AMpt6-1

Protecţia generatoarelor sincrone AMpt 6-1

1.TIPURI DE PROTECTII ALE GENERATOARELOR

Generatoarele reprezintă echipamentul cel mai important şi mai scump din cadrul sistemelor electrice şi din această cauză protecţia lor trebuie să satisfacă cerinţe foarte ridicate. In funcţionarea generatoarelor pot avea loc defecte interne (în stator şi rotor) şi regimuri anormale de funcţionare datorate defectelor din sistem.

Defectele interne în statorul generatorului pot fi scurtcircuite polifazate, puneri la pământ monofazate sau scurtcircuite între spirele aceleiaşi faze.

Dintre acestea, pericolul cel mai mare îl reprezintă scurtcircuitele polifazate, care pot produce deteriorarea generatorului sub acţiunea arcului electric şi a forţelor electrodinamice datorită curenţilor de scurtcircuit.

Punerile la pământ, respectiv la carcasa generatorului, sunt periculoase pentru că arcul de la locul defectului poate provoca topirea circuitului magnetic, precum şi pentru faptul că defectul poate evolua şi transforma în scurtcircuit polifazat.

Scurtcircuitele între spirele aceleiaşi faze conduc la supraîncălzirea bobinajului şi prin urmare la pericolul apariţiei unui scurtcircuit între faze.

Defectele interne în rotorul generatorului pot fi puneri la pământ într-un punct al circuitului, defect care în general nu prezintă un pericol imediat pentru funcţionarea generatorului şi puneri la pământ în două puncte ale circuitului de excitaţie. In acest ultim caz se poate produce întreruperea accidentală a circuitului de excitaţie sau scurtcircuitarea unei porţiuni din înfăşurarea rotorului.

Intreruperea circuitului de excitaţie face ca generatorul să treacă în regim asincron, curenţii care apar în rotorul generatorului, ca urmare a alunecării, produc supraîncălzirea rotorului generatorului.

La a doua punere la pământ, porţiunea bobinajului rotoric dintre cele două puncte de defect se găseşte scurtcircuitată prin pământ şi acest fapt poate provoca supraîncălzirea bobinajului, precum şi apariţia unor vibraţii deosebit de periculoase pentru agregat.

Regimurile anormale de funcţionare sunt cele în care au loc supraintensităţi (provocate de scurtcircuite externe generatorului sau de suprasarcini), creşteri ale componentei de secvenţă inversă a curentului peste valoarea admisă, creşteri de tensiune, trecerea generatorului în regim de motor sincron (la defecţiuni în turbina de antrenare) sau creşterea temperaturii peste limitele admisibile (provocate de un defect în sistemul de răcire al generatorului).

Supraintensităţile şi creşterile de temperatură provoacă uzura şi îmbătrânirea mai rapidă a izolaţiei, conducând la reducerea duratei de funcţionare a generatorului, iar creşterile de tensiune pot provoca străpungerea izolaţiei.

Pentru lichidarea defectelor în generator şi pentru înlăturarea funcţionării îndelungate în regimuri anormale, protecţia generatorului trebuie să îndeplinească următoarele funcţii: comanda declanşării întrerupătorului, comanda automatului de dezexcitare rapidă (ADR) şi semnalizarea.

5

AMpt 6-1 Protecţia generatoarelor sincrone

Atât în cazul defectelor interne, cât şi în cazul scurtcircuitelor exterioare, protecţia generatorului trebuie să comande declanşarea întrerupătorului şi a ADR.

In primul caz (defecte interne), generatorul continuând să se rotească, nedeschiderea ADR face ca defectul să fie alimentat în continuare, ceea ce conduce la deteriorarea şi mai mult a generatorului.

In al doilea caz, generatorul rămas în gol, datorită creşterii însemnate a turaţiei şi a tensiunii la borne, poate intra într-un regim periculos de supratensionare a instalaţiei.

Pentru evitarea apariţiei unor supratensiuni provocate de întreruperea circuitului de excitaţie (deschiderea ADR), contactele ADR sunt astfel realizate încât să se închidă mai întâi înfăşurarea rotorului generatorului pe rezistenţa de stingere (contactul 1) şi numai după aceasta să se deschidă circuitul de excitaţie (contactul 2), fig.1.

Prin contactul 3 al ADR se introduce în circuitul de excitaţie al excitatoarei rezistenţa R cu rolul de a limita curentul din circuitul de excitaţie al excitatoarei şi evitarea apariţei unor supratensiuni la bornele excitatoarei (Fig.1)

Figura 1

In cazul scurtcircuitelor exterioare, protecţia generatorului va declanşa întrerupătorul numai dacă protecţia elementului defect nu a acţionat corect pentru eliminarea defectului apărut sau dacă întrerupătorul elementului defect nu a declanşat, rămânând blocat pe închis.

In cazul regimurilor anormale, care nu prezintă un pericol imediat, de exemplu suprasarcini, de regulă protecţia nu comandă declanşarea generatorului, ci semnalizează apariţia regimului anormal, urmând ca personalul de exploatare să ia măsuri corespunzătoare.

Pentru protecţia generatoarelor, prescripţiile de amenajare a instalaţiilor de protecţie prin relee din ţara noastră prevăd următoarele tipuri de protecţii:

- protecţia maximală de curent împotriva supraintensităţilor provocate de scurtcircuite exterioare;

- protecţie maximală de curent împotriva supraintensităţilor provocate de suprasarcini;

- protecţie diferenţială longitudinala împotriva scurtcircuitelor polifazate în stator;- protecţie diferenţial transversală împotriva scurtcircuitelor între spirele aceleiaşi

faze;- protecţie de secvenţa homopolară împotriva punerilor la pământ în stator;

6


- protecţia rotorului împotriva simplei şi dublei puneri la pământ;- protecţia împotriva creşterilor de tensiune;

In cele mai multe cazuri protecţiile generatoarelor se completează cu protecţia împotriva pierderii excitaţiei si protecţia generatoarelor împotriva trecerii accidentale în regim de motor.

2.PROTECTIA MAXIMALA DE CURENT A GENERATOARELOR

2.1 Protecţia maximală de curent cu blocaj de tensiune minimă

Protejează generatorul împotriva scurtcircuitelor exterioare. Protecţia se realizează cu relee maximale de curent şi acţionează în cazul în care defectul nu este eliminat de protecţia elementului pe care s-a produs defectul. Din acest motiv, protecţia trebuie să aibă temporizarea coordonată cu celelalte protecţii de pe elementele următoare spre consumator.

Releele de curent sunt racordate în secundarele transformatoarelor de curent dinspre neutrul generatorului, pentru ca protecţia să constituie şi protecţie de rezervă împotriva defectelor interne (releele de curent sunt parcurse de curentul de defect şi în cazul unui scurtcircuit în stator).

Pentru a înlătura acţionările greşite ale protecţiei în regim normal, curentul de pornire şi curentul de revenire trebuie să fie mai mari decât curentul nominal al generatorului.

Din acest motiv, la protecţie maximală împotriva scurtcircuitelor exterioare, se adoptă un curent de revenire

Irev=KsigIn

unde: Ksig = 1,1...1,2 este coeficientul de siguranţă;In - curentul nominal al generatorului protejat.

Prin definiţie se stabileşte:

şi respectiv ,

unde: Krev - coeficientul de revenire; în cazul releelor de curent folosite Krev = 0,85;

Se obţine:

Rezultă că protecţia maximală nu va acţiona la suprasarcini până la 40% din sarcina nominală.

Din această cauză se montează şi o protecţie împotriva suprasarcinilor, care acţionează la semnalizare pentru avertizarea personalului de exploatare.

Pentru aceasta protecţie se adoptă Ksig = 1,05, rezultând:

7


Pentru asigurarea selectivităţii protecţiei împotriva scurtcircuitelor exterioare se adoptă o temporizare mai mare cu o treaptă de timp Δt decât cea mai mare temporizare a protecţiilor maximale de curent ale elementelor următoare spre consumator.

(Δ t =0,5...0,6 sec, treapta de temporizare necesară pentru asigurarea selectivităţii protecţiei)

Temporizarea protecţiei împotriva suprasarcinilor trebuie să fie superioară temporizării protecţiei împotriva scurtcircuitelor exterioare cu cel puţin o treapta de timp Δt.

Rezultă:

In practică se adoptă = 10 sec.Prescripţiile de exploatare tehnică prevăd funcţionarea generatoarelor la

suprasarcini timp limitat (exemplu supraîncărcarea cu 1,5 ori curentul nominal timp de 2 minute).

Pentru ca protecţia să nu comande greşit declanşarea generatorului la suprasarcini ce depăşesc 40% din curentul nominal, în schema protecţiei împotriva scurtcircuitelor exterioare se introduce blocajul de minimă tensiune realizat cu relee de tensiune minimă (Fig.2)

Blocajul de minimă tensiune lucrează numai în cazul scurtcircuitelor exterioare, când tensiunea scade sensibil; la suprasarcini tensiunea se menţine în limite admise de funcţionare, releele de tensiune neavând condiţii să-şi închidă contactele.

Pentru blocajul de tensiune minimă se adoptă tensiunea de pornire:

,

unde: Umin.expl este tens.minimă care poate apărea în exploatare; este egală cu 0,95 Un

(întrucât se admit variaţii de ± 5% din tensiunea nominală); Un - tens.nominală a generatorului; Ksig = 1,1 ... 1,15 - coeficient de siguranţă Krev = 1,15 - factorul de revenire al releelor de tensiune minimă folosite.

Valoarea tensiunii de pornire trebuie totodată aleasă mai mică decât valoarea minimă a tensiunii care poate apărea în cazul autopornirii motoarelor serviciilor interne.

(Umin autopornire 0,7 Un); din această cauză Upp = (0,5...0,6) Un

Valorile de pornire ale releelor se obţin folosind relaţiile:

,

unde: sunt curenţii de pornire a releelor protecţiilor maximale de curent;

Upr - tensiunea de pornire a releelor de tensiune minimă;nTC - raportul de transformare a transformatorului de curent; nTT - raportul de transformare a transformatoarelor de tensiune.

8


Figura 2

Schema din Fig.2 prezintă dezavantaje din punct de vedere al sensibilităţii. Astfel, la unele defecte exterioare, exemplu după un transformator, este posibil ca tensiunea remanentă Urem în punctul de instalare a transformatorului de tensiune al blocajului de tensiune minimă să fie mai mare decât valoarea de pornire a protecţiei Upp stabilită mai sus şi blocajul împiedică acţionarea protecţiei.

Din aceasta cauză, dacă protecţia elementului defect sau întrerupătorul acestuia refuză să funcţioneze, pot rămâne nelichidate defecte periculoase pentru generator.

Defectele cele mai frecvente în sistemele electrice sunt defecte nesimetrice; la producerea acestora apar şi componente de secvenţa inversă ale tensiunii şi curenţilor.

Componentele de secvenţă inversă ale curenţilor dau naştere unui câmp magnetic care se roteşte cu o viteză dublă în raport cu rotorul, inducând în acesta curenţi, care provoacă încălziri suplimentare, periclitând izolaţia.

Mărirea sensibilităţii blocajului de tensiune minimă se poate obţine folosind blocajul realizat cu filtre de tensiune de secvenţă inversă (FTSI).

2.2 Protecţie maximală de curent împotriva scurtcircuitelor realizată cu blocaj combinat de tensiune minimă

In schema din Fig.3, releul de tensiune minimă al blocajului de tensiune este

conectat prin intermediul contactului normal închis al releului de tensiune alimentat de FTSI.

Releul blocajului de tensiune îşi închide contactul numai la acele scurtcircuite exterioare pentru care Urem<Upp; mărirea sensibilităţii blocajului se realizează la scurtcircuitele exterioare nesimetrice, când Urem>Upp, prin acţionarea releului de pe ieşirea FTSI (tensiunea de ieşire din filtru fiind mare, datorită componentelor de secvenţă inversă a tensiunii) se întrerupe tensiunea de alimentare a releului blocajului. Prin aceasta se stabileşte alimentarea releului intermediar, care prin închiderea contactelor sale transmite comanda releelor de curent (1) la releul de timp şi prin aceasta, comanda de declanşare a întrerupătorului şi ADR.

Tensiunea de pornire a releului de tensiune alimentat de FTSI se determină astfel încât releul să nu-şi deschidă contactul sub acţiunea tensiunii de dezechilibru care apare la ieşirea din FTSI în regim normal de funcţionare.

Din experienţa de exploatare a rezultat că, pentru reglajul releului de tensiune racordat la filtru, se poate adapta:

Upp = 0,06 Un ; unde: Un şi Upp sunt tensiuni între faze.

9


Figura 3

2.3. Protecţia maximală de curent cu FCSI

Protecţia maximală cu blocaj combinat de tensiune minimă are o sensibilitate ridicată a blocajului de tensiune în raport cu scurtcircuitele nesimetrice, însă poate avea o sensibilitate insuficientă a releelor de curent în cazul unor anumite defecte. Astfel, la scurtcircuite exterioare apărute după reactanţe mari, curentul de defect poate fi mai mic decât curentul de pornire al protecţiei şi în cazul în care defectul nu este eliminat de protecţia elementului pe care a apărut defectul, el continuă să fie alimentat de generator.

In asemenea cazuri cele mai periculoase urmări se datoresc componentei de secvenţă inversă a curentului.

De regulă turbogeneratoarele admit funcţionarea de durată cu curenţi de secvenţă inversă care nu depăşesc 5% din curentul nominal al generatorului, iar hidrogeneratoarele, curenţii de secvenţă inversă care nu depăşesc 10% din curentul nominal al generatorului.

Pe timp limitat generatoarele pot suporta curenţi de secvenţa inversă mult mai mari.

Dependenţa dintre durata admisibilă de funcţionare şi valoarea curentului de secvenţă inversă s-a determinat în baza procesului de încălzire a generatorului datorită acestei componente a curentului.

Curenţii de secvenţă inversă mai apar şi în cazul întreruperii unei faze, neanclanşarea unei faze a unui întrerupător, precum şi în cazul sarcinii monofazate importante (cazul tracţiunii în curent alternativ).

Pentru înlăturarea pericolului pe care-l prezintă curenţii de secvenţă inversă pentru generatoare, au căpătat o largă răspândire protecţiile împotriva supraintensităţilor realizate cu filtre de curent de secvenţă inversă (Fig.4)

In aceste scheme, protecţia împotriva scurtcircuitelor trifazice simetrice se realizează pe o singură fază, folosind un releu de curent cu blocaj de minimă tensiune constituit dintr-un releu de tensiune minimă.

Este suficient un singur releu de curent şi un singur releu de tensiune deoarece la scurtcircuite trifazice simetrice curenţii cresc la fel pe toate fazele, iar tensiunile scad la fel pe toate fazele.

10


Protecţia împotriva defectelor nesimetrice exterioare se realizează în trepte, cu câte un releu de curent pentru fiecare treaptă, alimentate de la filtrul de curent de secvenţă inversă (FCSI).

Treapta I a protecţiei acţionează cu temporizare la semnalizare şi are curentul de pornire ales din două condiţii, pentru evitarea semnalizării greşite:

a) desensibilizarea în raport cu curentul de secvenţă inversă admis pentru funcţionare a de durată, deci pentru turbogeneratoare, I2ppI > 0,05 In, iar pentru hidrogeneratoare I2ppI > 0,1 In

b) desensibilizarea în raport cu curentul de dezechilibru al FCSI de sarcină maximă a generatorului.

Se alege valoarea I2ppI cea mai mare rezultată din cele două ipoteze.

Treapta a II-a a protecţiei acţionează atât la defecte în zona protejată cât şi la defecte în zona exterioară acesteia.

Pentru defecte exterioare, selectivitatea se asigură prin adoptarea unei temporizări mai mare cu Δt decât temporizarea maximă a elementului următor spre consumator.

Figura 4

Curentul de pornire se determină din condiţiile:

a) preîntâmpinarea deteriorării generatorului din cauza componentei de secvenţă inversă a curentului: în cazul unui regim periculos de curenţi de secvenţă inversă, care nu provoacă acţionarea protecţiei FCSI treapta a II-a, personalului de exploatare îi este necesar un timp minim pentru înlăturarea acestui regim.

Valoarea curentului de pornire trebuie aleasă astfel încât, în acest timp componenta de secvenţă inversă să nu depăşească valoarea admisibilă corespunzătoare acestei durate. Din calculul generatorului, datorită componentei de secvenţă inversă a curentului, se obţine pentru hidrogeneratoare, I2ppII ≥ 0,6 In,iar pentru turbogeneratoare cu răcire forţată cu hidrogen, I2ppII ≥ 0,25 In.

11


b) Desensibilizarea protecţiei în raport cu acel curent de dezechilibru al FCSI în regim de sarcina maximă a generatorului.

In practică se adoptă valoarea limită rezultată din condiţia (a), care preîntâmpină deteriorarea generatorului din cauza componentei de secvenţă inversă a curentului.

2.4. Coeficientul de sensibilitate a protecţiei maximale

Pentru defecte în zonă, coeficientul de sensibilitate al protecţiei trebuie să fie de minimum 1,5.

In cazul schemei cu FCSI se ia în consideraţie valoarea curentului de scurtcircuit corespunzătoare unui defect bifazat la capătul zonei protejate.

Aceeaşi valoare a Ksens se recomandă şi pentru blocajul de tensiune minimă (Ksens

≥ 1,5)

Când blocajul este realizat fără FTSI, , unde:

Urem este tensiunea remanentă în punctul de instalare a transformatorului de tensiune care alimentează releele de tensiune ale blocajului în cazul scurtcircuitului metalic la capătul zonei protejate.

Când blocajul este realizat cu FTSI (blocaj combinat), atunci:

, unde:

U2sc este tensiunea de secvenţă inversă în punctul de instalare a transformatului care alimentează blocajul, în cazul scurtcircuitului metalic la limita zonei protejate care conduce la valoarea minimă U2sc.

In cazul protecţiei maximale cu FCSI coeficientul de sensibilitate se calculează cu relaţia:

,

unde:

I2sc.min este curentul de secvenţă inversă care circulă prin punctul de instalare a protecţiei la un scurtcircuit bifazat la capătul zonei, în regimul care conduce la valoarea minimă a curentului respectiv.

In cazul defectelor pe elementul următor se calculează coeficientul de sensibilitate (Ksens.II), care trebuie să aibă valoarea minimă 1,2, întrucât protecţia maximală împotriva scurtcircuitelor exterioare trebuie să acţioneze ca rezervă şi la aceste defecte.

Pentru obţinerea valorii Ksens.II în relaţiile respective se introduc mărimile corespunzătoare unui defect apărut la limita elementului următor.

Dacă Ksens. nu îndeplineşte condiţia impusă (Ksens.II>1,2), se adoptă o altă soluţie pentru rezervarea protecţiei la defecte pe elementele următoare, numită rezervă prin întrerupător.

12


2.5.Protecţia generatoarelor împotriva scurtcircuitelor polifazate

Protecţia maximală nu poate servi ca protecţie de bază împotriva scurtcircuitelor din interiorul generatorului, deoarece nu satisface condiţia de rapiditate; ea are temporizare mare, iar defectele interne trebuie lichidate rapid, pentru ca deteriorarea generatorului să fie redusă la minimum posibil.

Protecţia de bază a generatoarelor împotriva scurtcircuitelor polifazate în stator este protecţia diferenţială longitudinală.

In fig.5 este ilustrat, pentru o singură fază, principiul de funcţionare al acestei protecţii.

Zona protejată este cuprinsă între transformatoarele de curent montate la capetele zonei (zona cuprinsă între neutrul generatorului şi întrerupătorul acestuia).

Figura 5

Pentru realizarea circuitului diferenţial, transformatoarele de curent, cu rapoartele de transformare egale, au bornele secundare legate ca în schemă.

Releul de curent al protecţiei diferenţiale se conectează în paralel cu circuitul diferenţial.

In regim normal de funcţionare sau la un scurtcircuit exterior (K1) curenţii primari sunt egali: şi deci

Prin bobina releului circulă diferenţa curenţilor secundari, care teoretic este nulă, , întrucât şi diferenţa curenţilor primari este nulă; prin bobina releului

necirculând curent, releul nu acţionează.

In cazul producerii unui scurtcircuit polifazat în interiorul generatorului (K2), curentul primar debitat de sistem pe defect va fi diferit ca fază faţă de curentul .

Prin releu va circula suma curenţilor secundari , care are o valoare importantă.

Alegând curentul de pornire a releului Ipr < Ir2 se asigură acţionarea protecţiei la defecte interne.

Din principiul de funcţionare al protecţiei diferenţiale rezultă că aceasta este selectivă, întrucât nu acţionează la defecte exterioare şi acţionează numai la defecte interne.

Nefiind necesare temporizări pentru obţinerea selectivităţii, protecţia diferenţială se realizează ca protecţie rapidă.

2.5.1. Curentul de dezechilibru

13


In regim normal de funcţionare sau la scurtcircuite exterioare curenţii secundari din circuitul diferenţial au fost consideraţi egali şi ca urmare diferenţa curenţilor care circulă prin releul protecţiei este nulă.

In realitate, din cauza caracteristicilor magnetice diferite ale transformatoarelor de curent, deşi curenţii primari sunt egali şi de acelaşi sens, curenţii secundari sunt diferiţi. Din aceasta cauză prin releu circulă un curent numit curent de dezechilibru, atât în regim normal cât mai ales la scurtcircuite exterioare.

Curentul de dezechilibru (Idez) reprezintă principala dificultate în realizarea protecţiei diferenţiale, întrucât sunt necesare măsuri care să asigure funcţionarea corectă a protecţiei pentru a elimina orice posibilitate de acţionare greşită a protecţiei la scurtcircuite exterioare.

Aceste măsuri nu trebuie să înrăutăţească celelalte calităţi ale protecţiei diferentiale, rapiditatea şi sensibilitatea.

Pentru a înlătura acţionarea greşită a protecţiei la defecte exterioare, curentul de pornire al releului se alege mai mare decât curentul de dezechilibru.

Ipr ≥ Ksig Idez ,

unde:

Ksig este un coeficient de siguranţă supraunitar.

Insă prin mărirea curentului de pornire a releului şi deci al protecţiei, coeficientul de sensibilitate al protecţiei scade, impunându-se luarea unor măsuri pentru corectarea acestei situaţii:

2.5.2 Mărirea sensibilităţii protecţiei diferenţiale

Pentru reducerea influenţei curentului de dezechilibru asupra sensibilităţii protecţiei diferenţiale se intercalează între circuitul diferenţial şi releu transformatoare cu saturaţie rapidă (Fig.6a)

Figura 6 a şi b

14


Infăşurarea primară a TSR este legată în derivaţie cu circuitul diferenţial, iar înfăşurarea secundară alimentează bobina releului. Curentul de dezechilibru are o puternică componentă aperiodică care-l deplasează în raport cu axa timpului.

In consecinţă nu va avea loc descrierea întregului ciclu de histeresis în fiecare perioadă. Punctul de funcţionare se va deplasa pe curbele de magnetizare descriind o elipsă deformată; coborârea punctului de funcţionare din M în N la scăderea curentului de dezechilibru şi revenirii punctului din N în M la creşterea curentului de dezechilibru (Fig.6b)

Variaţia totală a inducţiei va fi:

ΔB = Bsat - Brem ,

unde: Bsat este valoarea de saturaţie a inducţiei;

Brem - valoarea remanentă a inducţiei.

Intrucât variaţia de inducţie este mică, t.e.m indusă în secundarul TSR va fi redusă.

Ca urmare prin releu va circula un curent mult mai mic decât în cazul lipsei TSR.

Componenta aperiodică a curentului de dezechilibru serveşte numai la saturaţia miezului TSR, înrăutăţind prin aceasta transformarea componentei periodice.

Din aceasta cauză curentul de dezechilibru din secundarul TSR este considerabil mai mic decât cel din primarul TSR.

Ca urmare a reducerii curentului de dezechilibru (care circulă prin releu), se poate micşora în mod corespunzător curentul de pornire al releului, obţinându-se un coeficient de sensibilitate ridicat.

Pentru hidrogenare se adoptă Ipp = (0,5 ... 0,6) In

La turbogeneratoare, circuitele protecţiei diferenţiale sunt mult mai extinse decât la hidrogeneratoare (distanţe apreciabile între transformatoarele de curent şi panourile de protecţie). Odată cu extinderea circuitelor diferenţiale creşte posibilitatea producerii unei întreruperi în aceste circuite (Fig.7).

La o întrerupere, de exemplu în punctul A, prin releu va circula numai curentul unui transformator de curent (dinspre neutru) de pe faza respectivă; va circula deci în regim normal un curent proporţional cu curentul nominal al generatorului.

Pentru înlăturarea acţionării greşite se alege curentul de pornire al protecţiei superior curentului nominal conform relaţiei:

Ipp = (1,3.... 1,4)In

Pentru turbogeneratoare, curentul de pornire, având o valoare ridicată, este posibil ca folosirea TSR să nu mai fie necesară.

Prezenţa TSR în aceste cazuri poate fi utilă atunci când transformatoarele de curent ar fi atât de diferite, încât curentul de pornire calculat funcţie de Idez să fie mai mare decât valoarea obţinută mai sus.

Pentru întreruperea circuitului diferenţial se prevede un releu de curent conectat pe nulul secundarelor transformatoarelor de curent reglat conform relaţiei:

15

Figura 8


Pentru coeficientul de sensibilitate al protecţiilor diferenţiale longitudinale prescripţiile prevăd:

unde:

Isc.min se consideră curentul de scurtcircuit bifazat la bornele generatorului, fie funcţionând separat de sistem, fie în procesul de sincronizare, întrucât aceste ipoteze conduc la valori minime ale coeficientului de sensibilitate.

Figura 7

2.6. Protecţia împotriva scurtcircuitelor între spirele aceleiaşi faze

In cazul producerii unui scurtcircuit între spirele aceleiaşi faze, curenţii de la cele două capete ale zonei protejate rămân egali şi protecţia diferenţială longitudinală nu acţionează (Fig.8). Este necesară deci o altă protecţie. Cele mai simple şi sigure soluţii pentru protecţie împotriva scurtcircuitelor dintre spirele aceleiaşi faze se obţin în cazul generatoarelor cu două înfăşurări paralele pe fiecare fază.

Protecţia acestor generatoare împotriva scurtcircuitelor între spirele aceleiaşi faze se realizează ca protecţie diferenţial transversală.

Varianta cea mai folosită este realizată cu un transformator de curent şi un releu.

16


Pentru aceasta, cu câte trei din cele şase înfăşurări statorice se realizează doi neutri; pe legătura dintre acestea se montează transformatorul de curent care prin intermediul unui filtru F, alimentează releul de curent (Fig.9)

Figura 9

In regim normal sau la scurtcircuit exterior cei doi neutri sunt la acelaşi potenţial şi prin transformatorul de curent nu circulă curent.

La un scurtcircuit între spirele aceleiaşi faze, sumele geometrice ale curenţilor din cele două grupe de câte trei bobinaje nu mai sunt egale şi deci prin transformatorul de curent va trece un curent, provocând acţionarea protecţiei.

Filtrul F este necesar pentru ca armonica 3 şi multiplu de 3, care apar şi în regim normal din cauza curbei deformate a curentului, să nu producă acţionări false ale protecţiei.

Prin folosirea acestui filtru se obţine o reducere a curentului de dezechilibru, care circulă prin releu şi ca urmare poate fi redusă valoarea curentului de pornire în mod corespunzător, mărind în acest fel sensibilitatea protecţiei.

Pe baza datelor obţinute din experienţă, se alege:

Ipp = (0,2...0,3) In, în care In este curentul nominal al generatorului protejat.

Protecţia acţionează fără temporizare la declanşarea generatorului, având şi posibilitatea introducerii unei temporizări de 0,5...1 sec în cazul apariţiei unei simple puneri la pământ în circuitul rotoric. Aceasta este necesară pentru a evita acţionarea greşită a protecţiei la apariţia de scurtă durată a celei de a doua puneri la pământ rotorice, situaţie în care tensiunea magnetomotoare din întrefierul generatorului este deformată prin scurtcircuitarea unei porţiuni din înfăşurarea rotorică şi cele două înfăşurări statorice amplasate în crestături diferite se vor găsi în câmpuri de inducţii diferite (determină apariţia unor tensiuni e.m. diferite în bobinajele paralele ale aceleiaşi faze şi acţionarea greşită a protecţiei).

Protecţia diferenţială transversală acţionează la scurtcircuite între spirele aceleiaşi faze fie pe una din înfăşurările paralele de pe o fază, fie între cele două înfăşurări paralele ale unei faze.

17


De asemenea protecţia diferenţială transversală acţionează şi la scurtcircuite între faze, însă nu poate să înlocuiască protecţia diferenţială longitudinală, întrucât nu acţionează la scurtcircuite polifazate la bornele generatorului sau pe conductoarele de legătură până la întrerupător, când curenţii prin înfăşurările paralele sunt egali.

2.7. Protecţia împotriva punerilor la pământ monofazate în stator

Defectul cel mai frecvent la generator se manifestă prin punerea la pământ statorică.

Curentul de punere la pământ devine periculos atunci când este mai mare de 5A, deoarece, în acest caz, arcul din locul defectului deteriorează fierul statoric.

Protecţia trebuie să lucreze la curenţi de defect mici şi din această cauză trebuie să aibă sensibilitate deosebit de ridicată; asigurarea acestei sensibilităţi reprezintă principala dificultate în realizarea protecţiei respective.

Protecţia împotriva punerilor la pământ statorice se realizează cu filtre de secvenţă homopolară, întrucât orice punere la pământ este însoţită de apariţia acestor componente.

2.7.1 Obţinerea componentei Io

Componenta de secvenţă homopolară a curentului se obţine folosind filtrele de curent de secvenţă homopolară (FCSH) sau transformatoare de curent de secvenţă homopolară (TSH)

FCSH - se realizează cu trei transformatoare de curent (câte unul pe fiecare fază) conectând secundarele în paralel (Fig.10)

Figura 10

Prin bobina releului va circula suma geometrică a curenţilor din secundarele transformatoarelor de curent , deci un curent proporţional cu componenta homopolară, întrucât:

,

unde: IpR, IpS si IpT sunt curenţii primari din cele trei faze.

18


Transformatorul de secvenţă homopolară (TSH) este format dintr-un miez feromagnetic prin interiorul căruia trec conductoarele tuturor celor trei faze, acestea formând primarul TSH.

Bobinajul secundar este înfăşurat cât mai uniform pe miezul feromagnetic, iar la bornele lui se conectează releul de curent al protecţiei.

Figura 11

In fig. 11 a,b este reprezentat TSH în cazul când legăturile între generator şi barele colectoare sunt realizate prin conductoare neizolate; în fig.11 c este reprezentat cazul legăturilor prin cablu.

Considerând că inductanţele mutuale dintre conductoarele primare şi bobinajul secundar sunt egale pentru cele trei faze, în funcţionare normală fluxul rezultant în miezul TSH, reprezentând suma geometrică a fluxurilor curenţilor din cele trei faze, va fi nul, întrucât şi suma geometrică a curenţilor primari este nulă:

IpR + IpS = IpT = 0

Ca urmare, în bobinajul secundar al TSH nu se induce nici o t.e.m., curentul prin releu va fi nul şi protecţia nu acţionează.

In cazul unei puneri la pământ apare componenta de secvenţă homopolară a curentului şi deci suma geometrică a curenţilor primari nu mai este nulă şi ca urmare fluxul rezultat în TSH este diferit de zero. In secundarul TSH se induce o tensiune electromotoare, care determină circulaţia unui curent prin releu. Dacă acest curent este mai mare decât curentul de pornire al releului, protecţia acţionează.

In realitate, cele trei inductanţe mutuale nu sunt identice, cum s-a considerat mai sus şi din acest motiv în funcţionare normală, când suma curenţilor primari este nulă, suma geometrică a fluxurilor în miezul magnetic este diferită de zero. Ca urmare, în secundarul TSH se induce o tensiune electromotoare, determinând în releu circulaţia unui curent de dezechilibru.

Pentru reducerea curentului de dezechilibru este necesar ca inductanţele mutuale dintre conductoarele celor trei faze şi secundarul TSH să aibă valori cât mai apropiate.

In acest scop, conductoarele primare trebuie dispuse cât mai simetric în raport cu bobinajul secundar, acesta fiind uniform înfăşurat pe miez.

19


In cazul legăturii prin cablu (Fig.11c) gradul de simetrie al aşezării conductoarelor primare în raport cu secundarul este mult mai ridicat şi deci curentul de dezechilibru este redus.

Pentru a evita influenţa curenţilor de defect, care pot circula prin blindajul cablului în cazul punerilor la pământ exterioare în reţeaua alimentată direct la tensiunea generatorului şi care poate provoca acţiunea greşită a protecţiei, cutia terminală a cablului izolată în raport cu clădirea este legată la pământ printr-un conductor trecut prin interiorul miezului TSH.

Pentru a evita acţionarea greşita a protecţiei, curentul de pornire se alege superior curentului de dezechilibru maxim.

2.7.2 Scheme cu FCSH

Pentru un generator cu neutrul izolat schema împotriva punerilor la pământ realizata cu FCSH este prezentata în fig.12

Curentul de pornire al releului de curent se alege din condiţia:

Ipr ≥ Ksig Idez.max,unde:

Idez.max este curentul de dezechilibru maxim al FCSH, care apare la scurtcircuite exterioare;

Ksig. coeficient de siguranţă supraunitar.

Figura 12

Pentru reducerea curentului de pornire se introduce în schemă un blocaj de la protecţia maximală de curent printr-un releu intermediar, care întrerupe curentul de acţionare al protecţiei pe durata cât sunt excitate releele de curent ale protecţiei maximale.

In acelaşi scop, în unele scheme de protecţii se introduce o temporizare de 1...2 sec, timp în care valoarea curentului de dezechilibru scade de la valoarea maximă atinsă în perioada iniţială a defectului, până la o valoare sensibil inferioară. Curentul de pornire se alege funcţie de valoarea curentului de dezechilibru corespunzător curenţilor primari la care acţionează releele protecţiei maximale, respectiv valoarea curentului de dezechilibru după trecerea temporizării protecţiei.

20


2.7.3 Scheme cu TSH

Schemele de protecţie împotriva punerilor la pământ realizate cu TSH la generatoarele cu neutrul izolat sunt analoage schemelor cu FCSH.

In fig.13 a,b se prezintă schema protecţiei pentru generatoare racordate la barele colectoare cu conductoare neizolate, respectiv când legătura este realizată prin cablu.

Introducerea în schemă a blocajului de la releele de curent ale protecţiei maximale sau a unei temporizări în acţionarea protecţiei are acelaşi scop ca la protecţia realizată cu FCSH.

2.7.4. Legarea la pământ a neutrului generatorului

In scopul realizării unei protecţii împotriva punerilor la pământ statorice cât mai eficiente, generatoarele sincrone de puteri mari au neutrul legat la pământ printr-o rezistenţă.

In acest caz, o punere la pământ a unei faze devine un scurtcircuit monofazat, care are valoarea maximă a curentului prestabilită prin alegerea corespunzătoare a rezistenţei.

Acest curent trebuie să fie suficient de mare pentru a asigura sensibilitatea protecţiei; în acelaşi timp, valoarea curentului nu trebuie să agraveze defectul până la înlăturarea lui de către protecţie.

Alegerea unei rezistenţe de legare la pământ de 1000 Ω, satisface acest deziderat, curentul de scurtcircuit monofazat rezultat fiind de maximum 14 A.

Protecţia este realizată cu un releu maximal de curent cu filtru de armonici inclus, de tip RMAH – 200 sau tip RT 40/F.

21

Figura 13 a şi 13 b

b)a)


Releul se racordează la un transformator de curent montat pe legătura la pământ a neutrului generatorului (figura 14) şi comandă fără temporizare declanşarea generatorului şi oprirea turbinei.

Figura 14

2.8 Protecţia rotorului împotriva punerilor la pământ

2.8.1 Protecţia împotriva simplei puneri la pământ - varianta în curent alternativ

Schema împotriva simplei puneri la pământ este prezentata in Fig.15. Alimentarea schemei se face cu tensiuni de 40 ... 100 V prin transformatorul TT alimentat din serviciile proprii ale centralei, pentru ca protecţia să funcţioneze şi când generatorul este oprit cu întrerupătorul declanşat. In regim normal de funcţionare a generatorului, curentul alternativ va circula prin circuitul: pământ-secundarul transformatorului TT - bobina releului de curent - contactul normal închis al releului intermediar - condensatorul C - siguranţă - dispozitiv de deconectare - bobinajul rotoric -Capacitatea C' al bobinajului rotoric faţă de pământ - pământ.

Intrucât capacitatea C' are o impedanţă mare (ca ordin de mărime C' 0,5µF), prin circuitul releului de curent circulă un curent foarte mic, insuficient ca să producă acţionarea acestuia.

La apariţia unei puneri la pământ a înfăşurării rotorice (K') impedanţa circuitului scade apreciabil, fiind scurtcircuitată capacitatea C'. Ca urmare creşte foarte mult curentul alternativ din circuit, ceea ce determină acţionarea releului de curent şi semnalizarea punerii la pământ după temporizarea stabilită.

Temporizarea se introduce pentru a evita acţionările greşite ale protecţiei la puneri la pământ trecătoare.

Schema de curent alternativ are dezavantajul că necesită desensibilizarea în raport cu curentul alternativ care circulă prin releu în funcţionare normală datorită capacităţii C' a bobinajului rotoric faţă de pământ.

Acest dezavantaj devine esenţial la generatoare de mare putere la care C'>0,5 µ F, conducând la o insensibilitate mare a protecţiei.

Din acest motiv, la astfel de generatoare se foloseşte varianta în curent continuu (Fig.16)

Tensiunea continuă de 40V se obţine de la puntea de redresare alimentată cu tensiune alternativă din serviciile interne prin intermediul transformatorului TT.

22


In regim normal, prin schemă nu circulă curent; la o punere la pământ (K1) circuitul se închide, stabilindu-se un curent prin releu care determină acţionarea protecţiei.

In această schemă sensibilitatea este asigurată, nemaifiind necesară desensibilizarea protecţiei ca la schema în curent alternativ.

Varianta în curent continuu are însă o sensibilitate diferită la puneri la pământ la poli diferiţi prin modificarea rezistenţei circuitului releului de curent al protecţiei.

De aceea la generatoare cu C' 0,5 µF se foloseşte varianta în curent alternativ, iar la generatoare cu C'>0,5 µF, varianta în curent continuu.

Figura 15

Figura 16

2.8.2 Protecţie împotriva dublei puneri la pământ

Simpla punere la pământ nu modifică starea de funcţionare a generatorului. Pericolul îl reprezintă apariţia celei de a doua puneri la pământ în circuitul de excitaţie. Din acest motiv, la semnalizarea primei puneri la pământ se pune în funcţiune la generatorul respectiv, protecţia împotriva dublei puneri la pământ.

In fiecare centrală se găseşte, de regulă, câte o protecţie de acest gen pentru toate generatoarele.

Protecţia este realizată pe principiul punţii Wheatstone (Fig.17), în care cele 4 braţe sunt formate din rezistenţele R'ex şi R''ex determinate de punctul K1 în care a apărut prima punere la pământ şi de rezistenţele R'p şi R"p determinate de poziţia cursorului potenţiometrului.

Puntea este alimentată cu tensiunea excitatoarei, iar în diagonală se introduce releul de curent, având bornele legate la cursorul potenţiometrului, respectiv la pământ.

Pentru echilibrarea punţii este prevăzut un milivoltmetru în paralel cu releul de curent.

După conectarea protecţiei (prin întrerupătorul IP1) se echilibrează puntea până când milivoltmetrul indică zero; în acest timp releul de curent este deconectat prin întrerupătorul IP2. Când puntea este echilibrată, se satisface relaţia:

R'ex R"p = R"ex R'p

23


La apariţia celei de a doua puneri la pământ în circuitul de excitaţie (K2) are loc scurtcircuitarea prin pământ a circuitului rotoric cuprins între K1 - K2, modificându-se rezistenţa R'ex şi ca urmare puntea se dezechilibrează. Prin releul de curent al protecţiei se stabileşte un curent care provoacă acţionarea protecţiei. Introducerea în schemă a unei temporizări de 1...1,5 secunde are scopul de a evita acţionarea protecţiei la puneri la pământ trecătoare în al doilea punct al circuitelor de excitaţie.

Prin automenţinerea releului intermediar din schemă se evită suprasolicitări de durată ale bobinei releului de curent.

In schemă este prevăzută o bobină legată în serie cu releul de curent şi cu un transformator de curent de raport 1/1.

Rolul bobinei şi a transformatorului de curent este de a evita acţionarea protecţiei din cauza componentelor alternative, care pot apărea în cazul când întrefierul maşinii devine neuniform (de exemplu din cauza uzurii lagărelor) şi fluxul magnetic pulsează o frecvenţă ce depinde de turaţia rotorului.

In cele două părţi ale bobinajului, separate de punctul K1, se induc t.e.m şi ca urmare, în cele două circuite închise ale punţii, formate după conectarea protecţiei, vor circula componente alternative ale curenţilor.

Bobina reprezintă o impedanţa importantă în curent alternativ, în curent continuu rezistenţa ei fiind mică.

Transformatorul de curent alimentează o bobină suplimentară a releului de curent, care produce un flux de sens contrar fluxului creat de bobina principală a acestui releu.

Intrucât raportul de transformare este 1/1, componenta alternativă creează în bobina principală un flux egal şi de sens contrar cu cel creat de bobina suplimentară de curentul din secundarul transformatorului de curent; se anulează astfel efectul componentei alternative asupra releului de curent al protecţiei.

Curentul de acţionare al protecţiei se calculează în funcţie de curentul de dezechilibru, ca urmare a unei neechilibrări perfecte a punţii sau a unei compensări imperfecte a componentei de curent alternativ.

In practică curentul de pornire se alege:

Ipp = 0,05...0,1A

24

Figura 17


Protecţia împotriva dublei puneri la pământ are mai multe dezavantaje:

- nu poate fi utilizată atunci când prima punere la pământ a apărut la unul din capetele rotorului (dispare unul din braţele punţii);

- are o zona moartă; dacă a doua punere la pământ apare în apropiere de prima, dezechilibrarea punţii este redusă şi curentul prin releu poate fi mai mic decât curentul de pornire al protecţiei.

- la hidrogeneratoare, datorită polilor aparenţi, este dificilă desensibilizarea în raport cu componenta alternativă în circuitul în care se găseşte bobina releului.

Din aceste motive protecţia împotriva dublei puneri la pământ se foloseşte de regulă la turbogeneratoare, iar la hidrogeneratoare se foloseşte protecţia împotriva simplei puneri la pământ; după semnalizarea acestui defect hidrogeneratorul se opreşte în timpul cel mai scurt pentru remedierea defecţiunii.

Referitor la funcţionarea cu punere la pământ a generatoarelor moderne de mare putere (ex. grupuri 330 MW) se face precizarea că, izolaţia înfăşurării rotorice este astfel concepută şi realizată încât punerea simplă la masă într-un singur punct este practic imposibilă.

Experienţa de exploatare a acestor generatoare a demonstrat că punerea la masă a înfăşurării rotorice este un efect al unei defecţiuni mult mai grave şi anume scurtcircuit între spirele sau bobinele rotorului.

Izolaţia rotoarelor prezintă marele neajuns că este foarte sensibilă la poluarea cu lichid şi impurităţi conductoare sau semiconductoare. Pătrunderea de ulei şi apă în generator provoacă slăbirea izolaţiei între spire şi chiar între bobine la nivelul distanţoarelor de consolidare, favorizând apariţia scurtcircuitului.

Datorită căldurii degajate de arcul electric se produce distrugerea izolaţiei faţă de masă şi în special faţă de capă, apărând ca efect punerea la pământ a înfăşurării rotorice.

Dacă generatorul este menţinut în funcţiune, arcul electric format produce distrugerea capei (bandajul rotoric) sau chiar fierul corpului rotorului.

In concluzie, rezultă că apariţia punerii la masă a înfăşurării rotorice la aceste generatoare de mare putere reprezintă un efect al unei defecţiuni grave, care pune în pericol securitatea generatorului. Din această cauză, protecţia împotriva punerii la masă a înfăşurării rotorului trebuie să comande declanşarea generatorului.

2.9 Protecţia împotriva pierderii excitaţiei

La întreruperea circuitului de excitaţie echilibrul între puterea dezvoltată de turbină, care rămâne constantă şi puterea generatorului care scade brusc, este perturbat.

Din acest motiv grupul turbogenerator se accelerează trecând în regim asincron cu o alunecare mică; întrucât regulatorul turbinei nu acţionează, admisia aburului în turbină rămâne nemodificată.

Curenţii care apar în rotorul generatorului care a pierdut excitaţia (existenţa alunecării) produc supraîncălzirea acestuia.

Protecţia poate fi necesară în special la generatoarele de mare putere, în cazul când funcţionarea în regim asincron ar avea efecte defavorabile asupra stabilităţii sistemului. Controlul integrităţii circuitului de excitaţie poate fi realizat cu relee minimale de curent care acţionează la întreruperea completă a excitaţiei sau la funcţionarea generatorului cu excitaţie redusă.

25


In general se recomandă prevederea unei protecţii speciale împotriva pierderii excitaţiei la generatoarele sincrone cu puteri mai mari de 50 MW.

O asemenea protecţie se poate realiza cu relee de reactanţă minimă capacitivă.

In cele ce urmează se prezintă o variantă realizată cu releul de reactanţă minimă capacitivă tip RPEX (ICEMENERG). Acest lucru controlează impedanţa de fază a generatorului protejat.

Caracteristica sa de acţionare în planul impedanţei aparente complexe, un cerc cu centrul pe semiaxa – jX, este stabilită de impedanţele caracteristice Zm şi ZM; impedanţa Zm

este fixă (stabilită la fabricaţie între 1,5 şi 2 /f) la curentul nominal, iar ZM este reglabilă în trepte, în funcţie de reactanţa sincronă longitudinală a generatorului protejat.

Principiul de funcţionare al releului constă în faptul că impedanţa aparentă pe fază la bornele unei maşini sincrone funcţionând fără excitaţie în paralel cu reţeaua se situează pe un cerc (diagrama Blondel) pentru întreg domeniul de alunecări caracteristice mersului în asincron.

In figura 18 se indică diagrama Blondel şi se precizează faptul că intersecţiile sale cu semiaxa – jX corespund aproximativ reactanţei sincrone longitudinale Xd (alunecare zero) şi reactanţei tranzitorii logitudinale X’d (alunecare infinită). Caracteristica de acţionare a releului se alege astfel încât să includă diagrama Blondel a generatorului protejat.

Această caracteristică nu are o selectivitate absolută, fiind de precizat că:

a) în regimuri de mers în asincron cu excitaţia cuplată (provocate de exemplu de scurtcircuite exterioare), fazorul impedanţei aparente la borne descrie locuri geometrice care intersectează caracteristica de acţionare a releului. In aceste cazuri protecţia nu trebuie să acţioneze. Desensibilizarea protecţiei se face prin introducerea unei temporizări superioare perioadei ciclurilor de pendulaţie asincronă;

b) în regimurile de sarcină capacitivă ale generatorului sincron, impedanţa aparentă la borne nu se situează în interiorul caracteristicii de acţionare. Faţă de şocuri tranzitorii de sarcini reactive care provoacă depăşirea limitelor de stabilitate şi acţionarea releului de reactanţă minimă capacitivă, protecţia se desensibilizează tot prin temporizare, permiţându-se intervenţia dispozitivelor de limitare a unghiului intern.

Stabilirea valorii de reglare a releului şi alcătuirea schemei de protecţie

Intrucât reactanţa longitudinală a generatoarelor se indică de regulă în procente din reactanţa nominală pe fază, se obţine relaţia de calcul a reglajului:

( secundari/fază),

în care:

Ung, Ing sunt tensiunea şi curentul nominal al generatorului sincron; Ki, Ku – rapoarte de transformare pentru măsura curentului şi a tensiunii;K – coeficient a cărei valoare se indică în tabelul 1.

26


Figura 18

Tabelul 1

Tipgenerator

Reglaj ZM Schema de protecţieCriteriu Comandă

Turbo-genera-

toare(1…1,2) Xd

Acţionare releu

pierdere excitaţie

- - Semnalizare

- Temporizare lungă (cca. 30 sec.)

Declanşare grup

Scădere U sub 80 – 85% Un

Temporizare(cca. 2 sec.)

Declanşare grup

Creştere U peste 120% Un

Rapid Declanşare grup

Hidrogeneratoare

0,8 Xd

Acţionare releu

pierdere excitaţie

- Temporizare (cca 2 sec.)

Declanşare grup

Creştere U peste 120% Un

Rapid Declanşare grup

In cazul generatoarelor cu poli aparenţi pierderea excitaţiei poate să nu antreneze ieşirea din sincronism dacă sarcina activă nu depăşeşte un anumit procent din valoarea nominală; declanşarea în aceste condiţii nu este necesară şi de acest lucru se ţine seamă alegându-se coeficientul K = 0,8, astfel încât diagrama Blondel să nu intre decât parţial în domeniul său de acţionare.

27


Releul astfel reglat acţionează mai sigur la pierderea excitaţiei însoţită de ieşirea din sincronism, regim care în cazul maşinilor cu poli aparenţi este de obicei considerat inadmisibil şi în consecinţă se comandă declanşarea rapidă sau cu o temporizare de maxim 2 secunde.

Indiferent de tipul maşinii sincrone, acţionarea releului de pierdere a excitaţiei simultană cu cea a unei protecţii de tensiune maximă (reglaj 120% Un) constituie un criteriu de protecţie împotriva autoexcitării; în acest caz se recomandă declanşarea rapidă.

In figura 19 este prezentată schema de racordare în instalaţie a releului RPEX.

Figura 19

2.10 Protecţia împotriva creşterii tensiunii

La scăderi bruşte ale sarcinii admisia agentului motor nu poate fi redusă sau oprită rapid, ceea ce poate conduce la creşterea turaţiei şi odată cu aceasta pot apărea creşteri nepermise ale tensiunii la borne.

In fig.20 este reprezentată schema împotriva creşterilor de tensiune, realizată cu un releu de tensiune şi releu de timp.

Tensiunea de pornire se alege:

- Upp = (1,1 … 1,2)Un, pt TA

- Upp = (1,2 … 1,7) Un, pt HA

iar temporizarea este de 0,5 secunde.

28

Figura 20

Figura 21 a


2.11. Protecţia generatoarelor împotriva trecerii accidentale în regim de motor

Din cauza unor defecţiuni pe partea mecanica este posibil ca turbina să nu mai poată dezvolta cuplul motor şi atunci generatorul trece în regim de motor sincron, regim în care generatorul absoarbe putere activă din sistem şi debitează putere reactivă.

Defectul apărut este sesizat de protecţiile tehnologice ale turbinei care comandă închiderea VIR (închiderea aburului în turbină). Turbina este menţinută în turaţie de către generator, care rămâne cuplat la sistem.

Pentru preîntâmpinarea agravării defectului trebuie ca la închiderea VIR să fie deconectat generatorul.

Pentru aceasta, generatoarele sunt prevăzute cu protecţii direcţionale de putere activă, care sesizează schimbarea sensului puterii şi acţionează temporizat declanşarea întrerupătorului.

Modul de realizare a acestei protecţii este prezentat în figura 21 a, b.

29

Figura 21 b


2.12. Protecţia contra pierderii sincronismului

Prin ieşirea din sincronism (pierderea sincronismului) se înţelege funcţionarea asincronă de scurtă durată a unui generator care nu şi-a pierdut excitaţia.

Fenomenul se caracterizează prin oscilaţii mari ale puterilor active şi reactive, ale tensiunilor, oscilaţii care pot avea efecte grave asupra generatorului şi asupra reţelei.

Pierderea sincronismului poate avea loc la apariţia unei instabilităţi statice sau dinamice.

Instabilitatea statică poate apărea ca urmare a creşterii bruşte a impedanţei de legătură (scoaterea unor linii din funcţiune prin manevre sau datorită unor defecte), a scăderii tensiunii în reţea, care duce la epuizarea puterii reactive a generatorului etc.

Prin instabilitatea statică se poate pierde sincronismul unuia sau mai multor generatoare sau a unui generator faţă de toate celelalte generatoare racordate la reţea.

Instabilitatea dinamică poate să apară în urma unui defect polifazat eliminat cu întârziere.

2.12.1. Detectarea ieşirii din sincronism a generatoarelor

In cazul ieşirii din sincronism a unui generator, datorită oscilaţiei mari ale mărimilor electrice pot acţiona intempestiv protecţiile de curent, de tensiune minimă sau de distanţă, conducând la declanşări ale unor linii, ceea ce poate provoca pierderea stabilităţii sistemului.

Fluctuaţiile mari de tensiune şi de frecvenţă care se produc la bornele generatoarelor pot să afecteze funcţionarea electromotoarelor din serviciile proprii.

O alunecare unghiulară prelungită produce eforturi mecanice şi termice suplimentare în generatoare şi cuple, care pot cauza deteriorări sau reducerea duratei de funcţionare

Problema ieşirii din sincronism este tratată în mod diferit:

- în unele ţări ieşirea din sincronism a generatoarelor nu este permisă decât un timp foarte scurt corespunzător funcţionării protecţiilor contra acestui regim;

- în alte ţări, ieşirea din sincronism este tolerată cu anumite limitări ale puterii, pentru a se încerca o restabilire a sincronismului fără declanşări.

Protecţia contra pierderii sincronismului generatoarelor mari sunt realizate pe baza următoarelor criterii:

a) unghiul intern depăşeşte o valoare maximă predeterminată;

b) puterea activă la borne se inversează de un anumit număr de ori într-un timp determinat;

c) măsurarea impedanţei văzută de la bornele generatorului şi variaţia sa în timp.

30


Releul de control al pierderii sincronismului tip RPS – 1 (ICEMENERG) care foloseşte criteriul (a), adică măsoară unghiul intern între tensiunea la borne şi tensiunea electromotoare şi deconectează generatorul în momentul când acest unghi depăşeşte un număr întreg de 360o într-un interval de timp.

Acest releu se poate utiliza numai în cazul generatoarelor sincrone echipate cu generatoare auxiliare cu frecvenţă de 50 Hz montate pe ax.

RPS-1 poate realiza următoarele funcţii:

- deconectarea unui generator în cazul când acesta se rostogoleşte faţă de tensiunea reţelei de un număr de 2 … 6 ori (număr întreg de 360o), dacă timpul nu a depăşit 16 sec. între prima rostogolire şi numărul de rostogoliri fixat (reglat);

- avertizarea în cazul în care unghiul intern depăşeşte o valoare prestabilită în domeniul 40o – 80o (în trepte de 10o electrice);

- afişarea permanentă a unghiului intern al generatorului protejat pe un aparat indicator.

Pentru efectuarea măsurării unghiului intern, releul RPS-1 se alimentează cu o tensiune monofazată (tensiunea electromotoare) de la generatorul auxiliar, tensiune ce se consideră origine de fază şi cu tensiunile între faze (simetrice) de la transformatorul de tensiune montat la bornele generatorului.

Criteriul măsurării unghiului intern nu trebuie considerat ca un criteriu absolut care să caracterizeze, el singur, trecerea în asincron a unui generator, deoarece pot exista situaţii în care acesta să se afle în regim asincron cu sistemul cu toate că unghiul dintre t.e.m. a generatorului şi tensiunea la borne nu depăşeşte de exemplu 180o.

Din acest motiv, pentru a nu declanşa nedorit un generator de putere mare, acest criteriu se asociază cu criteriul inversării sensului puterii active în generator sau cu criteriul impedanţei văzute de la bornele generator-transformator.

2.12.2. Detectarea ieşirii din sincronism a generatoarelor prin verificarea inversării sensului puterii active debitate de generator

Izolarea unui generator înainte ca să se producă pierderea sincronismului diminuează extinderea perturbaţiei.

Pentru aceasta, protecţia contra pierderii sincronismului generatorului foloseşte criteriul (b) – detectarea inversării de două ori a sensului puterii active, într-o perioadă determinată de timp (10 s).

Schema logică a acestei protecţii este prezentată în figura 22.

Puterea activă şi sensul ei se măsoară pe fiecare fază cu relee de putere; acţionează numai la fenomene care se produc pe două sau trei faze după logica ”2 din 3”.

Declanşarea întrerupătorului generatorului are loc la a treia inversare a puterii, dacă aceasta a depăşit de fiecare dată 10% din puterea nominală a generatorului şi dacă durata totală a inversării durează mai puţin de 10 sec.; după acest timp schema revine.

Acest criteriu de detectare a pierderii sincronismului prezintă unele riscuri, deoarece în timpul regimului dinamic ce urmează unor succesiuni de perturbaţii, puterea activă a generatorului poate deveni negativă de mai multe ori, fără ca generatorul să se afle în regim asincron.

31


Din acest motiv, acest criteriu se asociază cu criteriul măsurării unghiului intern sau impedanţa văzută de la borne bornele blocului generator-transformator, criterii care, îndeplinite simultan, să permită creşterea selectivităţii schemei de protecţie.

Figura 22

32

a)

b)

Date post:	11-Dec-2015
Category:	Documents
Upload:	adrian
View:	214 times
Download:	1 times

AMpt6-1

Documents