ЗАЩИТА ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ЭЛЕКТОСТАНЦИЙ ОТ ОБРЫВА ФАЗЫ В ПИТАЮЩЕЙ СЕТИ

РАСЧЕТ НА ПЭВМ ТОКОВ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ ДЛЯ ВЫБОРА УСТАВОК РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РЕЖИМА ЗАЗЕМЛЕНИЯ НЕЙТРАЛИ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

При обрыве в питающей сети фазы В разность токов А и С будет равна нулю и реле КАВ отпадает, что приводит к срабатыванию промежуточного реле КL ( рис.1 б ) и в целом всей защиты от обрыва фаз. При обрыве фазы А или С будет отпадать соответственно реле КАА или КАС, что обеспечит работу защиты в этих режимах.

Реле КАВ выполняется путем реконструкции токового реле РТ-40 и подобно реле контроля синхронизма типа РН-5. Каждая из его катушек имеет две изолированные полуобмотки. Нижняя полуобмотка одной из катушек соединяется с верхней полуобмоткой другой катушки. Благодаря чему коэффициент связи между обмотками близок к единице и при совпадающих по фазе токах, магнитные потоки, наводимые обмотками, взаимно уничтожаются и электромагнитный момент реле равен нулю. Опишем также разработанную защиту от обрыва фаз с применением реконструкции реле тока обратной последовательности РТФ-1М при установленных трансформаторах тока только в двух фазах А и С. Реле рассчитано на подключение к трем фазам тока , причем его трансформатор тока включается на разность токов фаз С и А , а трансреактор на разность токов фаз В и С [ 2 ]. В предложенной схеме подключенного трансформатора тока (ТА) остается без изменений, то есть на разность токов Ic-Ia. Трансреактор, с учетом того, что отсутствующий ток фазы В можно представить как Ib=-Ia-Ic, необходимо подключить на токи -Ia-2Ic. Для этого соединим последовательно и согласно две первичные обмотки трансреактора и подключим их к току фазы С. Намотав дополнительную обмотку с таким же числом витков, как и у существующих обмоток, подключим ее к току фазы А. В результате мы сможем использовать существующие сердечники ТА в фазах А и С, предназначенные для защиты и соединенные на разность токов двух фаз.

Рассмотренные выше защиты позволяют осуществить защиту АД только в случае обрыва фазы в цепи статора двигателя. Если же обрыв происходит на питающей ЛЭП, то защиты двигателей могут не работать т.к. полного исчезновения тока хотя бы в одной из фаз АД не происходит из-за схемы соединения в треугольник обмоток питающего трансформатора. Расчетно-эксперименталные исследования неполнофазных режимов работы двигателей С. Н. ТЭС с блоками мощностью 200 и 300 МВт показали, что при обрыве одной из фаз ЛЭП 110 кВ, питающей пускорезервный трансформатор, токи фаз статора двигателей составляют от 60 до 180 % номинального, а токи обратной последавательности 12 - 15 % номинального ( табл 1,2 ).

Из приведенных данных следует, что при глухо-заземленной нейтрали трансформатора защиты двигателей, основанные на применении токовых реле в цепы двигателей, неэффективны. Поэтому предлагается выполнить защиту по схеме рисунка 1б, подключив токовые реле к трансформатором тока на стороне 110 - 330 кВ силового трансформатора. При этом последовательно с контактами реле КАА, КАВ и КАС необходимо также включить параллельно соединенные замыкаемые контакты трех токовых реле фаз А, В, С подключенных к трансформаторам тока силового трансформатора на стороне 6 кВ. Тогда исчезновение тока в одной из фаз на стороне 110 - 330 кВ при наличии тока на стороне 6 кВ будет надежно обеспечивать работу защиты от потери питания при заземленной нейтрали трансформатора. Кроме того, в качестве дополнительного фактора можно использовать появление тока в цепи заземленной нейтрали.

Если же нейтраль трансформатора разземлена, то в качестве пускового органа ( дополнительного фактора ) можно использовать реле напряжения обратной последовательности типа РНФ-1М.

1. Для повышения надежности работы системы собственных нужд блочных электростанций требуется установка защит от обрыва фазы в питающей сети на силовом трансформаторе и отдельных двигателях.
2. Для выявления обрыва фазы в цепи двигателей наиболее целесообразно применять токовые реле в цепи трех или двух фаз или реле тока обратной последовательности. Эти защиты при заземленной нейтрали силового трансформатора неэффективны, в связи с чем необходимо установить защиту на трансформаторе с контролем фазных токов на высокой и низкой стороне, а также в цепи заземленной нейтрали.

1. Сивокобыленко В.Ф., Асдо Талеб Ахмед. Определение потерь в двигательной нагрузке при неполнофазных режимах. Контроль i управлiння в складних системах. Кн. За матерiалами п'ятоi мiжнародноi наук.-техн. Конф. Вiнниця, 3-5 лютого 1999р., Том 3 .-Вiнниця : Унiверсум-Вiнниця, 1999.-стор. 231-237.
2. Гимоян Г.Г. Релейная защита горных электроустановок. М., 1978, 349с.
3. Алексеев В.С., Варганов Г.П., Панфилов Б.И., Розенблюм Р.З. Реле защиты. М., Энергия, 1976, 464с.

На станции имеется два уровня напряжения 110 и 330 кВ, соединенные автотрансформаторной связью. К системе шин 110 кВ присоединены два энергоблока турбогенератор-трансформатор мощностью 300 МВт каждый. К системе шин 330 кВ подключены два энергоблока по 300 МВт и три энергоблока по 800 МВт. На каждом блоке учтена двигательная нагрузка собственных нужд, включающая синхронные и асинхронные двигатели. От каждой системы шин отходят линии связи с электрической системой, а также тупиковая линия с активно-индуктивной нагрузкой. Генераторы 300 МВт снабжены системами самовозбуждения, генераторы 800 МВт - системами независимого возбуждения. Имеется возможность изменять загрузку генераторов, их кратность форсировки, состав двигателей собственных нужд, мощность электрической системы.

Математические модели генераторов, трансформаторов, двигателей, линий электропередачи описаны полными дифференциальными уравнениями Парка-Горева. Уравнения асинхронных двигателей записаны в неподвижных осях a,b. Уравнения трансформаторов и линий записаны в трехфазной системе координат а,b,с, учтена группа соединения блочных трансформаторов Y-D с заземленной нейтралью. Уравнения генераторов и синхронных двигателей записаны в собственных осях d,q, зависящих от углового положения ротора. На каждом шаге расчета, производится пересчет переменных к осям а,b,с. Для учета вытеснения тока массивы роторов генераторов и двигателей представлены двумя эквивалентными демпферными контурами по каждой из осей d,q, а также обмоткой возбуждения по оси d для синхронных машин. Более подробное описание математических моделей элементов приведено в [2,3].

Для определения напряжений в узлах схемы используется метод Гаусса. Для определения токов в ветвях схемы и потокосцеплений вращающихся машин на каждом шаге расчета с помощью метода Рунге-Кутта решается система дифференциальных уравнений, записанных на основании первого закона Кирхгофа для производных токов. Режим короткого замыкания моделируется подключением шунта в месте КЗ.

Предлагаемая программа позволяет получать мгновенные значения токов, напряжений, мощностей в каждой фазе, а также обобщенные вектора этих параметров по трем фазам, углов, описывающих поведение элементов системы; действующие значения токов и напряжений по трем фазам; токи и напряжения прямой, обратной и нулевой последовательностей.

Моделировались 1,2,3-фазные и 2-фазные на землю короткие замыкания на выводах генераторов, на системах шин 110 и 330 кВ, на секциях собственных нужд 6 кВ, на отходящих от шин линиях электропередачи.

Далее приведены некоторые осциллограммы, полученные при моделировании ЭС, аналогичной Углегорской. Полученные результаты сравнивались с имеющимися на Углегорской ТЭС расчетно-экспериментальными данными.

На рис. 2-4 показаны осциллограммы мгновенных значений токов в месте замыкания в каждой из фаз при возникновении в момент времени 0.02 с 3-фазного КЗ на шинах 110 кВ. Максимального значения 108.6 кА достигает ток в фазе С. Апериодическая составляющая в фазных токах к моменту отключения выключателей (0.2 с) еще имеет существенную величину.

Ток можно представить в виде вектора, вращающегося с синхронной скоростью в координатах a,b,c, проекции которого на оси в каждый момент времени являются мгновенными значениями тока в фазах a,b,c. Такой вектор называется обобщенным или результирующим. На рис. 5 показано, как изменяется его модуль при рассматриваемом КЗ. Амплитудное значение равно 108.6 кА. Начальное значение периодической составляющей 66.5 кА, а по расчетам, предоставленным Углегорской ТЭС, эта величина равна 67.83 кА. Соответствующие действующие значения токов при 3-фазном КЗ на шинах 330 кВ составляют 50.5 и 51.54 кА.

На рис. 6-8 приведены осциллограммы мгновенных значений токов одного из генераторов стороны 110 кВ в каждой из фаз при возникновении в момент времени 0.02 с 3-фазного КЗ на шинах 110 кВ. Как видно из рисунков амплитудного значения 82 кА ток генератора достигает в фазе С. Апериодическая составляющая затухает за 0.8 с. По данным Углегорской ТЭС периодическая составляющая тока от генератора - 31 кА, в то время как при моделировании получен ток 30.9 кА. Ударный коэффициент тока КЗ от генератора составил 1.93.

На рис. 9-10 видно, как изменяются токи в фазах А и С генератора (фазы с наибольшими бросками апериодической составляющей) при 1-фазном (фаза А) КЗ на шинах 110 кВ, возникшем в момент 0.02 с, а на рис. 11 показан момент на валу генератора в относительных единицах. Ток в месте замыкания в поврежденной фазе приведен на рис.12. Так как в модели учитывается группа соединения блочных трансформаторов Y-D , то токи, приведенные на рисунках являются действительными токами, протекающими по обмоткам статоров генераторов.

Разработанная модель позволяет рассмотреть поведение всех элементов электростанции при различных коротких замыканиях, получить токи и напряжения во всех ветвях схемы, определить мощности. Имея характер переходного процесса, можно рассчитать уставки релейной защиты, проанализировать работу установленных защит. Результаты, полученные при моделировании, согласуются с данными Углегорской ТЭС, что подтверждает адекватность модели.

1. Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. - М.: Энергия, 1970.-520с.
2. Сивокобыленко В.Ф., Меженкова М.А. Математическая модель электрической станции для анализа поведения турбогенераторов с системами самовозбуждения при коротких замыканиях. "Технічна електродинаміка" спец. Випуск за матеріалами II Міжнародної науково-технічної конференції "Математичне моделювання в електротехниці та електроенергетиці". Київ, інститут електродинаміки НАН України, 1998.
3. Сивокобыленко В.Ф. Переходные процессы в многомашинных системах электроснабжения электрических станций. - Донецк: ДПИ, 1984.- 115 с.

Согласно ПТЭ напряжение смещения нейтрали не должно превышать 15% от номиналь-ного. Однако на практике не всегда удается этого достичь. И, как следует из рис. 2, напряжение смещения может длительное время превышать допустимые нормы. Это приводит к ускоренно-му износу изоляции сети, увеличению количества замыканий на землю, понижению надежно-сти.

При установке в сетях 6 - 35 кВ ДГК снижается скорость восстановления напряжения на "больной" фазе после погасания дуги. При точной настройке катушки в резонанс время восста-новления напряжения до номинального составляет несколько секунд. За это время прочность изоляции в месте повреждения успевает восстановиться. Но этот процесс имеет и отрицатель-ные стороны, потому что все это время на здоровых фазах держится напряжение порядка 1.9 - 2.3 Uф. Относительная длительность существования таких перенапряжений может привести к пробою изоляции в этих фазах, особенно в старых сетях с плохой изоляцией.

В реальных сетях настроить катушку точно в резонанс невозможно, т.к. индуктивность катушки регулируется дискретно. Допускается расстройка катушки v?5%. При расстройке в 5% восстанавливающееся напряжение на поврежденной фазе имеет характер биений. Огибающая напряжения достигает максимума, составляющего 1.78Uф. В дальнейшем, в процессе биений, огибающая напряжения стремится к Uф. Прочность изоляции к моменту максимума биений мо-жет восстановиться, но напряжение 1.78Uф на больной фазе может вызвать повторный пробой изоляции с последующей кратностью перенапряжений 2.89Uф (рис. 3). При расстройке более 25% кратность перенапряжений такая же, как в сетях без установки дугогасящей катушки. При этом кратность перенапряжений при перекомпенсации немного больше, чем при недокомпенсации.

На основе проведенных исследований предложено для устранения выявленных недостатков, вызванных смещением нейтрали сети и длительным существования повышенных напряжений в режимах замыкания фазы на землю, параллельно ДГК подключить через контактор резистор. Сопротивление резистора выбирается таким, чтобы напряжение несимметрии не превышало допустимого, а величина и длительность перенапряжений были минимальными. Так для указанной выше сети при сопротивлении резистора 500Ом напряжение восстанавливается до Uф без биений при расстройке катушки до 15% (рис.4). Кратность перенапряжений при повторном пробое снижается до 2.4Uф. Резистор также снижает напряжение смещения нейтрали ниже допустимых пределов при наличии несимметрии в сети (рис. 5). Для того, чтобы резистор на перегревался большими токами при устойчивом однофазном замыкании он отключается с помощью контактора с выдержкой времени 0.5 с при превышении напряжением нулевой последовательности 20% от номинального фазного напряжения.

На основе проведенных исследований, предложено для повышения надежности сетей параллельно ДГК подключать через контактор резистор, что приводит к снижению напряжения смещения нейтрали, уменьшению кратности перенапряжений при замыканиях на землю, повышению срока службы кабельных сетей.

1. Сивокобыленко В. Ф., Дергилев М. П., Иванов С. А., Балашов В. М. Ограничение перенапряжений в системе собственных нужд электростанций.// Энергетика и электрификация. - 1996 г. - с. 20 - 22.
2. Лихачев Ф. А. Замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью и с компенсацией емкостных токов. М., “Энергия”, 1971. 152 с.