Protección bloque generador

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Sección 3. Protección y automatización

Protección de relé. Protección bloque generador - transformador

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Enciclopedia de radioelectrónica e ingeniería eléctrica. / Normas para la instalación de instalaciones eléctricas (PUE)

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3.2.72. Para las unidades generador-transformador con generadores con una potencia superior a 10 MW, se deben proporcionar dispositivos de protección de relés contra los siguientes tipos de daños y modos de operación anormales:

1) faltas a tierra en el lado de tensión del generador;

2) cortocircuitos multifásicos en el devanado del estator del generador y en sus terminales;

3) cortocircuitos entre vueltas de una fase en el devanado del estator del turbogenerador (según 3.2.76);

4) cortocircuitos multifásicos en los devanados y en los terminales del transformador;

5) fallas a tierra monofásicas en el devanado del transformador y en sus terminales conectados a la red con altas corrientes de falla a tierra;

6) cortocircuitos entre espiras en los devanados del transformador;

7) cortocircuito externo;

8) sobrecarga del generador por corrientes de secuencia negativa (para unidades con generadores con capacidad superior a 30 MW);

9) sobrecarga simétrica del devanado del estator del generador y del transformador;

10) sobrecarga del devanado del rotor del generador con corriente de excitación (para turbogeneradores con enfriamiento directo de los conductores del devanado y para hidrogeneradores);

11) aumentar el voltaje en el estator del generador y el transformador de la unidad (para unidades con turbogeneradores con una capacidad de 160 MW o más y para todas las unidades con hidrogeneradores);

12) fallas a tierra en un punto del circuito de excitación (de acuerdo con 3.2.85);

13) faltas a tierra en el segundo punto del circuito de excitación de un turbogenerador de potencia inferior a 160 MW;

14) modo asíncrono con pérdida de excitación¹⁾ (de acuerdo con 3.2.86);

15) bajar el nivel de aceite en el tanque del transformador;

16) ruptura parcial del aislamiento de las entradas de los transformadores de 500 kV.

1. Para evitar el funcionamiento asíncrono sin pérdida de excitación, consulte el cap. 3.3.

3.2.73. Las instrucciones para la protección de generadores y transformadores elevadores relacionadas con su funcionamiento por separado también son válidas para el caso en que se combinen en una unidad generador-transformador (autotransformador), teniendo en cuenta los requisitos establecidos en 3.2.74 - 3.2.90 .

3.2.74. En unidades con generadores de más de 30 MW, por regla general, se debe prever una protección contra defecto a tierra en el circuito de tensión del generador, cubriendo todo el devanado del estator.

Cuando la potencia del generador unitario sea de 30 MW o menos, se deben utilizar dispositivos que protejan al menos el 85% del devanado del estator. El uso de tales dispositivos también está permitido en unidades con turbogeneradores con una potencia de 30 a 160 MW, si se requiere conectar equipos adicionales al circuito del generador para proteger todo el devanado del estator.

La protección debe realizarse con una acción de disparo con un tiempo de retardo no mayor a 0,5 s en todas las unidades sin tomas en la tensión del generador y con tomas a los transformadores auxiliares. En las unidades conectadas eléctricamente a la red auxiliar o consumidores alimentados por líneas desde las derivaciones entre el generador y el transformador, si la corriente de falla a tierra capacitiva es de 5 A o más, se debe instalar una protección de disparo por falla a tierra en el devanado del estator del generador. y contra fallas dobles a tierra, según lo previsto en los generadores de barras (ver 3.2.38 y 3.2.39); si la corriente capacitiva de defecto a tierra es inferior a 5 A, entonces la protección de defecto a tierra se puede realizar de la misma forma que en los equipos sin tomas de tensión del generador, pero con actuación sobre la señal.

Si hay un disyuntor en el circuito del generador, se debe proporcionar una alarma de falla a tierra adicional en el lado de voltaje del generador del transformador de la unidad.

3.2.75. En una unidad con un generador refrigerado indirectamente, que consta de un generador y un transformador, en ausencia de un disyuntor en el circuito del generador, se recomienda proporcionar una protección diferencial longitudinal común de la unidad. Si hay un disyuntor en el circuito del generador, se debe instalar una protección diferencial separada en el generador y el transformador.

Cuando se usen dos transformadores en la unidad en lugar de uno, así como cuando se operen dos o más generadores sin interruptores automáticos en una unidad con un transformador (unidad ampliada), cada generador y transformador con una capacidad de 125 MVA y más debe contar con una protección diferencial longitudinal independiente. En ausencia de transformadores de corriente incorporados en las entradas de baja tensión de estos transformadores, se permite utilizar una protección diferencial común para dos transformadores.

En una unidad con un generador que tenga enfriamiento directo de los conductores del devanado, se debe proporcionar una protección diferencial longitudinal separada del generador. Al mismo tiempo, si hay un disyuntor en el circuito del generador, entonces una protección diferencial separada del transformador de la unidad (o cada transformador si dos o más transformadores funcionan en la unidad con el generador; en ausencia de corriente incorporada transformadores en las entradas de baja tensión de estos transformadores, se permite utilizar protección diferencial general para transformadores de bloque); en ausencia de un interruptor para proteger el transformador de la unidad, se debe instalar una protección diferencial separada o una protección diferencial longitudinal común de la unidad (para unidades compuestas por un generador y un transformador, la protección diferencial general de la unidad es preferible).

Desde el lado de mayor tensión, la protección diferencial del transformador (bloque) se puede conectar a los transformadores de corriente integrados en el transformador de bloque. En este caso, para proteger el juego de barras, se debe instalar una protección separada entre los interruptores del lado de alta tensión y el transformador de la unidad.

La protección diferencial separada de los generadores debe ser trifásica, de tres relés, con una corriente de disparo similar a la especificada en 3.2.36.

Para reservar las protecciones diferenciales indicadas en unidades con generadores de capacidad igual o superior a 160 MW, que cuenten con enfriamiento directo de los conductores de los devanados, es necesario prever protección diferencial de respaldo que cubra el generador y el transformador de la unidad, junto con barras en el lado de alta tensión.

Se recomienda instalar protección diferencial de respaldo de las unidades, incluso si la potencia de los generadores con enfriamiento directo de los conductores de bobinado es inferior a 160 MW.

Cuando se utiliza protección diferencial de respaldo en unidades sin un disyuntor en el circuito del generador, se recomienda proporcionar protecciones diferenciales principales separadas para el generador y el transformador.

Si hay un interruptor en el circuito del generador, la protección diferencial de respaldo debe realizarse con un retardo de tiempo de 0,35-0,5 s.

3.2.76. En los turbogeneradores con dos o tres ramas paralelas del devanado del estator, se debe prever una protección diferencial transversal de un solo sistema contra cortocircuitos de los devanados en una fase, que funcione sin retardo de tiempo.

3.2.77. En unidades con generadores con una capacidad de 160 MW o más con enfriamiento directo de los conductores del devanado, debe proporcionarse protección de corriente de secuencia negativa con una característica dependiente integral correspondiente a la característica de sobrecargas permisibles del generador protegido por corrientes de secuencia negativa. La protección debe actuar para apagar el interruptor del generador y, en su ausencia, para apagar la unidad de la red. Para reservar la protección de elementos adyacentes a los bloques, la protección especificada debe contar con un elemento con un retardo de tiempo independiente, actuando para desconectar el bloque de la red y una acción en dos etapas de acuerdo con 3.2.81.

En las unidades con generadores de potencia inferior a 160 MW, que cuentan con refrigeración directa de los conductores del devanado, así como en las unidades con hidrogeneradores de potencia superior a 30 MW, que cuentan con refrigeración indirecta, se debe proteger la corriente de secuencia negativa. realizado con un paso o retardo de tiempo dependiente. En este caso, las diferentes etapas de protección pueden tener uno o más retardos de tiempo (ver 3.2.81, cláusula 4). El paso indicado o retardo de tiempo dependiente debe ser consistente con la característica de sobrecargas de corriente de secuencia negativa permisibles del generador (ver 3.2.41).

En unidades con turbogeneradores enfriados indirectamente con una potencia superior a 30 MW, la protección debe realizarse de acuerdo con 3.2.41.

Además de las protecciones de disparo, todas las unidades con turbogeneradores con una potencia superior a 30 MW deberán estar provistas de una señalización de sobrecarga por corrientes de secuencia negativa, realizada de acuerdo con 3.2.41.

3.2.78. En unidades con generadores con una potencia superior a 30 MW, la protección contra cortocircuitos simétricos externos debe realizarse como se especifica en 3.2.42. Al mismo tiempo, para hidrogeneradores, el voltaje de operación de protección debe tomarse alrededor de 0,6-0,7 nominal. En las unidades con turbogeneradores que tienen un excitador de respaldo, la protección especificada debe complementarse con un relé de corriente encendido para la corriente del lado de mayor voltaje de la unidad.

En unidades con generadores de 60 MW o más, se recomienda utilizar protección de distancia en lugar de la protección especificada. En unidades con generadores que tengan enfriamiento directo de los conductores de los devanados, en lugar de protección diferencial de respaldo (ver 3.2.75), se permite instalar protección de distancia de dos etapas contra cortocircuitos entre fases.

La primera etapa de esta protección, que proporciona redundancia de corto alcance, debe realizarse con bloqueo durante las oscilaciones y operar como se especifica en 3.2.81, párrafo 3, con un retardo de tiempo de no más de 1 s. La primera etapa debe rodear de forma segura el transformador de bloque mientras proporciona selectividad con protecciones de elementos adyacentes. La redundancia de la primera etapa de la protección del generador es obligatoria si se utilizan protecciones diferenciales separadas del transformador y del generador en la unidad.

La segunda etapa que proporcione respaldo de largo alcance funcionará como se especifica en 3.2.81, párrafo 2.

Se recomienda instalar una protección de distancia de dos etapas y en presencia de una protección diferencial de respaldo para aumentar la efectividad del respaldo de largo alcance. Ambas etapas de protección de distancia en este caso operarán como se especifica en 3.2.81, párrafo 2.

3.2.79. La protección contra cortocircuitos externos en unidades con generadores con una capacidad de 30 MW o menos debería llevarse a cabo de acuerdo con 3.2.43. Los parámetros de operación de protección en unidades con hidrogeneradores deben tomarse de acuerdo con 3.2.42, 3.2.43 y 3.2.78.

3.2.80. En las unidades generador-transformador con interruptor automático en el circuito del generador, en ausencia de protección diferencial de respaldo de la unidad, se debe proporcionar protección de corriente máxima desde el lado de alta tensión de la unidad, diseñada para respaldar la protección principal de la unidad. transformador cuando se trabaja con el generador apagado.

3.2.81. La protección de respaldo de las unidades generador-transformador debe realizarse teniendo en cuenta lo siguiente:

1. No se instala protección en el lado de voltaje del generador del transformador de la unidad, pero se usa protección del generador.

2. En caso de redundancia de largo alcance, la protección debe actuar, como regla, con dos retardos de tiempo: desde el primero, para dividir el circuito en el lado de mayor voltaje de la unidad (por ejemplo, para apagar el interruptores seccionales y de conexión de bus), del segundo, para desconectar la unidad de la red.

3. En caso de redundancia de corto alcance, el bloque (generador) debe desconectarse de la red, el campo del generador debe apagarse y el bloque debe detenerse si así lo requiere 3.2.89.

4. Las etapas separadas o los dispositivos de protección de respaldo, dependiendo de su propósito y conveniencia de uso para redundancia de largo y corto alcance, pueden tener uno, dos o tres retardos de tiempo.

5. Se recomienda prever dispositivos de liberación de tensión de protección según 3.2.78 y 3.2.79 del lado de la tensión del generador y del lado de la red.

6. Para las protecciones principal y de respaldo de la unidad, como regla general, se deben proporcionar relés de salida separados y fuente de alimentación con corriente continua operativa desde diferentes interruptores automáticos.

3.2.82. En unidades con turbogeneradores, la protección contra sobrecargas simétricas del estator debe realizarse de la misma forma que en los generadores que funcionan en barras (ver 3.2.47).

En centrales hidroeléctricas sin servicio constante de personal operativo, además de señalizar sobrecargas simétricas, se debe prever protección con característica independiente, actuando con mayor tiempo de retardo para el apagado de la unidad (generador) y con menor tiempo de retardo para la descarga. En lugar de la protección especificada, se pueden usar dispositivos apropiados en el sistema de control de excitación.

3.2.83. En generadores de potencia igual o superior a 160 MW con enfriamiento directo de los conductores del devanado, la protección contra sobrecarga del devanado del rotor por la corriente de excitación debe realizarse con un retardo de tiempo dependiente integral, que corresponde a la característica de las sobrecargas permisibles del generador por la corriente de excitación. Esta protección debe actuar en un viaje.

Si es imposible activar la protección para la corriente del rotor (por ejemplo, con excitación sin escobillas), se permite utilizar una protección con un retardo de tiempo independiente que reacciona ante un aumento de tensión en el circuito de excitación.

La protección debe poder actuar con un retardo de tiempo menor para reducir la corriente de excitación. Si existen dispositivos limitadores de sobrecarga en el regulador de excitación, la acción de descarga se puede realizar simultáneamente desde estos dispositivos y desde la protección del rotor. También se permite utilizar el dispositivo limitador de sobrecarga en el AVR para actuar en descarga (con dos retardos de tiempo) y disparo. En este caso, no se podrá instalar la protección con retardo de tiempo dependiente integral.

En los aerogeneradores de potencia inferior a 160 MW con refrigeración directa de los conductores del devanado y en los hidrogeneradores de potencia superior a 30 MW con refrigeración indirecta, la protección debe realizarse de la misma forma que se indica en 3.2.46.

En presencia de dispositivos de control de excitación de grupo en los generadores, se recomienda realizar la protección con IDMT.

Cuando los generadores funcionan con excitador de reserva, la protección de sobrecarga del rotor debe permanecer en funcionamiento. Si es imposible utilizar protección con retardo de tiempo independiente, se permite proporcionar protección con retardo de tiempo independiente en el excitador de respaldo.

3.2.84. En las unidades con turbogeneradores con una capacidad de 160 MW o más, para evitar un aumento de voltaje en modo inactivo, se debe proporcionar protección contra sobrevoltaje, que se deshabilita automáticamente cuando el generador está funcionando en la red. Cuando la protección está en efecto, el campo del generador y del excitador debe ser suprimido.

En las unidades con hidrogeneradores, se debe proporcionar protección contra picos de voltaje para evitar el aumento de voltaje durante la desconexión de carga. La protección debe actuar para apagar la unidad (generador) y extinguir el campo del generador. Se permite la acción de protección para detener la unidad.

3.2.85. Se debe proporcionar protección contra fallas a tierra en un punto del circuito de excitación para generadores hidráulicos, turbogeneradores con devanados de rotor enfriados por agua y todos los turbogeneradores con una capacidad de 300 MW y superior. En los hidrogeneradores, la protección debe actuar en el apagado y en los turbogeneradores, en una señal.

La protección contra fallas a tierra en el segundo punto del circuito de excitación de los turbogeneradores debe instalarse en unidades con una potencia inferior a 160 MW de acuerdo con 3.2.48.

3.2.86. En unidades con turbogeneradores con una capacidad de 160 MW o más, que tengan enfriamiento directo de los conductores de bobinado, y con hidrogeneradores, se deben proporcionar dispositivos de protección contra operación asíncrona con pérdida de excitación.

Estos dispositivos también se recomiendan para su uso en turbogeneradores con una potencia inferior a 160 MW con refrigeración directa de los conductores del devanado. En estos turbogeneradores, también se permite prever la detección automática del modo asíncrono solo por la posición deshabilitada de los dispositivos automáticos de amortiguación de campo (sin aplicar protección contra el modo asíncrono).

Al pasar un turbogenerador que ha perdido excitación a modo asíncrono, los dispositivos de protección antes mencionados o el amortiguamiento automático de campo deben actuar sobre la señal de pérdida de excitación y conmutar automáticamente la carga auxiliar en el ramal de la unidad cuyo generador ha perdido excitación a una potencia de respaldo. fuente.

Todos los hidrogeneradores y turbogeneradores que no permitan el funcionamiento asíncrono, así como otros turbogeneradores en condiciones de escasez de potencia reactiva en el sistema bajo la acción de estos dispositivos, deberán ser desconectados de la red.

3.2.87. Si hay un disyuntor en el circuito del generador con enfriamiento directo de los conductores del devanado, se debe proporcionar redundancia en caso de falla de este disyuntor (por ejemplo, mediante la falla del disyuntor).

3.2.88. El nivel de falla del interruptor de 110 kV y superior en centrales eléctricas debe realizarse teniendo en cuenta lo siguiente:

1. Evitar el apagado innecesario de varias unidades de protección de respaldo en el caso de que una de ellas tenga un modo de fase abierta como resultado de una falla de un interruptor automático con accionamiento monofásico cuando se apaga en centrales con generadores. que tienen enfriamiento directo de los conductores del devanado, se debe proporcionar un lanzamiento acelerado de la falla del interruptor (por ejemplo, de la protección actual del transformador de secuencia cero del bloque desde el lado de la red con una gran corriente de falla a tierra).

2. Para las centrales eléctricas donde las unidades generador-transformador y las líneas tienen interruptores comunes (por ejemplo, cuando se utiliza un esquema de uno y medio o un esquema de polígono), es necesario proporcionar un dispositivo de teleconmutación para apagar el interruptor y prohibir el recierre automático en el extremo opuesto de la línea bajo la acción de la falla del interruptor en caso de su arranque desde la protección de bloqueo. Además, se debe proporcionar la acción de la falla del interruptor para detener el transmisor de protección de alta frecuencia.

3.2.89. Cuando se actúe sobre la protección del estator del generador y del transformador de la unidad contra daño interno, así como la protección del rotor del generador, se debe desconectar de la red el elemento dañado, se deben desconectar los campos del generador y del excitador. extinguido, el arranque del interruptor y las protecciones tecnológicas deben verse afectadas.

Si un disparo de la protección da como resultado una desenergización de la carga auxiliar conectada por un ramal a la unidad, la protección también debe actuar para abrir los interruptores automáticos en el circuito de alimentación auxiliar en funcionamiento para transferirlos a la fuente de respaldo. utilizando el ATS.

Las protecciones de respaldo del generador y transformador de la unidad en caso de daños externos deben operar de acuerdo con 3.2.81, párrafo 2-4.

En las centrales térmicas con diagrama de bloques en la parte térmica, en los casos de parada de la unidad por avería interna, se debe asegurar la parada completa de la unidad. En caso de daños externos, así como bajo la acción de protecciones en los casos en que el funcionamiento de la unidad pueda restablecerse rápidamente, la unidad debe cambiarse al modo inactivo, si los equipos térmicos y mecánicos lo permiten.

En las centrales hidroeléctricas, en caso de daño interno de la unidad, además de apagar la unidad, se debe detener la unidad. La acción para detener la unidad también se puede llevar a cabo cuando la unidad se apaga como resultado de un daño externo.

3.2.90. En las unidades generador-transformador-línea, la protección de la línea principal y la protección de respaldo del lado del sistema de potencia deben realizarse de acuerdo con los requisitos de este capítulo sobre protección de línea, y en el lado de la unidad, las funciones de protección de la línea de respaldo deben ser realizado por las protecciones de respaldo de la unidad.

La protección de la unidad debe realizarse de acuerdo con los requisitos anteriores.

La acción de la protección de bloque para abrir el interruptor automático y arrancar el interruptor desde el lado del sistema de potencia debe transmitirse mediante dos dispositivos de teledesconexión mutuamente redundantes a través de un canal de alta frecuencia o mediante cables de comunicación. Además, se recomienda prever la acción simultánea de la protección de bloque para detener el transmisor de protección de alta frecuencia.

En unidades con turbogeneradores (con diagrama de bloques en la parte térmica), del lado del sistema de potencia, la acción de protección de barras (con sistema de doble barra) o el fallo del interruptor (con circuito y medio o un circuito poligonal) debe transferirse desde el sistema de energía al extremo opuesto de la línea, respectivamente, para transferir la unidad al modo inactivo o para extinguir el campo del generador y detener la unidad. Además, se recomienda utilizar un dispositivo de teleconmutación para acelerar la extinción del campo del generador y apagar las necesidades auxiliares cuando existen protecciones de respaldo por parte del sistema de potencia.

En caso de desconexión de fase no completa del interruptor automático del lado de la red con una gran corriente de falla a tierra, se debe realizar un arranque acelerado del interruptor de la misma manera que se establece en 3.2.88, párrafo 1 .

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