Захист трансформатора від перевантажень

У пристрої R3IPT передбачена можливість організовувати захист від перевантажень із залежною від кратності перевантаження витримкою часу. Але в Україні захисти з такими характеристиками поки що не використовують. Для захисту від перевантажень застосовують одну ступінь із трьох, які передбачені на кожній стороні трансформатора.

Струм спрацювання захисту від перевантажень розраховують згідно (8.87). Тільки значення коефіцієнта повернення в цій формулі необхідно приймати . Після цього цей струм перераховують у відносне значення шляхом ділення первинного струму спрацювання, розрахованого для відповідної сторони силового трансформатора, на номінальний первинний струм трансформатора струму цієї сторони.

Захист від перевантажень рекомендують встановлювати зі всіх сторін трансформатора незалежно від особливостей режимів роботи та живлення трансформатора, оскільки це не вимагає встановлення додаткової апаратури.

Функція резервування відмови вимикача

Після спрацювання захистів R3IPT формуються сигнали на вимикання вимикача середньої напруги (робота МСЗ середньої напруги трансформатора), вимикача низької напруги (робота відповідного МСЗ), вимикання всіх вимикачів – наприклад, робота диференційного захисту трансформатора. Деколи можлива відмова вимикача, на вимикання якого діє пристрій. Якщо відмовляють вимикачі сторони середньої чи низької напруги, то пристрій R3IPT із витримкою часу формує сигнал на вимикання вимикача зі сторони високої напруги трансформатора.

Витримку часу пристрою резервування відмови вимикача (ПРВВ) визначають за виразом

(8.97)

де – час вимикання вимикача, для сучасних вимикачів, наприклад, елегазових, цей час можна приймати 0,05 с; _. – час повернення пристрою у вихідний стан; – запас, обумовлений можливим збільшенням часу вимкнення вимикача. Враховуючи числові значення величин, які входять у вираз (8.97), час роботи ПРВВ знаходиться у межах 0,15  0,2 с.

Питання для самоперевірки

1. Які переваги мають цифрові захисти трансформатора у порівнянні з традиційними?

2. Які функції викунує цифровий захист трансформатора?

3. Як розраховується характеристика гальмування цифрового диференційного захисту трансформатора фірми ALSTOM?

4. Для чого використовуються дві групи уставок в цифрових захистах?

5. Як розраховується уставка спрацювання за часом пристрою резервування відмови вимикача?

Розділ 9 захист генераторів

9.1. Види пошкоджень та особливі режими генераторів

Режим генератора визначається значеннями його електричних параметрів та характеристиками його системи охолодження. Тривалість усталеного режиму генератора обмежується в першу чергу його нагрівом, температурою окремих його частин, котра не повинна перевищувати максимально допустимий рівень, а також його механічним станом – вібрацією машини. Тому режими генератора можна умовно розділити на три групи:

• довготривалі допустимі;

• короткочасно допустимі;

• аварійні.

Оскільки релейний захист генератора діє під час виникнення аварійних режимів, більш детально зупинимось саме на цій групі режимів.

До аварійних режимів відносять такі режими, які не можуть бути ліквідовані під час роботи генератора. Ці режими приводять до недопустимого перегрівання окремих частин генератора та його системи збудження, появу вібрації і як наслідок, до механічного пошкодження генератора. В аварійних ситуаціях генератор повинен автоматично вимикатись від мережі електричними (як правило релейними) та технологічними захистами. Релейні захисти спрацьовують під час виникнення зовнішніх та внутрішніх пошкоджень генератора. Технологічні захисти спрацьовують під час виникнення аварійних ситуацій в теплосиловій частині енергоблоку, а також у випадку пошкоджень в системі охолодження генератора. Робота релейних та технологічних захистів взаємопов‘язана.

Як правило, аварійні режими генератора виникають внаслідок пошкоджень генератора.

До основних видів пошкоджень генератора відносяться багатофазні к.з.; виткові замикання та замикання на землю в обмотці статора; замикання в одній та двох точках обмотки збудження.

Найбільш часто зустрічаються однофазні замикання обмотки статора генератора. Вони супроводжуються незначним рівнем струмів, (від кількох ампер до кількох десятків ампер), оскільки генератори на електричних станціях працюють, як правило, з ізольованою нейтраллю. Найчастіше однофазні замикання виникають на ділянках обмотки статора поблизу лінійних виводів. Про те, можливе замикання і біля нульових виводів генератора, яке виникає внаслідок пониження рівня ізоляції під дією води системи охолодження генератора.

Експериментально встановлено, якщо струм замикання на землю перевищує 5 А, в місці пошкодження виникає дуга, яка приводить до виплавлення міді обмотки та активної сталі статора генератора, тобто до механічного пошкодженя генератора. Тому захист у випадку виникнення такого пошкодження повинен діяти на вимкнення генератора від мережі без витримки часу та на гасіння його поля.

У випадку виникнення виткових замикань в місці пошкодження виникає значний струм, який може привести до значних пошкоджень обмотки та сталі генератора, рівень фазних струмів змінюється незначно.

Як показав досвід експлуатації генераторів, виткові замикання однієї фази виникають як розвиток однофазних замикань на землю.

Багатофазні замикання в обмотці статора виникають теж, як правило, внаслідок розвитку однофазних замикань на землю. Для цих пошкоджень характерним є значний рівень струмів, які приводять до значних пошкоджень статора та виплавлення активної сталі.

Тому захисти від виткових та багатофазних замикань повинні діяти без витримки часу на вимкнення генератора від мережі та на гасіння його поля.

Причинами виникнення замикання на землю в одній точці обмотки збудження може бути забруднення ізоляції або її пошкодження. Під час виникнення замикання на землю в одній точці кіл збудження ніяких пошкоджень та зміни режиму генератора не відбувається. Це пояснюється тим, що робоча напруга кіл збудження незначна (кілька сотень вольт), ємність обмотки збудження відносно землі невелика і тому в місці замикання не буде протікати струм, який може викликати пошкодження генератора. Тому захист від замикань на землю в одній точці обмотки ротора може діяти на сигнал. Але в цьому випадку збільшується імовірність появи землі в другій точці, що може привести до значних пошкоджень в генераторі. Якщо пониження рівня ізоляції кіл збудження є недопустимо низьким, про що свідчить спрацювання відповідної сигналізації на блочному щиті управління енергоблоком, оперативний персонал повинен перевести збудження генератора з робочого збудника, а це на більшості генераторів тиристорна система збудження, на резервний збудник (електромашинна система). Необхідність такого переведення обумовлена тим, що в напрузі збудження, яка прикладається до кілець ротора генератора від тиристорного збудника, є вищі гармонічні складові, викликані роботою тиристорів. Під дією цих вищих гармонічних в напрузі через місце пошкодження може протікати значний ємнісний струм, який буде ще більше поглиблювати пошкодження ізоляції в місці замикання. Якщо після переводу збудження на резервний збудник, замикання в колах збудження зникне, генератор залишається працювати з резервною системою збудження до ліквідації несправностей в робочій системі збудження. Якщо ж після переводу збудження земля в колах збудження не зникне, генератор необхідно терміново розвантажити та вимкнути з мережі.

У випадку виникнення замикання на землю в двох точках обмотки ротора частина витків обмотки ротора шунтується і виникає спотворення поля генератора. Внаслідок цього виникають значні вібрації ротора генератора, що приводить до пошкоджень підшипників генератора, виходу водню з корпусу генератора (для генераторів з водневим охолодженням), що в свою чергу може привести до вибуху водню і виникнення пожежі в машинному залі та значних пошкоджень обладнання електричної станції. Тому захист від замикань на землю в двох точках обмотки ротора повинен діяти на вимкнення генератора від мережі без витримки часу та гасіння його поля.

На потужних генераторах з безпосереднім охолодженням обмоток, які працюють з значними струмами збудження (наприклад, номінальний струм збудження генератора потужністю 300 Мвт складає порядку 3000 А), навіть у випадку швидкого вимкнення генератора від мережі після виникнення замикання в двох точках обмотки збудження, наслідки можуть бути важкими. Відомі випадки вигорання частини вала генератора та розрушення зубців ротора після замикання в двох точках кіл збудження. Враховуючи важкі наслідки таких пошкоджень потужні генератори повинні вимикатись від мережі після появи замикання кіл збудження в одній точці.

Слід відмітити, що всі захисти, які діють під час пошкодження генератора, крім вимкнення генератора від мережі, гасіння його поля, діють через кола технологічних захистів на закриття стопорних клапанів турбіни, на зупинку паросилового обладнання та перевід живлення власних потреб блока з робочого на резервне джерело.

До особливих режимів генератора відносяться: асинхронний режим, симетричні та несиметричні перевантаження обмотки статора; перевантаження обмотки ротора; перевищення напруги на виводах статора генератора на холостому ході.

Перевантаження статора та ротора виникає у випадку виникнення несправностей в системі автоматичного регулювання збудження (АРЗ) генератора, коли безпідставно збільшується струм в обмотці ротора, а також у випадку дефіциту реактивної потужності в даній ділянці енергосистеми. В останньому випадку система АРЗ також діє на збільшення струму в обмотці ротора. Короткочасне перевантаження обмотки статора можливе також у випадку самозапуску двигунів. Тривалість таких перевантажень обмежується умовами збереження електричних та механічних властивостей ізоляції обмоток.

Для ліквідації перевантаження в обмотці статора і ротора в системі АРЗ передбачений блок, який діє з витримкою часу, яка залежить від кратності перевантаження, на зниження струму в обмотці ротора. У випадку, коли перевантаження обмотки ротора не ліквідовується, релейний захист з більшою витримкою часу діє на вимкнення генератора від мережі.

Перевантаження обмотки статора генератора супроводжується перевантаженням обмотки ротора. Тому спеціальний захист від перевантажень в обмотці статора не передбачений, передбачений тільки сигнальний орган. В випадку перевантаження обмотки статора оперативний персонал електростанції повинен вручну розвантажити генератор по реактивній потужності, а у випадку, коли це не дало очікуваного ефекту, розвантажити генератор і по активній потужності. Якщо розвантаження генератора неможливе, оперативний персонал повинен вручну вимкнути генератор від мережі та перевести блок на холостий хід.

Несиметричні перевантаження в обмотці статора виникають як наслідок неповнофазних режимів в енергосистемі. Причиною неповнофазних режимів можуть бути однофазні АПВ (ОАПВ) на лініях, навантаження тягових підстанцій, дугових електропечей, а також обриви провідників ЛЕП або ошиновки підстанцій, неповнофані комутації вимикачів, а також несиметричні к.з. Під час виникнення несиметричних режимів в обмотці статора виникає поле, утворене струмами оберненої послідовності. В результаті взаємодії цього поля з ротором, в останньому наводяться струми подвійної частоти, які викликають нагрів бочки ротора, зубців та пазових клинів, особливо в торцевих зонах ротора. Наявність оберненого поля створює також пульсуючий в просторі електромагнітний момент, який викликає підвищену вібрацію генератора.

Під час виникнення несиметричного режиму оперативний персонал повинен вручну ліквідувати цей режим. Якщо несиметричний режим не ліквідовується, оперативний персонал повинен вручну розвантажити генератор та вимкнути його з мережі. Якщо ж персонал не приймає ніяких мір з ліквідації несиметричного перевантаження працює спеціальний захист, який з витримкою часу, яка залежить від величини перевантаження діє на вимкнення генератора від мережі.

Асинхронний режим генератора може виникати у випадку повної втрати збудження або часткової втрати збудження, коли генератор переходить в несинхронний режим в результаті порушення стійкості енергосистеми.

Причинами виникнення асинхронного режиму можуть бути зовнішні к.з., неправильні дії оперативного персоналу, особливо під час переведення збудження генератора з робочої системи збудження генератора на резервну систему або навпаки, а також у випадку несправності в системі збудження генератора, зокрема в системі АРЗ.

У випадку повної втрати збудження генератор переходить в асинхронний режим. В цьому режимі генератор продовжує видавати активну потужність, збільшується частота обертання ротора генератора, генератор починає споживати реактивну потужність. Координати режиму генератора (фазні струми, напруги, активна та реактивна потужності) коливаються відносно середнього значення з подвійною частотою ковзання. Також в цьому режимі виникає перегрів крайніх пакетів статора генератора, а також елементів обмотки ротора, особливо в його торцевих зонах. За рахунок споживання значної реактивної потужності з системи понижується напруга, погіршуються умови стійкої роботи системи. Якщо генератор перейшов в асинхронний режим з розімкненою обмоткою збудження, то на цій обмотці внаслідок різниці частоти обертання ротора та магнітного поля статора наводиться е.р.с., яка може привести до виникнення перенапруги на цій обмотці та пробою її ізоляції. Для захисту обмотки ротора від пробою ізоляції в колі збудження генератора передбачений контактор, який в такому режимі спрацьовує та шунтує обмотку ротора на активний опір.

В принципі для турбогенераторів допустима тривала робота в асинхронному режимі. Тривалість такого режиму для турбогенераторів визначається температурним режимом генератора – перегрівом крайніх пакетів сталі сердечника статора, а також металевих конструкцій в зоні лобових з‘єднань обмотки статора та в торцевих частинах ротора. Але в цьому режимі генератор повинен бути розвантажений по активній потужності через систему регулювання швидкості турбіни, зокрема через електрогідравлічну приставку регулятора швидкості турбіни. Наприклад, якщо генератор розвантажений по активній потужності до величини порядку 40% від номінальної, то він може працювати в асинхронному режимі на протязі 15 хвилин.

Але в асинхронному режимі генератор споживає значну реактивну потужність з мережі. Тому понижується напруга в вузлах енергосистеми і погіршується стійкість роботи енергосистеми в цілому. Тому для генераторів великої потужності (500 МВт, 800МВт, 1000 МВт), а також для генераторів, які працюють в енергосистемі з дефіцитом реактивної потужності, асинхронний режим недопустимий – у випадку виникнення асинхронного режиму вони повинні негайно вимикатись від мережі.

Ліквідацію асинхронних режимів здійснює спеціальна протиаварійна автоматика. У функції релейного захисту ліквідація асинхронного режиму не входить. Навпаки, захисти генераторів від внутрішніх пошкоджень відлагоджуються від асинхронного режиму, вони не повинні на нього реагувати.

Підвищення напруги може виникнути після вимкнення генератора від мережі, внаслідок несправності в системі АРЗ, або у випадку його відсутності (робота генератора на резервному електромашинному збуднику або робота з тиристорним збудником, коли управління ним здійснюється від блоку ручного управління). В таких умовах після вимкнення генератора від мережі виникає перенапруга, яка може привести до пробою ізоляції обмотки статора. Тому передбачений захист, який у випадку підвищення напруги на холостому ході генератора діє на гасіння його поля.

Згідно ПУЕ на генераторах потужністю вище 160 МВт повинні бути передбачені наступні захисти:

– поздовжній диференційний захист від внутрішніх міжфазних к.з. в обмотці статора;

– поперечний диференційний захист від виткових замикань в обмотці статора;

– захист від однофазних замикань на землю в обмотці статора генератора;

– захист від зовнішніх симетричних к.з.;

– захист обмотки статора від підвищення напруги на холостому ході;

– захист від несиметричних к.з. та несиметричних перевантажень обмотки статора;

– захист обмотки статора від симетричних перевантажень;

– захист обмотки ротора від перевантажень ;

– захист кіл збудження від замикань на землю в одній точці ;

– захист кіл збудження від замикань на землю в двох точках.

Питання для самоперевірки

1. Яка різниця між технологічними та релейними захистами генератора?

2. Характеристика основних видів пошкоджень генератора і дія релейних захистів у випадку їх виникнення.а що діють релейні захисти генератора?

3. Особливі режими генератора. Їх характеристика.

4. Як здійснюється ліквідація асинхронного ходу генератора?

5. Які захисти згідно ПВЕ встановлюються на генераторах потужністю 160 МВт та вище?