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ENCYCLOPÉDIE DE LA RADIOÉLECTRONIQUE ET DU GÉNIE ÉLECTRIQUE
Section 3. Protection et automatisation Protection relais. Générateur de protection de bloc - transformateur
Encyclopédie de l'électronique radio et de l'électrotechnique / Règles d'installation des installations électriques (PUE) 3.2.72. Pour les unités générateur-transformateur dotées de générateurs d'une puissance supérieure à 10 MW, des dispositifs de protection à relais doivent être prévus contre les types de dommages et modes de fonctionnement anormaux suivants : 1) défauts à la terre côté tension du générateur ; 2) courts-circuits polyphasés dans l'enroulement du stator du générateur et à ses bornes ; 3) courts-circuits entre les spires d'une phase dans l'enroulement du stator du turbogénérateur (selon 3.2.76) ; 4) courts-circuits polyphasés dans les enroulements et aux bornes du transformateur ; 5) défauts à la terre monophasés dans l'enroulement du transformateur et sur ses bornes connectées au réseau avec des courants de défaut à la terre élevés ; 6) courts-circuits entre spires dans les enroulements du transformateur ; 7) court-circuit externe ; 8) surcharge du générateur par courants inverses (pour les unités équipées de générateurs d'une capacité supérieure à 30 MW) ; 9) surcharge symétrique de l'enroulement du stator du générateur et des enroulements du transformateur ; 10) surcharge de l'enroulement du rotor du générateur avec un courant d'excitation (pour les turbogénérateurs avec refroidissement direct des conducteurs de l'enroulement et pour les hydrogénérateurs) ; 11) augmenter la tension sur le stator du générateur et le transformateur de l'unité (pour les unités avec turbogénérateurs d'une capacité de 160 MW ou plus et pour toutes les unités avec générateurs hydroélectriques) ; 12) défauts à la terre en un point du circuit d'excitation (selon 3.2.85) ; 13) défauts à la terre au deuxième point du circuit d'excitation d'un turbogénérateur d'une puissance inférieure à 160 MW ; 14) mode asynchrone avec perte d'excitation1) (conformément au 3.2.86); 15) abaisser le niveau d'huile dans le réservoir du transformateur ; 16) claquage partiel de l'isolement des entrées des transformateurs 500 kV. 1. Pour éviter le fonctionnement asynchrone sans perte d'excitation, voir Chap. 3.3. 3.2.73. Les instructions de protection des générateurs et des transformateurs élévateurs liées à leur fonctionnement séparé sont également valables dans le cas où ils sont regroupés en une unité générateur-transformateur (autotransformateur), en tenant compte des exigences données en 3.2.74 - 3.2.90. . 3.2.74. Sur les unités équipées de générateurs de plus de 30 MW, en règle générale, une protection contre les défauts à la terre dans le circuit de tension du générateur doit être prévue, couvrant l'ensemble de l'enroulement du stator. Lorsque la puissance du générateur unitaire est de 30 MW ou moins, des dispositifs doivent être utilisés pour protéger au moins 85 % de l'enroulement du stator. L'utilisation de tels dispositifs est également autorisée sur les unités équipées de turbogénérateurs d'une puissance de 30 à 160 MW, si un équipement supplémentaire doit être connecté au circuit du générateur pour protéger l'ensemble de l'enroulement du stator. La protection doit être effectuée avec une action de déclenchement avec une temporisation ne dépassant pas 0,5 s sur toutes les unités sans prises sur la tension du générateur et avec des prises vers les transformateurs auxiliaires. Sur les unités connectées électriquement au réseau auxiliaire ou sur les consommateurs alimentés par les lignes provenant des prises entre le générateur et le transformateur, si le courant de défaut à la terre capacitif est de 5 A ou plus, une protection contre le déclenchement à la terre dans l'enroulement du stator du générateur doit être installée. et contre les doubles défauts à la terre, comme prévu sur les générateurs à jeu de barres (voir 3.2.38 et 3.2.39) ; si le courant de défaut à la terre capacitif est inférieur à 5 A, alors la protection contre les défauts à la terre peut être réalisée de la même manière que sur les unités sans prises sur la tension du générateur, mais avec action sur le signal. S'il y a un disjoncteur dans le circuit du générateur, une alarme de défaut à la terre supplémentaire doit être fournie du côté tension du générateur du transformateur de l'unité. 3.2.75. Sur une unité avec un générateur à refroidissement indirect, composé d'un générateur et d'un transformateur, en l'absence de disjoncteur dans le circuit du générateur, il est recommandé de prévoir une protection différentielle longitudinale commune de l'unité. S'il y a un disjoncteur dans le circuit du générateur, une protection différentielle distincte doit être installée sur le générateur et le transformateur. Lors de l'utilisation de deux transformateurs dans l'unité au lieu d'un, ainsi que lors du fonctionnement de deux ou plusieurs générateurs sans disjoncteurs dans une unité avec un transformateur (unité agrandie), chaque générateur et transformateur d'une capacité de 125 MVA et plus doivent être munis de une protection différentielle longitudinale séparée. En l'absence de transformateurs de courant intégrés aux entrées basse tension de ces transformateurs, il est permis d'utiliser une protection différentielle commune pour deux transformateurs. Sur une unité avec un générateur avec refroidissement direct des conducteurs d'enroulement, une protection différentielle longitudinale séparée du générateur doit être prévue. Dans ce cas, s'il y a un interrupteur dans le circuit du générateur, une protection différentielle séparée doit être installée pour le transformateur de bloc (ou pour chaque transformateur si deux transformateurs ou plus fonctionnent dans le bloc générateur ; s'il n'y a pas de courant intégré transformateurs aux entrées basse tension de ces transformateurs, l'utilisation d'une protection différentielle générale est autorisée pour les transformateurs de bloc) ; S'il n'y a pas de disjoncteur pour protéger le transformateur de l'unité, il convient d'installer soit une protection différentielle séparée, soit une protection différentielle longitudinale générale de l'unité (pour les unités composées d'un générateur et d'un transformateur, une protection différentielle générale de l'unité est préférable). Du côté de la tension supérieure, la protection différentielle du transformateur (unité) peut être activée sur les transformateurs de courant intégrés au transformateur de l'unité. Dans ce cas, pour protéger le jeu de barres, une protection séparée doit être installée entre les disjoncteurs côté haute tension et le transformateur de l'unité. La protection différentielle séparée des générateurs doit être triphasée, à trois relais, avec un courant de déclenchement similaire à celui spécifié en 3.2.36. Pour réserver les protections différentielles indiquées sur les unités avec générateurs d'une puissance de 160 MW ou plus, ayant un refroidissement direct des conducteurs des enroulements, il est nécessaire de prévoir une protection différentielle de secours couvrant le générateur et le transformateur de l'unité, ainsi que les jeux de barres sur le côté haute tension. Il est recommandé d'installer une protection différentielle de secours des unités même si la puissance des générateurs avec refroidissement direct des conducteurs des enroulements est inférieure à 160 MW. Lors de l'utilisation d'une protection différentielle de secours sur des unités sans disjoncteur dans le circuit du générateur, il est recommandé de prévoir des protections différentielles principales distinctes pour le générateur et le transformateur. S'il y a un interrupteur dans le circuit du générateur, la protection différentielle de secours doit être effectuée avec une temporisation de 0,35 à 0,5 s. 3.2.76. Sur les turbogénérateurs à deux ou trois branches parallèles de l'enroulement du stator, une protection différentielle transversale monosystème contre les courts-circuits des enroulements en une phase, fonctionnant sans temporisation, doit être prévue. 3.2.77. Sur les unités équipées de générateurs d'une capacité de 160 MW ou plus avec refroidissement direct des conducteurs d'enroulement, une protection contre les courants inverses avec une caractéristique dépendante intégrale correspondant à la caractéristique des surcharges admissibles du générateur protégé par des courants inverses doit être prévue. La protection doit agir pour éteindre l'interrupteur du générateur et, en son absence, pour éteindre l'unité du réseau. Pour réserver la protection des éléments adjacents aux blocs, la protection spécifiée doit avoir un élément avec une temporisation indépendante, agissant pour déconnecter le bloc du réseau et une action en deux étapes conformément à 3.2.81. Sur les unités avec générateurs d'une puissance inférieure à 160 MW, qui ont un refroidissement direct des conducteurs d'enroulement, ainsi que sur les unités avec des générateurs hydroélectriques d'une puissance supérieure à 30 MW, qui ont un refroidissement indirect, une protection contre le courant inverse doit être effectuée avec un pas ou une temporisation dépendante. Dans ce cas, différents niveaux de protection peuvent avoir un ou plusieurs délais (voir 3.2.81, article 4). L'échelon indiqué ou le retard dépendant doit être cohérent avec les caractéristiques des surcharges de courant inverse admissibles du générateur (voir 3.2.41). Sur les unités équipées de turbogénérateurs à refroidissement indirect d'une puissance supérieure à 30 MW, la protection doit être réalisée conformément au 3.2.41. En plus des protections contre le déclenchement, toutes les unités équipées de turbogénérateurs d'une puissance supérieure à 30 MW doivent être munies d'une signalisation de surcharge par courants inverses, effectuée conformément au 3.2.41. 3.2.78. Sur les unités équipées de générateurs d'une puissance supérieure à 30 MW, une protection contre les courts-circuits symétriques externes doit être réalisée comme spécifié en 3.2.42. Dans le même temps, pour les hydrogénérateurs, la tension de fonctionnement de la protection doit être comprise entre 0,6 et 0,7 nominal. Sur les unités équipées de turbogénérateurs dotés d'une excitatrice de secours, la protection spécifiée doit être complétée par un relais de courant connecté au courant du côté tension la plus élevée de l'unité. Sur les unités équipées de générateurs de 60 MW ou plus, il est recommandé d'utiliser une protection de distance au lieu de la protection spécifiée. Sur les unités avec générateurs ayant un refroidissement direct des conducteurs d'enroulement, au lieu d'une protection différentielle de secours (voir 3.2.75), il est permis d'installer une protection à distance à deux niveaux contre les courts-circuits entre phases. Le premier étage de cette protection, qui assure une redondance à courte portée, doit être réalisé avec blocage lors des oscillations et fonctionner comme spécifié au 3.2.81, paragraphe 3, avec une temporisation ne dépassant pas 1 s. Le premier étage doit entourer solidement le bloc transformateur tout en assurant la sélectivité avec les protections des éléments adjacents. La redondance du premier étage de protection du générateur est obligatoire si des protections différentielles distinctes du transformateur et du générateur sont utilisées sur l'unité. Le deuxième étage assurant une sauvegarde à longue portée doit fonctionner comme spécifié au paragraphe 3.2.81 du paragraphe 2. Il est recommandé d'installer une protection à distance à deux niveaux et en présence d'une protection différentielle de secours afin d'augmenter l'efficacité de la sauvegarde longue portée. Dans ce cas, les deux niveaux de protection de distance doivent fonctionner comme spécifié au paragraphe 3.2.81 du paragraphe 2. 3.2.79. La protection contre les courts-circuits externes sur les unités équipées de générateurs d'une capacité de 30 MW ou moins doit être effectuée conformément au 3.2.43. Les paramètres de fonctionnement de la protection sur les unités équipées de générateurs hydroélectriques doivent être pris conformément à 3.2.42, 3.2.43 et 3.2.78. 3.2.80. Sur les unités générateur-transformateur avec interrupteur dans le circuit générateur, en l'absence de protection différentielle de secours de l'unité, il faut prévoir une protection de courant maximum du côté de la tension la plus élevée de l'unité, destinée à renforcer les protections principales du transformateur de l'unité lorsqu'il fonctionne avec le générateur éteint. 3.2.81. La protection de secours des groupes générateurs-transformateurs doit être réalisée en tenant compte des éléments suivants : 1. Aucune protection n’est installée du côté tension du générateur du transformateur de l’unité, mais une protection du générateur est utilisée. 2. En cas de redondance à longue portée, la protection doit agir, en règle générale, avec deux temporisations : à partir du premier - pour diviser le circuit du côté de la tension la plus élevée de l'unité (par exemple, pour éteindre le commutateurs de connexion de bus et sectionnels), du second - pour déconnecter l'unité du réseau. 3. En cas de redondance étroite, l'unité (générateur) doit être déconnectée du réseau, le champ du générateur doit être éteint et l'unité arrêtée si requis par 3.2.89. 4. Des étages séparés ou des dispositifs de protection de secours, en fonction de leur objectif et de leur opportunité d'utilisation pour la redondance à longue et à courte portée, peuvent avoir un, deux ou trois délais. 5. Il est recommandé de prévoir des déclencheurs de tension de protection selon 3.2.78 et 3.2.79 du côté de la tension du générateur et du côté du réseau. 6. Pour les protections principales et de secours de l'unité, en règle générale, des relais de sortie séparés et une alimentation électrique en courant continu opérationnel provenant de différents disjoncteurs doivent être fournis. 3.2.82. Sur les unités équipées de turbogénérateurs, la protection contre les surcharges statoriques symétriques doit être réalisée de la même manière que sur les générateurs fonctionnant sur jeu de barres (voir 3.2.47). Dans les centrales hydroélectriques sans service constant du personnel d'exploitation, en plus de signaler les surcharges symétriques, une protection avec une caractéristique indépendante doit être prévue, agissant avec un délai plus long pour l'arrêt de l'unité (générateur) et avec un délai plus court pour le déchargement. Au lieu de la protection spécifiée, des dispositifs appropriés peuvent être utilisés dans le système de contrôle d'excitation. 3.2.83. Sur les générateurs d'une puissance de 160 MW ou plus avec refroidissement direct des conducteurs de l'enroulement, la protection contre la surcharge de l'enroulement du rotor avec courant d'excitation doit être réalisée avec une temporisation dépendante intégrale, qui correspond aux caractéristiques des surcharges admissibles du générateur avec courant d'excitation. Cette protection doit fonctionner pour s'éteindre. S'il est impossible d'activer la protection du courant du rotor (par exemple, avec une excitation sans balais), il est permis d'utiliser une protection avec une temporisation indépendante qui réagit à une augmentation de la tension dans le circuit d'excitation. La protection doit pouvoir agir avec un délai plus court pour réduire le courant d'excitation. S'il y a des dispositifs limiteurs de surcharge dans le régulateur d'excitation, l'action de déchargement peut être effectuée simultanément à partir de ces dispositifs et de la protection du rotor. Il est également permis d'utiliser le limiteur de surcharge du AVR pour agir sur le déchargement (avec deux temporisations) et le déclenchement. Dans ce cas, la protection à temporisation dépendante intégrée ne peut pas être installée. Sur les turbogénérateurs d'une puissance inférieure à 160 MW avec refroidissement direct des conducteurs d'enroulement et sur les hydrogénérateurs d'une puissance supérieure à 30 MW avec refroidissement indirect, il convient d'effectuer la protection de la même manière qu'indiqué en 3.2.46. En présence de dispositifs de contrôle d'excitation de groupe sur les générateurs, il est recommandé d'effectuer une protection avec IDMT. Lorsque les générateurs fonctionnent avec une excitatrice de secours, la protection contre les surcharges du rotor doit rester en fonctionnement. S'il est impossible d'utiliser une protection avec temporisation indépendante, il est permis de prévoir une protection avec temporisation indépendante sur l'excitatrice de secours. 3.2.84. Sur les unités équipées de turbogénérateurs d'une capacité de 160 MW ou plus, afin d'éviter une augmentation de la tension en mode veille, une protection contre les surtensions doit être prévue, qui se désactive automatiquement lorsque le générateur fonctionne sur le réseau. Lorsque la protection est en vigueur, le champ du générateur et de l'excitatrice doit être supprimé. Sur les unités équipées de générateurs hydroélectriques, une protection contre les surtensions doit être fournie pour empêcher l'augmentation de la tension pendant le délestage. La protection doit agir pour éteindre l'unité (générateur) et éteindre le champ du générateur. L'action de protection pour arrêter l'unité est autorisée. 3.2.85. Une protection contre les défauts à la terre en un point du circuit d'excitation doit être prévue pour les générateurs hydrauliques, les turbogénérateurs avec enroulements de rotor refroidis par eau et tous les turbogénérateurs d'une capacité de 300 MW et plus. Sur les hydrogénérateurs, la protection doit agir sur l'arrêt, et sur les turbogénérateurs - sur signal. Une protection contre les défauts à la terre au deuxième point du circuit d'excitation des turbogénérateurs doit être installée sur les unités d'une puissance inférieure à 160 MW conformément au 3.2.48. 3.2.86. Sur les unités équipées de turbogénérateurs d'une capacité de 160 MW ou plus, disposant d'un refroidissement direct des conducteurs d'enroulement, et d'hydrogénérateurs, des dispositifs de protection contre le fonctionnement asynchrone avec perte d'excitation doivent être prévus. Ces dispositifs sont également recommandés pour une utilisation sur les turbogénérateurs d'une puissance inférieure à 160 MW avec refroidissement direct des conducteurs du bobinage. Sur ces turbogénérateurs, il est également permis de prévoir une détection automatique du mode asynchrone uniquement par la position désactivée des dispositifs automatiques d'amortissement du champ (sans appliquer de protection contre le mode asynchrone). Lors du passage en mode asynchrone d'un turbogénérateur qui a perdu l'excitation, les dispositifs de protection ou de suppression automatique de champ mentionnés ci-dessus doivent agir sur le signal de perte d'excitation et commuter automatiquement la charge auxiliaire dans la branche de l'unité dont le générateur a perdu l'excitation sur une source d’alimentation de secours. Tous les hydrogénérateurs et turbogénérateurs qui ne permettent pas un fonctionnement asynchrone, ainsi que les autres turbogénérateurs en cas de manque de puissance réactive dans le système sous l'action de ces dispositifs, doivent être déconnectés du réseau. 3.2.87. S'il y a un disjoncteur dans le circuit du générateur avec refroidissement direct des conducteurs d'enroulement, une redondance doit être prévue en cas de panne de ce disjoncteur (par exemple, en utilisant une panne de disjoncteur). 3.2.88. Le niveau de défaillance du disjoncteur de 110 kV et plus dans les centrales électriques doit être effectué en tenant compte des éléments suivants : 1. Pour éviter l'arrêt inutile de plusieurs unités de protection de secours en cas de mode phase ouverte sur l'une d'entre elles suite à une défaillance d'un disjoncteur à variateur monophasé lors de sa mise hors tension dans les centrales électriques avec générateurs qui ont un refroidissement direct des conducteurs d'enroulement, un déclenchement accéléré de la défaillance du disjoncteur doit être prévu (par exemple, à partir de la protection actuelle du transformateur homopolaire du bloc du côté du réseau avec un courant de défaut à la terre important). 2. Pour les centrales électriques où les groupes générateurs-transformateurs et les lignes ont des interrupteurs communs (par exemple, lors de l'utilisation d'un schéma un et demi ou d'un schéma polygonal), il est nécessaire de prévoir un dispositif de télécommutation pour éteindre le interrupteur et interdire le réenclenchement automatique à l'extrémité opposée de la ligne sous l'action de la défaillance du disjoncteur en cas de démarrage depuis la protection du bloc. De plus, l'action de la défaillance du disjoncteur pour arrêter l'émetteur de protection haute fréquence doit être prévue. 3.2.89. Lorsque la protection du stator du générateur et du transformateur de l'unité contre les dommages internes, ainsi que la protection du rotor du générateur, sont prises en compte, l'élément endommagé doit être déconnecté du réseau, les champs du générateur et de l'excitatrice doivent être éteint, le démarrage du disjoncteur et les protections technologiques doivent être affectés. Si un déclenchement de la protection entraîne une mise hors tension de la charge auxiliaire reliée par une dérivation à l'unité, la protection doit également agir pour ouvrir les disjoncteurs du circuit d'alimentation auxiliaire en travail afin de les transférer à la source de secours. en utilisant l'ATS. Les protections de secours du générateur et du transformateur de l'unité en cas de dommages externes doivent fonctionner conformément au 3.2.81, paragraphe 2-4. Dans les centrales thermiques avec un schéma fonctionnel dans la partie thermique, en cas d'arrêt de l'unité en raison de dommages internes, un arrêt complet de l'unité doit être assuré. En cas de dommages externes, ainsi que sous l'action de protections dans les cas où le fonctionnement de l'unité peut être rapidement rétabli, l'unité doit être mise en mode veille, si ce mode est autorisé par les équipements thermiques et mécaniques. Dans les centrales hydroélectriques, en cas de dommages internes à l'unité, en plus de l'arrêt de l'unité, l'unité doit être arrêtée. L'action d'arrêt de l'unité peut également être effectuée lorsque l'unité est éteinte à la suite d'un dommage externe. 3.2.90. Sur les unités générateur-transformateur-ligne, la protection de la ligne principale et la protection de secours côté système électrique doivent être réalisées conformément aux exigences de ce chapitre sur la protection de ligne, et du côté de l'unité, les fonctions de protection de secours de ligne doivent être effectuée par les protections de secours de l'unité. La protection de l'unité doit être effectuée conformément aux exigences ci-dessus. L'action de la protection de l'unité pour ouvrir le disjoncteur et démarrer la protection contre les défaillances du disjoncteur depuis le côté du système électrique doit être transmise à l'aide de deux dispositifs de télé-arrêt mutuellement redondants via un canal haute fréquence ou via des fils de communication. De plus, il est recommandé de prévoir l'action simultanée de la protection de l'unité pour arrêter l'émetteur de protection haute fréquence. Sur les unités avec turbogénérateurs (avec schéma fonctionnel dans la partie thermique), du côté du système électrique, l'action de protection du jeu de barres (avec un système à double jeu de barres) ou la défaillance du disjoncteur (avec un circuit et demi ou un circuit polygonal) doivent être transférés du système électrique à l'extrémité opposée de la ligne, respectivement, pour transférer l'unité en mode veille ou pour éteindre le champ du générateur et arrêter l'unité. De plus, il est recommandé d'utiliser un dispositif de télécommutation pour accélérer l'extinction du champ du générateur et pour désactiver les besoins auxiliaires lorsque des protections de secours sont en place du côté du système électrique. En cas de déconnexion non pleine phase du disjoncteur du côté du réseau avec un courant de défaut à la terre important, un lancement accéléré du disjoncteur doit être effectué de la même manière que prévu au 3.2.88, paragraphe 1. .
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