ЗАЩИТА ЛИНИЙ С ОТВЕТВЛЕНИЯМИ

а) Линии с ответвлениями

За последнее время широкое распространение получают линии с ответвлениями, к которым подключаются подстанции, имеющие или не имеющие источников питания, как показано на рис. 14-11. Подключение таких подстанций к магистральным линиям может выполняться с выключателями на стороне высшего напряжения (рис. 14-11, а) или по упрощенным схемам — без выключателей (рис. 14-11, б).

В последнем случае возможны следующие варианты выполнения защиты и отключения трансформаторов, подключенных на ответвлениях, в случае их повреждения;

1. Защита трансформаторов осуществляется защитами магистральной линии на выключателях А и В. В этом случае трансформатор Т подключается к линии наглухо (рис. 14-11, б).

2. Защита трансформатора на ответвлении выполняется с помощью плавких предохранителей П (рис. 14-11, в).

3. На трансформаторе ответвления устанавливается релейная защита С от внутренних повреждений, которая действует на включение специального автоматического разъединителя К, называе
мого короткозамыкателем (рис. 14-11, г). При повреждении в трансформаторе короткозамыкатель K включается и устраивает к. з. (однофазное или двухфазное), на которое реагирует защита магистральной линии, отключающая выключатели А и В. После отключения линии работает автоматический отделитель О, отключающий поврежденный трансформатор, и затем магистральная линия Л1 включается в работу с помощью АПВ.

Таким образом, в рассмотренном варианте на трансформаторе устанавливаются отделитель и короткозамыкатель.

4. Как и в предыдущем случае, на трансформаторе устанавливается защита С. При повреждении в трансформаторе она срабатывает и посылает по специальным каналам (проводным или высоко частотным по линиям электропередачи) импульс на отключение выключателей А и В линии (рис. 14-11, д).

Этот способ требует дорогостоящих каналов связи. Но он позволяет быстрее отключать поврежденный трансформатор и упрощает силовую часть трансформатора.

Наибольшее распространение на практике получили первые три варианта.

Подключение ответвлениями применяется как на одинарных, так и на параллельных линиях. В последнем случае трансформаторы, подключенные к разным линиям, работают раздельно на стороне низшего напряжения (рис. 14-11, ё). При отключении одной из линий или трансформатора с помощью АВР включается секционный выключатель В_секц и питание потребителей секции, потерявшей напряжение, восстанавливается от второго трансформатора.

Выполнение релейной защиты линий с маломощными трансформаторами на ответвлениях обычно не вызывает затруднения.

Осуществление же защиты линий с ответвлениями, имеющими мощные трансформаторы, и особенно при наличии со стороны ответвления источников питания наталкивается на некоторые трудности в части обеспечения селективности, быстроты действия и чувствительности. Однако подключение подстанций с помощью ответвлений дает значительное удешевление их сооружения, позволяет экономить оборудование и аппаратуру, ускоряет строительство подстанций и удешевляет их эксплуатацию. Поэтому разработку вопросов защиты линий с ответвлениями следует считать важной и нужной задачей.

Рассмотрим применение основных видов защит на линиях с ответвлением.

б) Токовые и дистанционные защиты со ступенчатой характеристикой

Токовые ступенчатые защиты, реагирующие на ток фазы. На линиях с ответвлениями такие защиты устанавливаются на питающих концах линии (рис. 14-12). Для обеспечения селективности ток срабатывания быстродействующей ступени защиты (отсечка с t = 0) отстраивается не только от к. з. за пределами защищаемой линии (точки К₁ и К₂), но и от к. з. в К₃ за трансфрматором отпайки (рис. 14-12) по выражению

где I_К3макс — ток при к.з. в Кз; этот ток имеет максимальное значение при отключении линии на противоположном конце. При большой мощности трансформатора ответвления ток I_К3макс может оказаться больше, чем ток при к. з. в К₂ или К₁, что приведет к уменьшению зоны отсечки.

Неселективное действие первой ступени защиты при к. з. в трансформаторе ответвления исправляется с помощью АПВ следующим образом. При к. з. в трансформаторе линия и трансформатор отключаются одновременно. Затем после автоматического отключения отделителя (рис. 14-11, г, е) линия включается от АПВ. Селективность второй и третьей ступени защит А и В линии к. з. на ответвлении обеспечивается согласованием выдержек времени этих ступеней с защитами М_т трансформатора ответвления. Третья зона защиты линий должна резервировать отказ выключателя С и максимальной защиты М_Т трансформатора ответвления. При маломощных трансформаторах это требование часто оказывается трудно осуществимым.

При наличии источников питания на ответвлении защиты линий следует выполнять направленными, что облегчает выполнение условий селективности при к. з. за пределами линии.

Токовые защиты нулевой последовательности. По условию селективности вторая и третья зоны защиты линии должны согласовываться с защитами трансформатора ответвления по времени, а первая зона защиты должна отстраиваться от к. з. за трансформатором, если при этом в линии АВ появляются токи нулевой последовательности. При соединении обмоток трансформатора по схеме λ /∆ в случае замыкания на землю в сети треугольника токи I₀ в линии отсутствуют и поэтому наличие ответвления не влияет на чувствительность первой ступени линейных защит А и В.

На чувствительность линейных защит нулевой последовательности (А и В) оказывает влияние состояние нейтрали Н трансформаторов, подключенных к ответвлению (рис. 14-12). Если нейтраль Н не заземлена, то ток 3I_0К, проходящий в месте к. з. (в точке К₄), распределяется между концами линии (А и В) обратно пропорционально сопротивлениям, нулевой последовательности обеих ветвей.

При заземлении нейтрали Н и к. з. в К₄ часть тока 3I_0К замыкается через нейтраль ответвления, вследствие чего токи 3I₀_A и 3I_0В на концах линии уменьшаются. Степень уменьшения зависит от соотношения параметров сети, линии и трансформатора ответвления. Для повышения чувствительности защиты на линиях с ответвлениями трансформатор ответвления желательно не заземлять.

Дистанционные защиты. По соображениям селективности первая зона защиты отстраивается от к. з. за трансформатором ответвления (точка К₈ на рис. 14-12), а вторая и третья — согласуются по времени с соответствующими защитами трансформатора ответвления (см. § 11-18).

в) Дифференциальные защиты

Поперечная направленная дифференциальная защита может устанавливаться на параллельных линиях с ответвлениями, но при этом необходимо учитывать два обстоятельства:

1. Наличие ответвлений нарушает равенство токов в параллельных линиях Л₁ и Л_г в нормальном режиме, I₁≠ I₂ (рис. 14-13, а), поэтому в реле появляется ток

2. При к. з. за трансформатором ответвления защита приходит в действие, стремясь отключить линию с поврежденным ответвлением, что следует из токораспределения на рис. 14-13, б.

Для предупреждения неправильного действия поперечной дифференциальной защиты в нормальном режиме ее ток срабатывания отстраивается от тока небаланса, обусловленного нагрузкой ответвлений:

Для исключения работы защиты во втором случае, при к. з. на ответвлении, необходимо

выполнить условие:

где I₁₍_K₃₎ и /_2(К3) — токи к. з., проходящие по Л₁ и Л₂ в месте установки защиты при к. з. в К₃ за одним из трансформаторов ответвления.

При наличии источников питания на ответвлениях появляется возможность неправильной работы поперечной дифференциальной защиты при к. з. вне параллельных линий, в чем можно убедиться из рассмотрения токораспределения в Л₁ и Л₂. Исключение этого недостатка возможно только отстройкой тока срабатывания защиты.

Продольная дифференциальная защита. На линиях с ответвлением эта защита может неправильно действовать при к. з. за трансформатором ответвления (в точке К₃).

Как следует из рис. 14-14, токи по концам защищаемой линии в этом случае направлены от шин в линию (к месту к. з.), так же как и при к. з. на линии. Для исключения неправильной работы защиты ток срабатывания дифференциальных реле должен быть больше тока в них при к. з. в К₃, т. е. I_с.з > I_K_3. Это условие можно выполнить только при маломощном трансформаторе ответвления, когда ток к. з. 1_кз имеет небольшую величину. Поэтому продольная дифференциальная защита типа ДЗЛ в большинстве случаев оказывается неприменимой на линиях с ответвлениями. Для линий с ответвлениями необходима особая схема защиты, реагирующая на геометрическую сумму токов на концах линии и в ответвлении. Такие защиты еще находятся в стадии разработки.

г) Высокочастотные защиты [Л.91]

Дифференциально-фазная защита. На линиях с ответвлением дифференциально-фазная защита, основанная на сравнении фаз токов 1_а и 1_в по концам линии (рис. 14-15, а), действует неправильно при к. з. в точке К₃ за трансформатором ответвления.

В этом случае токи по концам линии 1_а и 1_в совпадают по фазе, поэтому высокочастотные импульсы имеют прерывистый характер (рис. 14-15, -6) и защита работает, так же как и при повреждении на защищаемой линии.

Неправильное действие защиты в рассматриваемом случае можно предотвратить двумя способами: 1) отстройкой пускoвых реле, управляющих цепью отключения защиты, от к. з. за трансформатором, ответвления жги применением блокирующих реле, также отстроенных от к. з. за трансформатором [Л. 64] и 2) установкой дополнительного неполного комплекта дифференциально-фазной защиты на ответвлении.

В первом случае при к. з. за трансформатором ответвления пусковые реле в цени отключения защиты, установленной на обоих концах линии, не будут срабатывать и поэтому защита не сможет подействовать на отключение.

Отстройка пусковых реле от к. з. за трансформатором ведется в режиме, когда линия отключена на противоположной стороне, так как в этом случае токи к. з. и их симметричные составляющие в рассматриваемом комплекте защиты будут наибольшими.

Данный способ применим при условии, что коэффициент чувствительности пусковых реле при к. з. на ответвлении (точка К₂) и на противоположной стороне линии (точка К₂) будет достаточным для надежной работы защиты (т. е. если к_ч ≥ 2).

Второй способ применяется, если отстройка пусковых органов защиты по условиям ее чувствительности невозможна.

В этом случае на ответвлении устанавливается дополнительный неполный комплект С дифференциально-фазной защиты (рис. 14-16), используемый для блокирования комплектов А и В, при повреждениях за трансформатором ответвления, установленных на концах линии. Этот комплект С состоит из высокочастотного передатчика, пускающих его пусковых реле (рис. 14-16, в) и блока манипуляции, управляющего работой передатчика (см. рис. 12-21).

При к. з. за трансформатором ответвления ток в ответвлении Iс сдвинут по фазе на 180° относительно токов I_A и 1_В на концах линии (рис. 14-16, а).

В этих условиях передатчики на концах линии работают в положительные полупериоды токов I_A и I_A, а передатчик на ответвлении — в отрицательный полупериод этих токов. Ток высокой частоты генерируется непрерывно, как и при внешнем к. з., защита ДФЗ не работает (рис. 14-16, б).

В случае наличия источников питания со стороны ответвления на последнем устанавливается полный комплект дифференциально-фазной защиты. Рассмотрев распределение токов по концам линии и на ответвлении, нетрудно убедиться, что дифференциально-фазная защита, состоящая из трех полных комплектов, будет работать правильно при всех случаях повреждений. Готовится к выпуску фильтровая, в. ч. защита типа НФЗО для линий 110—330 кВ с ответвлениями.

Направленные защиты с высокочастотной блокировкой. Для обеспечения правильной работы защиты в общем случае (при наличии питания со стороны ответвления) необходимо устанавливать комплекты защиты с трех сторон линии А В и С (рис. 14-17).

При к. з. за трансформатором ответвления в точке К₃ мощность к. з. S_с на ответвлении направлена к шинам (рис. 14-17), комплект С пускает в. ч. передатчик, который посылает блокирующие импульсы, запрещающие работать комплектам А и В. При к. з. на линии последняя будет отключаться с. трех сторон комплектами защиты А, В и С.

При отсутствии источников питания со стороны ответвления на последнем достаточно установить только в. ч. передатчик и пускающие его пусковые реле(рис. 14-18), с тем чтобы комплект С блокировал защиты А и В при к. з. за ответв лениемв точке К₃.

Комплект С можно не ставить, если пусковые реле защит А и В можно отстроить от к. з. в точке К₃ без ущерба для чувствительности защиты при повреждении на защищаемой линии.

ГЛАВА ПЯТНАДЦАТАЯ

ЗАЩИТА ГЕНЕРАТОРОВ

ПОВРЕЖДЕНИЯ И НЕНОРМАЛЬНЫЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ ГЕНЕРАТОРОВ, ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ЗАЩИТЕ ГЕНЕРАТОРОВ

а) Виды повреждений генераторов

Большинство повреждений генератора вызывается нарушением изоляции обмоток статора и ротора. Эти нарушения обычно происходят вследствие старения изоляции, ее увлажнения, наличия в ней дефектов, а также в результате повышения напряжения, перенапряжений, механических повреждений, например из-за вибрации стержней обмоток и стали магнитопровода. Поэтому в принципе повреждения возможны в любой части обмоток.

Повреждения в статоре. В статоре возникают междуфазные (двухфазные и трехфазные) к. з., замыкание одной фазы на корпус (на землю), замыкание между витками обмотки одной фазы. Наиболее часто происходят междуфазные к. з. и замыкания на корпус.

Междуфазные к. з. сопровождаются прохождением в месте повреждения очень больших токов (десятки тысяч ампер) и образованием электрической дуги, вызывающей выгорание изоляции и токоведущих частей обмоток, а иногда и стали магнитопровода статора.

Замыкание обмотки статора на корпус является замыканием на землю, так как корпус статора связан с землей. При этом ток повреждения проходит в землю всегда через сталь магнитопровода статора, выжигая ее. Повреждение стали требует длительного и сложного ремонта.

Замыкание витков одной фазы. В замкнувшихся накоротко витках протекает большой ток, разрушающий изоляцию обмоток. Этот вид повреждения часто переходит в замыкание на землю или в замыкание между фазами.

Защиты от междуфазных к. з. и витковых замыканий должны быть быстродействующими и настолько чувствительными, чтобы они могли действовать при повреждениях вблизи нулевой точки генераторов и при малом числе замкнувшихся витков в одной фазе.

Повреждения в роторе. Обмотка ротора генератора находится под невысоким напряжением (300—500 В), поэтому ее изоляция имеет значительно больший запас прочности, чем изоляция статорной обмотки. Однако из-за тяжелых механических условий работы обмотки ротора, вызываемых большой частотой вращения (1500— 3000 об/мин), относительно часто наблюдаются случаи повреждения изоляции и замыкания обмотки ротора на корпус (т. е. на землю) в одной или двух точках.

Замыкание на корпус в одной точке об мотки ротора неопасно, так как ток в месте замыкания практически равен нулю инормальная работа генератора не нарушается. Но при этом повышается вероятность возникновения опасного для генератора аварийного режима в случае появления второго замыкания на корпус в другой точке цепи возбуждения.

При двойных замыканиях часть витков обмотки ротора оказывается зашунтированной (см. рис. 15-35); сопротивление цепи ротора при этом уменьшается и в ней появляется повышенный ток. Этот ток перегревает обмотки ротора и питающего ее возбудителя, вызывает дальнейшие разрушения в месте повреждения и может вызвать горение изоляции ротора.

Кроме того, из-за нарушения симметрии магнитного потока в воздушном зазоре между ротором и статором, обусловленного замыканием части витков обмотки ротора, возникает сильная механическая вибрация, опасная для генератора. Особенно большая и опасная вибрация появляется при двойном замыкании на землю на гидрогенераторах и синхронных компенсаторах (СК), имеющих явнополюсные роторы. Поэтому на гидрогенераторах и крупных СК целесообразно устанавливать защиту, сигнализирующую первое замыкание на землю в роторе. При срабатывании этой защиты гидрогенератор останавливают для устранения повреждения. Для турбогенераторов двойное замыкание менее опасно, поэтому турбогенераторы допускается оставлять в работе при первом замыкании в роторе. Специальной защиты от этого вида повреждения можно не ставить. Замыкание на землю в роторе обнаруживается при измерении его изоляции, проводимом периодически на работающем генераторе.

Однако на мощных турбогенераторах 300 мВт и более установка такой защиты, осуществляющей непрерывный контроль за изоляцией ротора, следует признать целесообразной.

На турбогенераторах при первом замыкании обмотки ротора на корпус устанавливается защита от двойного замыкания на землю.

На генераторах малой мощности защиту разрешается выполнять с действием на сигнал. На мощных генераторах 200 мВт и выше защита выполняется с действием на отключение.

б) Ненормальные режимы

Ненормальными режимами генератора считаются: опасное увеличение тока в статоре или роторе сверх номинального значения (с в е р х т о к и), несимметричная нагрузка фаз статора, опасное повышение напряжения на статоре, асинхронный и двигательный режимы работы генератора.

Рассмотрим кратко причины и характер ненормальных режимов.

Повышенные токи (сверхтоки) в генераторе возникают при внешних к. з. или перегрузках.

При внешних к. з. в генераторе, питающем место повреждения, появляется ток к. з. I_к > I_ном.г. Нормально такие к. з. ликвидируются защитой поврежденного элемента и неопасны для генератора.

Однако в случае отказа защиты или выключателя этого элемента ток к. з. в генераторе будет проходить длительно, нагревая его обмотки. Повышенный нагрев может привести к повреждению последних. Предупредить подобное повреждение можно только путем отключения генератора.

Для этой цели на генераторе должны предусматриваться защиты, реагирующие на внешние к. з. и резервирующие отказ защиты или выключателей смежных элементов.

Перегрузка генератора обычно возникает в результате отключения или отделения части параллельно работающих генераторов системы; кратковременных толчков нагрузки, вызванных технологией производственных процессов у потребителей; самозапуска двигателей; форсировки возбуждения генератора; нарушения синхронизма; потери возбуждения у генератора и тому подобных причин.

Перегрузка, т. е. увеличение тока нагрузки в обмотках генератора сверх номинального значения I_г > I_но_м, так же как и внешнее к. з., вызывает перегрев обмоток и может привести к порче изоляции, если ее температура превзойдет некоторое предельное значение Тº _{доп.макс} опасное для изоляции.

При прохождении тока перегрузки температура изоляции достигает предельного значения через некоторое время t_доп, зависящее от величины тока I_г. Характер этой зависимости t_доп = f(I_г/Iном) показан на рис. 15-1.

Допустимое время t_доп для генераторов с косвенным охлаждением определяется по формуле t_доп = , где k — кратность тока перегрузки к номинальному.

Для ограничения размеров и массы, снижения стоимости и уменьшения затрат дефицитных материалов мощные генераторы выполняются с повышенной магнитной индукцией в магнитопроводе машины, с повышенной плотностью тока в обмотках статора и ротора, пониженными термическими запасами и вследствие этого с более интенсивной (форсированной) системой охлаждения.

В качестве последней принята система непосредственного охлаждения обмоток, осуществляемая подачей охлаждающей среды (водорода, воды, масла) во внутреннюю полость проводников обмоток статора и ротора. Охлаждающая среда циркулирует по специальным каналам внутри проводников обмоток.

Отечественные заводы выпускают генераторы:

ТВФ — с непосредственным охлаждением ротора водородом;

ТГВ—с непосредственным охлаждением водородом ротора и статора;

ТВВ — с непосредственным охлаждением статора водой и ротора водородом;

ТВМ — с непосредственным охлаждением статора маслом, а ротора водой.

Допустимое время перегрузки мощных генераторов зависит от типа охлаждения, соответствующие данные для обмоток статора приведены в табл. 15-1 и для обмоток ротора — в табл. 15-2 [Л. 100].

Как следует из таблиц, перегрузка статора до 30% на генераторах с непосредственным охлаждением и до 50% на генераторах с косвенным охлаждением допускается в течение 2 мин и более, поэтому при таких перегрузках не требуется немедленного автоматического отключения генератора.

Во многих случаях перегрузки, обусловленные форсировкой возбуждения, синхронными качаниями, кратковременными толчками нагрузки у потребителя и т. п., ликвидируются сами по себе до истечения предельного времени t_доп. При авариях в системе с дефицитом генераторной мощности предусматривается автоматическая разгрузка путем отключения части потребителей при снижении частоты, а также автоматический и ручной ввод резерва активных и реактивных мощностей. Такими путями предупреждается и ликвидируется длительная перегрузка генераторов при недостатке генераторной мощности.

Отключение генераторов при перегрузках допускается только в тех случаях, когда принятые меры по их разгрузке не дают результата, а допустимое время перегрузки истекло.

С учетом сказанного защита от перегрузки генераторов на электростанциях с дежурным персоналом устанавливается с действием на сигнал. На автоматизированных электростанциях защита от перегрузки выполняется с действием на отключение или разгрузку генераторов по истечении допустимого времени перегрузки. Аналогичное исполнение защиты желательно иметь и на мощных генераторах, так как на этих генераторах при перегрузках, превышающих 30%, t_доп достаточно мало и дежурный персонал не успеет произвести своевременную разгрузку их.

Несимметрия токов в фазах генераторов возникает при двухфазных и однофазных к. з. вне генератора, при обрывах одной или двух фаз цепи, связывающей генератор с нагрузкой, и при неполнофазном режиме работы в сети. Несимметрия токов приводит к дополнительному нагреванию ротора и механической вибрации машины.

Несимметрия сопровождается появлением в обмотке статора токов обратной последовательности /₂, эти токи имеют обратное чередование фаз и создают магнитное поле, вращающееся в сторону, противоположную вращению ротора. В результате этого поток, созданный токами /₂, пересекает корпус ротора с двойной скоростью. Он индуктирует в металлических частях ротора (в бочке ротора) значительные вихревые токи, имеющие двойную частоту, и создает дополнительный, пульсирующий с двойной частотой электромагнитный момент. Вихревые токи вызывают повышенный нагрев ротора, апульсирующий момент— вибрацию вращающейся части машины.

Несимметрия токов особенно опасна для крупных современных турбо- и гидрогенераторов ТВФ, ТВВ, ТГВ, ТВМ, выполняемых, как указывалось выше, с пониженным тепловым запасом. С учетом термических и механических характеристик отечественных генераторов допускается их длительная работа с неравенством (несимметрией) токов по фазам, не превышающим 10% для турбогенераторов и 20% для гидрогенераторов и синхронных компенсаторов, при условии, что ток в фазах не превосходит номинального значения.

При указанной несимметрии ток I₂ составляет около 5 и 10% I_ном.г соответственно, эти значения являются максимальными длительно допустимыми токами I_{2макс.длит.доп} и их можно рассматривать как номинальные (предельные) токи обратной последовательности генератора.

Ток I₂ > I_{2макс.длит.доп} вызывает опасный дополнительный нагрев ротора и может допускаться лишь в течение ограниченного времени t_доп.

Величина допустимого времени t_доп определяется предельной температурой Тº _пред, допустимой для изоляции обмотки ротора и отдельных, наиболее подверженных нагреву элементов ротора: бандажных колец, зубцов, металлических пазовых клиньев.

Непосредственно нагрев ротора происходит от тепла, выделенного вихревыми токами I_в.т,возникающими в корпусе ротора, но так как последние индуктируются токами статора I₂и ему пропорциональны I_в._Т = kI₂, то количество тепла, выделенное вихревыми токами,

При адиабатическом процессе нагрева (без отдачи в окружающую среду) предельные температуры Тº _пред, достигаются при определенном, постоянном для данного типа генератора количестве тепла Q_пред. Характеризуя эту величину постоянной А, получаем уравнение нагрева ротора в зависимости от значения тока I₂:

откуда

где I_2*- кратность среднего за время t_доп действующего значения тока I₂к I_ном.г; А — тепловая постоянная, зависящая от типа генератора.

В общем случае ток I₂непостоянен и может изменяться в течение времени t_доп. Под средним током I₂ понимается действующее значение тока I₂, сохраняющего постоянную величину в течение времени t_доп и выделяющего за это время такое же количество тепла, что и действительный изменяющийся во времени ток I₂₍_t_).

Величина среднеквадратичного тока I_2* находится интегрированием (суммированием) мгновенных квадратичных значений токов в пределах времени t_доп, делением полученного интеграла на время t_доп и извлечением из полученного выражения квадратного корня:

где i_2* — мгновенное значение действительного тока I₂в относительных единицах.

Выражение (15-2) является тепловой характеристикой ротора генератора, определяющей допустимую продолжительность несимметричных режимов в зависимости от величины тока I₂: t_доп=f(I₂).

Это выражение является приближенным. При малых токах нагрев ротора происходит медленно и сопровождается отдачей тепла в окружающую среду (т. е. не адиабатически), в результате чего действительное t_доп больше расчетного.

При прохождении больших токов возникает опасность выделения повышенного количества тепла в переходном сопротивлении соприкасающихся поверхностей стали ротора (зубцов, клиньев и др.). Последнее может приводить к более быстрому нагреву этих поверхностей до опасной температуры, чем это дается расчетной формулой (15-2).

Тепловые характеристики для генераторов разного типа и разной мощности приведены на рис. 15-2 и в табл. 15-3. Постоянная А принята по данным заводов. Для генераторов с косвенным водородным охлаждением А = 30, для генераторов ТВФ А = 15, для генераторов ТГВ, ТВВ и ТВМ А = 11 ÷ 8. Для турбогенераторов 500 МВт А = 5.

Из характеристик на рис. 15-2 видно, что для мощных генераторов с непосредственным охлаждением при I_2* = 0, 3I_ном._г время t_допотносительно мало (меньше 2 мин), поэтому при подобных перегрузках требуются автоматические устройства, защищающие генераторы при несимметричных режимах.

У генераторов меньшей мощности, 30—60 МВт, с косвенным охлаждением и большими запасами по нагреву роторов (кривые 1 и 2) допустимое время значительно больше и автоматическое отключение для них требуется лишь при токах I₂ > 0, 5I_ном.г

Повышение напряжения возникает на генераторах при внезапном сбросе нагрузки, так как при этом исчезает магнитный поток реакции статора и увеличивается частота вращения разгрузившейся машины.

На турбогенераторах повышение напряжения не достигает опасных значений и ликвидируется автоматическими регуляторами скорости и возбуждения или в случае отсутствия последнего — ручным регулированием возбуждения. При увеличении частоты вращения до 110% на турбогенераторах срабатывает «автомат безопасности», полностью закрывающий доступ пара в турбину, что исключает чрезмерное увеличение частоты вращения и опасное повышение напряжения.

На гидрогенераторах регуляторы скорости действуют медленнее, чем на турбогенераторах, в результате этого при сбросе нагрузки частота вращения агрегата резко увеличивается и может превысить номинальную на 40—60%, а напряжение генератора вследствие этого может возрасти до 150% номинального и больше. Поэтому на гидрогенераторах наряду с автоматическим устройством развозбуждения предусматривается защита от повышения напряжения, действующая на снятие возбужде ния или отключение генератора.

Асинхронный режим возникает при потере возбуждения, из-за отключения АГП и по любой другой причине. Асинхронный режим сопровождается потреблением из сети значительного реактивного Тока, понижением напряжения на зажимах генератора, увеличением оборотов ротора и в общем случае качаниями. Турбогенераторы могут работать в асинхронном режиме с некоторым скольжением как асинхронный генератор, при условии снижения активной нагрузки. Благодаря повышенным значениям тока работа генератора в асинхронном режиме ограничена по времени в зависимости от его конструкции и термических характеристик. Генераторы с косвенным охлаждением могут работать без возбуждения с нагрузкой до 60% номинальной. Генераторы с непосредственным охлаждением имеют меньшие термические запасы и могут работать, в асинхронном режиме с нагрузкой не более 40%. Гидрогенераторы, имеющие ротор с явновыраженными полюсами, при потере возбуждения не могут оставаться в работе, и их необходимо отключать. На турбогенераторах целесообразно предусматривать защиту, реагирующую на потерю возбуждения, действующую на снижение активной нагрузки до величины, обеспечивающей устойчивую работу генератора. На гидрогенераторах следует применять такую же защиту с действием на отключение. Достаточно совершенных и общепризнанных защит, реагирующих на потерю возбуждения, пока еще не разработано. В зарубежной практике применяются реле реактивной мощности и направленные реле реактивного сопротивления. По принципу действия эти реле могут работать ложно при качаниях, по этой причине они не получили применения в СССР.

в) Общие требования к защите генераторов

На генераторах устанавливаются защиты от внутренних повреждений и опасных ненормальных режимов, т. е. таких режимов, которые могут вызывать повреждение генератора.

При ненормальных режимах работы генератора, не требующих немедленного отключения, защита, как правило, должна действовать на сигнал, по которому дежурный обязан принять меры к устранению ненормального режима без отключения генератора.

Автоматическое отключение генератора допускается только в тех случаях, когда возникший ненормальный режим нельзя устранить, а его дальнейшее продолжение ведет к повреждению генератора.

Для предотвращения развития повреждения, возникшего в генераторе, защиты от внутренних повреждений должны отделить генератор от сети, отключив главный выключатель, и прекратить ток в обмотке ротора отключением автомата гашения поля (рис. 15-3). С отключением выключателя прекращается ток повреждения I'_k, поступающий в поврежденный генератор из сети (рис. 15-3). Однако через место повреждения продолжает проходить ток I" _k, поддерживаемый э. д. с. генератора Е. Отключением АГП 1 разрывается цепь тока ротора I_рот_. В результате этого исчезает поток ротора и вместе с ним исчезает создаваемая им в фазах генератора э. д. с. Одновременно блок-контакт АГП 2 воздействует на отключение АГП возбудителя, контакт которого 3 вводит сопротивление R_агп в цепь возбуждения возбудителя. Кроме того, в генераторах с воздушным охлаждением для тушения пожара изоляции в камеру генератора пускается от руки пар или вода либо автоматически углекислота СО₂ от защит, действующих при внутренних повреждениях. На генераторах с водородным охлаждением специальных мер по тушению пожара в генераторе не применяется, поскольку водород не поддерживает горения. На генераторах, охлаждаемых маслом, необходимы устройства для тушения пожара, но такие устройства находятся еще в стадии разработки.

Защиты от внешних коротких замыканий должны отключать генераторный выключатель для прекращения тока к. з., посылаемого генератором в сеть, и АГП для предупреждения повышения напряжения на зажимах генератора вследствие сброса нагрузки.

⇐ Предыдущая 44 45 46 47 484950 51 52 53 Следующая ⇒