книги / Микропроцессорная система релейной защиты энергоблоков
..pdfСЕВЕРО-КАВКАЗСКИЙ НАУЧНЫЙ ЦЕНТР ВЫСШЕЙ ШКОЛЫ
РОСТОВСКИЙ ИНСТИТУТ ИНЖЕНЕРОВ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОГО ТРАНСПОРТА
Е. М. УЛЬЯНИЦКИЙ
МИКРОПРОЦЕССОРНАЯ
СИСТЕМА
РЕЛЕЙНОЙ
ЗАЩИТЫ
ЭНЕРГОБЛОКОВ
Ответственный редактор кандидат технических наук
В. В. Михайлов
Ростов-на-Дону
Издательство Ростовского университета 1990
УДК 621.316.925:681.32
Печатается по решению отделения радиоэлектроники кибернетики и систем управления Северо-Кавказского научного центра высшей школы
Рецензент кандидат технических наук Е. В. К и р е е в с к и й
Редактор Г И. Ф й л и м о н ц е в а
ISBN 5—7507—0161— 1
© Ульяницкий Е. М.. 1990
ВВЕДЕНИЕ
Основные положения Энергетической программы СССР пре дусматривают проведение активной энергосберегающей политики на базе ускоренного научно-технического прогресса во всех звеньях народного хозяйства, всемерную экономию топлива и энергии, уско рение технического прогресса в отраслях топливно-энергетического комплекса. Экономия энергетических ресурсов должна осущест вляться по следующим направлениям: переход на энергосберегаю щие технологии производства; совершенствование энергетического оборудования; сокращение всех видов энергетических потерь [1].
В области электроэнергетики предусмотрены завершение фор мирования Единой электроэнергетической системы (ЕЭС) страны, повышение ее маневренности и надежности путем строительства пиковых электростанций, линий электропередач сверхвысокого на пряжения переменного и постоянного тока, а также улучшение качества электроэнергии, отпускаемой потребителям. Рост мощнос ти ЕЭС будет достигнут за счет строительства крупных атомных электростанций (АЭС) в европейской части страны, мощных тепло вых электростанций (ТЭС) на органическом топливе и гидроэлект ростанций на востоке страны.
Сейчас все процессы управления работой энергоблоков АЭС и ТЭС полностью автоматизированы. Развитие функций систем автоматического и автоматизированного управления режимами энергоблоков, электростанций, энергосистем, ЕЭС, усложнение про цесса проектирования и эксплуатации в условиях дефицита электро энергии, ограниченности кадровых, материальных и временных ре сурсов определяют комплексный характер проблемы автоматиза ции производства и распределения электроэнергии, обеспечения надежного и бесперебойного снабжения потребителей. В связи с этим особое значение приобретает задача эффективной, надежной защиты от повреждений и ненормальных режимов электроэнерге тического оборудования АЭС и ТЭС. Как показал непререкаемый урок Чернобыля, в условиях дальнейшего развертывания научнотехнической революции первостепенную важность приобретают во просы надежности техники, ее безопасности, а также дисциплины, порядка и организованности.
з
Повреждения и ненормальные режимы на электростанциях и в электроэнергетических системах (ЭЭС) неизбежны, и наиболее опас ны из них — короткие замыкания (КЗ). Поэтому необходимо иметь возможность быстро отключать поврежденное оборудование и лик видировать последствия аварий. Эти задачи решает релейная за щита (РЗ). Она сложна в эксплуатации, требует большого объема профилактических работ, негибка, при изменении режимов работы защищаемого оборудования требует вмешательства человека-опера- тора, а также ручной перестройки. Поэтому в нашей стране и за рубежом ведутся работы по созданию нового поколения РЗ на базе микропроцессорных средств. Существенный вклад в решение этой проблемы внесли МЭИ, ВНИИЭ, БПИ, ИЭД АН УССР, КПИ, Л ПИ, Коми филиал АН СССР, ВНИИР, ЧГУ. Особое значение при этом приобретает создание системы микропроцессорной релей ной защиты (МПРЗ) мощных энергоблоков АЭС и ТЭС, которая способна обеспечить большую их безопасность, надежность и уп равляемость.
В монографии изложены результаты разработки первой в РСФСР многомашинной микропроцессорной системы РЗ для мощных энер гоблоков турбогенератор — силовой трансформатор (БГТ), которая выполнена на кафедре «Вычислительная техника и АСУ» РИИЖТа под руководством автора. Эта система — результат использования и естественного развития опыта, полученного автором и его кол легами, которые участвовали в 1979— 1986 гг. в разработке пер вой в стране МПРЗ энергоблока 800 МВт (Углегорская ГРЭС), выполненной под общим руководством чл.-корр. АН УССР Б. С. Стогния (ИЭД АН УССР).
Автор признателен за помощь в создании и внедрении МПРЗ энергоблока В. И. Городницкому, А. И. Зусману, П. Я. Негримовскому, а также А. А. Левину, А. М. Миронову, В. И. Стаценко, В. П. Лаптинскому и другим специалистам Ставрополь ской ГРЭС. В монографии отдельные разделы написаны авто ром совместно с канд. техн. наук В. Д. Майоровым (3.3), С. В. Солн цевым (3.6), В. Н. Хуршманом (4.6), В. 111. Гатенадзе (4.3, 4.4). Автор благодарен канд. техн. наук В. В. Жукову, инокенерам А. В. Медведеву и Л. И. Ровицкой за помощь в проведении ряда
исследований, инженерам Т. И. Зайцевой, Н. |
В. Загребельной, |
О. А. Ивановой, В. К. Мовсесян, оказавшим |
большую помощь |
в оформлении рукописи книги. |
|
1.СИСТЕМНЫЙ АНАЛИЗ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ЭНЕРГОБЛОКОВ
1.1. Предварительные замечания
Объект релейной защиты (03) — электроэнергетическое обо рудование. Его состояние определяет ряд параметров, характери зующих влияние на 0 3 внешней среды, процессов, которые в нем происходят, управляющих воздействий системы управления и за
щиты. Одни |
из этих параметров — контролируемые (измеряются |
в процессе |
функционирования 0 3 ), другие — неконтролируемые. |
Величина, выражающая влияние изменения параметра на состоя ние объекта, называется воздействием. Воздействия, формируемые системой управления — это управляющие воздействия, все осталь ные, не зависящие от системы управления и защиты — возмуще
ния [2]. Возмущения |
могут быть внутренние |
и внешние, нагрузки |
и помехи. На рис. 1.1 |
показаны воздействия |
на 0 3 и систему ре |
лейной защиты (СРЗ). |
Здесь совокупность^ контролируемых вели |
||||
чин |
(токов, напряжений |
и др.) — вектор )С; совокупность управ |
|||
ляющих воздействий СРЗ на объект — вектор Y; F03 — вектор внеш |
|||||
них |
и внутренних возмущений, в |
том числе и |
КЗ, действующих |
||
на |
0 3;. FP3 — вектор возмущений, |
влияющих |
на СРЗ. |
Векторы |
|
U03 и и рз — это совокупность управляющих воздействий |
на 0 3 и |
СРЗ соответственно, формируемых автоматизированной системой управления (АСУ) энергоблока и дежурным персоналом. Совокуп ность сообщений и сигналов, которую формирует СРЗ, представ лена вектором S.
Рис. 1.1. Обобщенная структура функционирования РЗ
С точки зрения управления и регулирования, создания систем автоматического и автоматизированного управления энергоблок представляет собой две слабосвязанные подсистемы: тепломехани ческую и электрическую. Основное оборудование первой — пароге нератор и турбина, а второй — турбогенератор, силовой трансфор матор. Такой подход в известной степени обусловлен тем, что ди
намические свойства |
подсистем котел — турбина и |
турбогенера |
то р — трансформатор |
существенно, на 1—2 порядка, |
отличаются. |
Постоянные времени тепломеханических и электромеханических переходных процессов в котле и турбине порядка 1—40 с, а элект ромагнитных переходных процессов в генераторе и трансформаторе 0,1—0,6 с. Поэтому АСУ энергоблоков, включающая технологиче ские защиты тепломеханического оборудования, и РЗ его основного электрооборудования развивались независимо. Следует отметить, что понятия «РЗ блока турбогенератор — трансформатор», «РЗ энергоблока», «РЗ блока» эквивалентны.
Очевидно, что управляющие воздействия РЗ на турбогенератор или силовой трансформатор непосредственно влияют на режимы тепломеханической части и функционирование АСУ энергоблока. Поэтому целесообразно рассматривать СРЗ как элемент общей системы управления и РЗ (рис. 1.2). Тонкими линиями показаны управляющие связи, двойными — информационные. Совокупность сигналов, необходимых для идентификации состояния и режимов оборудования энергоблока, поступает в АСУ энергоблока и в СРЗ блока турбогенератор — трансформатор. АСУ энергоблока управ ляет последним в эксплуатационных режимах, обеспечивает авто матическую стабилизацию частоты и мощности, автоматическую защиту тепломеханического оборудования энергоблока, выполняет функции регистрации, контроля и сигнализации параметров. АСУ энергоблока является подсистемой АСУ электростанции [3]. Ава-
Рис. 1.2. Структура системы управления и релейной защиты энергоблока
рийное состояние электроэнергетической части блока идентифици руется СРЗ. Информация АСУ и СРЗ о состоянии энергоблока поступает дежурному блочного щита управления (БЩУ) и началь нику смены станции на главный щит управления (ГЩУ). Управ ляющие воздейстия на исполнительные органы (ИО) энергоблока формируются СРЗ и АСУ, а также дежурными БЩУ, а в некото рых случаях и ГЩУ
В настоящее время в эксплуатации находится значительное чис ло электромеханических реле. На их основе можно выполнить все виды РЗ, однако их применение ограничивается значительным по треблением от измерительных преобразователей (ИП), неудовле творительными массогабаритными показателями, невысокими точ ностью и быстродействием. Кроме того, наличие подвижных эле ментов, в том числе контактов, обусловливает большой объем про филактического обслуживания в эксплуатации. Преимущества элект ромеханических реле — невысокие требования к квалификации об служивающего персонала и сервисной аппаратуре, малое потребле ние по цепям оперативного тока, устойчивость к электромагнит ным и радиационным воздействиям — определяют их перспектив ность «для осуществления простых защит в системах электроснаб жения потребителей» [4].
Быстрый прогресс полупроводниковой технологии оказал влия ние на РЗ. Создан и эксплуатируется ряд устройств релейной защиты (УРЗ) с использованием диодных и диодно-транзисторных схем [5, 6]. Однако это не привело к существенному снижению потребления от ИП, повышению надежности, потребление опера тивного тока увеличилось. Диодно-транзисторная элементная база повысила техническое совершенство УРЗ, но за счет ее усложне ния. Переход к использованию в УРЗ интегральных операционных усилителей (ОУ) и цифровых интегральных микросхем (ИМС) позволил существенно снизить потребление во входных цепях, по высить надежность и техническое совершенство РЗ [7, 8]. Совре менные УРЗ на базе ОУ и ИМС проектируются в виде комплекса унифицированных функциональных блоков, конструктивно объеди няемых в кассете, и позволяют реализовать различные УРЗ [9].
Опыт проектирования унифицированных систем РЗ с аппарат ной реализацией алгоритмов на базе дискретных полупроводни ковых компонентов и ИМС с малой степенью интеграции, у кото рых адаптация РЗ к конкретному объекту производится при вводе в эксплуатацию изменением набора функциональных блоков, пока зал, что возникают проблемы организации контроля и диагностики такой системы. Высокая надежность возможна при создании весь ма сложных систем контроля, диагностики и резервирования. Ука занные трудности могут быть преодолены с переходом на новую элементную базу — большие интегральные схемы (БИС), в том чис
ле микропроцессоры (МП). Особое значение в решении поставлен ных задач имеет и программная реализация функций РЗ [10— 15].
1.2. Основное электрооборудование энергоблоков
Первый энергоблок 250 МВт был пущен в 1959 г. на Приднеп ровской ГРЭС, первый энергоблок 200 МВт — в I960 г. на Змиевской ГРЭС. В 60-е гг. рост генерирующих мощностей происходил в основном за счет энергоблоков 150, 200 МВт. В 1963 г. были вве дены первые энергоблоки 300 МВт, в 1968 г. пущены энергоблок 500 МВт на Назаровской ГРЭС и двухвальный энергоблок 800 МВт на Славянской ГРЭС, в 1980 г. введен энергоблок 1200 МВт на Костромской ГРЭС [16]. Последовавшее за вводом головных образ цов широкое внедрение блоков 150, 200, 300 МВт на большом числе электростанций обеспечило успешное их освоение.
В 70—80-е гг. шел процесс интенсивного опережающего роста мощности АЭС в европейской части страны.
Создание мощных объединенных электроэнергетических систем (ЭЭС), организация их параллельной работы способствовали улуч шению условий работы электростанций в энергосистеме. Практи чески были сняты ограничения на максимальную мощность стан ций и единичную мощность энергоблоков. Это позволило повы сить темпы прироста мощностей, снизить стоимость КВт установ ленной мощности, уменьшить расход топлива за счет ввода мощных энергоблоков на сверхкритические параметры. Поэтому в 80-е гг. вводятся преимущественно энергоблоки 800 МВт и ядерные реак торы 1000 МВт, мощность ТЭС доведена до 3800 МВт и начато строи тельство ТЭС мощностью 6400 МВт и АЭС мощностью 6000— 7000 МВт [17].
ТЭС и АЭС такой большой мощности имеют блочную структу ру. Энергоблоки не имеют поперечных связей в тепломеханической части и в электрической части на генераторном напряжении. Оче видно, что сборные шины (СШ) на этом напряжении излишни, поскольку в сеть низкого напряжения (НН) невозможно практи чески выдать такие мощности, да и токи КЗ на таких СШ будут весьма значительны. Связь БГТ осуществляется на напряжении ПО—220 кВ и выше. Наиболее часто используется схема блока генератор — двухобмоточный трансформатор с генераторным вы ключателем или без него (рис. 1.3) [18]. Такой БГТ при высшем напряжении (ВН) ПО—220 кВ подсоединяется через один выклю чатель к СШ, а при напряжении 330 кВ и выше — через два вы ключателя к распределительному устройству (РУ), собранному по схемам: полуторной, 4/3 или многоугольника.
Наибольшее распространение имеет схема БГТ (рис. 1.3, а, б), в которой пофазно экранированный токопровод наглухо соединяет
а |
Ъ |
Рис. 1.3. Схемы блоков |
тур |
||
|
|
богенератор |
|
|
— |
|
|
трансформатор: |
|
а, |
|
|
|
б — блоки |
63 |
— |
|
|
|
500 МВт; в, г — |
|||
|
|
блоки |
1 6 |
0 — |
|
|
|
1000 МВт |
|
|
|
|
ь |
г |
ВЛ |
330-500 кЬ |
330-500 кб |
и |
|
J |
1
©
генератор с силовым трансформатором. Трансформатор собствен ных нужд (ТСН) подсоединен к токопроводу без выключателя, который имеется на стороне 6—10 кВ ТСН.
Если в цепи генератора имеется выключатель, то ТСН вклю чается между ним и блочным трансформатором. Схемы, приведен ные на рис. 1.3, а, б, используются для БГТ с генераторами мощ ностью 63—500 МВт, на рис. 1.3, в, г — с генераторами мощностью 160— 1000 МВт. Схемы, показанные на рис. 1.3, б, г, применяются на энергоблоках АЭС, а в ряде случаев и для блоков ТЭС. Энерго блоки повышенной мощности — 1000 МВт и более подключаются через два выключателя к РУ и воздушным высоковольтным линиям электропередачи (ВЛ) 330—500 кВ.
Турбогенераторы блочных станций, начиная с мощности 63 МВт,
имеют непосредственное охлаждение. Это позволило изготовить тур богенераторы мощностью до 800— 1200 МВт, а в перспективе улуч шение системы охлаждения даст возможность создать двухполюс ные генераторы мощностью до 2000 МВт и четырехполюсные — до 2500 МВт [19, 20]. На современный мощных турбогенераторах используется двухслойная петлевая обмотка статора с укороченным шагом, верхние и нижние стержни которых соединяются пайкой в лобовой части. В большинстве турбогенераторов имеется фазная обмотка статора с двумя параллельными ветвями и отдельными выводами. Ветви фазных обмоток соединяются в две отдельные звезды, а их нулевые точки соединяются между собой через ТА. Шестифазный турбогенератор ТВВ-1200 имеет две трехфазные об мотки со сдвигом ЭДС одноименных фаз 30°
Отметим особенности параметров мощных генераторов. Синхрон ные индуктивные сопротивления из-за больших линейных нагрузок, приводящих в частности к увеличенным потокам рассеяния обмо ток ротора, имеют повышенные значения. Это обусловливает умень шение переходного и сверхпереходного тока КЗ и снижение дина мической устойчивости крупных машин. У мощных турбогенерато ров несколько увеличены постоянные времени. Механическая по стоянная времени Т, с ростом единичной мощности генератора уменьшается вследствие практически неизменного момента инерций ротора..
Основные системы возбуждения имеют автоматический регуля тор возбуждения (АРБ). При работе генератора с резервным воз будителем в большинстве случаев АРВ не используют, но устрой ство форсировки возбуждения остается. В турбогенераторах с не посредственным охлаждением используют электромашинное, ма шинно-вентильное, статическое тиристорное или бесщеточное воз буждение. Электромашинное возбуждение (ЭМВ) генератором по стоянного тока с параллельным возбуждением предусмотрено в ка честве резервного. В генераторах мощностью более 100 МВт исполь зуются возбудители: машинно-вентильные, статические тиристорные и бесщеточные. К машинно-вентильным относится независимый возбудитель с трехфазным генератором 500 Гц и подвозбудителем. Ток возбудителя выпрямляется с помощью диодов. Такая система использована на ТВФ-120.
Турбогенераторы ТВВ мощностью 160—800 МВт и типа ТГВ-500 имеют независимую тиристорную систему возбуждения с трехфаз ным синхронным генератором 500 Гц, тиристорным параллельным самовозбуждением и мостовым тиристорным выпрямителем.
Статическую тиристорную систему возбуждения применяют в турбогенераторах ТГВ мощностью 200—300 МВт. Она выполнена по схеме параллельного самовозбуждения с последовательным транс форматором. По мере роста мощности турбогенератора (800, 1000,
ю