книги / Микропроцессорная система релейной защиты энергоблоков

1200 МВт) размеры щеточного аппарата ротора становятся недо­ пустимо большими. Поэтому в машинах мощностью 1000 и 1200 МВт предусмотрено бесщеточное возбуждение. Здесь в качестве возбуди­ теля используется обращенный синхронный трехфазный генератор, нагруженный вращающимся трехфазным мостовым выпрямителем. Подвозбудитель — трехфазный синхронный генератор повышенной частоты (150—500 Гц).. Постоянная времени бесщеточного диод­ ного возбудителя — порядка 1—2 с. С помощью жесткой отрица­ тельной обратной связи ее удается снизить до 0,1 с. Дальнейшее развитие бесщеточной системы возбуждения привело к использова­ нию тиристоров вместо диодов. Это обеспечивает практическую безынерционность и быстрое гашение поля ротора путем инверти­ рования. В БГТ в основном используют трехфазные двухобмоточ­ ные трансформаторы мощностью до 1250 MBA с высшим напря­ жением 110—500 кВ. Трансформаторы мощностью до 200 MBA с напряжением ПО—220 кВ имеют ответвления для регулирова­ ния напряжения в пределах ± 5 % . Все остальные блочные двухоб­ моточные трансформаторы не имеют ответвлений. Нейтрали транс­ форматоров на напряжении до 220 кВ могут быть разземлены для снижения уровня токов однофазных КЗ. Нейтрали трансформато­ ров на напряжении 330 кВ и выше всегда заземлены. Группы однофазных трансформаторов используются в БГТ с генераторами мощностью 1200 МВт, 1000 МВт и 2X500 МВт.

1.3. Ненормальные режимы

иповреждения основного электрооборудования

Сточки зрения функционирования РЗ можно выделить три груп­ пы режимов: нормальный режим, ненормальные режимы, повреж­ дения и короткие замыкания. В нормальном режиме все основное электрооборудование энергоблока исправно, и он несет нормальную или близкую к ней нагрузку. Нарушение нормального режима ра­ боты какого-либо элемента системы (мощного энергоблока, какойлибо загруженной ВЛ) и его отключение оказывают влияние на работу других элементов и всей ЭЭС в целом. В неблагоприятных условиях это приводит к возникновению дефицита активной или реактивной мощности, разделению энергосистемы на несинхронные части, отключению отдельных станций или энергоблоков из-за поте­ ри статической или динамической устойчивости. Таким образом, возникающие в ЭЭС внутренние возмущения, являясь внешними для элементов ЭЭС, оказывают существенное влияние на их рабо­ ту в нормальном режиме. Последний здесь понимается в локаль­ ном смысле. Это влияние проявляется через изменение напряжения

ичастоты сети. Причем для работы энергоблока частота имеет наибольшее значение. Согласно Правилам технической эксплуата­

ния баланса генерируемой и потребляемой мощности. Колебания частоты имеют сложный характер и обусловлены изменением па­ раметров элементов ЭЭС: активной мощности, развиваемой агре­ гатами станций; мощности нагрузки; влияния регуляторов ско­ рости турбин.

Снижение частоты более чем на 2 Гц весьма опасно и может полностью расстроить работу ЭЭС. Регулирование частоты при ее снижении производится с помощью регуляторов скорости, автомати­ ческих регуляторов частоты (АРЧ) и автоматической частотной разгрузки (АЧР). Устройство АЧР должно быть таким, чтобы воз­ можность даже кратковременного снижения частоты ниже 45 Гц была полностью исключена, время работы с частотой ниже 47 Гц не превышало 20 с, а с частотой ниже 48,5 Гц — 60 с. Частота, при которой начинает работать АЧР, должна быть близкой к 49 Гц [22].

Процесс снижения частоты в крупных ЭЭС при внезапном появ­ лении дефицита активной мощности и отсутствии резерва проте­ кает по экспоненте с Т = 5— 10 с [23, 24]. Повышение частоты возможно при внезапном отключении части нагрузки, когда роторы генераторов начинают ускоряться. Регуляторы скорости паровых турбин действуют быстро, поэтому при сбросе нагрузки частота вращения турбогенераторов увеличивается незначительно и быстро восстанавливается. Кроме того турбины имеют автоматы безопас­ ности, перекрывающие подачу пара при увеличении скорости на 10% (55 Гц).

В настоящее время из-за дефицита активной мощности наибо­ лее вероятна работа ЭЭС с пониженной частотой. При этом в те­ чение времени, превышающего любые выдержки РЗ, возможно со­ хранение частоты на уровне 47,5—48 Гц. Время изменения частоты определяется постоянными времени электромеханических переходных процессов в ЭЭС. АЧР допускает кратковременное снижение час­ тоты до fMHII < 46 Гц на время до 0,3 с. Более глубокое ее снижение возможно на изолированных объектах без АЧР или в течение вре­ мени, которое меньше tcp АЧР.

К ненормальным режимам БГТ относятся несимметричные ре­ жимы перегрузки ротора и статора генератора, трансформатора; асинхронный ход с потерей и без потери возбуждения; повышение напряжения генератора и блочного трансформатора. Несимметрич­ ные режимы возникают при неполнофазных режимах, близких не­ симметричных нагрузках (тяговые подстанции, линии электропере­ дачи), внешних несимметричных КЗ. При несимметричном режи­ ме имеет место перегруз генератора токами обратной последователь­ ности Ь. Из-за этого в обмотке и бочке ротора индуцируются токи

двойной частоты. Ротор — самая нагруженная часть турбогенерато­ ра как в тепловом, так и в механическом отношении. Рабочая температура обмотки ротора граничит с допускаемой температурой для применяемых в нем видов изоляции. При несимметричной на­ грузке токи двойной частоты, их основная часть, замыкаются на концах бочки ротора у носиков бандажных колец. При наличии плохих контактов между бочкой ротора и пазовыми клиньями основ­ ная часть потерь от токов обратной последовательности прихо­ дится на эти контакты. Под действием перегрева уменьшается ме­ ханическая прочность клиньев. Разрушение их может привести к крупной аварии.

Совершенствование систем внутреннего охлаждения обмоток ге­ нератора, использование для охлаждения водорода, воды, масла позволили повысить плотность тока в обмотках до 107 А/м2 для статора и' до 9,5-10° А/м2 для ротора. Но повышение степени использования активных материалов привело к перегрузкам в не­ нормальных несимметричных режимах [25]. В настоящее время допускается длительная работа при неравенстве токов фаз турбоге­ нератора до 10%, если фазные токи не превышают 1,05 1(|0М. Этому соответствует величина тока 12 = 0,051НОМ. По условию нагрева ро­ тора генераторы могут кратковременно выдержать значительно большие токи обратной последовательности.

Согласно [26], токи обратной последовательности в генерато­ рах при нормальных режимах достигают 4—6% 1ном, а в отдель­ ных случаях 7—10%. Значительно большие токи обратной последо­ вательности имеют место при несимметричных КЗ. По данным [27, 28], для турбогенераторов с непосредственным охлаждением при КЗ на выводах генератора 12.г^2,6; при КЗ на выводах трансформатора блока — 1,9. Для турбогенераторов с кос­ венным охлаждением и гидрогенераторов 1г.г~3,5—3,8.

Неравномерность, нагрева ротора, влияние конструкции генера­ торов затрудняют получение аналитических перегрузочных тепло­ вых характеристик генераторов при несимметричных режимах. Ис­ пользуется аппроксимация тепловой перегрузочной характеристики генераторов — зависимости допустимого времени перегрева taon от относительного тока обратной последовательности:

12./-1Д0„ = А; 12,г= Ь /1

о

где А — константа для генераторов, близких по конструкции и размерам.

Если считать, что принятый критерий оценки нагрева справед­

спотерей возбуждения — при замыкании ротора на гасительное сопротивление [18]. Особенность асинхронного режима генератора

снепосредственным охлаждением обмоток — быстрое нарастание температуры крайних пакетов стали и некоторых конструктивных элементов статора из-за резкого увеличения индукции магнитных полей рассеяния в зоне лобовых частей обмотки [19, 30]. Ограниче­ ние длительности асинхронного режима генераторов с непосред­ ственным охлаждением обмоток требует возможно более быстрого дополнительного снижения до допустимого значения (40%) актив­

ной нагрузки агрегата, потерявшего возбуждение. В соответствии, с [31] для всех турбогенераторов мощностью 63—500 МВт допустим кратковременный асинхронный ход с потерей возбуждения до 14 мин. Последующая ресинхронизация сохраняет его в работе. При дефи­ ците реактивной мощности генератор следует отключать. Нужно отключать и турбогенераторы мощностью 800 МВт и более при возникновении асинхронного хода с потерей возбуждения.

Повышение напряжения обмотки статора наблюдается при работе генератора на холостом ходу из-за неисправностей в системе возбуждения. Кратковременное повышение напряжения возникает и при отключении генератора от сети на холостой ход. Повышенное напряжение на блочных трансформаторах и автотрансформаторах появляется по тем же причинам, что и на блочных турбогенерато­ рах. Это ведет к перевозбуждению трансформатора и увеличению магнитной индукции.сердечника до насыщения. Перевозбуждение блочного трансформатора отмечается при пониженной частоте в момент пуска или останова энергоблока, если ошибочно прежде­ временно возбужден генератор во время разгона турбины, при частотном пуске генератора в режиме синхронного компенсатора, при отказе автомата гашения поля (АГП) после закрытия стопор­ ного клапана турбины.

При включении силового трансформатора или при восстановле­ нии напряжения после отключения внешнего КЗ может произойти увеличение тока намагничивания до 4—5 1||0Мт . Ток включения (бросок тока намагничивания) практически имеет однополярный характер. В трехфазных трансформаторах при включении возможно протекание в одной из фаз тока без апериодической составляющей, положительные и отрицательные полуволны которого равны так называемому «периодическому» броску [32]. Этот бросок может составлять 0,5 амплитуды однополярного тока включения в других фазах. При протекании в первичной цепи однополярного тока вклю­ чения ТА насыщается, и в его вторичной цепи появляется так назы­ ваемый «трансформированный» ток включения. Как показано в [33], действующие значения «трансформированного» броска могут дости­ гать 0,5 действующего значения первичного однополярного тока включения.

Наиболее распространенные повреждения турбогенератора — это повреждения в обмотках ротора: замыкание на корпус в резуль­ тате нарушения корпусной изоляции, разрушение изоляции от бан­ дажа и витковые замыкания вследствие нарушения изоляции витков. Витковые замыкания имеют место как в пазовой, так и в лобовой части обмотки ротора. Большая часть их приходится на обмотку ротора с изоляцией витков в виде прокладок, в генераторах с воз­ душным охлаждением [34]. Замыкание на корпус ротора в одной точке не влияет на работу турбогенератора, но появляется опасность повреждения изоляции цепей возбуждения во второй точке. При этом шунтируется часть обмотки ротора и искажается магнитное поле генератора, что приводит к вибрации, разрушению уплотнений и подшипников, выгоранию изоляции, оплавлению меди. У крупных турбогенераторов замыкания на корпус обмотки ротора в двух точ­ ках даже при быстром отключении турбогенератора могут вызвать значительные повреждения ротора.

Наиболее часто возникает замыкание обмотки статора на землю, вследствие повреждения изоляции. Наибольшее число повреждений изоляции стержня приходится на пазовую его часть. Серьезные повреждения изоляции лобовых частей наблюдаются в результате воздействия электродинамических сил. Для мощных турбогенерато­ ров опасен ток замыкания на землю более 2А [19]. Замыкания на землю наиболее часто возникают вблизи линейных выводов, однако отмечаются замыкания и вблизи нейтрали при снижении сопротив­ ления изоляции в системах водяного охлаждения.

Витковые КЗ обмотки статора — наиболее распространенный вид повреждения. Витковые КЗ отмечаются между витками одной фазы, у обмотки с параллельными ветвями — между витками этих ветвей. Витковые КЗ чаще всего являются следствием замыкания на землю. Следует отметить, что мощные генераторы имеют стерж­ невую обмотку, поэтому витковые КЗ без замыкания на землю мало­ вероятны. Для них характерны большие токи в месте замыкания и незначительное изменение токов в незамкнувшей части обмотки.

Междуфазные КЗ в обмотке статора наиболее часто возникают в результате расширения замыканий на землю, распайки мест соеди­ нения стержней. Дуга, появляющаяся в распаянном контакте, за­

задача, связанная с необходимостью учета индуктивностей и взаимоиндуктивностей контуров поврежденных обмоток. Как показано в [30], эти токи КЗ в несколько раз превышают токи КЗ на выво­ дах генератора. Периодическая составляющая сверхпереходного тока КЗ на выводах— (5—5,6) 11|ом, постоянная времени первичной цели — до 0,6 с. Следует отметить, что на многих генераторах с па­

раллельным тиристорным самовозбуждением отсутствует последо­ вательный трансформатор. Это обусловливает значительное умень­ шение тока возбуждения и тока в цепи статора генератора при близких трехфазных и двухфазных КЗ на землю. Установившийся ток трехфазного КЗ за трансформатором блока (на его выводах или шинах) значительно меньше номинального тока генератора. Так как затухание тока трехфазного КЗ происходит быстро и за время, рав­ ное времени резервной защиты, отключать генератор при таких повреждениях не следует. При КЗ на стороне генераторного на­ пряжения ток трехфазного КЗ в генераторе весьма мал и в его авто­ матическом отключении также нет необходимости. Однако БГТ при этом необходимо отключить, так как в месте повреждения про­ ходит ток КЗ большой кратности от ЭЭС [31]. К основным видам повреждений блочных трансформаторов и автотрансформаторов относятся витковые КЗ, однофазные КЗ, замыкания на землю на стороне НН, многофазные КЗ. Витковые замыкания — наиболее распространенный вид повреждения силовых трансформаторов. Анализ показал, что 60—65% ремонтного фонда составляют трансформаторы с витковыми КЗ, которые вызваны старением

низкой динамической устойчивости при внешних КЗ. Характер повреждения при витковых КЗ таков, что 90% трансформаторов нуждаются в полной замене обмоток. Это связано с недостаточной чувствительностью дифференциальной защиты: в месте виткового КЗ выделяется большая мощность, она и приводит к расширению

в контуре замыкания может в несколько раз превышать номи­ нальный ток при незначительном изменении его на выводах транс­ форматора [35]. Витковые КЗ в своем развитии переходят в многофазные или однофазные КЗ. Последние возникают на стороне НН и СН с заземленной нейтралью. К внутренним однофазным КЗ относятся также повреждения изоляции вводов ВН трансформатора. Повреждение развивается медленно, начинается с частичного про­ боя изоляций и возрастания активного тока утечки. Многофаз­ ные КЗ возникают в трехфазных трансформаторах. В группах одно­ фазных трансформаторов отмечаются только однофазные КЗ.

1.4.Функции и структура релейной защиты

Внастоящее время для энергоблоков используется 12 вариантов схем соединения БГТ с РУ 110—750 кВ [18]. Функции РЗ и состав УРЗ для всех вариантов схем БГТ зависят от мощности турбогене­ ратора, наличия генераторного включателя и уровня ВН блочного

Рис. 1.4. Схема цепей переменного тока релейной защиты энергоблока с турбогенератором 300 МВт