Проектирование релейной защиты и автоматики блока генератор–трансформатор

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

Проектирование релейной защиты и автоматики блока генератор - трансформатор

Аннотация

Автор представленной бакалаврской работы ? Федоров Н. В., специальность 140203 «Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем», группа АУС -1-03.

Пояснительная записка к данной работе содержит 82 машинописных страницы. В тексте пояснительной записки приведен результат расчета параметров электрической станции с выбором основного и вспомогательного электрооборудования, коммутационной аппаратуры, расчет токов короткого замыкания. Содержится расчет уставок цифровой защиты блока генератор?трансформатор ШЭ1111 НПП «ЭКРА» и описание микропроцессорной автоматики (автоматическая регулировка возбуждения, автоматическая синхронизация генераторов). Проведено исследование защит блока генератор-трансформатор, выполненных на разных элементных базах (электромеханическая и микропроцессорная) и сделан сравнительный анализ. Выполнен экономический расчет. Рассмотрены вопросы обеспечения безопасности при проведении испытаний с подачей напряжения от постороннего источника питания.

Иллюстративная часть работы содержит три чертежа: принципиальная электрическая схема станции; схема подключения комплекса релейной защиты блока генератор-трансформатор к измерительным трансформаторам; структурная схема системы релейной защиты блока генератор-трансформатор.

Введение

Целью работы является разработка принципиальной схемы электростанции на основании исходных данных и проектирование релейной защиты блока генератор-трансформатор на микропроцессорной базе.

При проектировании и эксплуатации любой электроэнергетической системы приходится считаться с возможностью возникновения в ней повреждений и ненормальных режимов работы. Наиболее распространенными и в то же время наиболее опасными видами повреждений в них являются короткие замыкания (КЗ). Одним из основных видов ненормальных режимов работы являются перегрузки.

Повреждения и ненормальные режимы работы могут приводить к возникновению в системе аварий. Первопричины возникновения аварий бывают весьма разнообразными, но в большинстве своем являются результатом своевременно не обнаруженных и не устраненных дефектов оборудования, не удовлетворительных проектирования, монтажа и эксплуатации. Предотвращение возникновения аварий или их развития при повреждениях в электрической части энергосистемы час- то может быть обеспечено путем быстрого отключения поврежденного элемента. Поэтому электрические установки снабжаются автоматически действующими устройствами ? релейной защитой или предохранителями, осуществляющими их защиту от КЗ.

Основным назначением релейной защиты является автоматическое отключение поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части системы при помощи выключателей. Таким образом, она является одним из видов автоматики систем. Важность этого типа автоматики определяется тем, что без нее вообще невозможна бесперебойная работа электроэнергетических установок.

Дополнительным, вторым назначением релейной защиты является то, что она должна реагировать на опасные ненормальные режимы работы элементов. В зависимости от их вида и условий эксплуатации установки защита действует на сигнал или отключении тех элементов, оставлять которые в работе нежелательно, так как это может привести к возникновению повреждения или аварии.

Бесперебойная работа электроэнергетических систем обеспечивается также применением ряда других автоматических устройств: автоматического повторного включения - АПВ, автоматической частотной разгрузки - АВР, устройств форсировки возбуждения синхронных машин и других источников реактивной мощности и специальных устройств противоаварийной автоматики. Работа многих из этих устройств тесно связана с работой релейной защиты.

Основной задачей построения релейной защиты энергоблоков является обеспечение ее эффективного функционирования по возможности при любых видах повреждений, предотвращение развития повреждений и значительных разрушений защищаемого оборудования, а также предотвращение нарушений устойчивости в энергосистеме.

Для этого устройства релейной защиты должны обладать необходимыми для них свойствами: быстродействие, чувствительность, селективность и надежность.

Для достижения требуемой эффективности функционирования защиты энергоблоков необходимо выполнение следующих условий:

- основные защиты от внутренних КЗ должны обеспечивать быстрое отключение повреждений любого элемента блока;

- резервные защиты энергоблока также должны охватывать все его элементы и должны обеспечивать ближнее и дальнее резервирование соответственно основных защит блока и защит прилежащей сети;

- повреждения, не сопровождающиеся КЗ и не отражающиеся на работе энергоблока, также должны по возможности быстро отключаться, если их развитие может привести к значительным разрушениям оборудования;

- анормальные режимы должны автоматически ликвидироваться защитой, если они недопустимы для оборудования или энергосистемы;

- действие устройств релейной защиты должно быть увязано с технологическими защитами и автоматикой блока.

Использование в устройствах автоматического управления современной микропроцессорной элементной базы обеспечивает высокую точность измерений и постоянство характеристик, что позволяет существенно повысить чувствительность и быстродействие защит, а также уменьшить ступени селективности. Алгоритмы функций защиты и автоматики, а также интерфейсы для внешних соединений устройства разработаны по техническим требованиям к отечественным системам РЗА, что обеспечивает совместимость с действующими устройствами и облегчает эксплуатационному персоналу переход на новую технику.

Наличие функций непрерывного самоконтроля и диагностики обеспечивает высокую готовность защиты при наличии требования к срабатыванию, а использование высокоинтегрированных и высоконадежных микросхем - повышенную надежность аппаратной части защиты.

1.Разработка принципиальной электрической схемы станции

1.1 Выбор основного оборудования

Выбор генераторов и силовых трансформаторов.

Мощность применяемых генераторов и трансформаторов определена исходными данными и составляет 200 МВт и 250 МВА соответственно.

Из справочных материалов [1] принимается генератор типа ТВВ-200-2 и трансформатор типа ТДЦ-250000/220.

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Параметры турбогенератора:

- коэффициент мощности;

Мвар - реактивная мощность;

кВ - номинальное напряжение;

- продольное сверхпереходное реактивное сопротивление.

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Параметры трансформатора:

Номинальное напряжение обмоток: ВН = 242 кВ; НН = 15,75 кВ.

Uк = 11% - напряжение короткого замыкания.

Выбор трансформатора собственных нужд (ТСН).

Мощность ТСН выбирается в соответствии с нагрузками в различных режимах работы подстанции. При отсутствии данных для подробного подсчета нагрузки собственных нужд (СН), мощность ТСН принимается равной 10% от мощности турбогенератора.

Для электроснабжения СН принимается ТСН типа ТРДНС - 25000/15.

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Параметры трансформатора:

Номинальное напряжение обмоток: ВН = 242 кВ; НН = 15,75 кВ.

Uк = 15% - напряжение короткого замыкания.

1.2 Выбор распределительного устройства (РУ) 220 кВ

На стороне ВН применяем схему РУ с двумя рабочими и одной обходной системами шин. При числе присоединений 11 и меньше системы шин не секционируются [2, c.416].

Рис.1.1. Схема с двумя рабочими и одной обходной системами шин.

1.3 Выбор проводов линий электропередач (ЛЭП)

Сечение проводов выбираются по:

- длительному допустимому току ;

- экономической плотности тока (для европейской части - 1,1);

- по допустимым потерям и отклонениям напряжения .

Перетоки активной мощности по проводам ЛЭП определены исходными данными и составляют 185 МВт.

Определим полную мощность:

;

.

ЛЭП двухцепная, поэтому перетоки полной мощности для одной цепи составят:

.

Рабочий максимальный ток в линии:

,

где - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для 110-220 кВ принимается равным 1,05; - коэффициент, учитывающий число часов максимальной нагрузки линии .

Выбор сечений проводов производится по табл. 7.12 [1], а их сопротивления находим по табл. 7.5 и 7.6 [1].

Выбираем сталеалюминевые провода АС-240/32:

- удельное активное сопротивление;

- удельное реактивное сопротивление.

Выбранные провода удовлетворяют требованиям:

1) , по данным института «энергосетьпроект» допустимые длительные токовые нагрузки для АС-240/32: ;

2) ;

3) ;

(6,45 %).

1.4 Расчет токов короткого замыкания

Для вычисления токов короткого КЗ необходимо составить схемы замещения прямой и нулевой последовательностей. Схема нулевой последовательности определяется соединением обмоток участвующих трансформаторов. Трансформаторы Т1, Т2, Т3 имеют соединение обмоток . Вся сеть, которая присоединена со стороны треугольника в схему нулевой последовательности не входит [3, c.222].

Рис. 1.1. Схема замещения прямой последовательности.

Рис. 1.2. Схема замещения нулевой последовательности.

1.4.1 Расчет сопротивлений элементов схем замещения

Найдем сопротивления элементов системы при :

Сопротивления систем в максимальном режиме:

;

;

.

Сопротивления нулевой последовательности систем:

;

;

.

Сопротивления воздушных линий:

;

;

.

Сопротивление нулевой последовательности двухцепных линий несколько больше, чем одноцепных, вследствие индуктивного влияния токов нулевой последовательности, протекающих в проводах соседней цепи. При этом параллельная цепь не обязательно должна находиться на одной опоре с рассматриваемой линией. Для двухцепных линий без заземленных тросов [2, c.160]:

;

;

.

Сопротивления трансформаторов:

.

Сопротивление нулевой последовательности трансформатора равно сопротивлению прямой последовательности.

Сопротивления генераторов:

.

Для упрощения схемы заменим три ветви системы одной эквивалентной.

Эквивалентное сопротивление системы 1 и линий 1,2:

;

.

Эквивалентное сопротивление системы 2 и линий 3,4:

;

.

Эквивалентное сопротивление системы 3 и линий 5,6:

;

.

Эквивалентное сопротивление системы:

Эквивалентное ЭДС системы:

.

1.4.2 Расчет токов КЗ

В точке короткого замыкания К-1 (на шинах РУ), схема 1:

Приведение параметров элементов и ЭДС различных ступеней напряжения к основной ступени (ступень II):

Приведенные ЭДС генераторов:

.

Приведенные сопротивления генераторов:

.

Найдем эквивалентное сопротивление ветвей генераторов:

;

Эквивалентное ЭДС генераторов:

.

Найдем периодическую составляющую тока трехфазного короткого замыкания в точке К-1:

.

Найдем периодическую составляющую тока двухфазного короткого замыкания в точке К-1:

.

Найдем периодическую составляющую тока однофазного короткого замыкания в точке К-1:

Найдем периодическую составляющую тока двухфазного короткого замыкания на землю в точке К-1:

В точке К-2 (на шинах генератора), схема 2:

Приведение параметров элементов и ЭДС различных ступеней напряжения к основной ступени (ступень III):

Приведенные ЭДС генераторов 2 и 3:

.

Приведенные сопротивления генераторов 2 и 3:

.

Приведенные сопротивления трансформаторов 2 и 3:

.

Приведенное эквивалентное ЭДС системы:

.

Приведенное эквивалентное сопротивление системы:

.

Найдем эквивалентное сопротивление ветвей генераторов 2 и 3:

;

Эквивалентное ЭДС генераторов 2 и 3:

.

Найдем эквивалентное ЭДС и :

Найдем эквивалентное сопротивление и :

;

Найдем эквивалентное сопротивление:

;

Найдем периодическую составляющую тока трехфазного короткого замыкания в точке К-2:



.

Найдем периодическую составляющую тока двухфазного короткого замыкания в точке К-2:

.

Окончательные значения токов короткого замыкания сведены в таблицу №1.

Таблица №1.

Точки КЗ	Токи трехфазного КЗ, (кА)	Токи двухфазного КЗ, (кА)	Токи двухфазного КЗ на землю, (кА)	Токи однофазного КЗ, (кА)
К-1	20,83	18,04	14,73	14,37
К-2	110,7	95,87	-	-

На основании полученных значений токов КЗ (по наибольшему значению) производим выбор вспомогательного оборудования и коммутационной аппаратуры.

1.5 Выбор вспомогательного оборудования и коммутационной аппаратуры

Номинальный ток на стороне низкого напряжения (НН):

,

где ;

Номинальный ток на стороне высокого напряжения (ВН):

;

Выбор вспомогательного оборудования и коммутационной аппаратуры напряжением 110 кВ и выше осуществляется по полному (суммарному) току КЗ , в других случаях - по действительному значению [4, c.249]:

В точке К-1: ;

В точке К-2: .

Выбор выключателей.

Выключатель - это аппарат, предназначенный для отключения и включения цепей высокого напряжения в нормальных и аварийных режимах.

Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках.

Выключатели выбираются по:

- напряжению установки ;

- длительному току ;

- отключающей способности:

а) на симметричные токи отключения ,

где - действующее значение периодической составляющей тока КЗ;

б) отключение апериодической составляющей ,

где - апериодическая составляющая тока КЗ;

в) по включающей способности ,;

г) проверка по электродинамической стойкости ,,

где ,- предельный сквозной ток КЗ (амплитуда и действительное значение);

д) проверка на термическую стойкость ,

где - предельный ток термической стойкости; - длительность протекания предельного тока термической стойкости; - тепловой импульс, .

Выключатель ВГМ-20-90/11200У3 предназначен для работы в цепях генераторов трехфазного переменного тока с номинальным напряжением до 20 кВ с частотой 50 Гц.

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

На стороне 220кВ выбираются элегазовые баковые выключатели типа ВГУ-220II-50/3150У1.

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Выбор разъединителей.

Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.

Разъединители выбираются по:

- напряжению установки ;

- длительному току ;

- конструкции, роду установки;

- электродинамической стойкости ,;

- термической стойкости .

На стороне 220кВ выбираются разъединители типа РДЗ-2-220/2000НУ3Л1, на стороне 15 кВ - РВПЗ-2-20/12500НУ3.

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Выбор трансформатора тока (ТТ).

ТТ предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

ТТ выбираются по:

- напряжению установки ;

- длительному току ;

- конструкции, роду установки;

- электродинамической стойкости ,

где - кратность электродинамической стойкости; - номинальный первичный ток ТТ;

- термической стойкости ,

где - кратность термической стойкости;

- по вторичной нагрузке .

Если выбранный ТТ удовлетворяет первым трем требованиям, но не подходит по термической и динамической стойкостям, то необходимо либо взять ТТ на больший первичный номинальный ток, либо перейти на другой тип ТТ, имеющий более высокую стойкость к токам короткого замыкания. В первом случае увеличится погрешность в номинальном режиме.

Трансформатор ТДЦ снабжен на каждом вводе ВН двумя ТТ ТВТ-220 с коэффициентом трансформации 2000/5 А; на вводе нейтрали двумя ТТ ТВТ-110 с коэффициентом трансформации 600/5 А.

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

ТТ серии ТФЗМ наружной установки применяется в открытых РУ.

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

ТТ ТШ-20 внутренней установки предназначен для передачи сигнала измеренной информации устройствам защиты, управления и измерительным приборам при использовании в токопроводах генераторных РУ на напряжение до 20 кВ.

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Выбор трансформаторов напряжения (ТН).

ТН предназначен для понижения высокого напряжения до стандартной величины 100 или и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей ВН.

Трансформатор напряжения выбирается:

- напряжению установки ;

- длительному току ;

- конструкции, по классу точности и схеме соединения обмоток;

- вторичной нагрузке ,

где - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к ТН, .

Выбираются ТН на стороне 220кВ НКФ-М-220-II-У1, на стороне 15кВ - ЗНОЛ.06-15У3.

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Трансформаторы напряжения серии ЗНОЛ.06 предназначены для питания цепей измерения, автоматики, сигнализации и защиты и устанавливаются в комплектных распределительных устройствах внутренней установки (КРУ) и в токопроводах турбогенераторов.

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

2. Проектирование релейной защиты блока генератор-трансформатор

Цифровая защита генератора НПП «ЭКРА» предназначена для защиты генераторов, в том числе и работающих на сборные шины мощностью до 100 МВт, трансформаторов и блоков генератор-трансформатор малой, средней и большой мощности до 800 МВт.

Могут задаваться следующие основные параметры:

-привязка аналоговых входов защитных функций к датчикам тока и напряжения терминала;

-уставки срабатывания защитных функций;

-логика действия.

Обеспечивается возможность логического преобразования дискретных сигналов:

-комбинирование любых дискретных сигналов для выполнения логических функций “ИЛИ”, “И”, “Запрет”, выдержки времени, триггера, счетчика;

-блокировка каждой защитной функции от любого другого сигнала;

-подключение выхода любой защитной или логической функции к выходным реле и светодиодным индикаторам через программируемую матрицу.

Через встроенную клавиатуру и дисплей возможно менять уставки защит, выдержки времени и “матрицу отключения”.

Наличие двух последовательных стандартных каналов передачи данных (два порта RS-232) обеспечивает возможность передачи информации о состоянии терминала в систему верхнего уровня, в том числе и данных о регистрации анормальных режимов (осциллографирование).

Терминал оборудован системой автоматического тестового контроля, служащей для проверки работоспособности основных узлов и блоков.

Все уставки защитных функций указываются в относительных единицах по отношению к базовым величинам тока и напряжения. При этом за базовую величину тока IN и напряжения UN защитной функции принимается вторичный номинальный ток или напряжение защищаемого присоединения.

При использовании высоковольтных измерительных трансформаторов тока в цепях выпрямительного трансформатора, трансформатора собственных нужд и т.д., когда они могут участвовать в защитах двух и более присоединений (например, дифференциальная защита блочного трансформатора и трансформатора собственных нужд), соответственно получается несколько базовых токов. В этом случае за базовый ток аналогового канала цифрового терминала принимается базовый ток защищаемого объекта, т.е. токи генератора в нейтрали и на выводах, трансформатора блока со стороны высокого напряжения, трансформатора собственных нужд с высокой и низкой стороны и т.д. При этом в защитную функцию вводится согласующий коэффициент по соответствующему присоединению.

Система защиты выполняется в виде двух взаиморезервируемых автономных подсистем (1 и 2 комплекты защит), расположенных в одном шкафу (ШЭ1110 или ШЭ1113) или в двух шкафах (ШЭ1111 и ШЭ1112). Состав системы защиты определяется требованиями Правил устройства электроустановок и других действующих нормативно-технических документов. Как правило, комплекты по составу защит должны быть одинаковы. Комплект защит конструктивно выполняется на базе одно-, двух- или трехкассетного микропроцессорного цифрового терминала.

Для каждого комплекта предусматриваются индивидуальные измерительные трансформаторы, отдельные цепи по постоянному оперативному току, отдельные входные и выходные цепи, а также цепи сигнализации. Цепи напряжения шкафов, включенные на выход измерительных трансформаторов напряжения (Y/А), имеют устройство контроля исправности цепей напряжения переменного тока (КИН). В системе защиты предусмотрена возможность вывода из работы одного из комплектов при сохранении полной работоспособности оставшегося комплекта. В шкафах предусмотрена возможность вывода из работы любой из защит и одновременно всех защит шкафа.

Шкаф ШЭ1110 образует систему защиты с двумя взаиморезервируемыми автономными комплектами защит на базе двух однокассетных терминалов или одного двухкассетного терминала. В случае если требуемый состав защит, входных и выходных цепей конструктивно можно разместить в однокассетном терминале, выбирается двухкомплектный вариант шкафа ШЭ1110. В противном случае шкаф ШЭ1110 будет состоять из одного комплекта на базе двухкассетного терминала, а система защиты - из двух шкафов типа ШЭ1110. Предназначен для защиты генераторов и трансформаторов малой и средней мощности.

Шкаф ШЭ1113 состоит из двух взаиморезервируемых автономных комплектов, которые могут быть одинаковыми (полное резервирование) или незначительно отличаться друг от друга. Предназначен для защиты генераторов и трансформаторов средней и большой мощности, а также блоков генератор-трансформатор небольшой мощности.

Шкафы ШЭ1111, ШЭ1112 состоят из одного комплекта защит на базе трехкассетного терминала и могут незначительно отличаться друг от друга по составу защит, входным и выходным цепям. В случае если полный состав требуемых защит конструктивно можно разместить в одном шкафу, система защиты может состоять из двух одинаковых шкафов типа ШЭ1111. Предназначены для защит блоков генератор-трансформатор средней и большой мощности.

Система защиты состоит из двух независимых и дублирующих друг друга подсистем (комплектов) защит. Каждая подсистема независима по цепям оперативного постоянного тока, входным и выходным цепям, цепям сигнализации и контроля.

Каждая подсистема содержит блоки питания, логические схемы выходных цепей, сигнализации, контроля и диагностики.

Для обеспечения адаптации системы защиты к условиям работы конкретного энергетического объекта предусмотрена возможность действия выходов защит каждой подсистемы на любое выходное реле этой же подсистемы защит с помощью программируемой «матрицы». Предусмотрена возможность изменения «матрицы» путем ввода информации через встроенную клавиатуру в блоке процессора. Каждая подсистема оборудована системой самодиагностики.

Для защиты заданного блока генератор-трансформатор мы выбираем два одинаковых шкафа ШЭ1111.

2.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IG)

Назначение - защита от междуфазных повреждений в обмотке статора генератора и на его выводах, а также от двойных замыканий на землю в цепях генераторного напряжения.

Защита выполняется трехфазной и подключается к двум группам трансформаторов тока (ТТ). В защите предусмотрено подключение к третьей группе для ввода тока цепи выпрямительного трансформатора системы тиристорного самовозбуждения, если этот трансформатор подключен к выводам генератора. В такой схеме не требуется выполнять специальное согласование действия защиты с работой предохранителей в системе возбуждения.

Начальный ток срабатывания, IСР,0 определяет чувствительность защиты при малых тормозных токах. Величина IСР,0 выбирается с учетом возможности отстройки защиты от тока небаланса в номинальном режиме:

,

где - относительная погрешность ТТ, = 0,1; КОДН - коэффициент однотипности ТТ, КОДН = 0,5 (при разнотипных ТТ КОДН=1), - вторичный номинальный ток генератора:

,

Уставка выбирается из условия:

,

где КН - коэффициент надежности, равный 2,0.

Принимается уставка:

Коэффициент торможения, КТ определяет чувствительность защиты к повреждениям при протекании тока нагрузки или качаниях и асинхронном ходе. Величина Кт выбирается с учетом отстройки защиты от токов небаланса, вызванных погрешностями трансформаторов тока при сквозных КЗ. Максимальный ток небаланса при внешнем трехфазном КЗ или асинхронном ходе:

;

,

где КАП - коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей тока, КАП = 2; IMAKС - максимальный ток через ТТ при внешнем трехфазном КЗ в цепи генераторного напряжения:

.

Коэффициент торможения выбирается из условия:

;

,

где, .

Типовое значение уставки КТ =0,5. Более высокие значения (КТ > 0,5) выбираются в случае резко различных условий работы ТТ при внешних КЗ (различных типов ТТ или разных нагрузок).

Принимаем типовое значение: КТ =0,5.

Тормозной ток, В определяет точку излома характеристики срабатывания. На наклонном отрезке характеристики обеспечивается устойчивость функционирования защиты при сквозных КЗ с насыщением ТТ (при тормозном токе более В). При выборе В должно выполняться условие:

;

.

Принято: .

Дифференциальный ток отсечки, IОТС обеспечивает быстрое и надежное срабатывание защиты при внутренних КЗ с большими токами, когда возможно насыщение высоковольтных ТТ при значении полной погрешности ТТ до 50%.

Ток отсечки выбирается из условий:

,

где ; kнб(1) - отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведенной амплитуде периодической составляющей тока внешнего КЗ. Если используются ТТ с вторичным номинальным током 5А, можно принимать kнб(1) = 0,7. Коэффициент отстройки kотс принимается равным 1,2.

Принимается уставка:

Амплитудная коррекция K1, К2. определяет амплитудную коррекцию входных токов для согласования базовых токов аналоговых каналов цифрового терминала с базовыми токами защитной функции (IG).

.

Чувствительность дифференциальной защиты проверяется на холостом ходу генератора при отсутствии торможения по току двухфазного КЗ на выводах генератора в минимальном режиме работы системы при малом тормозном токе по горизонтальному участку тормозной характеристики (при внешних КЗ):

.

Защита выдает сигналы для действия на табло «Срабатывание», «Отсечка» и действует на отключение генераторного выключателя, гашение поля генератора и возбудителя и пуск УРОВ генераторного выключателя, останов турбины.

Рис.2.1. Структурная схема дифференциальной защиты генератора (трансформатора).

Дифференциальная защита трансформатора (IT)

Назначение - защита от внутренних повреждений двух или трехобмоточного трансформатора (блочного трансформатора или трансформатора собственных нужд), КЗ на его выводах, а также блока генератор-трансформатор.

Защита выполняется трехрелейной и включается на токи трех фаз, подключается к двум или трем группам трансформаторов тока.

Защита блочного трансформатора подключается к трансформаторам тока на стороне высшего напряжения соответственно блочного трансформатора и трансформатора собственных нужд, а также трансформаторам тока в цепи генератора.

Начальный ток срабатывания, iср,0 определяет чувствительность защиты при малых тормозных токах и выбирается с учетом: погрешностей ТТ; тока холостого хода ТН при повышенном напряжении системы; изменения напряжения от РПН.

,

где - относительная погрешность ТТ, = 0,1; КОДН - коэффициент однотипности ТТ, при разнотипных ТТ КОДН=1; - погрешность выравнивания номинальных токов, =0,05; INT - вторичный номинальный ток трансформатора блока:

.

Уставка выбирается из условия:

.

Принимается уставка =0,3.

Коэффициент торможения, КТ определяет чувствительность защиты к повреждениям при протекании тока нагрузки или качаниях и асинхронном ходе. Величина КТ выбирается с учетом отстройки защиты от токов небаланса, вызванных погрешностями ТТ при сквозных КЗ. Величина КТ определяется условием отстройки от расчетного минимального тока небаланса при внешнем КЗ:

,

где КАП - коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей тока, КАП =2; - погрешность выравнивания номинальных токов, =0,05; Imakc - максимальный ток при внешних КЗ: .

Коэффициент торможения определяется из условия:

,

где

Принято: КТ =0,5.

Тормозной ток, В определяет точку излома характеристики срабатывания. На наклонном участке характеристики обеспечивается устойчивость функционирования защиты при сквозных КЗ с насыщением ТТ (при тормозном токе более В). При выборе В должно выполняться условие:

;

.

Принято: .

Дифференциальный ток отсечки, iотс (обеспечивает быстрое и надежное срабатывание защиты при внутренних КЗ и больших токах, когда возможно насыщение высоковольтных ТТ при значении полной погрешности ТТ до 50 %).

,

где kнб(1) - отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведенной амплитуде периодической составляющей тока внешнего КЗ. Если на стороне ВН и стороне НН используются ТТ с вторичным номинальным током 5А, можно принимать kнб(1)=0,7; коэффициент отстройки kотс принимается равным 1,2.

Принимается уставка:

Уставка iотс должна быть отстроена от броска тока намагничивания.

Бросок тока намагничивания обнаруживается по соотношению второй гармонической составляющей к основной гармонической составляющей (это соотношение принимается 10 %).

Действие функции обнаружения броска тока намагничивания ТН длится в течении времени включения IВКЛ. При действии функции обнаружения броска тока намагничивания начальный ток срабатывания принимает значение IСР ВКЛ. Рекомендуемая уставка IСР.ВКЛ - 0,8.

Амплитудная коррекция K1, К2 определяет амплитудную коррекцию входных токов для согласования базовых токов аналоговых каналов цифрового терминала с базовыми токами защитной функции (IT).

;

.

Чувствительность дифференциальной защиты проверяется на холостом ходу генератора при отсутствии торможения по току двухфазного КЗ на выводах генератора в минимальном режиме работы системы при малом тормозном токе по горизонтальному участку тормозной характеристики (при внешних КЗ):

.

Защита выдает сигналы для действия на табло «Срабатывание», «Отсечка» и действует на отключение выключателей со стороны ВН и со стороны НН и пуск пожаротушения, гашение поля генератора и возбудителя, останов турбины.

Максимальная токовая защита трансформатора (IТ >).

Назначение - МТЗ блочного трансформатора с отстройкой от броска тока намагничивания (резервная защита блочного трансформатора).

Ток срабатывания МТЗ трансформатора блока выбирается по условию отстройки от броска тока намагничивания согласно выражению:

.

Ток отсечки трансформатора блока выбирается по условию:

.

Уставка срабатывания МТЗ принимается равной 1,26.

Уставка отсечки принимается равной 4,14.

Защита выдает сигналы для действия на табло «Срабатывание», «Отсечка» и действует на отключение выключателей со стороны ВН и со стороны НН и пуск пожаротушения, гашение поля генератора и возбудителя, останов турбины.



Рис.2.2. Структурная схема максимальной токовой защиты трансформатора.

2.4 Токовая защита обратной последовательности (I2>)

Назначение - резервная защита от внешних несимметричных повреждений, защита генератора от несимметричных перегрузок.

Защита реагирует на относительный ток обратной последовательности (I2*). Содержит следующие функциональные органы:

сигнальный орган (I2СИГН), срабатывающий с независимой выдержкой времени при увеличении тока I2* выше значения уставки срабатывания органа;

пусковой орган (I2ПУСК), срабатывающий без выдержки времени при увеличении тока I2* выше значения уставки срабатывания органа и осуществляющий пуск интегрального органа;

орган токовой отсечки (I2ОТС), срабатывающий с независимой выдержкой времени при увеличении тока I2* выше значения уставки срабатывания органа;

интегральный орган (ИО), срабатывающий с зависимой от тока I2* выдержкой времени, определяемой уравнением.

,

где tСРАБ - время срабатывания интегрального органа при воздействии тока I2*, с;

А - постоянная величина, являющаяся характеристической величиной генератора, числено равная допустимой длительности несимметричного режима при I2* = 1,0 (по данным завода изготовителя);

I2* - относительный ток обратной последовательности, равный:

,

где I'2 - ток обратной последовательности в первичной цепи генератора; I'N - номинальный ток генератора в первичной цепи.

Коэффициент возврата I2СИГН, I2пуск и I2ОТС не ниже 0,95.

ИО имитирует процесс охлаждения ротора генератора после устранения перегрузки по экспоненциальному закону.

При этом промежуток времени, за который перегрев ротора генератора снижается от максимально допустимой величины до 0,135 от этой величины, условно называется временем "полного охлаждения" (tОХЛ).

Ток срабатывания органа отсечки:

,

где .

Принято: .

Выдержка времени отсечки принимается по условию согласования с быстродействующими защитами блока равной 0,3 с.

Ток срабатывания сигнального органа принимается равным: .

Ток срабатывания пускового органа выбирается по условиям надёжного пуска интегрального органа: .

Уставка по постоянной А принимается равной номинальному значению этой постоянной для данного типа генераторов А = 8.

Максимальное время срабатывания соответствует допустимой длительности перегрузки током обратной последовательности:

.

Минимальное время срабатывания соответствует максимально допустимой кратности тока обратной последовательности:

,

где .

Уставка по времени полного охлаждения определяется из условия снижения перегрева обмотки статора генератора от максимально допустимой величины до 0,135 от этой величины:

с.

Принимаем уставку по времени полного охлаждения равной .



Рис.2.3. Характеристика срабатывания защиты от несимметричных перегрузок

Защита выдает сигнал для действия на звуковую сигнализацию и действует на отключение генераторного выключателя.

Рис.2.4. Структурная схема защиты от перегрузок ()

2.5 Защита от повышения напряжения генератора (UG >)

Назначение - предотвращение недопустимого повышения напряжения на генераторе в режиме холостого хода или сброса напряжения.

Защита содержит следующие органы:

1) Орган максимального напряжения (имеет коэффициент возврата 0,97):

;

2) Орган контроля отсутствия тока в одной или двух цепях первичной схемы (в цепи генератора или в цепи генератора и в цепи обмотки высокого напряжения трансформатора блока):

.

По цепям напряжения защита подключается к трансформатору напряжения у выводов генератора на линейное напряжение. Срабатывание защиты происходит при срабатывании органа напряжения. Ввод защиты в действие осуществляется при возврате любого из органов тока. При работе генератора на нагрузку защита автоматически выводится из действия блокирующим реле.

Защита от повышения напряжения на энергоблоках с турбогенераторами должна автоматически вводиться в работу только в режиме холостого хода энергоблока и действовать лишь на гашение поля генератора.

2.6 Защита от симметричных перегрузок (I1)

Назначение - защита от перегрузок статора генератора.

Защита реагирует на относительный ток статора фазы с максимальным значением тока в трехфазном режиме (I*) и содержит следующие функциональные органы:

сигнальный орган (IСИГН) срабатывающий с независимой выдержкой времени (6-9 с) при увеличении тока I* выше значения уставки срабатывания органа:

пусковой орган (IПУСК), срабатывающий без выдержки времени при увеличении тока I* выше значения уставки срабатывания органа и осуществляющий пуск интегрального органа;

орган токовой отсечки (IОТС), срабатывающий с независимой выдержкой времени при увеличении тока I* выше значения уставки срабатывания органа;

интегральный орган (ИО), срабатывающий с зависимой от тока I* выдержкой времени, определяемой уравнением:

,

где I* - относительный ток статора, равный:

,

где I'СТ и I'NГ - ток фазы генератора с максимальным значением тока в трехфазном режиме и номинальный ток генератора соответственно в первичной цепи генератора; В и С - постоянные коэффициенты, величина которых определяется с целью наилучшего приближения к перегрузочной характеристике генератора, заданной в табличной форме.

Коэффициент возврата IСИГН, IПУСК, Iotc не ниже 0,98.

Интегральный орган защиты имитирует процесс охлаждения генератора после устранения перегрузки по экспоненциальному закону. При этом промежуток времени, за который перегрев обмотки статора генератора снижается от максимально допустимой величины до 0,135 от этой величины, условно называется временем "полного охлаждения" (tОХЛ).

Защита выдает сигнал для действия на звуковую сигнализацию и действует на отключение генераторного выключателя.

2.7 Защита ротора от перегрузок (IP)

Назначение - защита от перегрузок ротора генератора при наличии измерительных трансформаторов тока в системе возбуждения (IP).

Защита реагирует на относительный ток ротора (IР*) и содержит следующие функциональные органы:

преобразователь тока или преобразователь тока и напряжения статора в сигнал, пропорциональный току ротора (в дальнейшем именуемый "преобразователь тока ротора");

сигнальный орган (IСИГН), срабатывающий с независимой выдержкой времени при увеличении тока IР* выше значения уставки срабатывания органа:

пусковой орган (IПУСК), срабатывающий без выдержки времени при увеличении тока IР* выше значения уставки органа и осуществляющий пуск интегрального органа;

орган токовой отсечки (IОТС), срабатывающий с независимой выдержкой времени при увеличении тока 1р* выше значения уставки срабатывания органа;

интегральный орган (ИО), срабатывающий с зависимой от тока IР* выдержкой времени, определяемой уравнением:

,

где ip* - относительный ток статора, равный:

,

где IР и i'nP - ток ротора и номинальный ток ротора соответственно в первичной цепи ротора генератора; В и С - постоянные коэффициенты, величина которых определяется с целью наилучшего приближения к перегрузочной характеристике генератора, заданной в табличной форме.

Для обеспечения правильного измерения тока ротора как в симметричном, так и в несимметричном режиме работы системы возбуждения орган преобразователя тока выполняется трехфазным и его выходной сигнал пропорционален среднему значению суммы выпрямленных токов трех фаз (а также величине IР*). Коэффициент возврата IСИГН, IПУСК, iotc не ниже 0,98.

Минимальное время срабатывания интегрального органа соответствует относительному току фазы с кратностью 2,0.

Защита выдает сигнал для действия на звуковую сигнализацию и действует на отключение генераторного выключателя.

2.8 Дистанционная защита (Z<)

Назначение - резервная защита от междуфазных повреждений.

Защита выполняется одно- или трехрелейной, выполняется на основе дистанционных органов (Z) и подключается к измерительным трансформаторам на линейные напряжения и токи.

Защита блокируется при неисправностях в цепях напряжения, выявляемых устройством КИН и срабатывании защиты Ф<.

Уставка по сопротивлению смещения основной функции на угле максимальной чувствительности («-» соответствует отрыву характеристики срабатывания от начала соответствует отрыву координат комплексной плоскости, а «+» соответствует охвату начала координат). Уставка по углу максимальной чувствительности основной функции принимает значение от 0 до 360° с шагом 1°.

Функция Z< отличает повреждение от качаний в энергосистеме по скорости относительного изменения полного сопротивления на входе органа минимального сопротивления и используется для блокировки защит с малыми временами действия на отключение (менее 1,0 сек).

Рис.2.5. Структурная схема защиты Z<.

2.9 Устройства контроля исправности цепей напряжения переменного тока (КИН)

Назначение - контроль исправности цепей напряжения переменного тока измерительных трансформаторов напряжения с вторичными обмотками, соединенными в "звезду" (с линейным напряжением uhоm =100 В) и в "треугольник" (с максимальным напряжением на выходе разомкнутого треугольника 100 В или 33 В - для сетей с изолированной нейтралью).

Устройство КИН подключается к вторичным обмоткам измерительного трансформатора напряжения, соединенным в «звезду» (напряжения AN, BN, CN) и в «треугольник» (напряжения НИ, НК). При этом в нормальном режиме в датчике устройства КИН м.д.с от токов, пропорциональных напряжениям фаз "звезды" (с выделенной фазой AN), уравновешены м.д.с. от тока, пропорционального напряжению НИ, а при внешних КЗ и м.д.с. от тока, пропорционального напряжению НК.

Устройство КИН не работает в нормальных симметричных режимах, а также при внешних несимметричных КЗ и реагирует на обрыв одной, двух либо трех фаз или нулевого провода в цепях напряжения переменного тока, соединенных в звезду.

В качестве датчика устройство содержит трехобмоточный трансформатор с двумя первичными обмотками, которые подключаются к цепям напряжения измерительных трансформаторов (ТН) через добавочные резисторы (рис.2.6).

Сопротивление резистора RA выбрано в два раза меньше, чем сопротивление одинаковых резисторов RB и rc. Поэтому при симметрии напряжений ua, ub, UС (pис.2.6, б) токи в этих сопротивлениях не одинаковы, что и показано на векторной диаграмме (рис.2.6, в). В условиях нормального режима работы при исправных вторичных цепях ТН совпадающие по фазе, но встречно направленные в первичных обмотках промежуточного трансформатора КИН токи I0 и Iад, создают в его сердечнике уравновешивающиеся м.д.с. При любых нарушениях симметрии напряжений со стороны первичных обмоток промежуточного трансформатора КИН м.д.с. будут также уравновешиваться. При обрыве одной, двух фаз в цепи напряжения или нулевого провода нарушается равновесие м.д.с. в сердечнике промежуточного трансформатора устройства и на выходе вторичной обмотки появляется напряжение, поступающее в АЦП.



Рис. 2.6. Структурная схема датчика устройства КИН (а) и его векторная диаграмма (б, в).

2.10 Фильтровые измерительные органы

Назначение - резервная защита нулевой последовательности от КЗ на землю по току, I0 (по напряжению U0); поперечная дифференциальная защита генератора, I>.

Защита I> реагирует на ток между нейтралями параллельных ветвей обмотки статора, соединенных в "звезду":

.

Токовая защита нулевой последовательности (I0) подключается к трансформатору тока, встроенному во ввод нейтрали обмотки напряжения трансформатора.

Для режима работы блока с незаземленной нейтралью блочного трансформатора предусматривается защита напряжения нулевой последовательности (U0) с контролем отсутствия тока в нейтрали.

2.11 Защита генератора от асинхронного режима

2.11.1 Защита от потери возбуждения, Ф<

Назначение - защита турбогенераторов от потери возбуждения.

Защита выполняется на основе органа (Z) и подключается к измерительным трансформаторам, установленным в цепи генератора, и включается на междуфазное напряжение и соответствующую разность фазных токов. Защита вводится в работу при включении генератора в сеть.

Защита содержит два канала срабатывания: основной и дополнительный.

Срабатывание защиты по основному каналу обеспечивается при попадании годографа сопротивления на зажимах генератора в область срабатывания органа Z. По основному каналу защита действует через выдержку времени (0,5 - 1,0) с.

Срабатывание защиты по дополнительному каналу обеспечивается при потере возбуждения и асинхронном ходе, при котором годограф сопротивления существенно изменяется и может кратковременно выйти из области срабатывания органа Z и защита по основному каналу не успевает набрать выдержку времени. Срабатывание дополнительного канала происходит, если интервал времени нахождения годографа сопротивления вне зоны срабатывания органа Z меньше времени tB, а в области срабатывания органа Z - более времени срабатывания органа tср.

Уставка по сопротивлению срабатывания основной функции на угле максимальной чувствительности ZУСТ принимается равной синхронному реактивному сопротивлению генератора:

(для обеспечения надежной работы реле при потере возбуждения ненагруженного генератора),

где .

Уставка по сопротивлению смещения основной функции на угле максимальной чувствительности zсм принимается равной половине переходного реактивного сопротивления генератора:

Ом/фазу,

где .

Угол максимальной чувствительности равен °.

Предусмотрена возможность смещения характеристики срабатывания вдоль реактивной оси в сторону III и IV квадрантов на величину (0 - 0,4)·ZУ.

Коэффициент возврата не более 1,05.

Функция Z отличает внешнее КЗ от потери возбуждения по скорости относительного изменения полного сопротивления на входе защиты и используется для блокировки основной функции.

При выборе уставки функции Z должно выполняться условие (функция Z не должна работать при качаниях и асинхронном ходе в ЭС, когда годограф сопротивления проходит через характеристику срабатывания основной функции Z):

где ткач - минимальный период качаний или асинхронного хода, допускаемый в энергосистеме (tСР - принимается не меньше выдержки времени действия защиты на отключение); кзап - коэффициент заполнения (принимается равным 4); КН - коэффициент надежности (принимается равным 2,0...3,0).

При этом должно выполняться условие (функция ДZ должна чётко работать при внешнем КЗ на землю, когда возможно попадание годографа в зону работы основной функции Z):

где ZН - значение полного сопротивления нормального нагрузочного режима; ZХ - значение полного сопротивления характеристики срабатывания органа минимального сопротивления, определяемое как ближайшее к величине ZН; ТНОМ - период промышленной частоты, 0,02 с; КН - коэффициент надежности, принимаемый равным 2,0...3,0.

Zн = cosц+jsinц=0,85+j0,53

Значение числителя определяется графически, учитывая, что:

;

;;

.

Функция интегратора необходима для обеспечения непрерывности действия основной функции при выявленном недовозбуждении и качаний мощности, когда годограф сопротивления существенно меняется и может кратковременно выйти из области срабатывания основной функции.

В защите предусмотрена возможность блокировки при внешних К.З от органа Z.

При потере возбуждения или недовозбуждении генератора возникают опасные условия по напряжению с потерей устойчивости или выпадению из синхронизма.

Защита от потери возбуждения действует на отключения генератора от сети и торможение турбины.

Рис.2.7. Структурная схема защиты Ф<.

2.11.2 Защита от асинхронного режима (Фz)

Назначение - защита от асинхронного режима без потери возбуждения (Фz) предназначена для ликвидации асинхронного режима генератора, характеризующегося большими колебаниями активной и реактивной мощности, что может привести к развитию крупных аварий. Защита выполняется на основе контроля сопротивления на зажимах генератора и имеет специальные характеристики срабатывания. Кроме того, контролируется нахождение годографа сопротивления в одном из четырех квадрантов комплексной плоскости сопротивлений.

Защита выполняется на основе дистанционного измерительного органа (ИО Z) и подключается к измерительным трансформаторам, установленным в цепи генератора. ИО Z включается на междуфазное напряжение и соответствующую разность фазных токов и имеет выходы Z1 и Z2.

Защита вводится в работу при включении генератора (блока) в сеть (срабатывание органа I>G) и блокируется при неисправности цепей переменного напряжения (срабатывание КИН).

Если электрический центр качаний расположен в генераторе или повышающем трансформаторе, то защита может действовать на отключение по I ступени при достижении заданного количества циклов скольжения, а при его расположении в линии связи с системой защита может действовать на отключение по II ступени после заданного количества циклов скольжения, которое должно выбираться больше, чем по I ступени.

Защита действует на отключение генератора от сети.

Рис.2.8. Структурная схема защиты Фz.

2.12 Защита мощности (Р)

Назначение - защита обратной мощности, активной мощности, реактивной, направления мощности.

Защита РОБР срабатывает при отрицательном значении активной мощности генератора (когда генератор потребляет активную мощность из системы) в симметричном режиме, и не срабатывает при положительном значении активной мощности генератора (когда генератор выдает активную мощность в систему). Защита РАКТ срабатывает при положительном значении активной мощности генератора (когда генератор выдает активную мощность в систему) и не срабатывает при отрицательном значении активной мощности генератора (когда генератор потребляет активную мощность из системы). Защита обеспечивает компенсацию систематической постоянной по величине погрешности измерения, определяемой погрешностями трансформаторов тока и напряжения.

Защита подключается к трансформаторам тока и напряжения у выводов генератора на фазный ток и линейное напряжение. При малых уставках срабатывания Р (<0,02) зашита подключается к измерительным трансформаторам тока.

Защита действует на выходные цепи через выдержку времени.

2.13 Защита частоты (F).

Назначение - защита от изменения частоты.

Защита от изменения частоты содержит следующие функциональные органы:

орган частоты с выходами срабатывания при повышении частоты (F>) и при понижении частоты (F<);

орган максимального напряжения (U>), контролирующий наличие входного напряжения и вводящий в действие защиту.

U > срабатывает при входном напряжении 0,5·uhom. Защита не срабатывает при снятии и подаче напряжения контролируемой сети плавно или толчком. Частота сети при этом отличается от частоты срабатывания (в сторону возврата) более чем на 0,2 Гц.

2.14 Защита от перевозбуждения (U/F)

Назначение - защита генераторов и трансформаторов от перевозбуждения.

Под явлением перевозбуждения понимается наличие избыточного магнитного потока в сердечнике, который вызывает насыщение и создает дополнительные потери от вихревых токов в сердечнике и в смежных с ним электропроводящих материалах. Перевозбуждение может возникать из-за перенапряжения, понижения частоты или из-за сочетания обоих факторов.

Защита реагирует на отношение средневыпрямленного значения напряжения к частоте U/f и содержит следующие функциональные органы:

- сигнальный орган (МСИГН), срабатывающий при увеличении величины U/f выше значения уставки;

- пусковой орган МПУСК срабатывающий при увеличении величины U/f выше значения уставки;

- орган максимального напряжения (U>), контролирующий наличие входного напряжения и вводящий в действие защиту;

- интегральный орган (ИО), срабатывающий с зависимой от кратности возбуждения выдержкой времени, определяемой выражением:

,

где М - кратности возбуждения относительно номинального возбуждения; В и С - постоянные коэффициенты, величина которых определяется с целью наилучшего приближения к характеристике допустимого перевозбуждения трансформатора (генератора), заданной в табличной форме.

При этом защита должна отключать перевозбужденный трансформатор ранее допустимых значений. ИО имитирует процесс охлаждения ротора генератора после устранения перегрузки по экспоненциальному закону. При этом промежуток времени, за который перегрев защищаемого объекта снижается от максимально-допустимой величины до 0,135 от этой величины, условно называемая временем "полного охлаждения" (tОХЛ).

Защита выдает сигнал для действия на звуковую сигнализацию и действует на отключение генераторного выключателя.

Рис.2.9. Структурная схема защиты от перевозбуждения

2.15 Защита ротора от замыканий на землю (Rе<)

Назначение - выявление замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения.

Наложенное напряжение от источника вспомогательного напряжения (G) частотой порядка 16,7 Гц через разделительный трансформатор TV1, дроссель L1 и разделительный конденсатор С1 поступает в цепь возбуждения. Через первичную обмотку W2 трансформатора ТVЗ протекает полный ток замыкания цепи возбуждения на землю, величина которого зависит от величины сопротивления изоляции и емкости цепи возбуждения на землю защищаемого генератора. Конденсатор С1 и дроссель L1 настроены в резонанс на частоте наложенного напряжения, поэтому падение напряжения в них на этой частоте определяется только активным сопротивлением дросселя L1 которое равно сопротивлению резистора RK, включенного в контур компенсации емкостного тока. Емкость контура компенсации СК настраивается на величину, равную сумме емкости цепи возбуждения, для включенной в данный момент в работу системы возбуждения, и емкости ротора относительно земли. Поэтому ток, протекающий по обмотке W3 трансформатора ТVЗ будет равен составляющей емкостного тока замыкания на землю на частоте наложенного напряжения. Так как обе первичные обмотки W3 и W2 трансформатора TV3 равны и включены встречно, то в токе вторичной обмотки W1 этого трансформатора будет содержаться только составляющая активного тока замыкания на землю.