А кто может подсказать какой угол откладывать в ЭКРЕ в настройке защиты обратной мощности? Наладчики настроили угол 210, а в инструкции к ЭКРЕ минимальный угол 150. Как быть?

Посмотрел киповскую схему паровой турбины на 160 мВт 80 годов выпуска,  просто указаны контакты реле времени со сноской "Из схемы реле обратной мощности", перелопатил все релейные схемы, ни одного упоминания нет, на схему кип на работающей турбине мне лезть нельзя, так бы по проводам нашел, тем более я не киповец, по этому вопрос, что из себя представляет реле обратной мощности именно которое на панели автоматики турбины ? Чтоб я мог просто визуально понять что и где посмотреть. И на что реагирует это реле ? Ток и напряжение ? Или давление и температура пара косвенно используется для какого-то специфического реле ? Вижу что последовательно контактам реле времени контакты положения отсечного стопорного клапана, или как он там правильно называется.

по моему небольшая путаница...
Обратная мощность - это наверно электрическая мощность, это не значит, что турбина начала вращаться в обратную сторону ...
если агрегат стал либо ускряться либо тормозиться, то его частота будет отличаться от частоты в сети (пусть даже не много - герца 2..3) - это асингронный режим  и в этом режиме, агрегат в циклах АР периодически переходит из генераторного в двигательный и обратно, т.о. мощность действительно разворачивается - обратная! а если это ГЭС?! частота выбега вообще  в 6...8 раз может быть больше...
защиты от обратной мощности ставятся как штатная на зарубежных генерааторах малой мощности, как-то даже встречал и на 22,5 МВт...  просто для предотвращения АР, т.е. как только так сразу.
поэтому, не совсем  понятно о какой мощности идёт речь ... другое дело  технологические защиты агрегатов от превышения и от снижения частоты, так они работают на зауставочных ЧДА и АОПЧ... возможно такой сигнал использовался как дополнительное условие срабатывания...

Попробую внести ясность в свой вопрос, с турбины снимаем пар, естественно стопорный клапан закрыт. Генератор согласно не проверенным источникам потребляет активную мощность из сети, величина тока при этом не нагревает лобовую часть обмоток как при асинхронном режиме из за двойной частоты благодаря гармоникам, ток минимальный, не вызывает никаких разрушений и последствий в части генератора. Турбина по неизвестно каким там нормативным документам не может безболезненно крутится без пара, через 4 минуты начнет разваливаться. Что там разваливается не знаю, в непроверенных источниках пишут что лопатки турбины воспринимают момент в не предусмотренном направлении, и тд. В сегодняшних схемах вопросов нет, микропроцессорные защиты реагируют на разворот активной мощности и на этом все. Но в старых схемах мне не удалось в живую найти какую либо информацию что из себя представляет реле обратной мощности физически. Ни тип, ни типовая схема, никакой абсолютно информации.

В схемах кип вижу цепи от РОМ (реле обратной мощности) , которые идут в цепи РЗА. А в цепях РЗА нет никаких цепей которые идут в цепи КИП. Да похоже проще ручками проследить за проводочками, чем копаться в схемах.

Совсем нет? :)  А как же вы воздействуете в схему КИП от защит? То что я рассказываю про 1 и 2 ступени Робр. верно для МП защиты, мы формируем сигнал РОМ в терминале и от первой ступени отправляем в ПТК для отключения выключателя и АГП при условии работы тех. защит. От второй с большей уставкой тупо отключаем блок

Да такая реализация то же есть в природе. Коротко неопознанное реле в киповской схеме подключено к цепям ТН. Но к такой реализации у меня нет вопросов, так как к РЗА отношения не имеет. Буду мимо проходить посмотрю маркировку реле.

Спасибо. На счет МП защит мне все понятно. И не видели ли какого то локального общепринятого стандарта, где четко сказано что МП защиту нужно обязательно в связке скажем с посаженным стопорным клапаном только использовать, во избежании ложного срабатывания. Так то логически можно было бы не усложнять логику.

Еще раз сам принцип, для ясности,
допустим агрегат действительно начал вращаться в обратную сторону из-за того что изменилась например подача пара, т.е. момент турбины на валу генератора, то он обязательно перед этим должен совершить переход через "точку с нулевой скорости", т.е. на какой-то момент временно как бы останавиться, а потом типа "по инерции" начать вращаться в обратную сторону.
Но это как-то чудоковато, странное выполнение закона электродинамики - проводник находящийся в магнитном поле под действием тока отклоняется по правилу левой руки, направление токов задаётся сетью и не меняется, направление тока ротора током возбуждения и тоже не меняется, поэтому тоже не меняется, это если генератор вклчен в сеть, а если он отключен, то тока в сторе нет, и тогда наверно возможно, но опять же если ротор с турбиной вращаались в одну сторону, то как они могут начаать вращаться в другую, т.е. от куда может возникнуть эта противвоположная сила как у "вращателного маятника"- грузик на паутинке...

Генератор переходит в двигательный режим, причём направление его вращение не меняестся, всегда если угол дельта его ЭДС по отношению к вектору напряжению сети находистя в диапазоне 180 ... 360 гр., такое возникает всегда когда частота вращения генератора отличается от частоы сети, причем как при превышении (правдо странно), так и при её снижении.

С Вами согласен, если генератор отключается оперативно, то команды подаются на
1. переключение собственных нужд (если надо)
2. отключение генераторного или блочного выключателя и одновременно
3. на АГП
4. в тепловую часть на клапаны (там он не один - ЦВД, ЦСД и ЦНД) и на отборы, а если есть ещё и ГТУ
5. на котловую часть...

Проблема тут в следующем - это оперативно, и собственно проблем вооще нет ну ни каких, т.к. можно всё постепенно-плавно выполнить, а именно не торопясь вывести мощность генератора на минимальную или вообще на ноль перекрытием клапанов - снизить производство активной мощности, а потом его ещё синхронно работающего с сетью отключить и вооще ни чего не случится и самое главное и не нужно ни чего выполнять дополнительно и, тем более, контролировать направление мощности.

НО есть такое управляющее воздействие как ОГ!!! и оно производится экстренно!!! и чем быстрее тем лучше. и есть же ещё и РЗ от них наверняка так же.
И вот ту наверно и есть те самые проблемы... УВ типа ОГ в основном применяются на ГЭС где таких проблем нет, генератор отключается, турбина разгоняется, но она расчитана на такое ...

А вот с паровыми получается так нельзя, поэтому для меня вопрос так и остался открытым ...

Причем тут вообще вращение агрегата в обратном направлении? Синхронная машина в сети что в двигательном, что в генераторном режиме будет вращаться в направлении, которое задает чередование фаз. Забудьте про вращение в обратную сторону, речь про обратное направление (из сети в машину) активной мощности.

Проблема в том, чтобы проконтролировать закрытие клапанов. Если они закрылись неплотно, то при отсутствии нагрузки эта утечка пара будет неконтролируемо раскручивать турбину.
Почитайте, например, статью "О классе точности трансформаторов тока и напряжения для защиты обратной мощности генераторов / А.А. Лисицын, В.М. Машенков.", в яндексе легко ищется: