PROBLEMATYKA LIKWIDACJI ZWARĆ JEDNOFAZOWYCH NA LINIACH WYPROWADZENIA MOCY Z ELEKTROWNI SYSTEMOWYCH

Transkrypt

1 BLACKOUT A KRAJOWY SYSTEM ELEKTROENERGETYCZNY (2014), PIOTR KACEJKO, PIOTR MILLER, MAREK WANCERZ* 1 PROBLEMATYKA LIKWIDACJI ZWARĆ JEDNOFAZOWYCH NA LINIACH WYPROWADZENIA MOCY Z ELEKTROWNI SYSTEMOWYCH Streszczenie: W referacie przedstawiono próbę rozstrzygnięcia różnic poglądów w zakresie zastosowania automatyki SPZ na liniach wyprowadzenia mocy z elektrowni systemowych. Na podstawie badań symulacyjnych badano, czy automatyka ta w wersji jednofazowej (JSPZ) może być stosowana na liniach przyłączonych do szyn elektrowni systemowych. Możliwość likwidacji zwarcia pozwoliłaby na utrzymanie bloku wytwórczego w pracy, co biorąc pod uwagę wielkość mocy znamionowej ma istotne znacznie dla utrzymania bilansu mocy w SEE. Towarzyszące działaniu JSPZ kołysania mocy nie stanowią zagrożenia dla wału turbozespołu. Dokonano analizy asymetrii obciążenia generatorów w warunkach przerwy jednofazowej i określono zagrożenia związane z jej występowaniem. 1. WSTĘP W pracy systemu elektroenergetycznego mogą wystąpić różnego rodzaju zakłócenia, które w efekcie mogą doprowadzić do rozległej awarii. Elektroenergetyczna Automatyka Zabezpieczeniowa (EAZ) ma za zadanie nie dopuścić do takiej sytuacji. Podstawowe znaczenie ma w tym przypadku niedopuszczenie do wypadnięcia z pracy dużych bloków energetycznych. Powstały w wyniku awaryjnego wyłączenia bloku deficyt mocy przyczynia się do dalszego rozwoju awarii i objęcia nią kolejnych fragmentów systemu elektroenergetycznego. Z punktu widzenia bezpieczeństwa pracy bloków energetycznych szczególne znaczenie mają zakłócenia występujące na liniach wyprowadzenia mocy z elektrowni. Zwarcia, szczególnie zwarcia trójfazowe, występujące w pobliżu elektrowni, likwidowane z czasem opóźnionym, stwarzają poważne zagrożenie dla bloków wytwórczych. Zagrożenie to można rozpatrywać zarówno w kontekście stabilności pracy bloku (wypadnięcie z synchronizmu skutkujące jego odstawieniem, kołysania mocy), jak również w kontekście udarów momentów napędowych wywołujących naprężenia w wałach turbozespołów [5, 7, 9]. Likwidacja zwarcia powstałego w linii wyprowadzającej moc z elektrowni polega na jej obustronnym wyłączeniu. Wyłączenie to ogranicza zdolność wyprowadzenia mocy z elektrowni, co samo w sobie może pogorszyć warunki pracy równoległej elektrowni. Jedną z metod poprawy tej sytuacji może być zastosowanie automatyki restytucyjnej, czyli automatyki samoczynnego ponownego załączania (SPZ), która pozwoli na likwidacje zwarcia. * Politechnika Lubelska, Katedra Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń

2 302 P. Kacejko, P. Miller, M. Wancerz Oczywiste jest, że zastosowanie tej automatyki powinno poprawić warunki stabilności pracy systemu [8]. Z drugiej strony powstaje pytanie, czy jednocześnie jej zastosowanie nie spowoduje występowania innych zagrożeń w pracy bloku, np. zagrożeń związanych z udarami i naprężeniami w wałach zespołów wytwórczych [5, 7, 9], o ile będzie ona nieskuteczna, a wyłączenie linii nastąpi w cyklu WZW. Badania symulacyjne przeprowadzone przez autorów i opisane w referacie są próbą rozstrzygnięcia tego dylematu. 2. AUTOMATYKA SAMOCZYNNEGO PONOWNEGO ZAŁĄCZANIA SPZ 2.1. Wymagania stawiane automatyce SPZ Zadaniem automatyki SPZ jest ponowne załączenie linii po jej wyłączeniu przez eliminacyjną automatykę zabezpieczeniową. Ponowne, automatyczne załączenie linii powinno nastąpić po przerwie beznapięciowej w linii, niezbędnej na dejonizację przestrzeni połukowej, tzn. przestrzeni, w której podczas zwarcia pośredniego pali się łuk elektryczny. Przekaźniki automatyki SPZ stosowane na obydwu końcach linii przesyłowej są układami, których działanie przywraca pracę linii w przypadku wystąpienia zakłóceń przemijających. Zakłócenia trwałe prowadzą do definitywnego wyłączenia linii. Automatyka SPZ może przeprowadzać tzw. próbę trwałości zwarcia nawet kilkukrotnie (dwukrotne i trzykrotne SPZ), przy czym należy stwierdzić, że w przypadku linii najwyższych napięć (400 i 220 kv) dopuszczalne jest tylko stosowanie automatyki jednokrotnego SPZ. Linie te z kolei mogą być wyposażane w automatykę SPZ przystosowaną do wyłączenia trójfazowego lub jednofazowego (JSPZ) linii. Decyzja o zastosowaniu SPZ 3-fazowego w liniach NN powinna być poprzedzona gruntowną analizą stabilności systemu. Na linach 110 kv stosuje się tylko SPZ 3-fazowy, za wyjątkiem automatyki na niektórych liniach w pobliżu dużych elektrowni. Z działaniem automatyki SPZ związanych jest szereg wymagań dotyczących m.in. współpracy z wyłącznikami, kontrolą synchronizmu, kontrolą obecności napięcia, sposobem pobudzania itp. [1, 2]. Wymagania te określają także czasy związane z cyklem działania automatyki. Wybór długości przerwy beznapięciowej zależy od wielu czynników: wartości prądu zwarcia, parametrów układu, rezystancji łuku, napięcia linii, warunków atmosferycznych, przyczyn zewnętrznych. Ze względu na parametry konstrukcyjne linii najwyższych napięć, czas przerwy beznapięciowej powinien zawierać się w przedziałach: $ SPZ jednofazowy: 0,5 2,5 s, $ SPZ trójfazowy: 0,5 1,5 s. Szczegółowe wymagania odnośnie czasów przerwy beznapięciowej, wynikające z faktu, że czasy te w przypadku linii 400 i 220 kv powinny być uzależnione od wartości prądu zwarcia trójfazowego, zaprezentowano w tabeli 1. Tabela 1. Minimalne wartości czasów przerwy beznapięciowej automatyki SPZ w liniach NN [1] prąd zwarcia I k 3 [ka] czas SPZ linia 220 kv [s] czas SPZ linia 400 kv [s] I k 3 < 20 0,5 0,5 20 < I k 3 < 30 0,6 0,7 I k 3 < 30 0,7 0,8

3 Problematyka likwidacji zwarć jednofazowych na liniach wyprowadzenia mocy 303 Automatykę SPZ pobudzają zabezpieczenia podstawowe: odcinkowe i odległościowe, a na liniach 110 kv dodatkowo, w zależności od przyjętego planu nastawień, pierwsze stopnie zabezpieczeń ziemnozwarciowych Modelowanie jednofazowego cyklu SPZ (JSPZ) Elektromechaniczne procesy przejściowe w stanie zwarcia jednofazowego oraz w stanie przerwy jednofazowej w cyku JSPZ modeluje się w oparciu o teorię składowych symetrycznych [3]. Na ryc. 1 zaprezentowano sposób modelowania układu generator sieć sztywna przy uwzględnieniu dwóch stanów: stanu zwarcia jednofazowego oraz stanu przerwy jednofazowej w cyklu JSPZ. Zastosowanie automatyki JSPZ w przypadku zwarcia przemijającego na linii wyprowadzenia mocy, w większości przypadków gwarantuje utrzymanie stabilnej pracy bloku. Pole rozpędzania wirnika związane ze zwarciem jednofazowym (pole ABCEXDA na ryc. 2) jest wyraźnie mniejsze od pola hamowania (pole XFHX plus HFGIJH na ryc. 2). Tym samym wyłączenie generatora natychmiast po stwierdzeniu zwarcia wydaje się być przedwczesne i stanowiłoby istotne zaburzenie bilansu mocy czynne w KSE (w przypadku nowych bloków byłaby to moc rzędu kilkuset MW). Odpowiedź na pytanie o zasadność stosowania automatyki SPZ w ogóle, a w szczególności automatyki JSPZ wydaje się więc oczywista. Ryc. 1. Model generator system a) zwarcie jednofazowe, b) stan przerwy jednofazowej w cyklu JSPZ

4 304 P. Kacejko, P. Miller, M. Wancerz Ryc. 2. Analiza stanów przejściowych dla cyklu JSPZ metodą równych pól 2.3. Zagrożenia związane z ponownym załączeniem bloku przez automatykę SPZ Istnieje kilka zagrożeń, które mogą wystąpić w trakcie załączania elementów systemu elektroenergetycznego, np. w przez automatykę SPZ [7]. Zagrożenia te wprowadzają konieczność kontroli warunków załączania elementów sieci przesyłowej. Dotyczą one przede wszystkim skutków działania prądu o dużej wartości, który może pojawić się w pierwszej chwili po załączeniu, o ile zwarcie okaże się trwałe. Ze względu na krótkotrwały przebieg stanu nieustalonego zjawiska termiczne wywołane prądem załączenia mają drugorzędne znaczenie. Do najważniejszych czynników ograniczających warunki załączenia (w nieudanym cyklu SPZ) można zaliczyć: $ możliwość uszkodzenia wyłącznika wskutek przekroczenia jego zdolności łączeniowej (prąd załączalny), $ możliwość zbędnego pobudzenia zabezpieczeń odległościowych, $ zagrożenie uszkodzenia uzwojeń transformatorów (blokowych i sieciowych) przez działanie sił dynamicznych wywołanych dużą wartością szczytowego prądu załączenia, $ zagrożenie uszkodzenia uzwojeń generatorów przez działanie sił dynamicznych wywołanych dużą wartością prądu załączenia, $ powstawanie naprężeń w wałach zespołów wytwórczych przyczyniających się do zmęczenia materiału i ograniczenia ich żywotności [5, 7, 9], $ możliwość utraty stabilność systemu elektroenergetycznego. W niniejszym artykule autorzy skoncentrowali się głównie na zagrożeniach wynikających z oscylacji skrętnych wału turbozespołu. W momencie załączenia elementu sieci w najbliższych generatorach mogą wystąpić duże nagłe zmiany prądów. Powoduje to powstawanie na wałach zespołów wytwórczych dużych niebezpiecznych momentów skręcających. Szczególnie groźne są cykle SPZ na linii wyprowadzenia mocy z elektrowni. W trakcie cyklu SPZ dochodzi do kumulowania się naprężeń wału i znacznego zmęczenia jego materiału. Warunek dotyczący zmęczenia materiału wału zespołu wytwórczego można sprawdzić wykonując symulację przebiegu stanu nieustalonego powstałego po załączeniu danej linii po zaniku zwarcia. W kraju nie są wykonywane ani rutynowe ani studialne analizy załączeń jedno-

5 Problematyka likwidacji zwarć jednofazowych na liniach wyprowadzenia mocy 305 fazowych, a poglądy odnośnie zagrożeń związanych z wykonywaniem operacji łączeniowych kształtowane są na podstawie o wiele trudniejszych przypadków zakłóceń trójfazowych [6]. Kontrola synchronizmu jest wymagana we wszystkich wyposażonych w wyłączniki polach w sieci przesyłowej. Według standardów PSE Operator S.A. w rozdzielniach przyelektrownianych, na które wprowadzane są pola linii blokowych bez wyłącznika generatorowego i w rozdzielniach, na które są wprowadzane linie międzysystemowe, wymagane są układy synchronizacji automatycznej. W przypadku SPZ 1-fazowego próba SPZ 1f powinna odbywać się od strony sieci, natomiast samoczynne ponowne zamknięcie fazy wyłącznika od strony elektrowni odbywać się powinno po powrocie napięcia na wszystkich trzech fazach (konieczne sprawdzanie trzech napięć fazowych) [6]. 3. WYNIKI SYMULACJI OCENA ZAGROŻEŃ Modelowanie elektromechanicznych przebiegów przejściowych dla niesymetrycznych stanów zwarcia i przerwy jednofazowej pozwala na obiektywizację oceny możliwości zastosowania automatyki JSPZ na liniach wyprowadzania mocy z elektrowni i realną ocenę zagrożeń dla turbozespołu. Dla działania automatyki SPZ mogą być wykorzystane pomiary: $ napięcia do kontroli obecności napięcia na linii zabezpieczanej, jeżeli podanie napięcia na jednym końcu uzależnione jest od udanego cyklu WZ na drugim końcu linii (mówi się, że linia przyjęła napięcie od strony systemu), $ prądu jeżeli do określenia stanu linii (załączonej lub nie) wykorzystywany jest pomiar prądu (kryterium prądowe). Należy stwierdzić, że załączenie wyłączników może się odbywać przy pewnych różnicach napięć po obu jego stronach. Przedmiotem analizy powinno być również jednoznaczne stwierdzenie jakie są różnice tych napięć (wartości skuteczne oraz kąty) i od czego one zależą. Do symulacji stanów nieustalonych został wykorzystany program Power Factory. Odwzorowano uproszczony schemat sieci przesyłowej (ryc. 3), korzystając z modelu 6-tego rzędu generatora synchronicznego, modelu układu wzbudzenia i regulacji turbiny [4, 8]. Prezentowany schemat sieci przesyłowej składa się z badanego generatora przyłączonego do szyn 400 kv za pomocą transformatora blokowego. Linia 1 jest linią wyprowadzenia mocy z elektrowni, natomiast Linia 2 odwzorowuje pozostałe powiązania elektrowni z systemem. Badania przeprowadzono dla wielu wariantów pracy sieci. Warianty obliczeniowe obejmowały ponad 160 różnych możliwości kombinacji zmienianych parametrów: $ zagregowany blok badany o mocy 1000 MW oraz 2000 MW; $ długość linii 1: 50, 100 i 200 km, $ długość linii 2: 50%, 100%, 300%, 500% długości linii 1 oraz alternatywnie linia 2 wyłączona, $ moc zwarciowa po stronie odbiorczej H4, H8 i H12 mocy bloku, $ lokalizacja zwarcia 10, 50, 90% długości linii 1, $ przerwa JSPZ 1, 1,5 oraz 2 s. Nie sposób zaprezentować wyników wszystkich przeprowadzonych badań symulacyjnych. Spośród przeanalizowanych ponad 160 wariantów wybrano tylko te, które uznano za charakterystyczne, na podstawie których można wciągnąć bardziej ogólne wnioski. Wyniki tych wybranych symulacji zaprezentowano poniżej.

6 306 P. Kacejko, P. Miller, M. Wancerz Ryc. 3. System testowy, w którym przeprowadzono symulacje Symulacja 1 Moc bloku 2000 MW (pełne obciążenie), linia 2: wyłączona (elektrownia przyłączona jest do systemu tylko badaną linią 1), długość linii 1: 50 km, moc zwarciowa systemu zewnętrznego MW. W linii 1 wystąpiło zwarcie jednofazowe w odległości 10% od szyn elektrowni, które zostało zlikwidowane podczas udanego cyklu JSPZ (czas likwidacji zwarcia 100 ms). Podczas symulacji zmieniano czas przerwy JSPZ: 1, 1.5, 2.0 s. Ryciny 4-8 prezentują przebiegi wybranych wielkości elektromechanicznych dotyczących tej symulacji.

7 Problematyka likwidacji zwarć jednofazowych na liniach wyprowadzenia mocy 307 Ryc. 4. Przebiegi momentu obrotowego generatora dla trzech czasów przerwy w cyklu JSPZ Rys. 5. Przebiegi prądu dla składowej przeciwnej generatora dla trzech czasów przerwy w cyklu JSPZ

8 308 P. Kacejko, P. Miller, M. Wancerz Ryc. 6. Przebiegi prądu generatora w fazach ABC dla przerwy JSPZ równej 2 s Ryc. 7. Przebiegi prądu transformatora w fazach ABC dla trzech czasów przerwy w cyklu JSPZ

9 Problematyka likwidacji zwarć jednofazowych na liniach wyprowadzenia mocy 309 Udar momentu obrotowego zależy min. od długości przerwy beznapięciowej w cyklu JSPZ. Wielkość tego udaru jest związana także z kątem rozchylenia wektorów napięć na szynach systemu i elektrowni. W przypadku czasu przerwy JSPZ 1s kąt rozchylenia wektorów napięcia na obu końcach linii wynosi 30,2 stopnia, dla przerwy 1,5 s kąt wynosi 48,5 stopnia, a dla czasu 2 s kąt wynosi 58 stopni. Największy udar momentu wystąpił dla przerwy JSPZ 1,8 s (kąt rozchylenia wektorów napięcia wyniósł wówczas 64,3 stopnia przebieg ten nie jest prezentowany na rysunku). Przy braku innego połączenia z system (pracuje tylko linia 1), podczas analizowanego zakłócenia wyraźnie wzrasta wartość składowej przeciwnej prądu, która przepływa również przez transformator blokowy. Składowa ta powoduje dodatkowe skutki cieplne w uzwojeniach transformatora. Ryc. 8. Przebiegi napięcia na szynach elektrowni w fazach ABC dla trzech czasów przerwy w cyklu JSPZ Symulacja 2 Moc bloku 2000 MW (pełne obciążenie), linia 2: załączona (długość linii 2: 50% długości linii 1 elektrownia posiada mocne połączenie z systemem), długość linii 1: 50 km, moc zwarciowa systemu zewnętrznego MW. W linii 1 wystąpiło zwarcie jednofazowe w odległości 10% od szyn elektrowni, które zostało zlikwidowane podczas udanego cyklu JSPZ (czas likwidacji zwarcia 100 ms). Podczas symulacji zmieniano czas przerwy JSPZ: 1, 1.5, 2.0 s. Ryciny 9 i 10 prezentują przebiegi wybranych wielkości elektromechanicznych dotyczących tej symulacji.

10 310 P. Kacejko, P. Miller, M. Wancerz Ryc. 9. Przebiegi momentu obrotowego generatora dla trzech czasów przerwy w cyklu JSPZ Ryc. 10. Przebiegi prądu dla składowej przeciwnej generatora dla trzech czasów przerwy w cyklu JSPZ W przypadku mocnego powiązania elektrowni z systemem udary momentu jak i prąd składowej przeciwnej są znacznie mniejsze (wręcz pomijalnie małe) i nie stwarzają zagrożenia dla bloków wytwórczych.

11 Problematyka likwidacji zwarć jednofazowych na liniach wyprowadzenia mocy 311 Symulacja 3. Moc bloku 2000 MW (pełne obciążenie), linia 2: załączona (długość linii 2: 50% długości linii 1 elektrownia posiada mocne połączenie z systemem), długość linii 1: 50 km, moc zwarciowa systemu zewnętrznego MW. W linii 1 wystąpiło zwarcie trwałe jednofazowe w odległości 10% od szyn elektrowni, które zostało wyłączone podczas nieudanego cyklu JSPZ (czas likwidacji zwarcia 100 ms). Podczas symulacji zmieniano czas przerwy JSPZ: 1, 1.5, 2.0 s. Ryciny prezentują przebiegi wybranych wielkości elektromechanicznych dotyczących tej symulacji. Ryc. 11. Przebiegi momentu obrotowego generatora dla trzech czasów przerwy w cyklu JSPZ W przypadku mocnego powiązania elektrowni z systemem nawet nieudany cykl JSPZ nie powoduje wystąpienia znaczących udarów momentu obrotowego. Są one większe niż w przypadku udanego cyklu JSPZ, nie stanowią jednak zagrożenia dla bloków wytwórczych. Wartości składowej przeciwnej prądu są duże tylko w czasie trwania zwarcia. Biorąc pod uwagę fakt, że czas likwidacji zwarcia to ok. 100 ms można stwierdzić, że nie spowoduje on zagrożeń cieplnych dla transformatora blokowego oraz generatora. 4. PODSUMOWANIE W literaturze [9] można znaleźć wiele badań potwierdzających fakt, że zakłócenia elektryczne w sieci przesyłowej można uznać za bezpieczne dla wałów turbozespołów, gdy powodowane przez nie naprężenia są poniżej granicy zmęczenia materiału. W przypadku załączania linii można uznać, że ta granica nie zostaje przekroczona wówczas, gdy wywołane przez operację łączeniowe udary mocy generatora nie przekraczają połowy jego mocy

12 312 P. Kacejko, P. Miller, M. Wancerz Ryc. 12. Przebiegi prądu dla składowej przeciwnej generatora dla trzech czasów przerwy w cyklu nieudanym JSPZ Ryc. 13. Przebiegi prądu transformatora w fazach ABC dla trzech czasów przerwy w cyklu nieudanym JSPZ

13 Problematyka likwidacji zwarć jednofazowych na liniach wyprowadzenia mocy 313 znamionowej, czyli )P śr # 0,5 P G. Przeprowadzone wielowariantowe badania symulacyjne wskazały, że dla niektórych przypadków zwarć jednofazowych na liniach wyprowadzania mocy z elektrowni likwidowanych w cyklu udanego SPZ jednofazowego (JSPZ) udar mocy niebezpiecznie zbliża się do tej wartości granicznej. Takie zagrożenie występuje wówczas, gdy linia wyprowadzania mocy z elektrowni jest jedyną linią łączącą tą elektrownię z systemem, bądź to dodatkowe powiązanie jest słabe. Bezpieczeństwo takiej operacji można poprawić poprzez uprzedzające załączenie linii po zwarciu od strony systemu i kontrolę, czy izolacja linii odzyskała swoje właściwości. Techniczna realizacja takiej kontroli i zapobieganie ponownemu załączeniu generatora (na zwarcie) jest łatwa do przeprowadzenia, dzięki urządzeniom synchrocheck. Dodatkowym problemem może być dość duża wartość prądu dla składowej przeciwnej, której występowanie stwierdzono w niektórych wariantach symulacyjnych. Dla osłabionego połączenia elektrowni z systemem, zarówno w generatorze jak i w transformatorze płynie duża wartość prądu składowej przeciwnej. Może to powodować dodatkowe nagrzewanie uzwojeń (szczególnie przy długich przerwach JSPZ). PIŚMIENNICTWO [1] Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator S.A.: Standardowe specyfikacje techniczne Przekaźnik automatyki SPZ. Konstancin Jeziorna, kwiecień 2012 r. [2] Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator S.A.: Standardowe specyfikacje techniczne Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa, pomiary i układy obwodów wtórnych. Konstancin Jeziorna, kwiecień 2012 r. [3] Kacejko P., Machowski J., Zwarcia w systemach elektroenergetycznych. Warszawa, WNT, (2009). [4] Kacejko P., Machowski J., Robak S., Miller P., Wancerz M., Badania systemów elektroenergetycznych w planowaniu rozwoju. Część 2. Analizy dynamiczne. Wiadomości Elektrotechniczne 8: 3-12 (2013), ISBN [5] Machowski J. Kacejko P., Udary prądowe przy zamykaniu układów pierścieniowych sieci przesyłowych. Przegląd Elektrotechniczny 08: (2011). [6] Machowski J. i wsp., Zasady doboru i nastawiania zabezpieczeń elementów systemu elektroenergetycznego wysokiego napięcia. Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator S.A. Warszawa (2010). [7] Machowski J., Kacejko P., Miller P., Kryteria zamykania układów pierścieniowych sieci przesyłowej, Przegląd Elektrotechniczny nr 10: (2011). [8] Machowski J., Bialek J., Bumby J., Power System Dynamics. Stability and Control. John Wiley & Sons, Chichester, New York, 2008, 2009, ISBN [9] Lambercht D., Problems of Torsional Stresses in shaft lines of Turbogenerators. CIGRE WG 11.02, Section 3, Electra No 143, August (1992). ISSUES CONCERNING SINGLE-PHASE FAULT CLEARANCE IN LINES FOR POWER TRANSFER FROM THE SYSTEM POWER PLANTS The paper presents an attempt to decide between different ideas concerning the application of the automatic reclosing equipment to the lines that transfer power from the system power plants Simulation testing has been used to find whether such protection in its single-phase version (1-phase auto-reclosing) can be applied to the lines that are connected to the system power plant busbars. The fault clearance potential can make possible to keep a generating unit in operation, which is essential for maintaining power balance in the system taking into account the rated power magnitude. Power swings that accompany the 1-phase reclosing operation pose no hazard for the TG unit shaft. Unbalanced generator load in the 1-phase dead time conditions has been analyzed and hazards related to the load asymmetry occurrence have been determined.