реле
(терминалов) дополнительно указываются наименования времято-
ковых характеристик, их коды и другие параметры настройки в со-
ответствии с информацией изготовителя.
В примечании к заданию должны указываться расчетные усло-
вия, для которых выбраны рабочие уставки: максимальные рабочие
токи защищаемого элемента, режимы его работы и т.п. При необхо-
димости указываются сменные уставки. В задании следует привести
конкретные указания по эксплуатации устройств релейной защиты
и автоматики (если таковые имеются), которые затем будут включе-
ны в инструкцию для оперативного дежурного персонала.
Задание должно быть согласовано с организацией, эксплуатиру-
ющей энергетический объект.
Все сделанные расчеты и задания на наладку должны регистриро-
ваться в специальных журналах.
15
ГЛАВА ТРЕТЬЯ
Виды повреждений, ненормальные
режимы работы генераторов
и требования, предъявляемые
к защите генераторов
малой и средней мощности
Повреждения в обмотке статора. Многофазные КЗ представляют
для генератора наибольшую опасность, так как сопровождаются
большими токами, в несколько раз превышающими номинальный
ток генератора. Трехфазное или двухфазное КЗ в обмотке статора
(рис. 3.1, а, б) происходит в результате повреждения изоляции. При
этом возникает электрическая дуга, которая производит дальнейшее
разрушение изоляции обмотки, а также выжигание и оплавление
стали статора. Выплавление значительного количества металла мо-
жет надолго вывести генератор из строя. Поэтому основным требо-
ванием к защите генератора от многофазных повреждений в обмот-
ке статора является быстродействие. Для защиты от многофазных
повреждений применяются продольная дифференциальная защита
(при РТ > 1 МВт) и токовая отсечка (при Рт < 1 МВт). Время дейст-
вия этих защит должно быть не более 30 мс, т.е. полтора периода
сигнала промышленной частоты.
У одиночно работающих синхронных генераторов мощностью до
1 МВт (изолированных от энергосистемы) многофазные КЗ сопро-
вождаются значительно меньшими токами, обусловленными толь-
ко ЭДС самого генератора. Для таких машин защита выполняется с
некоторой выдержкой времени [максимальная токовая защита
(МТЗ) или минимальная РЗ напряжения].
Однофазные замыкания на землю (на корпус) у генераторов, рабо-
тающих на сеть с изолированной или компенсированной нейтралью
(3 — 10 кВ), сопровождаются сравнительно небольшими токами
16
Рис. 3.1. Повреждения обмоток статора генератора:
а — трехфазное КЗ; б—двухфазное КЗ; в — однофазное замыкание на землю
(на корпус); г — то же на нулевой провод; д — двойное замыкание на землю в
разных точках сети; е — витковое замыкание в одной фазе
(рис. 3.1, в). Эти токи обусловлены распределенными емкостями
сети генераторного напряжения и не должны превышать 5 А [1] для
генераторов, работающих в блоках с трансформатором. Это обу-
словлено тем, что при токах однофазного замыкания на землю
(033), начиная с 5 А и выше, в месте замыкания на корпус может
длительно поддерживаться электрическая дуга, выжигающая изоля-
цию генератора и оплавляющая активную сталь статора. Этот режим
может вызвать резонансные колебания и значительное повышение
напряжения в неповрежденных фазах генератора. Поэтому при про-
ектировании блочных схем генератор — трансформатор при токах
замыкания на землю больше 5 А синхронные генераторы должны
эксплуатироваться в сетях с полной или частичной компенсацией
емкостного тока 033 [1]. Притоках033 менее 5 Ав сетях генератор-
ного напряжения для генераторов, работающих на сборные шины, в
исключительных случаях допускается действие защиты от 033 на
сигнал. При работе генераторов на сборные шины генераторного
напряжения защита от 033 должна действовать на отключение ге-
нератора. Защита от 033 действует на отключение генератора (бло-
ка), включение АГП и останов турбины.
17
Двойные замыкания на землю (рис. 3.1, д) могут сопровождаться
значительными токами и представляют для генератора такую же
опасность, как и многофазные КЗ. Двойному замыканию на землю,
как правило, предшествует появление однофазного замыкания в
сети генераторного напряжения, при котором, как известно, напря-
жение на неповрежденных фазах возрастает в 73 раз (при отсутствии
резонансных явлений в сети). Повышение напряжения увеличивает
вероятность пробоя изоляции на неповрежденных элементах этой
сети, в том числе и в генераторе.
На СГ мощностью 1 МВт и выше для защиты от двойных замы-
каний на землю применяется специальная быстродействующая то-
ковая защита нулевой последовательности, действующая без выдерж-
ки времени на отключение генератора, АГП, УРОВ, останов турбины и
т.д. Действие защиты от двойных замыканий на землю резервирует
продольная дифференциальная защита, выполненная в трехфазном
исполнении.
Замыкание между витками одной фазы обмотки статора
(рис. 3.1, е) является сравнительно редким видом повреждения. За-
щита от замыканий между витками одной фазы в отечественной
практике выполняется для генераторов со статорными обмотками,
включенными по схеме “двойная звезда” или по схеме “треуголь-
ник” (так называемая поперечная дифференциальная РЗ). Современ-
ные генераторы мощностью 50 МВт и более имеют статорную об-
мотку, выполненную по схеме “двойная звезда”.
Для защиты генераторов от витковых КЗ со статорной обмот-
кой, выполненной по схеме “звезда”, используется МТЗ от несим-
метричных перегрузок. К недостатку защиты на основе МТЗ обрат-
ной последовательности следует отнести ее низкую чувствитель-
ность при малом количестве замкнутых витков статорной обмотки
генератора.
Повреждения обмотки ротора. Обмотка возбуждения генератора
работает под меньшим напряжением, чем обмотка статора. Напря-
жение возбуждения генераторов лежит в диапазоне 120 — 600 В. Не-
смотря на это, возможны повреждения изоляции обмотки ротора.
Они связаны со старением изоляционных материалов, механиче-
скими разрушениями изоляции и пробоем изоляции в системе воз-
буждения (например, при форсировке). Современные системы воз-
буждения синхронных генераторов имеют кратность форсировки
возбуждения 2 — 2,5, поэтому в режиме форсировки напряжение
возбуждения синхронных генераторов может достигать 1,5 кВ. При
разрушении и пробое изоляции возникают замыкания обмотки ро-
тора на корпус в одной или в нескольких точках. Замыкание обмот-
18
ки ротора генератора на землю в одной точке неопасно для работы
турбогенератора, но возрастает опасность возникновения повреж-
дения изоляции во второй точке. Замыкание в двух точках обмотки
ротора на землю шунтирует часть обмотки возбуждения. Это вызы-
вает нарушение симметрии магнитного поля ротора, приводит к
возникновению вибрации ротора и может привести к разрушению
осевых подшипников генератора. На явнополюсных машинах от-
сутствует возможность построения защиты от двойных замыканий
на землю в обмотке возбуждения, кроме того, на явнополюсных ма-
шинах при двойных замыканиях на землю в обмотке возбуждения
уровень вибрации может быть больше, чем на неявнополюсных.
Поэтому при возникновении замыкания обмотки возбуждения на
землю в одной точке (на явнополюсных генераторах) защита дейст-
вует на отключение генератора, и эти машины должны выводиться в
ремонт. Для выявления такого повреждения применяется специаль-
ная РЗ, действующая на сигнал для турбогенераторов или на отклю-
чение для гидрогенераторов.
Турбогенераторы малой и средней мощности в течение неболь-
шого времени могут работать с замыканием обмотки возбуждения
на землю в одной точке. Это обусловлено тем, что на них установ-
лена специальная защита от второго замыкания на землю в обмотке
возбуждения с действием без выдержки времени на отключение
генератора.
Ненормальные режимы. Перегрузка статора СГ может возник-
нуть в результате аварийного отключения параллельно работающйх
генерирующих источников, при самозапуске или пуске двигате-
лей нагрузки, из-за работы форсировки возбуждения (УВБ) при
понижении напряжения. Такая перегрузка является симметрич-
ным режимом.
Симметричная перегрузка генератора приводит к увеличению
тока генератора /г >/гном. Этот режим, как и внешние КЗ, приводит
к перегреву обмоток и может вызвать активное старение и разруше-
ние изоляции, если температура обмоток превысит предельно допу-
стимое значение. Допустимое время перегрузки для генераторов
можно определить по формуле [3, 13 — 15]:
(3.1)
где £f. — кратность тока перегрузки генератора; А — тепловая посто-
янная времени охлаждения статора (А — 150 для генераторов с кос-
19
Таблица 3.1. Допустимое время симметричной перегрузки для различных ти
нов синхронных генераторов
Допустимое время работы генератора /доп, мин	Допустимая кратность перегрузки по току статора 4/4. ном		
	ТВФ	твв	ТГФ
1	2,0	1,5	1,5
2	1,5	1,4	1,31
3	1,4	1,35	1,25
4	1,3	1,3	1,2
5	1,25	1,25	1,2
6	1,2	1,2	1,15
10	1,17	1,17	1,1
15	1,15	1,15	—
60	1,1	1,1	—
венным воздушным или водородным охлаждением, выполненных
по ГОСТ 183-74).
При отсутствии информации о тепловой постоянной А допусти-
мое время работы генератора при симметричной нагрузке можно
определить по выражению [12]:
доп
(3.2)
где /доп! — допустимое заводом-изготовителем время работы гене-
ратора при кратности тока статора kiX\ kiX — кратность тока статор-
ной обмотки генератора в течение допустимого временного интер-
вала /дОп1; kt — кратность тока перегрузки генератора (табл. 3.1).
Перегрузочная характеристика для генераторов с косвенным воз-
душным или водородным охлаждением приведена на рис. 3.2.
Синхронные генераторы с воздушным и косвенным водородным
охлаждением допускают работу в течение 2 мин при симметричных
перегрузках токами (1,31,5)/гном и не требуют мгновенного
отключения.
Перегрузка по току статорной обмотки СГ может быть обусловле-
на форсировкой возбуждения. Перегрузки при форсировке генера-
тора должны устраняться за время меньшее, чем /доп. При аварии в
энергосистеме и возникновении режима дефицита генераторной
мощности предусматривается автоматическая частотная разгрузка
(АЧР) путем отключения части потребителей при снижении часто-
20
Рис. 3.2. Перегрузочная характеристика турбогенератора с косвенным охлажде-
нием при симметричной перегрузке
ты. В этих случаях недопустимо отключение генератора и системы
собственных нужд электрической станции.
Отключение генератора при перегрузках допускается, если при-
нятые меры по разгрузке не дали результата, а время допустимой пе-
регрузки истекло.
Несимметрия токов в фазах статора генератора приводит к пе-
регреву ротора и механической вибрации генератора. Несиммет-
ричный режим сопровождается появлением в статорной обмотке
токов обратной последовательности 12. Эти токи создают магнит-
ный поток, вращающийся относительно ротора с двойной скоро-
стью, и индуцируют в роторе значительные вихревые токи. В резуль-
тате происходят нагрев и вибрация ротора. Несимметричные режи-
мы особо опасны для современных турбогенераторов большой
мощности с форсированным охлаждением типа ТВФ, ТВВ, ТГВ, так
как эти генераторы имеют пониженную термическую стойкость. На
современных электростанциях допускается длительная работа тур-
богенераторов при < 0,05/г ном при условии, что ток в фазах не
превышает номинального значения. Для гидрогенераторов и син-
хронных компенсаторов допускается длительная несимметрия фаз-
1№т°ков/2дл <°,11ном.
Если ток /2 > 4дл’то так°й режим работы приводит к недопусти-
мому перегреву ротора и допускается в течение ограниченного вре-
Мейн6го интервала /доп. Выражение, определяющее допустимую
Фвггельность несимметричных режимов работы в зависимости от
21
значений токов /2, является тепловой характеристикой обмотки ро-
тора генератора:
'доп = А/1^,	(3.3)
где А — тепловая постоянная охлаждения ротора генератора, зави-
сящая от типа генератора и способа его охлаждения; /2* — средне-
квадратичное значение кратности тока обратной последовательно-
сти (/2, отнесенное к /г ном). Для турбогенераторов с воздушным или
косвенным водородным охлаждением принимают Л = 30; для гене-
раторов серии ТГВ А = 15; для генераторов серий ТВВ и ТГВ мощ-
ностью до 300 МВт А = 8; для гидрогенераторов А < 40.
Из выражения (3.3) следует, что в генераторах с косвенным воз-
душным и водородным охлаждением при несимметричной пере-
грузке /2*= 0,5/г ном и в генераторах с непосредственным охлажде-
нием при несимметричной перегрузке /2* = 0,3/г ном допускается
работа генератора не более гдоп = 120 с при условии, что фазные
токи генератора не превышают номинальных значений.
Повышение напряжения возможно при внезапном сбросе нагруз-
ки синхронного гидрогенератора или при неисправности автомати-
ческого регулятора возбуждения (АРВ).
На турбогенераторах повышение напряжения при внезапном
сбросе нагрузки не достигает опасных значений и этот режим быст-
ро нормализуется автоматическими регуляторами частоты враще-
ния турбины и системы возбуждения. При недопустимом повыше-
нии напряжения на выводах турбогенераторов мощностью 160 МВт
и более (при неисправности или неправильной работе АРВ) специа-
льная защита от повышения напряжения действует на отключение
турбогенератора и автомат гашения поля (АГП).
Гидрогенераторы имеют медленнодействующие регуляторы ча-
стоты вращения. Это необходимо для минимизации гидроудара
турбины. При резком сбросе нагрузки частота вращения разгру-
женного гидрогенератора может превысить номинальное значение
на 40 — 60 %, а напряжение возрасти до (1,5 -г- 1,7)С4юм- Поэтому на
всех гидрогенераторах должна быть предусмотрена защита от опас-
ного повышения напряжения. Защита должна действовать на сня-
тие возбуждения и отключение генератора от энергосистемы.
Асинхронный режим синхронного генератора возникает при поте-
ре возбуждения (при неисправности в системе возбуждения генера-
тора). Защиту от асинхронного режима иногда называют защитой от
потери возбуждения генератора. При потере возбуждения турбоге-
22
Рис. 3.3. Зависимость изменения моментов турбины и асинхронного момента ге-
нератора (при асинхронном режиме) от скольжения
нераторы малой и средней мощности, как правило, переходят в
устойчивый стационарный асинхронный режим.
На рис. 3.3 приведена зависимость изменения моментов на валу
турбины и асинхронного момента генератора от скольжения s при
асинхронном режиме. Вращающий момент на валу генератора мо-
жет быть представлен синхронной и асинхронной составляющими:
Мг — М„ + АГЯГ.
1 и av
(3.4)
При работе генератора в синхронном режиме Afac = 0. При потере
возбуждения в генераторе увеличивается скольжение s (Мс = 0) и ге-
нератор переходит в асинхронный режим с увеличением скольже-
ния генератора s. Если у защищаемого генератора асинхронный мо-
мент Afac на валу превышает момент вращения турбины Мт, то в этом
случае возможен устойчивый (стационарный) асинхронный режим
(со скольжением sac) без вмешательства устройств системной авто-
матики. Точка Л на рис. 3.3 соответствует балансу моментов турбоге-
нератора и турбины и определяет скольжение sac синхронного тур-
богенератора в стационарном асинхронном режиме [4]. Такой ре-
жим возможен на турбогенераторах малой и средней мощности (до
160 МВт).
Перевод турбогенераторов в стационарный асинхронный режим
(при неисправности возбуд ителя) позволяет без останова турбины и
23
гашения котла перевести турбогенератор на резервную систему воз-
буждения с последующей ресинхронизацией генератора.
Гидрогенераторы без демпферных обмоток в цепи ротора имеют
малое значение асинхронного момента Afac (зависимость, изобра-
женная штриховой линией на рис. 3.3). При неисправностях в сис-
теме возбуждения гидрогенераторы переходят в асинхронный ре-
жим, имея низкое значение Afac. Это приводит к увеличению часто-
ты вращения турбины до недопустимых значений. Для защиты от
этих режимов используется противоаварийная автоматика, пере-
крывающая подачу воды на гидротурбину.
Гидрогенераторы с демпферными обмотками имеют высокие
значения асинхронных моментов Afac, которые соизмеримы с Л/ас
турбогенераторов. Но равновесие моментов на валу генератора и
турбины происходит при скольжениях 5 = 3 -5- 5 %, а такой режим по
условию нагрева демпферных обмоток гидрогенераторов недопус-
тим. Поскольку для всех гидрогенераторов асинхронный режим не-
допустим, релейная защита от асинхронного режима действует на
отключение гидрогенератора от энергосистемы и останов гидротур-
бины [1]. Единственным исключением являются гидрогенераторы
Красноярской ГЭС, которые могут работать в асинхронном режиме
с ограничением по вырабатываемой активной мощности не более
30 % рг.ном [12].
Синхронный турбогенератор, работая в синхронном режиме, вы-
дает в энергосистему активную Ри реактивную Q мощность. Реак-
тивная мощность, выдаваемая синхронным генератором в энерго-
систему, составляет (0,6 ч- 0,65)Рг, и, таким образом, генератор с но-
минальной мощностью 60 МВт выдает в энергосистему около
35 — 39 МВт реактивной мощности.
В асинхронном режиме возбуждение турбогенераторов выполня-
ется за счет большого потребления реактивной мощности из энерго-
системы. При переходе в асинхронный режим генератор перестает
выдавать реактивную мощность и начинает потреблять ее из энерго-
системы, что необход имо для его возбуждения в асинхронном режи-
ме. Снижение вырабатываемой генераторами реактивной мощно-
сти может привести к недопустимому снижению напряжения на
сборных шинах, что, в свою очередь, приведет к выпадению из син-
хронизма исправно работающих генераторов и последующему раз-
валу энергосистемы.
При возникновении стационарного асинхронного режима на-
пряжение на сборных шинах должно быть не ниже 0,85 Цюм- При
снижениях напряжения на сборных шинах ниже 0,85t/HOM включа-
ется форсировка системы возбуждения параллельно работающих
24
генераторов. Время работы генераторов при снижении напряжения
ниже 0,85 t/H0M не должно превышать допустимое время работы ге-
нераторов в режиме форсировки. Для генераторов с косвенным ох-
лаждением допустимое время режима форсировки не должно пре-
вышать 60 с. Для генераторов с непосредственным охлаждением до-
пустимое время режима форсировки не должно превышать 20 с.
Точное значение этого временного интервала необходимо уточнить
по паспортным данным параллельно работающих генераторов. При
снижении напряжения на сборных шинах необходимо выполнить
разгрузку или отключение асинхронно работающего генератора.
При асинхронном режиме синхронного генератора через обмот-
ку возбуждения протекают токи на частоте скольжения, вызывая пе-
регрев обмотки возбуждения. Поэтому стационарный асинхронный
режим ограничивается по времени, в том числе и с учетом термиче-
ской стойкости обмоток возбуждения.
Для турбогенераторов с косвенным воздушным или водородным
охлаждением допускается стационарный асинхронный режим дли-
тельностью не более 30 мин при снижении его активной мощности
до (0,5 4- 0,7)Рг ном [ 1 ]. В этом режиме ток статора турбогенератора не
должен превышать 1 Д/Г.ном-
Для турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмо-
ток допускается стационарный асинхронный режим длительно-
стью не более 15 мин при снижении его активной мощности до
(0,4 4-0,55)РГНОМ [1].
25
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ
Основные параметры
и характеристики синхронных
генераторов, необходимые
для расчета релейной защиты
на терминалах “Сириус-ГС”
Приведем основные соотношения, необходимые для выполне-
ния расчета уставок релейной защиты генератора от междуфазных
КЗ.
При трехфазном КЗ на выводах генератора начальное значение
(при t = 0) периодической составляющей тока статорной обмотки
генератора определяется по выражению [11,15]:
=^/
к max ” л г.ном’
(4.1)
где El — сверхпереходная ЭДС генератора, отн. ед.; xld — сверхпе-
реходное индуктивное сопротивление генератора, отн. ед.
Электродвижущая сила El определяется по выражению:
♦ ® C/*q + /sin ср,
(4.2)
где t/*Q, /*0, ф — напряжение, ток и угол сдвига между ними в режиме
работы машины, предшествующем КЗ.
Если в предшествующем режиме ток и напряжение генератора
были равны номинальным значениям, а ф«37° (cos ф« 0,8;
sin ф« 0,6), то
El« 1 + х^0,6.
(4.3)
26
Значение x”*d должно определяться при испытаниях для каждого
генератора. Если точное значение x”*d для генератора неизвестно,
практически можно пользоваться средними значениями [15, 17]:
И	Т-,"
x*d	Е*
Турбогенераторы до 100 МВт............................... 0,125	1,08
Гидрогенераторы с демпферными обмотками.................... 0,2	1,13
Гидрогенераторы без демпферных обмоток.................... 0,27	1,18
Иногда для упрощения расчетов (при расчете периодической со-
ставляющей тока трехфазного КЗ в начальный момент аварии) для
турбогенератора, работающего перед аварией в номинальном режи-
ме, применяют выражение:
~ Г.НОМ
к max ~
(4.4)
Ток двухфазного КЗ на выводах генератора (при t = 0) имеет не-
сколько меньшее значение, чем при трехфазном КЗ, и определяется
из выражения [11,15]:
1Г
Г.НОМ’
(4.5)
где х*2 — реактивное сопротивление обратной последовательности
генератора (для турбогенераторов можно приближенно принимать
Х*2~ l,2x*d).
Минимальным током КЗ является ток трехфазного КЗ на выво-
дах генератора в установившемся режиме Установившийся ре-
жим наступает через 3 — 5 с для крупных генераторов и через
0,5 — 1,5 с для генераторов до 1,5 МВт.
Сравнение токов в установившемся режиме трехфазного, двух-
фазного и однофазного КЗ (последнее только для сетей с глухоза-
земленной нейтралью) показывает, что наименьшее значение тока
соответствует трехфазному КЗ. Это объясняется тем, что индуктив-
ное сопротивление прямой последовательности генератора в уста-
новившемся режиме (х^ «xd) значительно больше его реактивных
сопротивлений обратной (л^) и нулевой (х^) последовательностей,
которые сохраняются неизменными в течение всего процесса КЗ.
27
Ток трехфазного КЗ на выводах генератора в установившемся ре-
жиме (/ = оо) может быть вычислен по выражению:
ОКЗАф/*в/г.ном,
(4.6)
где /*в — относительный ток возбуждения; ОКЗ — отношение КЗ
(см. далее); кф — коэффициент форсировки возбуждения
генератора.
Относительный ток возбуждения определяется следующим
образом:
или
(4.7)
где /в, /рот — токи обмотки возбуждения (ротора) в режиме, предше-
ствующем КЗ; /вх, /рот.х “ токи обмотки возбуждения (ротора) при
холостом ходе генератора и Ur = С^.ном по паспортным или опыт-
ным данным.
В процессе КЗ ток возбуждения генераторов может быть значите-
льно увеличен с помощью работы устройства быстродействующего
возбуждения (УБВ) и системы автоматического регулирования воз-
буждения (АРВ).
Устройством быстродействующего возбуждения (или форсиров-
кой возбуждения) называется релейное устройство, которое при по-
нижении напряжения ниже 0,85 <7НОМ замыкает накоротко регулиро-
вочное сопротивление возбудителя, чем обеспечивается работа воз-
будителя с предельным напряжением.
При выполнении системы возбуждения на элементах микроэлек-
троники функцию УБВ выполняет электронный регулятор системы
возбуждения, который при необходимости обеспечивает предель-
ный ток возбуждения генератора.
Использование функции УБВ (кратковременный режим) позво-
ляет обеспечить синхронную работу исправных генераторов на еще
не отключенное внешнее КЗ.
Генераторы,
ЛК*
рудованные УБВ, в установившемся режиме КЗ
характеризуются предельным током возбуждения, значение которого
не зависит от предшествующего режима. Относительный предель-
ный ток возбуждения вычисляется по выражению:
28
<ц Ml» If
о)	б)
Рис. 4.1. Определение /ВЛ1р по нагрузочной характеристике возбудителя (а); определение ОКЗ по характеристикам холостого
хода (XX) и короткого замыкания (КЗ) генератора (б)
в.пр
(4.8)
Значение /впр определяется расчетным или опытным путем. Для
расчетного определения /в пр генераторов с электромашинным воз-
буждением необходимо знать нагрузочную характеристику возбуди-
теля UB в = и значения сопротивлений обмоток возбуждения
возбудителя rQ в в и генератора rQ в г. Построив нагрузочную характе-
ристику (рис. 4.1, а) и прямую UBB = /ввговг для произвольных зна-
чений 1В в, находим точку их пересечения, которая позволяет опре-
делить значение UB в пр — предельное напряжение возбудителя (при
замкнутом накоротко регулировочном сопротивлении).
Таким образом, устройства УБВ и АРВ, обеспечивая увеличение
токов КЗ, повышают чувствительность и надежность действия ре-
лейной защиты генераторов и других элементов электроустановок.
Этими устройствами должны быть оборудованы все генераторы.
При этом для генераторов мощностью менее 2,5 МВт, за исключе-
нием электростанций, работающих изолированно или в энергосис-
темах небольшой мощности, допускается применять только устрой-
ства УБВ1.
Отношение короткого замыкания является паспортным парамет-
ром СГ [17] и представляет собой относительный установившийся
ток при трехфазном КЗ на выводах генератора при относительном
токе возбуждения /*в = 1, т.е. при токе возбуждения холостого хода
генератора 1В х:
/(3)
ОКЗ = —
^г.ном
(4.9)
Для типовых турбогенераторов среднее значение ОКЗ = 0,7; для
гидрогенераторов ОКЗ = 1,06 [15,17]. Для турбогенераторов малой
мощности значения ОКЗ находятся в пределах от 0,8 до 1. Для ди-
зель-генераторов значение ОКЗ составляет от 0,9 до 1,25.
1 Необходимо отметить, что при КЗ в электросетях с относительно большим актив-
ным сопротивлением, питающихся от генераторов малой мощности, работа УБВ может
не привести к увеличению тока КЗ. Возможно даже некоторое уменьшение тока в про-
цессе КЗ из-за большой перегрузки генератора, снижения частоты вращения агрегата и,
следовательно, уменьшения напряжения и тока возбудителя. Это следует учитывать при
расчетах релейной защиты электроустановок, питающихся отСГ малой мощности [15].
30
В условиях эксплуатации на действующих генераторах О КЗ мо-
жет быть определено по характеристикам XX и КЗ, которые снима-
ются для каждого СГ (рис. 4.1, б).
Характеристика холостого хода представляет собой зависимость
ЭДС ЕТ или напряжения UT на выводах генератора при холостом
ходе (т.е. при отсутствии нагрузки) от тока возбуждения UT =
Характеристика короткого замыкания представляет собой зави-
симость тока в обмотке статора от тока возбуждения при трехфазном
КЗ на выводах генератора (Ur = 0) при вращении генератора с по-
стоянной номинальной частотой /коо=/(/в). Эта характеристика
имеет вид прямой линии, выходящей из начала коор
пп
Для вычисления ОКЗ согласно (4.9) надо найти значение 4» со-
ответствующее току возбуждения генератора при XX и номиналь-
ном напряжении, т.е. /в х, который определяется по характеристике
холостого хода (отрезок ОА на рис. 4.1, б). Затем по характеристике
КЗ для этого значения /в х находят значение 4 (отрезок О 4)- Затем
по выражению (4.9) вычисляют ОКЗ.
Отношение КЗ может быть также определено как отношение
тока возбуждения, соответствующего номинальному напряжению
при холостом ходе /вх (отрезок ОА на рис. 4.1, б) к току возбужде-
ния, соответствующему току трехфазного КЗ, равному номинально-
му току генератора /в.к (отрезок ОБ):
ОКЗ =
ОА
ОБ
(4.Ю)
Если значения ОКЗ и Ав пр неизвестны, то для приближенного
определения тока 4 можно использовать расчетные кривые (кри-
вые затухания). Для этого достаточно знать значение x*d или x*d ге-
нератора [11,15]. Для СГ мощностью от 100 до 1500 кВт следует по-
льзоваться специальными кривыми.
Пример 1. По известным параметрам турбогенератора типа
Т2-3-2 вычислить максимальный и минимальный токи при трех-
фазном КЗ на выводах СГ.
Параметры генератора: Рг ном = 3 МВт; UT ном = 6,3 кВ;
cos <р = 0,8; x”*d = 0,125; ОКЗ = 0,82; 1Ъ = 246 А; ’ /вх = 116 А;
^.пр “ 405 А.
' Решение. Номинальный ток генератора определяется по выраже-
нию (1.7):
31
г.ном
3000
1,73-63-0,8
= 344 А.
Максимальный ток КЗ (при t = 0) определяется по выражению
(4.1):
к max ^44 = 2972 А.
ктюс 0Д25
Относительные токи возбуждения вычисляются по уравнениям
(4.7) и (4.8):
г =246 = 2 о. г = 405 = 3
116	’ впр 116	’
Токи трехфазного КЗ в установившемся режиме находятся по
формуле (4.6):
/£3> = 0,82 • 2,12 • 344 = 600 А (без УБВ);
/£3> = 0,82 • 3,5 • 344 = 987 А (с УБВ).
Для СГ, работающих на электростанциях с разветвленной кабе-
льной сетью 3—10 кВ, часто требуется знать собственный емкост-
ный ток генератора в установившемся режиме однофазного замыка-
ния на сборных шинах /q,. В справочниках приводится либо значе-
ние /q,, либо емкость обмотки статора по отношению к земле Сг,
мкФ/фаза. В последнем случае следует вычислить значение Iq, по
выражению, А:
/&=3юсг^^10-6,
где <о = 2nf= 2 • 3,14 • 50 = 314; Ст — емкость одной фазы обмотки
статора по отношению к земле, мкФ/фаза; Ц,ном — номинальное
междуфазное напряжение СГ, В.
32
Ток 1а у турбогенераторов до 6 МВт, как правило, не превышает
0,2 А, у турбогенераторов средней мощности — 1А Для гидрогене-
раторов средней мощности I& может достигать 1,8 А в зависимости
от типа и параметров генератора [15, 17]. Значение может быть
определено опытным путем. В приложении приводятся параметры
некоторых генераторов.
33
ГЛАВА ПЯТАЯ
Расчет и выбор параметров
срабатывания (уставок)
защит генераторов
для терминала “Сириус-ГС”
5.1. ЗАЩИТА ОТ МЕЖДУФАЗНЫХ КЗ (ПРОДОЛЬНАЯ
ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ЗАЩИТА)
Продольная дифференциальная защита (ДЗ) является основной
защитой генератора и относится к защитам с абсолютной селектив-
ностью. В зону действия этой защиты входят вся статорная обмотка
и выводы защищаемого синхронного генератора. Продольная ДЗ
работает без выдержки времени. Это уменьшает разрушения в гене-
раторе при междуфазных КЗ, обеспечивает устойчивость параллель-
но работающих синхронных машин и минимизирует длительность
переходного процесса в сети.
Ввод в работу синхронных генераторов существенно отличается
от включения любого другого электроэнергетического оборудова-
ния (двигателей, трансформаторов, синхронных компенсаторов).
Управляя регулятором частоты вращения турбины, устанавливают
частоту вращения ротора, близкую к подсинхронной частоте гене-
ратора. Далее плавно поднимают напряжение в системе возбужде-
ния до достижения на выводах генератора напряжения, равного
напряжению сборных шин. После этого выполняют подключение
генератора к сборным шинам с применением устройства синхрони-
зации (например: “Спринт-М”). Плавное изменение режимов рабо-
ты генератора при пуске исключает броски тока намагничивания,
что позволяет обеспечить высокую чувствительность продольной
ДЗ генераторов.
Синхронные генераторы обладают высоким значением индук-
тивного сопротивления прямой последовательности. Ток трехфаз-
34
ного КЗ на выводах синхронного генератора в установившемся ре-
жиме (4.6) в ОКЗ раз превышает номинальный ток генератора. Как
правило, ОКЗ синхронных генераторов лежит в диапазоне
0,55 — 1,25 [15, 17]. Поэтому ПУЭ [1] требует обеспечить ток сраба-
тывания продольной ДЗ генераторов не более:
^с.з • 0,6)7ГНОМ.
(5.1)
Наряду с этим продольная ДЗ является резервом при отказе за-
щиты от двойных замыканий на землю для генераторов, работаю-
щих на сборные шины. Исходя из этого, продольную ДЗ генерато-
ров следует выполнять только в трехфазном исполнении. Защита от
двойных КЗ на землю, как и продольная ДЗ, работает без выдержки
времени. Для минимизации разрушений в генераторах, связанных с
двойными КЗ на землю, и отстройки этой защиты от ложных сраба-
тываний ток срабатывания защиты от двойных КЗ на землю прини-
мают [1]:
L = 100 А.
(5.2)
Например, номинальный ток генератора мощностью 32 МВт, на-
пряжением 10,5 кВ и cos ф = 0,8 составляет /ГНОм = 2,2 кА. При вы-
полнении условия (5.1) ток срабатывания продольной ДЗ данного
генератора может составлять /с з =1,1 кА. Полученное значение 1С З
продольной ДЗ в 11 раз превышает уставку [см. (5.2)], что не позво-
ляет с помощью продольной ДЗ обеспечить надежное резервирова-
ние защиты от двойных КЗ на землю.
Номинальный ток генератора мощностью 60 МВт (предельная
мощность для турбогенераторов, работающих на сборные шины ге-
нераторного напряжения, составляет 110 — 120 МВт), напряжением
10,5 кВ и cos ср = 0,8 равен 7ГНОМ = 4,13 кА. При выполнении усло-
вия (5.1) ток срабатывания продольной ДЗ составляет 1С 3 = 2,06 кА.
В этом случае значение /с 3 продольной ДЗ в 20,6 раза превышает
уставку [см. (5.2)]. Поэтому ток срабатывания продольной ДЗ син-
хронного генератора:
^с.з (0’2 : 0,3)^r.HOM*
(5.3)
Условие (5.3) для продольной ДЗ генератора позволяет приблизи-
ться к значению уставки (5.2) и обеспечить уменьшение “мертвой”
зоны при резервировании защиты от двойных замыканий на землю.
Высокая чувствительность продольной ДЗ минимизирует разруше-
35
Рис. 5.1. Определение относительной погрешности первичных трансформаторов
тока продольной ДЗ:
/перв — первичный ток трансформаторов ТА1 и ТА2\ /вт — вторичный ток
трансформаторов ТА1 и 7И2; 1ТА1 и 1ТА2 — соответственно вторичные токи
первого и второго трансформаторов тока продольной ДЗ; 1^ — значение пе-
риодической составляющей тока трехфазного КЗ (в момент его возникнове-
ния на выводах защищаемого генератора), полученное из выражения (4.1)
[11,15]
ния при включении в работу генератора со скрытыми дефектами
изоляции и обеспечивает ее срабатывание при низких значениях на-
пряжения возбуждения генератора, еще не подключенного к сбор-
ным шинам.
Шесть трансформаторов тока, подключенных к терминалу “Си-
риус-ГС”, позволяют реализовать все токовые защиты генератора, в
том числе продольную ДЗ. Для выполнения всех токовых защит ис-
пользуются трансформаторы тока, установленные в камере нулевых
вводов защищаемого генератора. Поэтому трансформаторы тока,
подключенные к терминалу “Сириус-ГС”, выбираются с учетом
требования выполнения продольной ДЗ. Применяются трансфор-
маторы тока с индексом “ЮР” и относительной погрешностью
с < 10 % (с* < 0,1) (рис. 5.1). Раньше для выполнения продольной ДЗ
применялись трансформаторы тока с индексом “Д” (в настоящее
время сняты с производства).
Для защиты синхронных генераторов от междуфазных КЗ приме-
няется продольная ДЗ с торможением. Действие продольной ДЗ при
нормально работающем генераторе (или внешнем КЗ) изображено
на рис. 5.2. В этом режиме продольная ДЗ работает по следующему
36
Рис. 5.2. Работа продольной ДЗ при отсутствии междуфазного КЗ в статорной
обмотке генератора GP.
1Г — ток, выдаваемый генератором; Ц и /2 — соответственно токи, снимаемые
с трансформаторов тока ТА1 и ТА2 продольной ДЗ
Рис. 5.3. Векторные диаграммы, поясняющие работу продольной ДЗ терминала
“Сириус-ГС”
алгоритму. Генератор выдает мощность на сборные шины. Ток, вы-
даваемый генератором G1, может быть представлен вектором 1Г
$оки и /2 в этом режиме работы генератора и /2 — соответствен-
ЙР токи, снимаемые с трансформаторов тока ТА1 и ТА2) имеют фа-
?рвый сдвиг, близкий к 180° (рис. 5.3, а). Из измеренных токов Ц и
37
Рис. 5.4. Работа продольной ДЗ при межцуфазном КЗ в статорной обмотке за-
щищаемого генератора G1
Рис. 5.5. Характеристика продольной ДЗ
12 терминал “Сириус-ГС” вычисляет значения рабочего тока /раб и
ток торможения продольной ДЗ /торм. Рабочий ток продольной ДЗ
вычисляется как геометрическая сумма векторов токов и /2
(рис. 5.3, а). Ток торможения /торм вычисляется терминалом как
геометрическая полуразность векторов токов Zj и 12. При отсутствии
38
в генераторе междуфазных КЗ значение рабочего тока /раб всегда бу-
дет меньше тока торможения J^pM. Соотношение /торм > /раб обес-
печивает работу защиты в зоне ее несрабатывания (см. рис. 5.5).
При междуфазном КЗ в статорной обмотке генератор начинает
потреблять ток Гг, направленный от исправных параллельно работа-
ющих генераторов в точку КЗ, и ток, протекающий по трансформа-
тору ТА1, изменяет направление (рис. 5.4). Токи 1Х и /2 при между-
фазном КЗ в статорной обмотке генератора имеют небольшой фазо-
вый сдвиг (см. рис. 5.3, б). Из полученных токов 1Г и /2 терминал
“Сириус-ГС” вычисляет (как и в предыдущем случае для нормально
работающего генератора или при работе генератора на внешнее КЗ)
значения рабочего тока /раб и ток торможения продольной ДЗ /торм.
Рабочий ток продольной ДЗ вычисляется как геометрическая сумма
векторов токов и /2 (см. рис. 5.3, б). Ток торможения /торм вычис-
ляется как геометрическая полуразность векторов токов и /2. При
междуфазном КЗ в статорной обмотке генератора значение рабоче-
го тока /раб всегда будет больше тока торможения /торм. Соотноше-
ние /торм < обеспечивает работу продольной ДЗ в зоне срабаты-
вания (рис. 5.5), и защита срабатывает на отключение поврежденно-
го генератора без выдержки времени.
39
Ток срабатывания продольной ДЗ (с характеристикой, приведен-
ной на рис. 5.5) определяется из выражения [4]:
с.з ^раб min + ^торм Аорм’
(5.4)
где /раб — минимальное значение рабочего тока при /торм = 0;
^торм коэффициент торможения реле продольной ДЗ, значение
4рм может изменяться в диапазоне от 0 до 0,5.
Характеристика продольной ДЗ, применяемая в терминалах “Си-
риус-ГС”, приведена на рис. 5.6. Она представляет собой модифи-
кацию характеристики, приведенной на рис. 5.5, и имеет три участ-
ка с различными значениями Это позволяет отстроиться от
неселективного действия защиты при насыщении трансформаторов
тока. Каждый из трех участков этой характеристики описывается
уравнением (5.4).
Пример!. Рассчитаем параметры характеристики продольной
ДЗ. Выполняем построение 1-го и 3-го участков характеристики
продольной ДЗ (см. рис. 5.6).
На 1-м участке характеристика продольной ДЗ в области токов
торможения защиты меньше /г ном, ^горм принимают равным 0 и
продольная ДЗ работает без торможения. В этом случае ток срабаты-
вания продольной ДЗ определяется по выражению (5.4) при
^торм О*
с.з 7раб min’
и имеет значение /сз = (0,2ч-0,3)Ггном [см. (5.3)]. Такой режим
обеспечивает высокую чувствительность защиты при:
•	вводе генератора в работу (режим работы генератора, отклю-
ченного выключателем Q1 от сборных шин, когда при исправном
генераторе /г = 0) (см. рис. 5.2). При междуфазном КЗ в статорной
обмотке генератора входной ток продольной ДЗ будет задаваться од-
ним током Г", т.е. током трансформатора ТА2 (см. рис. 5.4). В этом
режиме значение /раб будет равно току 12, а ток торможения равен
половине 12;
•	внутренних междуфазных КЗ в генераторе, работающем на
нагрузку.
Значение /раб определяется по выражению:
раб min ~ (^одн ^ттере* + 8* + У*)^г>ном5
(5.6)
40
Рис. 5.7. Характеристика продольной ДЗ при введении в работу 1-го и 3-го уча-
стков защиты
где &одн — коэффициент однотипности трансформаторов тока ДЗ
(принимают равным 0,5 для однотипных трансформаторов тока ДЗ
и 1,0 для трансформаторов разного типа); — коэффициент, учи-
тывающий дополнительную погрешность трансформаторов тока в
переходном процессе (принимают равным 2); е* — полная погреш-
ность трансформаторов тока каждого из плеч продольной ДЗ; 8* —
приведенная погрешность измерения токов терминалом “Сири-
ус-ГС”; у* — технологический запас. Значение технологического за-
паса принимают у* = 8*/2.
При условии, что &одн = 0,5, ^ер = 2, 8* = 0,1 (10 %), 8* = 0,05
(5 %) и у* = 0,025 (2,5 %), можно определить /раб	продольной ДЗ:
/раб min * (0-5 • 2 • 0,1 + 0,05 + 0,025)/г ном = 0,П5/ГЛ1ОМ. (5.7)
Принимаем Zpag	0,2/г ном.
Значение /раб изобразим в виде точки А на характеристике,
приведенной на рис. 5.7. Конечной точкой первого участка характе-
ристики является точка В. Согласно выражению (5.7) точка В будет
соответствовать току торможения, равному /г ном.
Предполагаем, что на 3-м участке характеристики погрешность
трансформаторов тока продольной ДЗ не превышает 30 % с учетом
влияния тока апериодической составляющей при внешнем между-
фазном КЗ (8*2 < 0,3). Определим коэффициент торможения 3-го
участка характеристики защиты (см. рис. 5.6) [4]:
41
‘™р“2 2	= Газ = °'428 * °’43'
Выбираем = 0,45.
Определим значение рабочего тока I"б при /’ м = 3/г.НОм:
^раб О^^г.ном _Q45
з7 7	” ’
Г.НОМ
(5.8)
(5.9)
Г.НОМ
Решив это уравнение относительно /раб, получим / "аб =1,1 /г ном.
Отложим эту точку (С) на характеристике защиты (см. рис. 5.7).
Проведя прямые линии на рис. 5.7 через точки А, В и С, получим ха-
рактеристику 1-го и 3-го участков продольной ДЗ.
Второй участок характеристики продольной ДЗ строится следую-
щим образом. Для повышения чувствительности защиты наклон
2-го участка характеристики (см. рис. 5.6) должен быть минимально
возможным. Считаем, что полная погрешность трансформаторов
тока (см. рис. 5.1) на 2-м участке характеристики продольной ДЗ не
превышает <0,1. Определим значение коэффициента торможе-
ния ^горм! для 2-го участка характеристики [4]:
ОД
1-ОД
= 0,111*0,11,
(5.10)
где 8*j — максимальная погрешность трансформаторов тока на 2-м
участке характеристики продольной ДЗ.
Принимаем =0,12.
Выберем начало 2-го участка характеристики при значении тока
торможения:
торм min
Г.НОМ
(5.И)
Составим систему уравнений для определения значений /раб и
^торм характеристики продольной ДЗ:
1 раб 1 раб min _ .
_ т	~ ^торм1 ’
торм * торм min
>
' т
раб ~ * раб min _ 1jr
_ т ~ ^торм2*
торм 1 Г.НОМ
(5.12)
42
Из системы уравнений (5.12) определим значения: /торм =
— 1,29/г ном и /раб — 0,33/г ном.
По результатам расчетов построим характеристику продольной
дифференциальной защиты генератора (рис. 5.8).
Чувствительность продольной ДЗ проверяют при двухфазном КЗ
на верхних выводах защищаемого генератора (в режиме одиночно
работающего генератора на холостом ходу) и в режиме самосинхро-
низации [1]:
(5.13)
Коэффициент чувствительности защиты от междуфазных КЗ
должен быть > 2 [1].
5.2.	ЗАЩИТА ОТ ВИТКОВЫХ КЗ В СТАТОРНОЙ ОБМОТКЕ
ГЕНЕРАТОРА (ПОПЕРЕЧНАЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ
ЗАЩИТА)
d
* Поперечная дифференциальная защита предназначена для за-
дЩиты генератора от витковых КЗ в обмотке статора и работает без
^выдержки времени. Защита устанавливается при соединении ста-
; торных обмоток генератора по схеме “двойная звезда”. Схема вы-
^Полнения поперечной ДЗ приведена на рис. 5.9. Напряжения и токи
• Статорных обмоток при работе генератора на нагрузку могут быть
; ^Представлены следующими уравнениями.
43
При отсутствии в генераторе витковых КЗ
^А1 * Еля EjBl а ^В2> Eci * ^С2’
ХА1 * ХА2> ХВ1 * ХВ2>
ХС1 * ХС2'
(5.14)
Соответственно	® ^А2 ’ ^В1 w ^В2 ’ ^С1 ~ ^С2’
В этом режиме через обмотку трансформатора тока поперечной
ДЗ 7И7(рис. 5.9) протекает ток небаланса.
При витковом КЗ в одной из фаз, например фазе А, происходит
нарушение баланса напряжений и ЕА1ЕА2. Уравнительный ток
/к, который протекает через статорные обмотки генератора фазы А и
трансформатор тока 7И7, вызывает срабатывание поперечной ДЗ.
Значение тока /к зависит от количества замкнутых витков, и его
можно определить по выражению:
(5.15)
Г х Еа1 ~Еа2
К" ХА1~ХА2
Трансформатор тока
поперечной ДЗ
Рис. 5.9. Схема выполнения поперечной ДЗ
44
Правильно настроенная поперечная ДЗ должна быть отстроена:
•	от токов небаланса на частоте первой гармоники при холостом
ходе генератора;
•	от токов небаланса на частоте третьей гармоники;
•	от токов небаланса, связанных с неравенством сопротивлений
статорных обмоток генератора при работе генератора на внешнее
КЗ.
Поперечная ДЗ цифрового терминала “Сириус-ГС” имеет поло-
совой фильтр, работающий в полосе частот 45 — 53 Гц. Фильтр вы-
деляет из входного тока терминала сигнал на частоте первой гармо-
ники и минимизирует влияние токов небаланса на частоте третьей
гармоники.
Перед первым включением генератора (чтобы обеспечить грубую
защиту от витковых КЗ) на терминале выставляется уставка сраба-
тывания поперечной ДЗ:
с.з
(0,15 * 0,2)7Г.НОМ.
(5.16)
В дальнейшем это значение уставки корректируется. Коррекция
выполняется следующим образом. Ток срабатывания защиты от-
страивается от тока небаланса при холостом ходе генератора и рабо-
те генератора на внешнее трехфазное КЗ. Скорректированное зна-
чение уставки по току срабатывания защиты вычисляются по выра-
жению [10]:
^*с.з ^зап(^*нб1 + ^*нб2)’
(5.17)
где	— коэффициент запаса, принимаемый к^ = 1,5; /*нб1 — ток
небаланса, измеренный при холостом ходе генератора и максималь-
| ном допустимом напряжении на статорных обмотках
С [(1,15 -ь 1,2)Ц,НОМ — паспортный параметр генератора] защищаемо-
генератора; расчетное значение тока небаланса, соответ-
| Чбтвующее режиму генератора, работающего на трехфазное КЗ.
Г Значения токов /*нб1 и /*нб2 определяют экспериментальным
;11утем.
р Ток /нб1 измеряется на выходе трансформатора ТА 7при холостом
даоде генератора и максимальном допустимом напряжении на ста-
врирных обмотках защищаемого генератора. С учетом коэффициента
^трансформации трансформатора 7И7(см. рис. 5.9) измеренное зна-
45
чение тока пересчитывается в первичный ток генератора в относите-
льных единицах /*нб1.
Расчетное значение тока небаланса /*нб2, соответствующее режи-
му работы генератора на трехфазное КЗ, получают следующим обра-
зом. На отключенном генераторе создают режим искусственного
трехфазного металлического КЗ. Включают генератор в работу и
плавно увеличивают ток в системе возбуждения до получения в ста-
торной обмотке номинального тока генератора. При номинальном
токе генератора, работающего на короткое замыкание, измеряют
вторичный ток небаланса в режиме КЗ — /^б2 (выходной ток транс-
форматора ТА 7). Приводят значение /„б2 к первичному току в отно-
сительных единицах /*нб2. Рассчитывают /*нб2 по формуле [10]:
^♦нб2 “ ^нб/Жном^	(5-18)
где 1^ — расчетное значение тока трехфазного КЗ на выводах гене-
ратора при номинальном напряжении на статорных обмотках [см.
(4.1)]; /гном — номинальный ток генератора.
Уставка срабатывания поперечной ДЗ (5.17), рассчитанная по
данной методике, может лежать в диапазоне (0,05 -ь 0,1)/г ном [10].
При использовании поперечной ДЗ допускается ее неселектив-
ное действие при междуфазных КЗ в генераторе и двойных замыка-
ниях на землю (в сети и статорной обмотке защищаемого
генератора).
К недостатку вышеприведенной поперечной ДЗ следует отнести
наличие небольшой “мертвой” зоны при малом количестве замкну-
тых витков.
5.3.	ЗАЩИТА ГЕНЕРАТОРОВ ОТ ОДНОФАЗНЫХ
ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ
Защита от 033 с независимой характеристикой для генераторов,
работающих на сборные шины генераторного напряжения в сети с изо-
лированной нейтралью. Правила технической эксплуатации допус-
кают в исключительных случаях выполнение защиты от 033 с дей-
ствием на сигнал для генераторов, работающих на сборные шины
генераторного напряжения в сети с изолированной нейтралью при
условии, что значение тока 033 не превышает 5 А. Время работы ге-
нератора при 033 статорной обмотки не должно превышать 2 ч. За
46
это время необходимо убедиться в правильной работе защиты гене-
ратора от 033 и выполнить перевод нагрузки. При значениях токов
033 более 5 А защита от 033 выполняется с действием на отключе-
ние генератора с помощью шинного трансформатора тока нулевой
последовательности ТНПШ (снят с производства). В качестве за-
мены защиты с ТНПШ для защиты генераторов от 033 применяет-
ся защита ЗГНП-4.2 [2] или ЗЗСГ-4 [6]. При выполнении этих за-
щит используются фазные трансформаторы тока защищаемого
генератора.
Защита от 033 с применением ТНПШ может работать в двух ре-
жимах (защита выполняется для старых генераторов при наличии
ТНПШ):
•	на сигнал;
•	на отключение генератора, гашение поля (АГП), останов тур-
бины и сигнал.
Работа защиты основана на измерении токов нулевой последова-
тельности на частоте первой гармоники 50 Гц.
Терминал “Сириус-ГС” имеет три входных контакта для подклю-
чения трансформаторов тока нулевой последовательности и два
входных сопротивления — 0,1 и 40 Ом. Для работы с ТНПШ в тер-
минал “Сириус-ГС” введен дополнительный резистор сопротивле-
нием 40 Ом, включенный последовательно с входной цепью преоб-
разователя “ток—напряжение” токовой защиты от 033. При работе
с этим входом входное сопротивление терминала принимают рав-
ным = 40 Ом.
В защите предусмотрен режим блокировки (введена/выведена),
выводящий ее из действия при внешних КЗ. Это связано с насыще-
нием и увеличением тока небаланса ТНПШ [15], что может привес-
ти к неправильному (излишнему) срабатыванию защиты от 033.
При защите генераторов малой мощности (до 1,5 МВт) блокировка
защиты от 033 не требуется.
Схема выполнения защиты от 033 с применением ТНПШ при-
ведена на рис. 5.10.
Первичный ток срабатывания защиты должен быть больше соб-
ственного емкостного тока защищаемого генератора при внешнем
033 и одновременном двухфазном КЗ на другой линии. Первичный
ток срабатывания защиты определяют по выражению:
47
Рис. 5.10. Схема выполнения защиты от 033 с применением ТНПШ
4.з *	+ 1’57нб.п),	(5.19)
где — коэффициент отстройки (к^ = 1,1);	— коэффициент
броска (^6P= 1,2); к^ — коэффициент возврата (^ = 0,95); I& —
собственный емкостный ток генератора; /нб п — ток небаланса
ТНПШ, приведенный к первичной стороне трансформатора
(ZH6J1« 1,5 А) [15].
Более точно значение /нбп, приведенное к первичной стороне
трансформатора ТНПШ-3, можно определить по выражению:
нб.п Л1б.в2^в,
(5.20)
где /нб в — ток небаланса, приведенный к вторичной стороне
ТНПШ; wB — число витков вторичной обмотки ТНПШ-3 (wB = 39).
48
Ток небаланса /нбв содержит две составляющие вторичного тока
небаланса, обусловленные несимметричным расположением токо-
проводов и подмагничиванием трансформатора тока:
_ ^^нб.нес
нб.в	л. 7
^эк.нам.в +
нб.подм
(5.21)
где Енб нес — ЭДС небаланса во вторичной цепи от несимметрично-
го расположения ТОКОПрОВОДОВ (Д^нес = ^’1 ®)’ £нб.подм — ЭДС
небаланса во вторичной цепи от тока подмагничивания
(^нб.подм = 0’1 в)’ ^эк.нам.в — сопротивление намагничивания, при-
веденное к вторичной цепи (^Эк.нам.в = Ю Ом); — входное сопро-
тивление реле — терминала “Сириус-ГС” (Z^ = 40 Ом); к — коэф-
фициент надежности (к =1,4).
Собственный емкостный ток /q приведен в паспортных пара-
метрах генератора, а для турбогенераторов можно рассчитать по вы-
ражению [15], А:
/о.=ЗшСг^^10-6,
(5.22)
где со = 2л/= 2 • 3,14 • 50 = 314; Сг — емкость одной фазы статорной
обмотки генератора относительно земли, мкФ/фаза; Ц\ном “ номи"
нальное междуфазное напряжение генератора, В.
Пример 3. Расчет параметров срабатывания (уставки) защиты от
033 в обмотке статора турбогенератора ТВС-30: 17г.ном = 6,3
4.ном = 3,44 кА; cos ф = 0,8;	= 0,615 А.
Вводим режим блокировки защиты от 033 генератора при внеш-
них междуфазных КЗ (блокировка выполняется сигналом пуска
МТЗ, если любой из фазных токов генератора превысил значение
уставки).
Из выражения (5.21) определяем вторичный ток небаланса /нб в
трансформатора ТНПШ-З:
^нб.нес + ^нб.подм _	*1 4500 + 0J =
Аккамв + ^n	10 + 40	40
= 0,0021 + 0,0025 = 0,0046 А.
49
Таблица 5.1. Основные характеристики трансформаторов ТНПШ
Параметр	тнпш-з	ТНПШ-ЗУ
Номинальное напряжение генератора, кВ	6,3	6,3
	10,5	10,5
	15,75	
Номинальный ток генератора, кА	4,5	7,2
Номинальное напряжение обмотки подмагничивания, В	ПО	ПО
Номинальная мощность обмотки подмагничивания, В • А	30	35
Сопротивление намагничивания, приведенное к первичной цепи, Ом	0,0066	0,0066
Сопротивление намагничивания, приведенное ко вторичной цепи, Ом	10	10
ЭДС небаланса во вторичной цепи, мВ: от тока подмагничивания от несимметричного расположения токопроводов (при номинальном токе генератора)	100 100	100 100
Число витков вторичной обмотки	39	39
По уравнению (5.20) определяем первичный ток небаланса /нб п
трансформатора ТНПШ-3:
4б.п = W”b = °’0046 • 2.39 = 0,359 А.
По формуле (5.19) находим первичный ток срабатывания защиты
от 033:
/с з> -^-(1,2 0,615 + 1,5- 0,359) =
= 1,158(0,738 + 0,538) « 1,48 А.
Принимаем ток срабатывания защиты 1С 3 = 1,5 А.
Коэффициент чувствительности защиты от 033 определяем при
суммарном емкостном токе всех присоединений сети /О33 = 3 А:
*4 = W4.3 = 3/l,5 = 2.
(5.23)
Мощность генераторов, работающих на сборные шины генера-
торного напряжения, должна быть менее 100 МВт. Это обусловлено
50
предельными коммутационными характеристиками генераторных
выключателей. Для генераторов, работающих на сборные шины ге-
нераторного напряжения, в качестве резервной защиты от 033 с
действием на сигнал применяется защита с измерением напряжения
нулевой последовательности 3U$ (см. рис. 5.10). В зону срабатыва-
ния правильно настроенной защиты 3 Uq попадает примерно 80 %
статорной обмотки защищаемого генератора. Защита 3Uq имеет
“мертвую” зону со стороны нейтрали защищаемой машины.
Действие защиты 3 Uq селективное при вводе генератора в работу,
когда отключен выключатель Q1, и ток 3/0, снимаемый с трансфор-
матора ТНПШ, равен нулю (см. рис. 5.10). При включении выклю-
чателя Q1 действие защиты 3 Uq может быть неселективное, и при
срабатывании защиты 3£/0 на сигнал можно сделать вывод, что в
сети присутствует 033. Вторичная обмотка трансформатора 3 UQ со-
брана по схеме разомкнутого треугольника и подключена к терми-
налу. Защита работает с действием на сигнал. Уставка срабатывания
терминала по напряжению нулевой последовательности определя-
ется по выражению:
Ц,з - ^отс^нб’	(5.24)
где к^ — коэффициент отстройки защиты, принимаемый равным
2;	— максимальное напряжение небаланса на выводах обмоток
трансформатора ЗС^, включенных по схеме разомкнутого треуголь-
ника. Напряжение небаланса, снимаемое с этих обмоток при отсут-
ствии 033, не должно превышать 3 В.
Определяем значение уставки по напряжению срабатывания
защиты:
1Л.>2-3 = 6В.
Согласно требованиям ПУЭ [1] уставка срабатывания защиты
3Uq при защите генераторов должна иметь значение не более 15 В.
Из (5.24) следует, что работа защиты 3 Uq с уставкой менее 6 В приве-
дет к неправильному срабатыванию защиты. Поэтому рекомендуе-
мое значение уставки срабатывания защиты 3Uq выбирают равным
8 - 10 В.
Время срабатывания защиты 3/0 от 033 с независимой характе-
ристикой должно составлять tc 3 = 0,5 -е-1 с.
Защита от 033 с независимой характеристикой для генераторов,
работающих на сборные шины генераторного напряжения в сети с
компенсированной нейтралью. Защита генераторов от 033, работаю-
51
щих в сети с компенсацией емкостного тока 033, выполняется с из-
мерением суммы токов высших гармоник в полосе частот
150 — 750 Гц, а также с действием на сигнал. Время работы генерато-
ра в режиме 033 не должно превышать 2 ч. Компенсация емкостно-
го тока 033 производится дугогасящим реактором, включенным
между землей и нейтралью специального трансформатора.
В защите предусмотрен режим блокировки (введена/выведена),
выводящий ее из действия при внешних КЗ. Это связано с насыще-
нием и увеличением тока небаланса ТНПШ [15], что может привес-
ти к неправильному (излишнему) срабатыванию защиты от 033.
При защите генераторов малой мощности (до 1,5 МВт) блокировка
защиты от 033 не требуется.
Токи 033 на частоте высших гармоник для городских и промыш-
ленных кабельных сетей не могут быть ниже 4 % суммарного тока
033 на частоте 50 Гц. Реально измеренные уровни токов при 033 в
кабельных сетях на частоте высших гармоник могут быть сущест-
венно выше [5].
Для турбогенераторов малой и средней мощности напряжение на
частоте третьей гармоники составляет 2,5 — 3 % напряжения на час-
тоте первой гармоники. Ток 033 на частоте 150 Гц при работе гене-
ратора в сети с компенсированной нейтралью будет составлять
2,5 — 3 % емкостного тока на частоте 50 Гц. Максимальный суммар-
ный ток высших гармоник в полосе частот 150 — 750 Гцсоизмеримс
током 033 на частоте 150 Гц. Поэтому собственный емкостный ток
033 генераторного присоединения должен быть не более 6 % тока
033 на частоте 50 Гц.
С учетом отстройки срабатывания защиты от собственного емко-
стного тока генератора на частоте высших гармоник выражение
(5.19) примет вид:
ЙП
4.3	°>06
^отс
(^бр^Сг + ^^нб.п) *
(5.25)
В (5.25) коэффициент отстройки принимают равным
1,2 — 1,3. При малых значениях измеряемых токов коэффициент
возврата защиты от 033 терминала “Сириус-ГС” считают рав-
ным 0,92.
Пример 4. Рассчитаем параметры срабатывания (уставки) за-
щиты от 033 в обмотке статора турбогенератора ТВФ-60-2, рабо-
тающего на сборные шины генераторного напряжения в сети с
компенсацией емкостного тока на частоте первой гармоники, при
^4.ном ^,3 4.ном 6,88 кА, cos ф 0,8; /q, 0,7 А.
52
Вводим режим блокировки защиты от 033 МТЗ генератора (бло-
кировка выполняется сигналом пуска МТЗ, если любой из фазных
токов генератора превысил значение уставки).
Определяем первичный ток срабатывания защиты от 033 по
(5.25), принимая значение /нб п » 1,5 А [15]:
4з * 0,06
0,92
(1,2 0,7 + 1,5.1,5)
= 0,06 • 4,03 « 0,242 А.
Следовательно, уставку по току срабатывания защиты принима-
ем 1С З = 0,25 А. Выбранное значение тока пуска защиты от 033
(уставка) составляет 35,7 % тока /q = 0,7 А на частоте 50 Гц. При
выполнении этой защиты (и выборе уставки ее срабатывания) зна-
чения токов высших гармоник генератора должны быть уточнены
по параметрам спектрального состава напряжения защищаемого
генератора.
Время срабатывания защиты на сигнал должно составлять
/сз = 0,5 + 1 с.
Защита от 033 с независимой характеристикой для генераторов,
работающих на сборные шины генераторного напряжения в сети с ре-
зистивным заземлением нейтрали. Защита выполняется с примене-
нием ТНПШ или фильтра токов нулевой последовательности, со-
бранного из фазных трансформаторов тока при низкоомном рези-
стивном заземлении нейтрали. Использование резистивного
заземления нейтрали позволяет увеличить значение 033 и повысить
чувствительность защиты. При токах 033 менее 5 А защита выпол-
няется с действием на сигнал (высокоомное резистивное заземле-
ние нейтрали), при токах 033 более 5 А — с действием на отключе-
ние генератора (низкоомное резистивное заземление нейтрали).
Коэффициент чувствительности защиты при 033 на верхних выво-
дах генератора, работающего в сети с резистивным заземлением
нейтрали, определяем по выражению:
(5.26)
где /q)33 — суммарный емкостный ток сети при 033; IR — актив-
ный ток, задаваемый резистором; 1С З — уставка срабатывания защи-
та выбирается по (5.19).
53
При заземлении нейтрали низкоомным резистором ток срабаты-
вания защиты выбираем по формуле:
4.з “ Аэзз/2-
(5.27)
Такой выбор уставки срабатывания защиты обеспечивает чувст-
вительность защиты при 033 на верхних выводах генератора = 2.
Пример 5. При выполнении защиты генератора (в сети с низко-
омным резистивным заземлением нейтрали) с током КЗ на землю
40 А по выражению (5.27) принимают ток срабатывания защиты от
0331С З = 20 А. Защита действует на отключение генератора без вы-
держки времени.
Использование режима заземления нейтрали возможно и в соче-
тании с режимом полной компенсации емкостных токов 033 дуго-
гасящим реактором. В этом случае коэффициент чувствительности
защиты генератора, работающего в сети с резистивным заземлением
нейтрали и компенсацией емкостного тока на частоте первой гармо-
ники, определяем по формуле:
(5.28)
где 1С З — уставка срабатывания защиты, выбирается по (5.27).
При низкоомном резистивном заземлении нейтрали время сра-
батывания защиты на отключение генератора выполняется без вы-
держки времени.
Использование резистивного заземления нейтрали не исключает
“мертвую” зону защит от 033 со стороны нейтрали генератора.
Защита от 033 с зависимой от тока характеристикой при работе ге-
нератора в сети с изолированной нейтралью или заземлением нейтрали
через высокоомный резистор. Защита выполняется с применением
ТНПШ и при токах 033 менее 5 А с действием на сигнал. При защи-
те генераторов, работающих на сборные шины, абсолютное значе-
ние тока нулевой последовательности будет зависеть от количества
подключенных присоединений (фидеров) к сборным шинам. При
отключении и включении фидеров будет изменяться емкость элект-
рической сети. Также следует отметить, что текущие значения тока
033 электрической сети зависят от многих факторов, в том числе от
фазного напряжения, температуры оборудования и кабелей. Поэто-
му традиционный (классический) выбор параметров срабатывания
защиты от 033 с независимой характеристикой заключается в от-
стройке уставки каждого присое,
1ISI
пения от абсолютного значения
54
I
Рис. 5.11. Характеристика типа RXIDG
55
собственного емкостного тока этого присоединения (5.19). Такой
способ настройки защиты не требует изменять значения параметров
срабатывания защиты генератора от значения уставок защит других
присоединений при изменении схемы соединений сети. Но отклю-
чение фидеров от сборных шин генераторного напряжения умень-
шает суммарную электрическую емкость сети, а соответственно, и
коэффициент чувствительности защиты генератора от 033.
Одним из способов повышения чувствительности защиты от 033
является метод относительного измерения значения емкостного
тока. Метод относительного измерения основан на измерении абсо-
лютных значений емкостных токов каждого из присоединений.
Присое,
1ISI
яение с 033 выявляется по максимальному значению из-
меренного тока.
При работе терминала “Сириус-ГС” с зависимой характеристи-
кой от тока 033 может быть использован метод относительного из-
мерения емкостного тока. В этом случае защиты всех присоедине-
ний в сети генераторного напряжения должны быть оснащены
цифровыми терминалами с однотипными зависимыми характери-
стиками и работать с о,
ЛП
таковыми значениями уставок. В качестве
зависимой характеристики защиты от 033 применена обратнозави-
симая характеристика стандарта МЭК RXIDG (рис. 5.11):
' = 5,8 — 1,35 In
JO33
Чхз,
(5.29)
где tc 3 — время срабатывания защиты; /О33 — первичный ток 033;
/сз — (первичный) ток срабатывания защиты; к — временной
коэффициент.
При возникновении в сети 033 происходит пуск защит от 033 на
всех присое,
1Ш
кениях. Первой по времени срабатывает защита при-
сое>
1ISI
яения с 033, так как через трансформатор тока нулевой после-
довательности этого присоединения протекает суммарный (макси-
мальный) ток 033. Через трансформаторы тока неповрежденных
присое,
1ISI
кений протекает собственный емкостный ток этих присо-
единений, который меньше суммарного тока 033.
При токах 033 в сети генераторного напряжения менее 5 А защи-
та от 033 выполняется с действием на сигнал. При возникновении
033 первой срабатывает защита присоединения с 033 и блокирует
действие защит на остальных присое,
1ISI
пениях. Работа защиты от
033на сигнал проинформирует персонал станции о том, что на дан-
ном присоединении возникло 033.
56
Настройка терминала выполняется следующим образом. Уставка
по току срабатывания защит всех присоединений выбирается по
условию пуска всех защит или большей их части при возникновении
033 в любой точке сети генераторного напряжения, т.е. ток сраба-
тывания защит всех присоединений можно определить по
выражению:
Т к Т
^с.з 'hr'Cmin’
(5.30)
где ки — коэффициент надежности (&н = 0,7 -ь 0,8) для выполнения
условия по коэффициенту чувствительности защиты Лц = 1,25 -ь 1,4;
/onin ““ емкостной ток (50 Гц) присоединения с минимальным зна-
чением собственной распределенной емкости.
Уставка значения временного коэффициента к (5.29) определяет-
ся по семейству характеристик RXIDG следующим образом
(рис. 5.12). Расчетным путем вычисляем максимальное значение
емкостного тока сети Гоззтах на частоте 50 Гц при условии включе-
ния всех присоединений к шинам генераторного напряжения.
Определяем значение тока 033, отн. ед.:
^*ОЗЗтах АэЗЗтах/^с.з*
Откладываем это значение на характеристике RXIDG. Строим
точку Л на зависимой части ближайшей характеристики из семейст-
57
ва RXIDG. Выбираем значение временного коэффициента кх и вво-
дим это значение в терминалы всех присоединений защищаемой
сети. При выполнении защиты от 033 с зависимой от тока характе-
ристикой может быть также рекомендовано применение чрезвычай-
но инверсной характеристики стандарта МЭК.
При отсутствии на защищаемом генераторе ТНПШ защита гене-
ратора от 033 может быть выполнена с помощью дополнительных
устройств типа ЗЗСГ-4 или ЗГНП-4.2. Эти устройства подключают-
ся к фильтру токов нулевой последовательности, выполненному из
штатных трансформаторов тока генератора.
Защита ЗЗСГ-4 работает с наложением тока частотой 25 Гц на за-
щищаемую сеть генераторного напряжения.
Защита ЗГНП-4.2 имеет две независимые ступени с различными
принципами действия.
Первая ступень защиты ЗГНП-4.2 работает на частоте первой
гармоники и выполняет функцию защиты от двойных замыканий на
землю. Ступень выполнена с торможением сигналами токов вы-
сших гармоник.
Вторая ступень защиты ЗГНП-4.2 работает на частотах (суммы)
высших гармоник и выполняет функцию защиты от 033.
Защита от 033 для генераторов, работающих в блоке с трансфор-
матором. При выполнении защиты от 033 блока “генератор —
трансформатор” значение тока 033 не должно превышать 5 А [1].
Для защиты генераторов от 033, работающих в блоке с трансформа-
тором, применяется защита ЗС^.
Действие защиты блокируется:
•	при срабатывании первых трех ступеней защиты от несиммет-
ричных КЗ и несимметричных перегрузок (по /2);
•	при срабатывании защиты 3t/0 (3/0) на стороне высшего
напряжения.
Цифровой фильтр нижних частот с частотой среза 53 Гц, входя-
щий в состав защиты 3 ослабляет влияние напряжений на часто-
тах третьей и следующих высших гармоник.
Защита 3 может использоваться для генераторов мощностью до
160 МВт [1]. Защита имеет “мертвую” зону со стороны нейтрали за-
щищаемого генератора. При защите синхронных генераторов боль-
шей мощности наличие “мертвой” зоны защиты со стороны нейтра-
ли считается недопустимым [1]. В зону срабатывания правильно на-
строенной защиты 3 Uq попадает примерно 80 % статорных обмоток
генератора. Защита действует на отключение генератора (в исклю-
чительных случаях — на сигнал). Уставка срабатывания защиты
58
определяется по выражению (5.24) и должна иметь значение 10 В
[1]. Время срабатывания защиты /с з должно составлять 0,5 — 1 с.
При необходимости выполнения 100 %-ной защиты статорной
обмотки от 033 турбогенератора, работающего в блоке с трансфор-
матором, может быть рекомендовано применение дополнительной
защиты БРЭ-1301. Защита БРЭ-1301 работает на частоте третьей
гармоники и не имеет “мертвой” зоны статорной обмотки генерато-
ра со стороны нейтрали генератора.
При необходимости выполнения 100 %-ной защиты статорной
обмотки от 033 гидрогенератора, работающего в блоке с трансфор-
матором, может быть рекомендовано применение дополнительного
устройства защиты РЗГ-100/3 с принципом работы — наложение на
защищаемую сеть постоянного тока [7]. Защита РЗГ-100/3 выпол-
няется при подключении источника постоянного тока в нейтраль
генератора через дугогасящий реактор. В этом случае (при подклю-
чении источника постоянного напряжения) применяется раздели-
тельный конденсатор.
5.4.	ЗАЩИТА ОТ ДВОЙНЫХ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ
ДЛЯ ГЕНЕРАТОРОВ, РАБОТАЮЩИХ НА СБОРНЫЕ
ШИНЫ ГЕНЕРАТОРНОГО НАПРЯЖЕНИЯ
Защита действует при двойных КЗ на землю, когда одно замыка-
ние возникает в сети, на которую работает генератор, а второе — в
статорной обмотке защищаемого генератора (см. рис. 3.1, д). Защи-
та работает без выдержки времени и действует на отключение гене-
ратора, гашение поля, пуск УРОВ и останов турбины.
Защита работает в двух режимах:
•	когда ток нулевой последовательности вычисляется из значе-
ний токов трех фаз, этот режим применяется при глубоком насыще-
нии ТНПШ при двойных КЗ на землю;
•	когда ток нулевой последовательности измеряется с помощью
трансформатора тока нулевой последовательности.
Рекомендованное значение уставки [1]:
L = 100 А.
Такое значение уставки обеспечивает высокую чувствительность
и селективность защиты, а также минимизирует разрушения генера-
тора при двойных КЗ на землю.
59
5.5.	МАКСИМАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА ОТ
МЕЖДУФАЗНЫХ КЗ С ПУСКОМ (БЛОКИРОВКОЙ)
ПО НАПРЯЖЕНИЮ
Максимальная токовая защита (МТЗ) с пуском (блокировкой) по
напряжению предназначена для защиты генераторов мощностью до
60 МВт от внешних междуфазных КЗ и перегрузок (рис. 5.13). За-
щита выполняется с применением логического элемента И. Услови-
ем пуска защиты МТЗ с блокировкой по напряжению являются пуск
МТЗ и пуск защиты минимального напряжения. Раньше эта защита
называлась защитой минимального напряжения с пуском по току.
Первая ступень МТЗ (с первой выдержкой времени) действует на
отделение генератора (отключение MUIB, СВ). При работе генера-
тора в составе энергоблока вторая выдержка (ступень) времени МТЗ
выделяет генератор для работы на собственные нужды. Третья сту-
пень для энергоблоков и вторая ступень для генераторов, работаю-
щих на сборные шины, действуют на отключение генератора без
останова турбины, гашение поля, пуск УРОВ.
Защита может работать в двух режимах:
•	с измерением напряжений прямой последовательности;
•	с измерением напряжений прямой и обратной последователь-
ности (схема Мосэнерго, применяется при защите генераторов
мощностью до 30 МВт, работающих на сборные шины генераторно-
Рис. 5.13. Схема выполнения максимальной токовой защиты с пуском (блоки-
ровкой) по напряжению
60
го напряжения и небольшие линии электропередачи, не оснащен-
ные дистанционными защитами).
Расчет и выбор уставок защиты выполняются следующим образом.
Первичный ток пуска МТЗ определяется по выражению:
(5.31)
где к^ = 1,3 — коэффициент отстройки; /г ном — номинальный ток
защищаемого генератора.
Напряжение пуска защиты минимального напряжения выбира-
ется из условий отстройки от режима самозапуска электродвигате-
лей собственных нужд станции:
для тепловых станций UC3 = (0,55 4- 0,65) С/г ном;	(5.32)
для гидростанций UC3 = (0,55 4- 0,7) С7Г ном.	(5.33)
Напряжение пуска защиты по напряжению обратной последова-
тельности определяется по выражению (схема Мосэнерго):
(5.34)
где к(утс2 = 0,1 -ь 0,12 — коэффициент отстройки; С7ГНОМ ““ номина-
льное напряжение защищаемого генератора.
Эта уставка вводится при защите генераторов мощностью до
30 МВт, работающих на сборные шины генераторного напряжения
и небольшие линии электропередачи, не оснащенные дистанцион-
ными защитами. Ступень МТЗ с пуском по напряжению обратной
последовательности имеет высокую чувствительность и не согласу-
ется по селективности с дистанционными защитами.
Дополнительная ступень МТЗ выполняет блокировку защиты 3/0
от 033 (режим работы блокировки — вкл./выкл.):
(5.35)
где к^ = 1,2 4-1,5 — коэффициент отстройки.
Для выполнения требований по термической стойкости статор-
ной обмотки генератора МТЗ с пуском по напряжению должна ра-
ботать с выдержкой времени не более:
(5.36)
где А — тепловая постоянная времени охлаждения статорной обмот-
ки (для генераторов с косвенным охлаждением А = 150); /♦ — рас-
61
четное значение кратности тока при трехфазном КЗ на выводах ге-
нератора с учетом апериодической составляющей.
Для выполнения требований по селективности действия со смеж-
ными защитами первая ступень МТЗ с пуском по напряжению дол-
жна работать с выдержкой времени:
(с.з (с.з!
+ Д/,
(5.37)
где tc 31 — время срабатывания самой медленнодействующей защи-
ты от КЗ на фидере, подключенном к сборным шинам генераторно-
го напряжения; А/ — ступень селективности.
Ступень селективности выбирается исходя из типов реле защит
смежных присоединений:
А/ = 0,3 с — для цифровых терминалов;
А/ = 0,5 4- 0,6 с — для электромеханических реле.
Вторая и третья ступени защиты МТЗ с пуском по напряжению
выбираются соответственно на одну и две ступени больше времени
срабатывания первой ступени защиты.
Пример 6. Определить время отключения генератора МТЗ с пус-
ком по напряжению по условию термической стойкости статорной
обмотки генератора с косвенным охлаждением (А = 150, А = 16 —
кратность тока трехфазного КЗ с учетом апериодической
составляющей):
(с.з
150
162-1
« 0,58 с.
При выполнении защит всех присоединений значение /сз по
(5.36) должно быть больше значения /сз по (5.37). Поэтому время
срабатывания защиты принимают по (5.37), а формула (5.36) являет-
ся проверкой на термическую стойкость статорной обмотки генера-
тора при внешних КЗ.
Защита проверяется по чувствительности при трехфазном КЗ на
выводах защищаемого генератора и трехфазном КЗ в конце зоны ре-
зервирования (например, за повышающим трансформатором).
Коэффициент чувствительности в основной зоне действия защи-
ты [1]:
ЛЧ>/(3К3=1,5,
(5.38)
где 1®) — установившееся значение тока трехфазного КЗ на выводах
генератора.
62
Коэффициент чувствительности защиты в зоне резервирования
[1]:
^>1,2.
(5.39)
Коэффициент чувствительности защиты минимального напря-
жения [1]:

(5.40)
где — установившееся значение междуфазного напряжения на
выводах генератора при трехфазном металлическом КЗ в конце
зоны резервирования.
Для защиты генераторов мощностью более 60 МВт, работающих
в энергоблоке с трансформатором, ПУЭ [1] рекомендует вместо за-
щиты с пуском по напряжению применять одноступенчатую дис-
танционную защиту со смещением характеристики зоны срабатыва-
ния защиты в первый квадрант.
5.6.	ЗАЩИТА ОТ СИММЕТРИЧНЫХ ПЕРЕГРУЗОК
СТАТОРНЫХ ОБМОТОК ГЕНЕРАТОРА
Защита от симметричных перегрузок генератора имеет две ступе-
ни срабатывания по времени:
•	первая ступень с действием на сигнал (на станциях без персона-
ла выводится из работы);
•	вторая ступень действует на отключение генератора, УРОВ и
гашение поля.
Защита от симметричных перегрузок на станциях с персоналом
работает с двумя выдержками времени. Первая ступень защиты ра-
ботает на сигнал, вторая — на отключение генератора, УРОВ и гаше-
ние поля.
Ток срабатывания защиты от симметричных перегрузок опреде-
ляется по формуле:
г = ^отс т
С.З г. 2Г.НОМ
^’^Г.НОМ’
(5.41)
где — коэффициент отстройки (к^ = 1,05); — коэффициент
возврата (&в = 0,95).
63
Время срабатывания первой ступени защиты с действием на сиг-
нал задается персоналом из диапазона /сз = 0,5 -г-1 мин.
Время срабатывания второй ступени защиты с действием на от-
ключение генератора с учетом термической стойкости обмотки ге-
нератора определяется по выражению:
(5.42)
где/2 = 1,1.
Пример 7. Определить время срабатывания второй ступени защи-
ты от симметричных перегрузок для генератора с косвенным воз-
душным (или водородным) охлаждением (А = 150):
150
Ц2-1
® 714 с « 11,9 мин.
При защите турбогенераторов вторая ступень защиты от симмет-
ричных перегрузок блокируется пуском защиты от асинхронного
режима (потери возбуждения) при условии, что при асинхронном
режиме выполнена разгрузка генератора (ток, выдаваемый генера-
тором в асинхронном режиме [1] 1Г < 1,1/г.НОм)- В этом случае функ-
ция отключения генератора при симметричной перегрузке лежит на
второй ступени защиты от асинхронного режима.
Вторая ступень защиты от асинхронного режима действует на от-
ключение турбогенератора, УРОВ и останов турбины:
•	для турбогенераторов с косвенным охлаждением статорных об-
моток допустимое время стационарного асинхронного режима
tc q < 30 мин;
•	для турбогенераторов с непосредственным охлаждением ста-
торных обмоток допустимое время стационарного асинхронного
режима tc 3 < 15 мин.
Для гидрогенераторов асинхронный режим недопустим. Поэто-
му режим блокировки МТЗ от симметричных перегрузок осуществ-
ляется пуском защиты от асинхронного режима (при защите гидро-
генераторов не применяется).
64
5.7.	МАКСИМАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА ГЕНЕРАТОРА
С КОРРЕКЦИЕЙ ПО НАПРЯЖЕНИЮ
Максимальная токовая защита с коррекцией по напряжению вы-
полняет функцию защиты от внешних и внутренних КЗ генератора.
Выполнение МТЗ с коррекцией по напряжению позволяет обеспе-
чить более высокую чувствительность защиты от междуфазных КЗ
по сравнению с МТЗ с пуском по напряжению. Значение уставки по
току МТЗ с коррекцией по напряжению уменьшается при снижении
напряжения на выводах защищаемого генератора менее 0,8 Ur ном
(рис. 5.14).
МТЗ с коррекцией по напряжению резервирует действие продо-
льной дифференциальной защиты при пуске генератора и обеспе-
чивает защиту генератора при наличии междуфазных КЗ за транс-
форматорами тока продольной дифференциальной защиты (до его
включения на сборные шины). При реализации защиты (как и при
реализации любых МТЗ генератора) измеряются токи трансформа-
торов, подключенных к нулевым выводам защищаемого генератора
(см. рис. 5.13).
При включении генератора на сборные шины время действия за-
щиты выбирается на ступень селективности выше времени срабаты-
вания основной защиты генератора от внешних междуфазных КЗ и
основных защит всех присоединений от междуфазных КЗ, подклю-
ченных к сборным шинам генераторного напряжения. Или, ввиду
Рис. 5.14. График, поясняющий работу МТЗ с коррекцией по напряжению в за-
висимости от соотношения фазных и номинального напряжений генератора
65
высокой чувствительности, защита может выводиться при включе-
нии генератора на сборные шины.
Коррекция уставки защиты по току выполняется по наименьше-
му значению фазного напряжения на выводах генератора. Токовая
часть защиты может быть выполнена как с независимой, так и с за-
висимыми времятоковыми характеристиками.
На интервале фазных напряжений (0 ч- 0,2) Ur /С^.ном УставкУ сра-
батывания МТЗ принимают/*3 = 0,2/*сз.
Корректируемый порог срабатывания защиты по току на интер-
вале напряжений (0,2 -ь 0,8)С/Г/С/ГНОМ, определяется по следующему
уравнению:
(5.43)
где Z* 3 — скорректированная уставка тока срабатывания МТЗ; /сз —
уставка по току срабатывания МТЗ; ЦУЦ^ном ““ отношение наи-
меньшего из фазных напряжений на выводах генератора к номина-
льному напряжению генератора.
Терминал “Сириус-ГС” выполняет измерение токов трех фаз и
междуфазных напряжений генератора. Наименьшее значение меж-
дуфазного напряжения генератора используется в выражении (5.43).
При фазных напряжениях выше 0,8С7Г НОМ уставка срабатывания
МТЗ становится равной /* = Q.
Защита работает в двух режимах:
•	при вводе генератора в работу (генератор отключен выключате-
лем от сборных шин генераторного напряжения);
•	при работе генератора на нагрузку.
При вводе генератора в работу защита имеет независимую харак-
теристику и действует с выдержкой времени на ступень селективно-
сти большей времени срабатывания продольной ДЗ tc 3 = 0,4 ч- 0,5 с.
Принимают уставку по току срабатывания защиты 1СЗ — 0,5/г ном,
т.е. при КЗ на выводах защищаемого генератора (за трансформато-
рами тока продольной ДЗ) защита сработает со скорректированным
значением уставки по току /*3 = 0,1/гном.
При работе турбогенератора на сборные шины генераторного на-
пряжения время действия защиты выбирается на ступень селектив-
ности выше времени срабатывания основной защиты генератора от
внешних междуфазных КЗ и защит всех присоединений от между-
66
фазных КЗ, подключенных к сборным шинам генераторного
напряжения.
Уставка по току срабатывания защиты определяется по (5.43) в
предположении, что при напряжении Ur = 0,6 CZr ном установившее-
ся значение тока, выдаваемого генератором, может не превысить
0,9/г ном (с учетом ОКЗ защищаемого генератора):
С.3
-0,2
3 09/ГДОМ
°>6^г.ном
1 231
А,х,^^г.нОМ’
(5.44)
Г.НОМ
Г.НОМ
Соответственно из (5.44) выбираем: /с 3 = 1,257г ном.
Полученная уставка должна быть меньше уставки срабатывания
по току МТЗ с пуском по напряжению (/с з = 1,34.ном ““ уставка по
току д ля МТЗ с пуском по напряжению). Уставка по времени сраба-
тывания МТЗ с коррекцией по напряжению выбирается на ступень
селективности больше, чем у МТЗ с пуском по напряжению и
основных защит от междуфазных КЗ всех присоединений, работаю-
щих от фидеров, подключенных к сборным шинам генераторного
напряжения.
МТЗ с коррекцией по напряжению имеет высокую чувствитель-
ность. Поэтому защита может выводиться при включении генерато-
ра на сборные шины. При работе гидро- и турбогенераторов на на-
грузку (работающих в блоке с трансформатором и дистанционными
защитами блока) защита, ввиду ее высокой чувствительности, мо-
жет быть выведена. Это обусловлено возможностью неселективной
ее работы совместно с дистанционными защитами энергоблока. Во-
прос об использовании этой защиты при работе генератора в составе
энергоблока на нагрузку принимает проектная организация.
5.8.	ЗАЩИТА ГЕНЕРАТОРА ОТ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА
(ЗАЩИТА ОТ ПОТЕРИ ВОЗБУЖДЕНИЯ)
В комплект защит генератора “Сириус-ГС” входят основная и
дополнительная защиты от асинхронного режима. Действия основ-
ной и дополнительной защит от асинхронного режима блокируются
действием защит от внешних двухфазных КЗ. Защита от асинхрон-
ного режима вводится в работу после включения генератора в сеть.
Основная защита выполнена на основе реле сопротивления, име-
ет две ступени срабатывания по времени. Характеристика области
срабатывания основной защиты выполнена в виде окружности, рас-
67
Рис. 5.15. Характеристика срабатывания защиты от асинхронного режима
положенной симметрично относительно мнимой оси (рис. 5.15) и
проходит через точки с координатами на мнимой оси [4]:
- (0,3-ь 0,5)^,
(5.45)
-(1,1^1,44/,	(5.46)
где xd — сверхпереходное сопротивление генератора; xd — индук-
тивное сопротивление прямой последовательности генератора.
Первая ступень основной защиты от асинхронного режима рабо-
тает на сигнал и разгрузку генератора по мощности до
(0,4 ч- 0,7)Рг ном (по паспортным параметрам турбогенератора) или
на отключение генератора, пуск УРОВ и останов турбины (для гид-
рогенераторов). Время срабатывания первой ступени основной за-
щиты на сигнал и разгрузку генератора (для генераторов с возмож-
ностью установления стационарного асинхронного режима без ра-
боты системной автоматики) или на отключение гидрогенератора
задают [4]:
L = 1,5 ч- 2 с.
(5.47)
68
При стационарном асинхронном режиме ток статорной обмотки
турбогенератора не должен превышать 1,1/г ном, а напряжение на
выводах генераторов UT > 0,7 UT ном [1,4].
Уставка срабатывания первой ступени защиты минимального на-
пряжения (защита действует поочередно на первые три очереди от-
ключения фидеров и разгрузку генератора)
(5.48)
Данное значение уставки по напряжению позволяет удержать в
синхронизме исправные синхронные генераторы и не нарушить их
синхронную работу (не прибегая к длительному режиму форсиров-
ки возбуждения параллельно работающих генераторов).
Первая ступень защиты минимального напряжения выполняет
отключение очередей (фидеров) с выдержками времени
L = 2 -г- 4 с.
(5.49)
Отключением фидеров выполняется разгрузка генератора, если
генератор работает изолированно на район.
Уставка срабатывания второй ступени защиты минимального на-
пряжения (защита действует на отключение генератора, УРОВ и
останов турбины)
С/с з > (0,86 4-0,87)С/Г НОМ.
(5.50)
Вторая ступень защиты минимального напряжения работает с
выдержкой времени
/с= 15 ч-18 с
(5.51)
при условии, что максимальное время режима форсировки возбуж-
дения параллельно работающих генераторов с непосредственным
охлаждением составляет 20 с.
Если разгрузка генератора действием первой ступени защиты ми-
нимального напряжения не привела к повышению напряжения на
сборных шинах выше значения по (5.50), например при отказе вы-
ключателя на одном из фидеров, генератор будет отключен.
При выполнении защиты используется логический элемент И,
первая и вторая ступени защиты минимального напряжения пуска-
69
ются при срабатывании реле сопротивления — защиты от асинхрон-
ного режима.
Время срабатывания второй ступени защиты от асинхронного
режима выбирается по условиям термической стойкости изоля-
ции роторных и статорных обмоток синхронных генераторов.
Допускается:
•	30-минутный стационарный асинхронный режим для генера-
торов с косвенным охлаждением при условии, что /г < l,lZrHOM П1>
т.е.
L q < 30 мин = 1800 с,
(5.52)
•	15-минутный стационарный асинхронный режим для генера-
торов с непосредственным охлаждением при условии, что
Л — 1’1Л\НОМ П1>
С ч < 15 мин = 900 с.
(5.53)
Сигнал “Пуск” основной защиты от асинхронного режима дол-
жен формировать сигналы блокировки:
•	области взаимного наложения характеристики резервной за-
щиты минимального полного сопротивления (ANSI 21) от внешних
КЗ на характеристику основной защиты от асинхронного режима;
•	действия защиты от симметричных перегрузок .(применяется
при защите турбогенераторов). При защите гидрогенераторов дан-
ная блокировка не вводится.
Включение этих блокировок выполняется в меню защиты мини-
мального полного сопротивления (ANSI 21) и защиты от симмет-
ричных перегрузок.
Дополнительная защита является дополнением к основной. Пус-
кается сигналом “Пуск” основной защиты от асинхронного режима
и срабатывает, если суммарное время нахождения вектора комплек-
сного сопротивления генератора в зоне срабатывания основной за-
щиты (за временной интервал возврата дополнительной защиты)
превышает время срабатывания основной защиты. Возврат защиты
выполняется после окончания временного интервала “возврат за-
щиты”. Защита имеет две ступени срабатывания по времени, кото-
рые задаются временными ступенями срабатывания основной за-
щиты. Первая ступень действует на сигнал и разгрузку генератора
при снижении напряжения на выводах генератора ниже значения
70
0,95 £/гном. Вторая ступень дополнительной защиты действует на от-
ключение генератора, пуск УРОВ, останов турбины. Режим работы
дополнительной защиты от асинхронного режима — “выведе-
на/введена”. Защита выполнена с регулируемым временем возврата
/в = 0,5 4- 30 с (время возврата дополнительной защиты от асинхрон-
ного режима генератора).
Работа основной и дополнительной защит генератора от асинх-
ронного режима блокируется при формировании терминалом “Си-
риус-ГС” сигнала гашения поля (АГП), а также и при наличии
внешнего сигнала АГП (например, при управлении гашением поля
в ручном режиме).
5.9.	МТЗ ОТ НЕСИММЕТРИЧНЫХ ПЕРЕГРУЗОК И КЗ
(ОТ НЕСИММЕТРИЧНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ
ГЕНЕРАТОРА)
МТЗ от несимметричных перегрузок и несимметричных внеш-
них КЗ имеет четыре ступени. Для защиты генераторов мощностью
до 160 МВт третья ступень защиты выполняется с независимой ха-
рактеристикой [1]. Для генераторов мощностью более 160 МВт тре-
тья ступень защиты выполняется с интегральной зависимой харак-
теристикой, т.е. она суммирует приращения l3^t за длительность
периода времени после пуска третьей ступени защиты.
Четвертая ступень защиты действует на сигнал. Уставка срабаты-
вания этой ступени выбирается по условиям:
/2*сз = (0,05 4- 0,06)/г ном — для турбогенераторов; (5.54)
/2*с.3 = (0,1 ч- 0,11)/г ном — для гидрогенераторов.
(5.55)
При выполнении третьей ступени защиты с независимой харак-
теристикой защита действует с выдержкой времени /с з = 40с.
Уставка срабатывания этой ступени выбирается по условию:
^2*с.з
0,25/Г>НОМ
(5.56)
При выполнении третьей ступени защиты с зависимой характе-
ристикой защита действует на отключение генератора с выдержкой
времени:
JL4
(с.3 ~ Л2 ’
У2
(5.57)
71
где /2 — действующее значение тока обратной последовательности
(интегральное значение); А — тепловая постоянная охлаждения ро-
тора; к = 0,97 -ь 0,98 — коэффициент, позволяющий отстроиться от
предельной тепловой перегрузочной характеристики ротора при не-
симметричной перегрузке генератора (учитывается при расчете зна-
чения уставки).
Фактически в терминал вводится скорректированное значение
тепловой постоянной времени А = кА, отстроенное от перегрузоч-
ной характеристики ротора генератора при несимметричной
перегрузке.
Пример 8. При защите генераторов серий ТВФ с тепловой посто-
янной А = 15 с в терминал необходимо ввести значение
А = 14,5 4-14,7 с.
Пуск третьей ступени защиты от несимметричных режимов
работы генератора выполняется при условии, что значение тока
обратной последовательности превышает уставку /2*с 3 =
= (0,06 ч-0,12)/гном:
•	для турбогенераторов с косвенным воздушным или водород-
ным охлаждением А = 30;
•	для турбогенераторов серии ТВФ А = 15;
•	для турбогенераторов серий ТВВ и ТГВ до 300 МВт А = 8 (на-
пример, для турбогенератора ТВВ-300-2 без успокоительной систе-
мы на роторе А = 5);
•	для гидрогенераторов А < 40.
Время срабатывания третьей ступени защиты от несимметричной
перегрузки генератора (5.57) вычисляется терминалом автоматиче-
ски в зависимости от значения тока обратной последовательности.
Третья ступень защиты от несимметричных перегрузок действует
на отключение генератора, гашение поля, пуск УРОВ, останов
турбины.
Вторая ступень защиты от несимметричных режимов работы ге-
нератора должна срабатывать при двухфазном КЗ на выводах обмот-
ки высшего напряжения повышающего трансформатора. Вторая
ступень защиты от несимметричных режимов работы генератора ре-
зервирует действие первой ступени (отсечки). Уставка срабатыва-
ния второй ступени защиты от несимметричных режимов выбирает-
ся по выражению:
/(2)
_ к
2,13 (23^-23)
(5.58)
72
Gl	Т1
GU-W
£"=1,08	£т = 0,1
=0,125
x*2 = 0,15
Рис. 5.16. Расчет значений токов двухфазных КЗ на выводах генератора G1 и на
выводах обмотки высшего напряжения повышающего трансформатора Т1
где — расчетное значение тока двухфазного КЗ на выводах об-
мотки высшего напряжения повышающего трансформатора.
Для выполнения условия селективности с защитами трансфор-
матора вторая ступень защиты генератора от несимметричных пере-
грузок действует с выдержкой времени tc 3 < 8,5 с.
Первая ступень защиты от несимметричных режимов работы ге-
нератора (отсечка) должна срабатывать при двухфазном КЗ на выво-
дах защищаемого генератора. Уставка срабатывания первой ступени
защиты от несимметричных режимов выбирается по выражению:
к
203 (12-1,5)’
(5.59)
где 7® — расчетное значение тока двухфазного КЗ на выводах за-
щищаемого генератора.
Время действия первой ступени защиты от несимметричных ре-
жимов работы генератора tc 3 < 0,1 с.
При выборе уставок защиты генератора от несимметричных пе-
регрузок необходимо выполнить условие, при котором ток срабаты-
вания первой ступени защиты (отсечки) должен быть больше тока
двухфазного КЗ за повышающим трансформатором в момент вре-
мени t = 0. Это необходимо для селективного действия отсечки.
Пример 9. Необходимо рассчитать значения токов двухфазных
КЗ на выводах генератора G1 и выводах обмотки высшего напряже-
ния повышающего трансформатора Т1 и выбрать значение уставки
срабатывания первой ступени (отсечки) от двухфазных КЗ на выво-
дах генератора б7(рис. 5.16).
73
Рассчитаем значение тока двухфазного КЗ на выводах генератора
по выражению (4.5) в момент времени t = 0, отн. ед.:
(2) -Ж = 1,73-1)08
(5.60)
Рассчитаем значение тока трехфазного КЗ на выводах обмотки
высшего напряжения повышающего трансформатора Т1 в момент
времени t — 0, отн. ед.:
-1^- = 4Д
0Д25+0Д
(5.61)
Рассчитаем значение тока двухфазного КЗ на выводах обмотки
высшего напряжения повышающего трансформатора Т1 в момент
времени t = 0, отн. ед.:
4,8 = 4,15.
(5.62)
Рассчитаем значение уставки первой ступени защиты от несим-
метричных режимов работы генератора (отсечки) по (5.59), отн. ед.:
_	_ 6,79
*2с.з
= 4,85.
14
(5.63)
Из расчетов следует, что уставка первой ступени защиты от не-
симметричных режимов работы генератора (отсечки) по (5.63) боль-
ше значения тока двухфазного КЗ на выводах обмотки высшего на-
пряжения повышающего трансформатора Т1 по (5.62).
5.10.	РЕЗЕРВНАЯ ЗАЩИТА МИНИМАЛЬНОГО ПОЛНОГО
СОПРОТИВЛЕНИЯ ГЕНЕРАТОРА, РАБОТАЮЩЕГО
НА СБОРНЫЕ ШИНЫ (РЕЗЕРВНАЯ ЗАЩИТА ОТ
ВНЕШНИХ ДВУХ- И ТРЕХФАЗНЫХ КЗ)
Резервная защита от внешних двух- и трехфазных КЗ выполнена
на основе реле минимального сопротивления с круговой характери-
стикой с центром в начале координат на плоскости R/X.
Работа защиты от междуфазных КЗ основана на вычислении пол-
ного междуфазного сопротивления защищаемого генератора.
74
Защита выполняется с независимой характеристикой. Отключе-
ние генератора производится, если одно из трех полных междуфаз-
ных сопротивлений сети попадает в зону срабатывания защиты
(срабатывание по наименьшему значению сопротивления генерато-
ра). Зона срабатывания защиты расположена внутри окружности
радиусом Zc 3 (рис. 5.17).
Сопротивление между фазами Аи В находим по выражению:
(5.64)
где Z^ — полное сопротивление между фазами А и В; UAB — напря-
жение между фазами А и В\ 1А и 1В—соответственно токи в фазах А и
В.
Аналогичным образом вычисляем сопротивление между фазами
А, Си В, С.
По (5.64) вычисляется геометрическая разность токов в фазах Я и
В.
Сопротивление срабатывания защиты выбирают по условию от-
стройки от максимально допустимой нагрузки синхронного генера-
тора [3]:
7 < 0^5^г.ном
сз V3 15/
-V а Г.НОМ
(5.65)
Рис. 5.17. Характеристика срабатывания защиты минимального полного сопро-
тивления
75
Время срабатывания защиты выбирается на ступень селективно-
сти выше времени срабатывания основной защиты генератора от
внешних междуфазных КЗ и основных защит всех присоединений
от междуфазных КЗ, подключенных к сборным шинам генератор-
ного напряжения.
Для выполнения требования по селективности область возмож-
ного взаимного наложения характеристики срабатывания защиты
минимального полного сопротивления и защиты от асинхронного
режима блокируется сигналом “Пуск” защиты от асинхронного ре-
жима (для турбогенераторов).
Защита выводится при вводе генератора в работу (до подключе-
ния к сборным шинам) и вводится при включении генератора для
работы на сборные шины генераторного напряжения (или распре-
делительного устройства станции 110 кВ для энергоблоков).
Защита действует на отключение генератора, гашение поля, пуск
УРОВ.
5.11.	РЕЗЕРВНАЯ ДИСТАНЦИОННАЯ ЗАЩИТА
МИНИМАЛЬНОГО ПОЛНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ
ГЕНЕРАТОРА, РАБОТАЮЩЕГО В БЛОКЕ С
ТРАНСФОРМАТОРОМ (РЕЗЕРВНАЯ ЗАЩИТА
ОТ ВНЕШНИХ ДВУХ- И ТРЕХФАЗНЫХ КЗ)
Резервная защита от внешних двух- и трехфазных КЗ выполнена
на реле минимального сопротивления с круговой характеристикой,
охватывающей начало координат и смещенной в первый квадрант
плоскости R/X.
Защита выполняется с независимой характеристикой. Пуск за-
щиты производится, если одно из трех полных междуфазных сопро-
тивлений попадает в зону срабатывания защиты (срабатывание по
наименьшему значению сопротивления). Зона срабатывания защи-
ты расположена внутри окружности (рис. 5.18).
Защита действует на отключение генератора, гашение поля, пуск
УРОВ и останов турбины.
Сопротивление между фазами А и В находим по выражению
(5.64):
(5.66)
76
Рис. 5.18. Характеристика резервной дистанционной защиты минимального пол
ного сопротивления
где — полное сопротивление между фазами А и В; UAB — напря-
жение между фазами А и В; 1Л и 1В—соответственно токи в фазе А и
В.
Аналогичным образом вычисляем сопротивление между фазами
А, С и В, С.
По (5.66) вычисляется геометрическая разность токов в фазах Л и
В.
Сопротивление максимально допустимой нагрузки генератора
выбираем по условию [3]:
Zh*
0^г.иом
1 ^г.ном
(5.67)
Уставку сопротивления срабатывания защиты с круговой харак-
теристикой (см. рис. 5.18) определяем по формуле [3]:
______ н____
“ МвМФмл-Фи)
(5.68)
77
где к^ = 1,2 — коэффициент надежности; к* = 1,05 — коэффициент
возврата данной защиты; <рм ч = 80° — угол максимальной чувстви-
тельности защиты; <рн — угол нагрузки.
Угол нагрузки определяется по формуле [3]:
= arccos
• Г1
cos ср
(5.69)
г min ?
где Ц'ппп — минимальное допустимое напряжение генератора,
отн. ед.
Пример 10. Для генераторов мощностью до 160 МВт cos <р « 0,8.
Следовательно,
Фн
= arccos
= arccos (0,561) = 56°;
Z*H = 0,95/1,5 = 0,635 отн. ед.
Уставку срабатывания защиты минимального сопротивления с
круговой характеристикой (см. рис. 5.18) определяем по (5.68):
Z*Q3
0,635
Ul,05cos(80°-56°)
= 0,551.
Небольшое смещение характеристики защиты в третий квадрант
ZCM (см. рис. 5.18) (охват точки начала координат на плоскости R/X)
позволяет более качественно защитить генератор при КЗ на его вы-
водах. Значение ZCM выбираем из диапазона:
zCM = (0^0,1)%;.
(5.70)
Пример 11. Для генератора с x"d =0,125Z.CM = 0,05 - 0,125»
» 0,0063. Защита применяется для генераторов, работающих в блоке
с трансформатором, и резервирует действие дистанционной защиты
трансформатора энергоблока.
78
5.12.	ЛОГИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ШИН
Применение режима логической защиты шин позволяет мини-
мизировать время отключения токов при внешних КЗ и повысить
селективность действия защит.
Схема выполнения логической защиты шин генератора приведе-
на на рис. 5.19. При КЗ в точке В ток короткого замыкания протека-
ет от генератора G1, через трансформаторы тока ТА1 и ТА2в точку В.
Это вызывает пуск защит терминалов А1 и А2. Пуск МТЗ терминала
А2 выдает сигнал логической блокировки терминалу A I, блокируя
его срабатывание. Терминал А2 с выдержкой времени 150 мс выдает
сигнал на отключение выключателя Q2. При отказе выключателя Q2
(через временной интервал 200 мс) терминал А1 снимает сигнал ло-
гической блокировки терминала А2 и выдает сигнал на отключение
выключателя Q1. Применение режима “логическая селективность”
(логическая защита шин) позволяет выполнить быстродействующее
дублирование функции УРОВ при больших кратностях токов КЗ.
При КЗ в точке Сток короткого замыкания протекает только че-
рез трансформатор тока ТА1, не вызывая пуска защиты терминала
А2. В этом случае терминал А1, не получая сигнала блокировки от
терминала А2, срабатывает с выдержкой времени 150 мс. При отказе
выключателя Q1 терминал А1 выдает сигнал управления УРОВ на
межсекционные выключатели и выключатель повышающего
трансформатора.
Рис. 5.19. Схема выполнения логической защиты шин
79
При выполнении функции логической защиты шин цифровой
терминал защиты повышающего трансформатора (со стороны шин
генераторного напряжения) и терминалы защит, установленные на
межсекционные выключатели генераторного напряжения, должны
иметь направленные защиты — формирующие направленные сиг-
налы логической блокировки терминала защиты генератора “Сири-
ус-ГС”. Это условие не позволяет обеспечить правильное и селек-
тивное действие логической защиты при трехфазных КЗ, так как
при трехфазных металлических КЗ напряжения близки к нулю, и
терминал межсекционного выключателя перестает определять на-
правление к точке КЗ.
5.13.	УСТРОЙСТВО РЕЗЕРВИРОВАНИЯ ОТКАЗА
ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ (УРОВ)
Функция УРОВ генератора предназначена для отключения
смежных выключателей электрической сети при отказе выключате-
ля синхронного генератора. УРОВ выполняет контроль тока в защи-
щаемой цепи после сигнала отключения выключателя. При отклю-
чении генератора выключателем УРОВ должен зафиксировать ну-
левое значение тока (при исправном выключателе). Если после
выдачи сигнала на отключение выключателя терминал “Сири-
ус-ГС” продолжает контролировать ток (отличный от нулевого) на
отключаемом присоединении, то с выдержкой времени формирует-
ся выходной сигнал УРОВ. Ток пуска УРОВ выбирают из диапазона:
1СЗ = (0,02 + 0,20)/г ном.
Исходя из вышеизложенного, в качестве уставки по току пуска
УРОВ можно рекомендовать:
4з = (0,02 4- 0,05)/г ном.
(5.71)
Время задержки формирования выходного сигнала УРОВ при
срабатывании защит от внешних КЗ определяется по формуле:
^С.З ^Н^ВЫК +
(5.72)
где = 1,3 — коэффициент надежности; /вык — время отключения
выключателя; А/ — ступень селективности.
80
5.14.	ТЕПЛОВАЯ ЗАЩИТА СТАТОРНОЙ ОБМОТКИ
ГЕНЕРАТОРА
В тепловой защите генератора реализовано моделирование теп-
лового переходного процесса по тепловой модели первого порядка.
Режим работы защиты выполнен с возможностью измерения токов
прямой и обратной последовательности (влияние токов обратной
последовательности задается значением коэффициента к) и учетом
температуры охлаждающей среды. Терминал оснащен выносным
датчиком для измерения температуры охлаждающей среды.
Защита имеет две ступени: первая действует на сигнал, вторая —
на отключение генератора, гашение поля, УРОВ.
Тепловая защита работает по температурному критерию, осно-
ванному на измерении токов статорной обмотки синхронного
генератора.
Приращение температуры статорных обмоток генератора (в
установившемся режиме при t = <ю) относительно температуры сре-
ды охлаждения или ранее полученного теплового импульса можно
определить по выражению:
Дбоо = АОнОМ
(5.73)
\ Г-НОМ/
где Д0НОМ — номинальное значение температуры генератора при
протекании по его статорным обмоткам номинального тока 1Т ном; /г
— ток, протекающий по статорным обмоткам генератора, измерен-
ный устройством релейной защиты “Сириус-ГС”.
Нагрев генератора моделируется переходной характеристикой
апериодического звена первого порядка. Нагрев генератора в пер-
вом приближении можно описать экспоненциальной зависимо-
стью. Температура статорных обмоток генератора Д0Н за временной
интервал работы (нагрева) генератора ZH определяется микропро-
цессорной системой терминала по выражению:
ден=Аеоо 1-е
охл.ср’
(5.74)
где Двд, — температура статорных обмоток генератора в установив-
шемся режиме, полученная по выражению (5.73); 0охл ср — темпера-
тура охлаждающей среды или температура от ранее полученного
81
теплового импульса (при предыдущей работе генератора — для ге-
нераторов с косвенным охлаждением); тн — постоянная времени
нагрева генератора.
В (5.73) и (5.74) микроконтроллер терминала подставляет изме-
ренные значения токов /г и время работы генератора tH в секундах.
По (5.74) определяется текущее значение температуры статорной
обмотки генератора, и, если значение температуры превышает зна-
чение уставки, срабатывает защита от тепловой перегрузки. Предпо-
ложим, что вторая ступень защиты сработала, генератор отключился
и охлаждается. Процесс охлаждения генератора, как и его нагрев,
описывается экспоненциальной функцией. Следовательно, значе-
ние текущей температуры при охлаждении генератора Д0ОХЛ можно
определить по выражению:
^охл
А^ОХЛ ^уст Ф©ХЛ.Ср)е
охл.ср
t	( t \
охл	охл
= 0 е тохл +0	1 — е Tqxj1 .
уст	охл.ср	’
(5.75)
где 0уст — уставка второй ступени тепловой защиты, при которой
сработала защита; /охл — время охлаждения генератора; 0ОХЛ — по-
стоянная времени охлаждения генератора.
При охлаждении генератора до температуры, при которой возмо-
жен пуск, микропроцессорная система защиты сигнализирует о воз-
можности повторного пуска. Защита с использованием температур-
ного критерия хорошо работает при малой кратности превышения
токов генератора относительно номинального значения.
При защите генераторов с косвенным или непосредственным
охлаждением выполняется измерение температуры охлаждающей
среды. При защите маломощных дизель-генераторов (без систем
охлаждения) выполняется измерение температуры окружающей
среды.
Уставки срабатывания защиты от тепловой перегрузки задаются в
процентах.
Расчет уставок пуска первой и второй ступеней тепловой защиты
выполняется следующим образом:
Т12 = /»2 • 100 %,
(5.76)
82
где /♦ — кратность тока, вызывающая пуск тепловой защиты при
симметричных перегрузках, равная для первой ступени 0,95 (сигна-
лизация), для второй ступени 1,05 (отключение).
Расчетное значение уставок срабатывания первой и второй ступе-
ней тепловой защиты 7\ = 90 %, Г2 = 110 %.
В терминал вводятся значения постоянных времени нагрева и ох-
лаждения защищаемого синхронного генератора, которые являются
его паспортными параметрами.
Тепловая защита выполняет измерение токов прямой и обратной
последовательности. Процесс нагрева генератора моделируется теп-
ловой защитой по токам прямой и обратной последовательности:
эк v^l +	2 ’
(5.77)
где I— эквивалентный ток статорной обмотки генератора с учетом
влияния токов прямой и обратной последовательности; — ток
прямой последовательности; /2 — ток обратной последовательно-
сти; к — коэффициент, учитывающий влияние на нагрев роторной
обмотки генератора токов обратной последовательности.
При защите синхронных генераторов с косвенным воздушным
или водородным охлаждением обмотки ротора коэффициент
Л=6ч-7.
При защите синхронных генераторов с непосредственным ох-
лаждением ротора коэффициент к = 8,5 -ь 9.
Если установить на терминале значение к = 0, то учет влияния то-
ков обратной последовательности на нагрев обмотки возбуждения
генератора выполняться не будет.
5.15.	ЗАЩИТА ГЕНЕРАТОРА ОТ ПОВЫШЕНИЯ
НАПРЯЖЕНИЯ
Защита от повышения напряжения вводится в работу при защите
гидрогенераторов любой мощности и турбогенераторов мощностью
более 160 МВт [1].
При защите гидрогенераторов уставка срабатывания защиты тер-
минала “Сириус-ГС” от повышения напряжения
?7c.3 = (1,5^1,7)14.hom-
(5.78)
Защита гидрогенератора от повышения напряжения работает с
выдержкой времени
83
tc _ = 0,5 -s- 1 c.
(5.79)
При защите турбогенераторов мощностью более 160 МВт уставка
срабатывания защиты от повышения напряжения
исз = (1,2-И,25)Ц
г.ном*
(5.80)
Защита от повышения напряжения на блоках с турбогенератора-
ми работает с выдержкой времени
^с.з 3 с,
(5.81)
если генератор работает на нагрузку.
При работе генератора на холостом ходу и повышении напряже-
ния на выводах машины выше значений (5.78) и (5.80) защита дейст-
вует на АГП без выдержки времени. Это позволяет исключить про-
бой изоляции статорной обмотки генератора при неправильно рабо-
тающей или неисправной системе возбуждения. Если перед
переходом в режим холостого хода турбогенератор работал на на-
грузку, то защита от повышения напряжения вводится в действие
через 3 с и действует на АГП. Это позволяет перекрыть по времени
кратковременное повышение напряжения на выводах генератора
при отключении нагрузки.
5.16.	РЕЗЕРВНАЯ ЗАЩИТА ГЕНЕРАТОРА ОТ СНИЖЕНИЯ
ЧАСТОТЫ
Защита генератора от снижения частоты резервирует действие
устройств автоматической частотной разгрузки (АЧР), не заменяя
их функцию. Защита генератора от снижения частоты действует при
отказе или неправильном действии основных устройств АЧР. При
системных авариях в энергосистеме на данную защиту возлагается
обеспечение энергоснабжением собственных нужд электрической
станции и ответственных потребителей. Защита генератора от сни-
жения частоты действует на три очереди отключения. Три ступени
защиты действуют без выдержки времени (для выполнения полно-
ценной АЧР необходимо 15 — 20 очередей, отстроенных друг от дру-
га по частоте со ступенью селективности А/= 0,2 ч- 0,3 Гц), и одна
ступень защиты предназначена для ликвидации режима “зависа-
ния” частоты генератора. Все ступени защиты от снижения частоты
действуют поочередно с выдержками времени на очереди отключе-
ния. При работе резервной защиты синхронного генератора от сни-
84
жения частоты и отключении генератора от энергосистемы и части
потребителей возможен режим перерегулирования, приводящий к
повышению частоты синхронного генератора выше 50 Гц.
При отключении мощного генератора или станции от энергосис-
темы возникает дефицит мощности. Снижение частоты в этом слу-
чае происходит по экспоненциальной зависимости:
АЛО =
(5.82)
где А Р—дефицит мощности; ки —- регулирующий эффект нагрузки;
Tj— постоянная времени энергосистемы. Для турбо- и гидрогенера-
торов значение постоянной времени Tj лежит в диапазоне 5 — 10 с.
Критическое значение частоты работающего на нагрузку синхро-
нного турбогенератора тепловой станции составляет 46 Гц. Это обу-
словлено предельным допустимым снижением производительности
электродвигателей системы собственных нужд тепловой электриче-
ской станции. Работа генератора на энергосистему с частотой 46 Гц
и ниже может привести к останову генератора. Поэтому работа гене-
ратора на энергосистему при частотах 46 Гц и ниже недопустима.
Работа генератора на энергосистему с частотой 49 Гц допустима не
более 40 с, а с частотой 47 Гц не более 10 с.
Станционная автоматика частотной разгрузки АЧР-1 предназна-
чена для предотвращения глубокого снижения частоты и имеет
уставки по частоте в диапазоне 48,8 — 46,5 Гц с шагом 0,1 — 0,3 Гц.
Эта автоматика выполняет остановку лавины снижения частоты в
энергосистеме. Дефицит мощности в энергосистеме пропорциона-
лен скорости снижения частоты. Поэтому при большом количестве
очередей частотной разгрузки эффективно применение АЧР, рабо-
тающей по скорости снижения частоты [16]. При большом дефи-
ците мощности в энергосистеме АЧР, работающая по скорости
снижения частоты, отключает одновременно по несколько очере-
дей и быстро снижает дефицит мощности в отделившейся части
энергосистемы.
Станционная автоматика частотной разгрузки АЧР-2 — медлен-
нодействующее устройство, выполняющее подъем частоты энерго-
системы до уровня 49,3 — 49,5 Гц (после действия АЧР-1 и АЧР по
скорости снижения частоты). АЧР-2 начинает действовать при от-
работке всех очередей АЧР-1. Уставка по времени действия АЧР-2
выбирается равной 10 — 12 с.
85
Рис. 5.20. Работа резервной защиты генератора от снижения частоты, действую-
щей без выдержки времени
График, поясняющий работу очередей резервной защиты генера-
тора от снижения частоты (5.82), действующих без выдержки време-
ни, приведен на рис. 5.20.
На рис. 5.20 (исходя из вышеизложенного действия АЧР-1 и АЧР
по скорости снижения частоты, входящие в состав системной авто-
матики станции) приведены уставки трех ступеней срабатывания
резервной защиты генератора от снижения частоты, работающие
без выдержки времени, и при снижении частоты, действующие поо-
чередно на три очереди отключения.
Первая ступень резервной защиты генератора с уставкой 46,1 Гц
действует на отделение генератора от части потребителей низших
категорий и энергосистемы. Первая ступень действует на отключе-
ние первой очереди.
Вторая ступень резервной защиты генератора при частоте 46,3 Гц
отключает потребителей низших категорий.
Четвертая ступень резервной защиты генератора при снижении
частоты ниже 46,5 Гц отключает всех потребителей, кроме системы
собственных нужд электрической станции.
Резервная защита генератора от снижения частоты имеет одну
ступень, действующую с выдержками времени. Действия этой сту-
пени предотвращают режим зависания частоты генератора после
действия станционной автоматики АЧР-1, АЧР по скорости сниже-
ния частоты, работы резервной защиты генератора от снижения час-
86
тоты (работающей без выдержки времени), неправильного действия
или отказа АЧР-2.
Четвертая ступень резервной защиты генератора от снижения ча-
стоты пускается с уставкой 47 Гц и действует на последующую неот-
работавшую очередь резервной защиты с выдержкой времени
10 - 12 с.
Выдержка времени срабатывания четвертой ступени защиты вы-
брана из условия отказа или неправильного действия АЧР-2 систем-
ной автоматики станции.
При снижении частоты в энергосистеме ниже 47 Гц, но не менее
46,1 Гц частотная разгрузка генератора будет выполняться только
четвертой ступенью резервной защиты генератора от снижения час-
тоты, действующей с вышеприведенной выдержкой времени.
После срабатывания четвертой ступени резервной защиты с вы-
держкой времени 10 с выполняется отключение последующей оче-
реди и обеспечивается подъем частоты генератора выше значения
47 Гц с шагом отключения последующих очередей с выдержками
времени, равными трем постоянным времени генератора 7} [см.
(5.82)].
Следует отметить, что лавина снижения частоты ниже значения
47 Гц вызывает лавину снижения напряжения. Поэтому при сниже-
нии частоты ниже 47 Гц (резервная защита генератора от снижения
частоты, действующая без выдержки времени, работает в частотном
диапазоне 46,1 — 46,5 Гц) возможен перевод системы собственных
нужд электростанции в режим самозапуска от аварийного источни-
ка энергоснабжения.
Резервная защита генератора от снижения частоты выводится из
действия до включения генератора для работы на сборные шины.
Применение в резервной защите генератора дополнительной за-
щиты с действием по скорости снижения частоты неэффективно.
Это обусловлено малым количеством очередей резервной защиты
генератора от снижения частоты.
87
QO
QO
ПРИЛОЖЕНИЕ
Параметры некоторых генераторов малой и средней мощности
Тип	Мощ- ность Р, кВт	Напря- жение 14 кВ	cos ф	Реактивное сопротивление					Ток ротора			ОКЗ	Часто- та вра- ще- ния, мин- 1	Емкость обмотки статора по отношению к земле Сг, мкФ/фаза
					x'*d	99 x*d	**2	х»0	^в.х	4 ном	4 пр			
Турбогенераторы
Т2-0,75-2БП	750	0,4/0,23	0,8	1,18	0,155	0,12	0,146	0,031	120 - 130	256	—	1,02	3000	0,014
	750	0,525	0,8	1,27	0,169	0,13	0,158	0,059	120 - 130	256	—	—	3000	0,014
	750	6,3	0,8	1,38	0,188	0,141	0,172	0,038	120-130	256	—	0,87	3000	0,02
Т2-1,5-2БП	1500	0,4/0,23	0,8	1,79	0,22	0,154	0,188	0,054	ПО- 115	252	—	0,71	3000	0,033
ТК-1,5-2РУЗ	1500	3,15; 6,3 10,5	0,8	1,5	0,15	0,115	0,140	0,042	ПО- 115	252	—	0,70	3000	0,04
	1500		0,8	1,93	0,23	0,13	—	—	—	287	—	0,55	3000	—
Т2-0,5-2	500	0,4/0,23	0,8	1,54	0,225	0,145	0,177	0,05	48	109	144*	0,78	3000	—
Т2-1-2	1000	0,4/0,23	0,8	1,8	0,22	0,155	0,19	0,05	45	106	—	0,66	3000	0,03
Т2-3,5-2	3 500	6,3	0,8	1,52	0,18	0,117	0,143	0,101	132	290	460*	0,79	3000	0,05
ТК-4-2РУЗ	4 000	10,5	0,8	1,89	0,24	0,14	—	—	—	275	—	0,58	3000	—
Т2-6-2	6 000	6,3	0,8	1,65	0,17	0,12	0,147	0,067	107	248	350* 580*	0,83*	3000	0,05
ТК-6-2РУЗ	6 000	10,5	0,8	1,89	0,22	0,13	—	—	—	280	80*	0,58	3000	—
Окончание приложения
Тип	Мощ- ность Р, кВт	Напря- жение U, кВ	cos ф	Реактивное сопротивление					Ток ротора			ОКЗ	Часто- та вра- ще- ния, мин- 1	Емкость обмотки статора по отношению к земле Сг, мкФ/фаза
				x*d	x'*d	x*d	**2	*•0	Aux	AkHOM	4.nP			
Т2-25-2	25 000	10,5	0,8	2,126	0,216	0,131	0,16	0,055	152	408	620*	0,58	3000	0,16
Т2-25-2	25 000	10,5	0,8	2,126	0,216	0,131	0,16	0,055	152	408	620*	0,58	3000	0,16
ТВФ-63-2	63 000	6,3	0,8	1,91	0,257	0,2	0,22	—	—	—	—	0,544	3000	0,173
ТВФ-63-2	63 000	10,5	0,8	2,18	0,224	0,139	0,17	—	—	—	—	0,537	3000	0,203
ТВФ-120-2	100 000	10,5	0,8	1,907	0,278	0,192	0,234	—	—	—	—	0,563	3000	0,24
Дизель-генераторы														
МСД-323-5/20	400 400	0,4 6,3	0,8 0,8	1,02 1,07	0,35 0,37	0,2 0,21	0,244 0,25	0,034 0,088	68 64,5	131 132	—	1,22 1,15	300 300	—
ГСД-400-375	400 400	0,4 6,3	0,8 0,8	1,09 0,973	0,298 0,284	—	—	—	58 64	118 129	—	0,98 1,1	375 375	—
СГС-1370-750	1 100	6,3	0,8	0,92	0,224	0,136	0,166	—	123	209	370*	1,25	750	—
Гидрогенераторы														
ВГСП5-213/24-24	500	6,3	0,8	0,99 — 1,1	0,29- 0,38	0,29 — 0,38	0,42 — 0,55	—	75	145	—	1,05*	250	—
ВГС-325/64-18	6400	6,3	0,85	1,07	0,35	0,22	0,27		226	430	—	1,0	333	0,12
СФВ-616/12-40	750	6,3	0,8	1,18	0,239	0,167	0,20	—	79	160	—	1,04	150	—
Опытные данные
оо
Список литературы
1.	Правила устройства электроустановок. — 6-е изд. — М.: Энерго-
атомиздат, 1998.
2.	Алексеев В. Г. Токовая защита ЗГНП-4.2 от замыканий на землю
в обмотке статора генератора работающего на сборные шины //
Электрические станции. 2006. № 2.
3.	Вавин В. Н. Релейная защита блоков турбогенератор — транс-
форматор. — М.: Энергоиздат, 1982.
4.	Ванин В. К., Павлов Г. М. Релейная защита на элементах вычис-
лительной техники. — 2-е изд., перераб. и доп. — Л.: Энергоато-
миздат, 1991.
5.	Вайнштейн В. Л. Исследование высших гармоник тока замыка-
ния одной фазы на землю // Промышленная энергетика. 1986.
№ 1.
6.	Головко С. И., Потапов П. Н. Защита от замыкания на землю об-
мотки статора генераторов, работающих на сборные шины //
Электрические станции. 2005. № 7.
7.	Головко С. И., Потапов П. Н. Защита от замыкания на землю об-
мотки статора блочных генераторов // Энергетик. 2006. № 1.
8.	Небрат И. Л. Расчеты токов короткого замыкания в сетях 0,4 кВ:
учеб, пособие. - СПб.: ПЭИПК, 2005.
9.	Совалов С. А., Семенов В. А. Противоаварийное управление в
энергосистемах. — М.: Энергоатомиздат, 1988.
10.	Таубес И. Р. Релейная защита мощных турбогенераторов. — М.:
Энергоиздат, 1981.
11.	Ульянов С. А. Электромагнитные переходные процессы. — М.:
Энергия, 1970.
12.	Электрическая часть электростанций: учеб, для вузов. — 2-е изд.,
перераб. и доп./С. В. Усов, Б. Н. Михалев, А. К. Черновецидр.;
под ред. С. В. Усова. — Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние,
1987.
13.	Федосеев А. М., Федосеев М. А. Релейная защита. — М.: Энерго-
атомиздат, 1992.
14.	Чернобровое Н. В., Семенов В. А. Релейная защита электроэнер-
гетических систем: учеб, пособие для техникумов. — М.: Энерго-
атомиздат, 1988.
15.	Шабад М. А. Защита генераторов малой и средней мощности:
учеб, пособие: в 2 ч. — СПб.: ПЭИПК, 2005.
16.	Шабад М. А. Делительные защиты. — СПб.: ПЭИПК, 2005.
17.	Справочник по электрическим машинам: в 2 т. / Под общ. ред.
И. П. Копылова, Б. К. Клокова. — М.: Энергоатомиздат, 1988.
90
Содержание
Предисловие.........................................................3
ГЛАВА ПЕРВАЯ. Основные характеристики
синхронных генераторов..........................................5
ГЛАВА ВТОРАЯ. Требования, предъявляемые к релейной защите
и расчету уставок защит синхронных генераторов..................9
2.1. Требования, предъявляемые к релейной защите
синхронных генераторов.......................................9
2.2. Основные требования к расчету уставок терминала “Сириус-ГС”. ... 12
ГЛАВА ТРЕТЬЯ. Виды повреждений, ненормальные режимы работы
генераторов и требования, предъявляемые к защите генераторов
малой и средней мощности.......................................16
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ. Основные параметры и характеристики
синхронных генераторов, необходимые для расчета
релейной защиты на терминалах “Сириус-ГС”......................26
ГЛАВА ПЯТАЯ. Расчет и выбор параметров срабатывания
(уставок) защит генераторов для терминала “Сириус-ГС”..........34
5.1.	Защита от междуфазных КЗ
(продольная дифференциальная защита)...........................34
5.2.	Защита от витковых КЗ в статорной обмотке генератора
(поперечная дифференциальная защита)...........................43
5.3.	Защита генераторов от однофазных замыканий на землю.......46
5.4.	Защита от двойных замыканий на землю для генераторов,
работающих на сборные шины генераторного напряжения............59
5.5.	Максимальная токовая защита от междуфазных КЗ с пуском
(блокировкой) по напряжению....................................60
5.6.	Защита от симметричных перегрузок
статорных обмоток генератора...................................63
5.7.	Максимальная токовая защита генератора
с коррекцией по напряжению.....................................65
5.8.	Защита генератора от асинхронного режима
(защита от потери возбуждения).................................67
5.9.	МТЗ от несимметричных перегрузок и КЗ
(от несимметричных режимов работы генератора)...............71
5.10.	Резервная защита минимального полного сопротивления
генератора, работающего на сборные шины
(резервная защита от внешних двух-и трехфазных КЗ)..........74
5.11.	Резервная дистанционная защита минимального
полного сопротивления генератора, работающего
в блоке с трансформатором (резервная защита
от внешних двух- и трехфазных КЗ)..............................76
5.12.	Логическая защита шин....................................79
5.13.	Устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ)......80
5.14.	Тепловая защита статорной обмотки генератора.............81
5.15.	Защита генератора от повышения напряжения................83
5.16.	Резервная защита генератора от снижения частоты..........84
Приложение.........................................................88
Список литературы..................................................90
91
Библиотечка электротехника
Приложение к производственно-массовому журналу “Энергетик ”
СОЛОВЬЁВ АЛЕКСАНДР ЛЕОНИДОВИЧ
Защита генераторов малой и средней мощности терминалами
“Сириус-ГС”
АДРЕС РЕДАКЦИИ:
115280, Москва, ул. Автозаводская, 14/23
Телефоны: (495) 675-19-06, тел./факс: 234-74-21
Научный редактор А. М. Александров, доцент
Редакторы: Л. Л. Жданова, Н. В. Ольшанская
Худож. -техн, редактор Т. Ю. Андреева
Корректор Е. П. Севостьянова
Сдано в набор 10.02.09. Подписано в печать 23.03.09.
Формат 60x841/16- Печать офсетная.
Печ. л. 5,75. Заказ БЭТ/03(123)-2009
Макет выполнен издательством “Фолиум”: 127238, Москва, Дмитровское ш., 58.
Отпечатано типографией издательства “Фолиум”: 127238, Москва, Дмитровское ш., 58.