книги из ГПНТБ / Церазов, А. Л. Электрическая часть тепловых электростанций учебник

с действием на сигнал и отстраивается током срабаты­ вания от номинального тока трансформатора

k /т.н о м

(9-21)

где kH= 1,05.

По времени действия защита отстраивается от вре­ мени действия защит от токов внешних к. з.

Защита от токов внешних к. з. является одновремен­ но резервной защитой трансформатора. Для защиты от однофазных к. з. ее дополняют специальной токовой

Рис. 9-15. Принципиальная схема защиты повышающего трансфор­ матора от токов внешних коротких замыканий и перегрузки.

защитой нулевой последовательности. Защита от токов внешних к. з. устанавливается у повышающих двухобмо­ точных трансформаторов на стороне низшего напряже­ ния, у понижающих двухобмоточных трансформаторов— на стороне высшего напряжения. Защита выполнена аналогично подобной защите генератора и состоит из

Двух комплектов: максимальной токовой защиты с йуском минимального напряжения (реле 3, 4), токовой защиты обратной последовательности (реле 5, 6) от не­ симметричных к. з. Ток срабатывания защиты от симме­ тричных к. з. выбирается по (9-21), где kH= 1,1 -г-1,5.

Напряжение срабатывания принимается равным (0,5 ч-0,6) t/ном, ток срабатывания защиты от несимме­ тричных к. з.

/с.з=(0,5-ь0,7)/т.„ом. (9-23)

Время срабатывания защиты выбирается по (9-9). Защита от токов однофазных к. з. (реле 7, 8) уста­ навливается на стороне ПО кВ (с большим током за­ мыкания на землю). Токовое реле защиты может быть включено на трансформатор тока, установленный в ней­ трали трансформатора (ЗТТ) или на фильтр тока нуле­ вой последовательности (2ТТ). Первый вариант являет­ ся предпочтительным. По первому варианту защита отстраивается от тока 3/0 в трансформаторе, при кото­ ром защита смежного элемента находится на грани

срабатывания

~ ^пр.макс + Аt.

Для защиты блоков генератор-трансформатор уста­ навливаются все перечисленные для генераторов и трансформаторов защиты, при этом защита от внешних токов к. з. и перегрузки устанавливается в одном ком­ плекте на генераторе. Кроме того, защиты имеют ряд особенностей.

9-10. ЗАЩИТА СБОРНЫХ ШИН

Для быстрого отключения сборных шин предусматрива­ ют дифференциальную защиту. Для защиты шин РУ напряжением 35 кВ и выше дифференциальная защита выполняется полной, для защиты шин напряжением меньше 35 кВ — неполной.

На рис. 9-16 показана схема дифференциальной за­ щиты секции шин для одной фазы. В полной дифферен­ циальной защите трансформаторы тока устанавливаются на всех присоединениях к шинам, токовое реле включа-

242

ется дифференциально. Защита отстраивается от мак-

Для того чтобы защита не срабатывала при обрыве соединительных проводов, ее отстраивают от тока наи­ более нагруженного присоединения

Рис. 9-16. Принципиальная схема полной дифференциальной защиты шин.

Защита действует без выдержки времени на отклю­ чение всех присоединений. Чувствительность защиты при металлическом к. з. на шинах должна быть не ниже k4~^2.

На рис. 9-17 показана схема неполной дифферен­ циальной защиты секции сборных шин генераторного напряжения (показано для одной фазы). В неполной дифференциальной защите трансформаторы тока уста­ навливаются только в питающих присоединениях. Это уменьшает число трансформаторов тока и протяжен­ ность соединительных проводов и, следовательно, повы-

шает надежность защиты и снижает ее стоимость. Ха­ рактерной особенностью последней защиты является то, что реактированные линии нагрузки оказываются в зоне действия дифференциальной защиты. При этом в нор­ мальном режиме через реле проходит суммарный ток этих линий. Для того чтобы обеспечить быстрое отклю-

Ри.с. 9-17. Принципиальная схема неполной дифференциальной защи­ ты шин.

чение повреждений шин, а также резервировать отказы защит и выключателей отходящих линий, неполная диф­ ференциальная защита имеет два комплекта: грубый (без выдержки времени) и чувствительный (с выдерж­ кой времени). Грубый комплект (реле 1) отстраивается током срабатывания от максимального тока к. з. за ре­ акторами и максимального суммарного тока нагрузки остальных линий

(9-27)

к.з.макс

Защита действует при к. з. на шинах и в части обмотки реактора. Чувствительность защиты при к. з. на шинах &ч>1,5.

Чувствительный комплект (реле 2) отстраивается от максимального суммарного тока нагрузки

(9-28)

244

Выдержка времени защиты (реле 3) выбирается на

ступень больше наибольшего времени срабатывания за­ щиты линий нагрузки (9-9)

~ ^пр.макс + Л/.

Чувствительность защиты при металлическом к. з. за реактором должна быть k4^ l ,2 .

Дифференциальная защита шин напряжением 35 кВ и ниже выполняется в двух фазах, дифференциальная защита шин напряжением ПО кВ и выше — в трех фазах.

9-11. УСТРОЙСТВА РЕЗЕРВИРОВАНИЯ ОТКАЗА ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ И ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ

В сетях напряжения ПО кВ и выше в связи с условиями сохранения устойчивости электрических систем предъ­ являются повышенные требования к быстродействию за­ щиты. Вместе с тем (это относится прежде всего к воз­ душным линиям, где относительно часто происходят однофазные к. з.) в таких условиях возможны отказы выключателя.

В общем случае отказы защит и выключателей ре­ зервируются защитами смежных элементов (такой спо­ соб называют дальним резервированием). Однако даль­ нее резервирование, с одной стороны, бывает недостаточ­ но быстродействующим, с другой — приводит к отключе­ нию большого числа присоединений. Поэтому в сетях ПО кВ и выше в соответствующих условиях нашло при­ менение устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ). Действие этого устройства состоит в том, что основная защита выключателя в случае его отказа пов­ торно посылает сигнал на приведение в работу защиты смежных элементов (например, защиты шин, которая отключает секцию с поврежденными выключателями).

Для обеспечения надежной работы электростанции при повреждениях в электрической сети и аппаратах широко применяются следующие средства противоаварийной автоматики.

Автоматическое повторное включение (АПВ). Значи­ тельное число к. з. в кабельных и особенно в воздушных

линиях имеет неустойчивый характер и самоликвиди­

руется при снятии напряжения на время, достаточное для деионизации дугового промежутка и восстановления

245

его электрической прочности. Наиболее частым видом проходящего повреждения является однофазное к. з. в воздушных линиях, возникающих в результате атмос­ ферных перенапряжений. В связи с этим автоматическое повторное включение в работу аварийно отключившихся линий в значительном числе случаев приводит к восста­ новлению работы линий.

Автоматическая частотная разгрузка (АЧР) состоит

баланса активных мощностей). Отключение части на­ грузки позволяет восстановить баланс мощностей и тем самым предотвратить останов электрической станции, сохранив достаточный уровень частоты в системе.

Автоматический ввод резерва (АВР) (рис. 9-18).

Действие АВР заключается в том, чтобы при исчезнове­ нии или значительном снижении напряжения на секции с. н. или в случае повреждения рабочего трансформато­ ра отключить рабочий трансформатор и подключить резервный. На рис. 9-18 в рабочем состоянии выключа­ тели 1В и 2В включены, выключатель ЗВ отключен. При отключении 2В изменяют положение и его блокконтакты. Блок-контакт в цепи питания реле 6 размыка­ ется. Однако контакт реле 6 размыкается с выдержкой времени, достаточной для того, чтобы замкнувшийся второй блок-контакт 2В подал через контакт реле 6 импульс на включение контактора ЗКП. Последний, замкнув свои контакты, подает питание на электромаг­ нит включения ЗЭВ и выключатель ЗВ включается. Пос­ ле истечения выдержки времени на отпадание контакт реле 6 разомкнется. Это обеспечивает однократность дей­ ствия АВР, которая необходима для того, чтобы при включении резервного трансформатора с. н. Tve3 на по­ врежденную секцию (на секции непроходящее к. з.) после отключения ЗВ его защитой не произошло повтор­ ного включения ЗВ под действием АВР.

Устройство АВР приходит в действие при поврежде­ ниях в рабочем трансформаторе Граб с. н., после отклю­ чения защитой через промежуточное реле 4 выключате­ лей 1В и 2В.

Если возможно исчезновение напряжения на секции без отключения выключателя 2В (например, исчезло пи­ тание на рабочем трансформаторе с. н. Граб), то в схему

246

добавляют пусковой орган АВР, состоящий из двух реле минимального напряжения 1 и 2, питающихся от транс­ форматора напряжения 2ТН, установленного на секций с. н. и реле времени 5. Реле времени 5 отстраивает за­ щиту минимального напряжения от кратковременных посадок напряжения, вызванных к. з. на отходящих

Рис. 9-18. Принципиальная схема АВР собственных нужд.

линиях от РУ с. н. Реле максимального напряжения 3 позволяет действовать защите минимального напряже­ ния только при наличии напряжения на вторичной сто­ роне резервного трансформатора. Защита минимально­ го напряжения действует на отключение выключателя 2В, после чего приходит в действие АВР.

Глава д е с я т а я УПРАВЛЕНИЕ В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ И НА ТЭС

10-1 ОРГАНИЗАЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ

Обслуживание энергосистемы имеет две формы:

1. Техническое обслуживание — обслуживание мате­ риальной части: содержание в рабочем состоянии обо-

247

рудбванйя, проведение своевременных профилактических и капитальных ремонтов, замена изношенного и уста­ ревшего оборудования новым, технически более совре­ менным.

2. Оперативное обслуживание — использование мате­ риальной части: выполнение плана выработки и распре­ деления электрической и тепловой энергии, обеспечение высокого качества энергии, получение максимального экономического эффекта. Персонал, занимающийся опе­ ративным обслуживанием, называют оперативным (де­ журным) .

Оперативное управление энергосистемой осуществля­ ется диспетчерской службой, которая в свою очередь подчиняется диспетчерской службе объединенной энерго­ системы. В подчинении у диспетчеров энергосистем на­ ходятся дежурные инженеры электростанций, диспетче­ ры районных диспетчерских пунктов, в ведении которых находятся соответственно электростанции, электросети с их подстанциями. Диспетчеру районного диспетчер­ ского пункта подчинены диспетчеры сетевых районов или участков.

Обслуживание электростанций и подстанций возмож­ но: постоянным дежурным персоналом; дежурством на дому; без постоянного дежурного персонала. На под­ станциях используют все три вида обслуживания: пер­

небольших ГЭС часто используют второй и третий виды обслуживания. На крупных ГЭС и на всех ТЭС — пер­ вый вид. Здесь руководство оперативным персоналом осуществляет дежурный инженер станции (ДИС) или дежурный подстанции. Ему подчинены начальники смен, последним — электромонтеры, электромеханики и т. д.

В обязанности оперативного персонала станции вхо­ дит:

регулирование режимов работы основного оборудова­ ния в соответствии с планом выработки электрической и тепловой энергии, обеспечение высокого качества энер­ гии при наилучших экономических показателях;

контроль за исправностью оборудования, своевремен­ ное принятие мер по устранению неисправностей;

оперативные переключения, связанные с включением и отключением агрегатов по графику нагрузки, с выво­ дом в ремонт и выводом из ремонта оборудования, с под­

248

готовкой рабочего места для ремонта и приемом его после ремонта;

оперативные переключения, связанные с ликвидацией аварии.

В части организационной структуры оперативного управления и подчинения на электростанциях и подстан­ циях на сегодняшний день сложились три структуры: цеховая, блочная, централизованная. Цеховую и блоч­ ную структуры используют на установках с первым ви­ дом обслуживания, централизованную — в установках со вторым и третьим видами обслуживания.

При цеховой структуре смены закрепляются за це­ хами, например электроцехом, машинным, котельным цехами, все начальники смен подчинены дежурному ин­ женеру станции. Эту структуру применяют на ТЭС с по­ перечными связями, на ГЭС, на крупных подстанциях. Блочная структура применяется на ТЭС блочного типа.

При блочной структуре смены закрепляются за одним или двумя энергетическими блоками котел — турбина — генератор или котел — турбина — генератор-трансформа­ тор, каждая смена обслуживает все оборудование блока (тепловое, механическое и электрическое).

При централизованной структуре управление осуще­ ствляется с центрального пункта, расположенного вне данного объекта.

10-2. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ОПЕРАТИВНОГО

УПРАВЛЕНИЯ

Оперативное управление включает в себя: управление коммутационными аппаратами; регулирование режимов работы силового оборудования; контроль за состоянием оборудования.

Управление может быть ручным и автоматическим. Ручное управление осуществляется оперативным персо­ налом либо при непосредственном воздействии на при­ водной механизм данного аппарата (устройства), либо с пункта управления с помощью командоаппарата, пере­ дающего оперативную команду исполнительному органу приводного механизма посредством электрического тока. Автоматическое управление предусматривает воздейст­ вие на исполнительный орган выходного контакта авто­ матического устройства аналогично действию командо­ аппарата,

249

Электрическую схему управления можно разделить на три составные части: 1) командоаппарат, находящий­ ся на пункте управления; 2) связь между командоаппаратом и исполнительным органом; 3) исполнительный орган, воздействующий на управляемый объект.

Электрические схемы сигнализации и измерения делятся на три аналогичные составные части: 1) дат­ чик сигнала, находящийся на управляемом объекте; 2) связь между датчиком и приемником; 3) приемник сигнала, находящийся на пункте управления. Выбор способа связи определяется расстоянием между пунктом управления и управляемым объектом. В настоящее вре­ мя существует два способа связи и соответственно два вида оперативного управления: дистанционное и телеме­ ханическое.

С и с т е м у д и с т а н ц и о н н о г о у п р а в л е н и я применяют при расстояниях, не превышающих сотен ме­ тров, для управления в пределах станций или подстан­ ций. Для управления используют постоянный и пере­ менный ток напряжением до 220 В при непосредствен­ ной связи командоаппарата с исполнительным органом, датчика — с приемником.

С и с т е м у т е л е м е х а н и ч е с к о г о у п р а в л е н и я применяют при расстояниях, измеряемых десятками, сотнями километров, когда систему дистанционного управления применить невозможно.

Здесь команды и сигналы преобразуются на пере­ дающем конце в импульсные сигналы, передаваемые по каналам связи. Такое преобразование позволяет пе­ редать сигналы на большое расстояние без искажения. На приемном конце сигналы вновь преобразуются в электрическую величину, удобную для управления, сигнализации или в показание измерительного прибора.

Для передачи телемеханических импульсов, исполь­ зуют либо телефонные кабели (при небольших расстоя­ ниях), либо линии электропередачи (при больших рас­ стояниях) .

Особенности имеет система телеизмерений ближнего действия (система интенсивности), применяющаяся при расстояниях не более 15—30 км. В отличие от телеизме­ рительной системы дальнего действия, использующей пе­ редачу измерений импульсными признаками, в телеизме­ рительной системе ближнего действия измеряемая ве­ личина преобразуется в эквивалентное значение тока или

250