Seção 3. Proteção e automação

Proteção do relé. Gerador de proteção de bloco - transformador

Enciclopédia de eletrônica de rádio e engenharia elétrica / Regras para a instalação de instalações elétricas (PUE)

Comentários do artigo

3.2.72. Para unidades gerador-transformador com geradores com potência superior a 10 MW, dispositivos de proteção de relé devem ser fornecidos contra os seguintes tipos de danos e modos anormais de operação:

1) faltas à terra no lado da tensão do gerador;

2) curtos-circuitos multifásicos no enrolamento do estator do gerador e em seus terminais;

3) curtos-circuitos entre espiras de uma fase no enrolamento do estator do turbogerador (conforme 3.2.76);

4) curtos-circuitos multifásicos nos enrolamentos e nos terminais do transformador;

5) faltas à terra monofásicas no enrolamento do transformador e seus terminais conectados à rede com altas correntes de falta à terra;

6) curtos-circuitos entre espiras nos enrolamentos do transformador;

7) curto-circuito externo;

8) sobrecarga do gerador por correntes de sequência negativa (para unidades com geradores com capacidade superior a 30 MW);

9) sobrecarga simétrica do enrolamento do estator do gerador e enrolamento do transformador;

10) sobrecarga do enrolamento do rotor do gerador com corrente de excitação (para turbogeradores com resfriamento direto dos condutores do enrolamento e para hidrogeradores);

11) aumentar a tensão no estator do gerador e no transformador da unidade (para unidades com turbogeradores de capacidade igual ou superior a 160 MW e para todas as unidades com hidrogeradores);

12) faltas à terra em um ponto do circuito de excitação (conforme 3.2.85);

13) faltas à terra no segundo ponto do circuito de excitação de um turbogerador com potência inferior a 160 MW;

14) modo assíncrono com perda de excitação¹⁾ (de acordo com 3.2.86);

15) abaixamento do nível de óleo no tanque do transformador;

16) ruptura parcial da isolação das entradas dos transformadores de 500 kV.

1. Para evitar a operação assíncrona sem perda de excitação, veja o cap. 3.3.

3.2.73. As instruções para proteção de geradores e transformadores elevadores relacionadas à sua operação separada também são válidas para o caso em que são combinados em uma unidade gerador-transformador (autotransformador), levando em consideração os requisitos dados em 3.2.74 - 3.2.90.

3.2.74. Em unidades com geradores maiores que 30 MW, via de regra, deve-se prever proteção contra falta à terra no circuito de tensão do gerador, cobrindo todo o enrolamento do estator.

Quando a potência da unidade geradora for de 30 MW ou menos, devem ser usados ​​dispositivos que protejam pelo menos 85% do enrolamento do estator. O uso de tais dispositivos também é permitido em unidades com turbogeradores com potência de 30 a 160 MW, caso seja necessário conectar equipamentos adicionais ao circuito do gerador para proteger todo o enrolamento do estator.

A proteção deve ser realizada com uma ação de trip com temporização não superior a 0,5 s em todas as unidades sem taps na tensão do gerador e com taps nos transformadores auxiliares. Nas unidades conectadas eletricamente à rede auxiliar ou consumidores alimentados pelas linhas das derivações entre o gerador e o transformador, se a corrente capacitiva de falta à terra for de 5 A ou mais, deve-se instalar proteção contra faltas à terra no enrolamento do estator do gerador e contra faltas duplas à terra, conforme previsto para geradores operando em barramentos (ver 3.2.38 e 3.2.39); se a corrente capacitiva de falta à terra for inferior a 5 A, então a proteção de falta à terra pode ser realizada da mesma forma que nas unidades sem taps na tensão do gerador, mas com ação no sinal.

Se houver um disjuntor no circuito do gerador, um alarme de falha de aterramento adicional deve ser fornecido no lado da tensão do gerador do transformador da unidade.

3.2.75. Em uma unidade com gerador resfriado indiretamente, consistindo de um gerador e um transformador, na ausência de um disjuntor no circuito do gerador, é recomendável fornecer uma proteção diferencial longitudinal comum da unidade. Se houver um disjuntor no circuito do gerador, uma proteção diferencial separada deve ser instalada no gerador e no transformador.

Ao usar dois transformadores na unidade em vez de um, bem como ao operar dois ou mais geradores sem disjuntores em uma unidade com um transformador (unidade ampliada), cada gerador e transformador com capacidade de 125 MVA e mais deve ser fornecido com uma proteção diferencial longitudinal separada. Na ausência de transformadores de corrente embutidos nas entradas de baixa tensão desses transformadores, é permitido o uso de uma proteção diferencial comum para dois transformadores.

Em uma unidade com gerador com resfriamento direto dos condutores do enrolamento, deve ser fornecida uma proteção diferencial longitudinal separada do gerador. Ao mesmo tempo, se houver um disjuntor no circuito do gerador, uma proteção diferencial separada do transformador da unidade deve ser instalada (ou cada transformador se dois ou mais transformadores funcionarem na unidade com o gerador; na ausência de transformadores de corrente embutidos nas entradas de baixa tensão desses transformadores, é permitido usar uma proteção diferencial comum para os transformadores da unidade); na ausência de um interruptor para proteger o transformador da unidade, deve ser instalada uma proteção diferencial separada ou uma proteção diferencial longitudinal comum da unidade (para unidades compostas por um gerador e um transformador, é preferível a proteção diferencial geral da unidade).

Do lado da tensão mais alta, a proteção diferencial do transformador (bloco) pode ser conectada aos transformadores de corrente embutidos no transformador do bloco. Neste caso, para proteger o barramento, deve-se instalar uma proteção separada entre as chaves do lado de alta tensão e o transformador da unidade.

A proteção diferencial separada dos geradores deve ser trifásica, tri-relé, com uma corrente de disparo semelhante àquela especificada em 3.2.36.

Para reservar as proteções diferenciais indicadas em unidades com geradores de potência igual ou superior a 160 MW, com resfriamento direto dos condutores do enrolamento, é necessário prever uma proteção diferencial de backup cobrindo o gerador e o transformador da unidade, juntamente com barramentos no lado de alta tensão.

Recomenda-se instalar proteção diferencial de backup das unidades mesmo se a potência dos geradores com resfriamento direto dos condutores do enrolamento for inferior a 160 MW.

Ao usar proteção diferencial de backup em unidades sem um disjuntor no circuito do gerador, é recomendável fornecer proteções diferenciais principais separadas para o gerador e o transformador.

Se houver um interruptor no circuito do gerador, a proteção diferencial de backup deve ser realizada com um atraso de 0,35-0,5 s.

3.2.76. Em turbogeradores com dois ou três ramos paralelos do enrolamento do estator, deve ser fornecido um único sistema de proteção diferencial transversal contra curtos-circuitos do enrolamento em uma fase, operando sem retardo de tempo.

3.2.77. Em unidades com geradores com potência de 160 MW ou mais com resfriamento direto dos condutores do enrolamento, deve ser fornecida proteção de corrente de seqüência negativa com uma característica dependente integral correspondente à característica de sobrecargas admissíveis do gerador protegido por correntes de seqüência negativa. A proteção deve atuar para desligar a chave do gerador e, na sua ausência, desligar a unidade da rede. Para reservar a proteção dos elementos adjacentes aos blocos, a proteção especificada deve possuir um elemento com temporização independente, atuando para desconectar o bloco da rede e ação em dois estágios conforme 3.2.81.

Em unidades com geradores com potência inferior a 160 MW, que possuem resfriamento direto dos condutores do enrolamento, bem como em unidades com geradores hidrelétricos com potência superior a 30 MW, que possuem resfriamento indireto, a proteção de corrente de sequência negativa deve ser realizada com um estágio ou retardo de tempo dependente. Neste caso, diferentes estágios de proteção podem ter uma ou mais temporizações (ver 3.2.81, cláusula 4). O passo indicado ou atraso de tempo dependente deve ser consistente com a característica de sobrecargas admissíveis de corrente de sequência negativa do gerador (ver 3.2.41).

Nas unidades com turbogeradores resfriados indiretamente com potência superior a 30 MW, a proteção deve ser realizada de acordo com 3.2.41.

Além das proteções de disparo, todas as unidades com turbogeradores com potência superior a 30 MW devem possuir sinalização de sobrecarga por correntes de sequência negativa, realizada conforme 3.2.41.

3.2.78. Nas unidades com geradores com potência superior a 30 MW, a proteção contra curtos-circuitos simétricos externos deve ser realizada conforme especificado em 3.2.42. Ao mesmo tempo, para hidrogeradores, a tensão de operação de proteção deve ser de cerca de 0,6-0,7 nominal. Em unidades com turbogeradores com excitatriz de backup, a proteção especificada deve ser complementada por um relé de corrente conectado à corrente do lado de maior tensão da unidade.

Em unidades com geradores de 60 MW ou mais, recomenda-se usar proteção de distância em vez da proteção especificada. Em unidades com geradores com resfriamento direto dos condutores do enrolamento, em vez de proteção diferencial de backup (consulte 3.2.75), é permitido instalar proteção de distância de dois estágios contra curtos-circuitos fase-fase.

O primeiro estágio desta proteção, que fornece redundância de curto alcance, deve ser executado com bloqueio durante as oscilações e operar conforme especificado em 3.2.81, parágrafo 3, com uma temporização não superior a 1 s. O primeiro estágio deve envolver com segurança o transformador de bloco enquanto fornece seletividade com proteções de elementos adjacentes. A redundância do primeiro estágio da proteção do gerador é obrigatória se forem usadas proteções diferenciais de transformador e gerador separados na unidade.

O segundo estágio fornecendo backup de longo alcance deve operar conforme especificado em 3.2.81, parágrafo 2.

Recomenda-se instalar uma proteção de distância de dois estágios e na presença de uma proteção diferencial de backup para aumentar a eficácia do backup de longo alcance. Ambos os estágios de proteção de distância neste caso devem operar conforme especificado em 3.2.81, parágrafo 2.

3.2.79. A proteção contra curtos-circuitos externos em unidades com geradores com capacidade de 30 MW ou menos deve ser realizada de acordo com 3.2.43. Os parâmetros de operação da proteção em unidades com hidro geradores devem ser tomados de acordo com 3.2.42, 3.2.43 e 3.2.78.

3.2.80. Nas unidades gerador-transformador com disjuntor no circuito do gerador, na ausência de proteção diferencial de backup da unidade, deve ser fornecida proteção de corrente máxima do lado de alta tensão da unidade, projetada para apoiar a proteção principal do transformador da unidade ao trabalhar com o gerador desligado.

3.2.81. A proteção de backup das unidades gerador-transformador deve ser realizada levando em consideração o seguinte:

1. Nenhuma proteção é instalada no lado da tensão do gerador do transformador da unidade, mas a proteção do gerador é usada.

2. No caso de redundância de longo alcance, a proteção deve atuar, via de regra, com duas temporizações: da primeira - para dividir o circuito no lado da tensão mais alta da unidade (por exemplo, para desligar a conexão de barramento e interruptores seccionais), da segunda - para desconectar a unidade da rede.

3. Em caso de redundância próxima, a unidade (gerador) deve ser desconectada da rede, o campo do gerador deve ser extinto e a unidade parada se exigido por 3.2.89.

4. Estágios separados ou dispositivos de proteção de backup, dependendo de sua finalidade e conveniência de uso para redundância de longo e curto alcance, podem ter um, dois ou três atrasos de tempo.

5. Recomenda-se prever dispositivos de liberação de tensão de proteção conforme 3.2.78 e 3.2.79 no lado da tensão do gerador e no lado da rede.

6. Para as proteções principal e de backup da unidade, como regra, relés de saída separados e fonte de alimentação com corrente contínua operacional de diferentes disjuntores devem ser fornecidos.

3.2.82. Em unidades com turbogeradores, a proteção contra sobrecargas do estator simétrico deve ser realizada da mesma forma que em geradores operando em barramentos (ver 3.2.47).

Nas usinas hidrelétricas sem plantão constante do pessoal operacional, além de sinalizar sobrecargas simétricas, deve-se prever proteção com característica independente, atuando com maior tempo de retardo para desligar a unidade (gerador) e com menor tempo de retardo para descarga. Em vez da proteção especificada, dispositivos apropriados no sistema de controle de excitação podem ser usados.

3.2.83. Em geradores com potência de 160 MW ou mais com resfriamento direto dos condutores do enrolamento, a proteção contra sobrecarga do enrolamento do rotor pela corrente de excitação deve ser realizada com um atraso de tempo dependente integral, que corresponde à característica das sobrecargas permitidas do gerador pela corrente de excitação. Esta proteção deve atuar no disparo.

Se for impossível ativar a proteção para a corrente do rotor (por exemplo, com excitação sem escova), é permitido o uso de proteção com retardo de tempo independente que reage a um aumento de tensão no circuito de excitação.

A proteção deve ser capaz de atuar com um tempo de retardo menor para reduzir a corrente de excitação. Se houver dispositivos limitadores de sobrecarga no regulador de excitação, a ação de descarga pode ser realizada simultaneamente a partir desses dispositivos e da proteção do rotor. Também é permitido utilizar o limitador de sobrecarga no AVR para atuar na descarga (com duas temporizações) e disparo. Neste caso, a proteção com temporização dependente integral não pode ser instalada.

Nos aerogeradores de potência inferior a 160 MW com resfriamento direto dos condutores do enrolamento e nos hidrogeradores de potência superior a 30 MW com resfriamento indireto, a proteção deve ser realizada da mesma forma indicada em 3.2.46.

Na presença de dispositivos de controle de excitação de grupo em geradores, recomenda-se realizar proteção com IDMT.

Quando os geradores são operados com excitatriz reserva, a proteção de sobrecarga do rotor deve permanecer em operação. Se for impossível usar proteção com temporização independente, é permitido fornecer proteção com temporização independente no excitador de backup.

3.2.84. Nas unidades com turbogeradores de capacidade igual ou superior a 160 MW, para evitar o aumento de tensão no modo inativo, deve-se prever proteção contra sobretensão, que é desabilitada automaticamente quando o gerador estiver operando na rede. Quando a proteção está em vigor, o campo do gerador e do excitador deve ser suprimido.

Em unidades com geradores hidrelétricos, proteção contra surtos de tensão deve ser fornecida para evitar o aumento de tensão durante o corte de carga. A proteção deve atuar para desligar a unidade (gerador) e extinguir o campo do gerador. A ação de proteção para parar a unidade é permitida.

3.2.85. A proteção contra faltas à terra em um ponto do circuito de excitação deve ser fornecida para hidrogeradores, turbogeradores com enrolamentos de rotor refrigerados a água e todos os turbogeradores com capacidade de 300 MW e acima. Nos hidrogeradores, a proteção deve atuar no desligamento e nos turbogeradores - no sinal.

A proteção contra falta à terra no segundo ponto do circuito de excitação dos turbogeradores deve ser instalada em unidades com potência inferior a 160 MW conforme 3.2.48.

3.2.86. Nas unidades com turbogeradores com capacidade de 160 MW ou mais, com resfriamento direto dos condutores do enrolamento e com hidrogeradores, devem ser fornecidos dispositivos de proteção contra operação assíncrona com perda de excitação.

Esses dispositivos também são recomendados para uso em turbogeradores com potência inferior a 160 MW com resfriamento direto dos condutores do enrolamento. Nestes turbogeradores, também é permitido prever a detecção automática do modo assíncrono apenas pela posição desabilitada dos dispositivos de amortecimento de campo automático (sem o uso de proteção contra o modo assíncrono).

Ao transferir um turbogerador que perdeu a excitação para o modo assíncrono, os dispositivos de proteção acima ou amortecimento automático de campo devem atuar no sinal de perda de excitação e comutar automaticamente a carga auxiliar no ramal da unidade cujo gerador perdeu a excitação para uma fonte de energia de backup.

Todos os hidrogeradores e turbogeradores que não permitem operação assíncrona, bem como outros turbogeradores em condições de falta de potência reativa no sistema sob a ação desses dispositivos, devem ser desconectados da rede.

3.2.87. Se houver um disjuntor no circuito do gerador com resfriamento direto dos condutores do enrolamento, deve ser fornecida redundância em caso de falha deste disjuntor (por exemplo, usando falha do disjuntor).

3.2.88. O nível de falha do disjuntor de 110 kV e acima nas usinas deve ser realizado levando em consideração o seguinte:

1. Para evitar o desligamento desnecessário de várias unidades de proteção de backup no caso de um modo de fase aberta em uma delas como resultado de uma falha de um disjuntor com acionamento monofásico quando ele é desligado em usinas com geradores que possuem resfriamento direto dos condutores do enrolamento, um lançamento acelerado do disjuntor deve ser fornecido (por exemplo, da proteção de corrente de seqüência zero do transformador da unidade do lado da rede com uma grande corrente de falha à terra).

2. Para usinas onde as unidades gerador-transformador e as linhas têm interruptores comuns (por exemplo, ao usar um esquema de um e meio ou um esquema de polígono), é necessário fornecer um dispositivo de telecomutação para desligar o interruptor e proibir o religamento automático na extremidade oposta da linha sob a ação da falha do disjuntor se for iniciado a partir da proteção da unidade. Além disso, a ação da falha do disjuntor para parar o transmissor de proteção de alta frequência deve ser fornecida.

3.2.89. Quando a proteção do estator do gerador e do transformador da unidade contra danos internos, bem como a proteção do rotor do gerador, é acionada, o elemento danificado deve ser desconectado da rede, os campos do gerador e da excitatriz devem ser extintos, a partida do disjuntor e as proteções tecnológicas devem ser afetadas.

Se um disparo da proteção resultar na desenergização da carga auxiliar conectada por um ramal à unidade, a proteção também deve agir para abrir os disjuntores no circuito de alimentação auxiliar em funcionamento para transferi-los para a fonte de backup usando o ATS.

As proteções de backup do gerador e transformador da unidade em caso de danos externos devem operar de acordo com 3.2.81, parágrafo 2-4.

Em usinas termelétricas com diagrama de blocos na parte térmica, em casos de desligamento da unidade por danos internos, deve-se garantir o desligamento completo da unidade. Em caso de danos externos, bem como sob a ação de proteções nos casos em que o funcionamento da unidade pode ser rapidamente restaurado, a unidade deve ser colocada em modo inativo, se este modo for permitido por equipamentos térmicos e mecânicos.

Em usinas hidrelétricas, em caso de danos internos à unidade, além do desligamento da unidade, a mesma deve ser parada. A ação para parar a unidade também pode ser executada quando a unidade for desligada devido a danos externos.

3.2.90. Nas unidades gerador - transformador - linha, a proteção da linha principal e a proteção de backup do lado do sistema de energia devem ser executadas de acordo com os requisitos deste capítulo sobre proteção de linha e, do lado da unidade, as funções de proteção da linha de backup devem ser executadas pela proteção de backup da unidade.

A proteção da unidade deve ser realizada de acordo com os requisitos acima.

A ação da proteção de bloqueio para abrir o disjuntor e iniciar o disjuntor pelo lado do sistema de energia deve ser transmitida usando dois dispositivos de teledesconexão mutuamente redundantes por meio de um canal de alta frequência ou por meio de fios de comunicação. Além disso, recomenda-se prever a ação simultânea da proteção de bloqueio para parar o transmissor de proteção de alta frequência.

Nas unidades com turbogeradores (com diagrama de blocos na parte térmica), do lado do sistema de potência, a ação de proteção do barramento (com sistema de barramento duplo) ou ação de falha do disjuntor (com circuito um e meio ou circuito poligonal) deve ser transferida do sistema de potência por meio de um dispositivo de telecomutação para a extremidade oposta da linha, respectivamente, para transferir a unidade para o modo inativo ou para extinguir o campo do gerador e parar a unidade. Além disso, é recomendável usar um dispositivo de telecomutação para acelerar a extinção do campo do gerador e o desligamento das necessidades auxiliares quando as proteções de backup estiverem instaladas no sistema de energia.

No caso de desconexão de fase não completa do disjuntor do lado da rede com uma grande corrente de falta à terra, um lançamento acelerado do disjuntor deve ser realizado da mesma forma que o previsto em 3.2.88, parágrafo 1.

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