Разработка системы релейной защиты блока генератор-трансформатор электрической станции и анализ ее технического обслуживания

На блоках, допускающих работу трансформаторов как с заземлённой, так и с разземлённой нейтралью, дополнительно к указанной защите устанавливается ещё специальная защита, предназначенная для отключения при внешнем однофазном коротком замыкании блока, работающего с разземлённой нейтралью. Эта защита выполняется на реле напряжения нулевой последовательности или на реле тока обратной последовательности.

Выбор уставок защиты на блоках с заземлённой нейтралью

Для защиты более чувствительного органа, предназначенного для деления шин на стороне высокого напряжения блока и ускорения токовой защиты нулевой последовательности при однофазных коротких замыканиях в сети.

Ток срабатывания выбирается меньшим из двух условий:

a) обеспечения срабатывания при самопроизвольном неполнофазном отключении блока и минимальной нагрузке:

(13.1)

где: - коэффициент чувствительности, принимается равным 1,2;

b) согласования с резервной защитой от однофазных коротких замыканий с более грубой уставкой срабатывания :

(13.2)

где: - коэффициент отстройки, принимается равным 1,05.

Выдержка времени защиты при её действии по цепи ускорения:

(13.3)

Что необходимо для предотвращения отключения блока по цепи ускорения при действии реле контроля непереключения фаз (в случае отказа во включении фазы выключателя, при действии ОАПВ).

Выдержка времени защиты при её действии на деление шин на стороне высокого напряжения блока выбирается по большему значению из двух условий:

a) согласования с наибольшим временем действия чувствительных ступеней резервных защит от однофазных коротких замыканий, установленных на элементах, отходящих от шин станции :

(13.4)

согласования с временем действия защиты от однофазных коротких замыканий блока при её действии по цепи ускорения:

(13.5)

В выражениях (13.4) и (13.5) ступень выдержки времени, равная 0,5 с.

Для защиты, выполненной с грубой уставкой, предназначенной для отключения блока от сети при дальнем резервировании.

Ток срабатывания защиты выбирается по условию согласования по чувствительности с током срабатывания защит от коротких замыканий на землю смежных элементов сети высокого напряжения.

Согласование производится с наиболее чувствительными ступенями защит:

(13.6)

где: - коэффициент отстройки, принимается равным 1,1... 1,2;

- коэффициент токораспределения токов нулевой последовательности (отношение тока в нейтрали трансформатора блока к утроенному значению тока нулевой последовательности в смежной линии, с защитой которой производится согласование);

- ток срабатывания чувствительной ступени защиты, с которой производится согласование (ток срабатывания III ступени защиты, отходящей от шин высокого напряжения).

Выдержка времени защиты выбирается по условию согласования с временем действия чувствительной защиты блока:

 (13.7)

Выбор уставок защиты блока, нейтрали которых могут разземляться

Выбор уставок тока срабатывания и выдержек времени защиты от внешних однофазных коротких замыканий трансформаторов блоков, работающих с заземлённой нейтралью, производится по п. 11.2, при этом производится согласование со специальной защитой блока, нейтраль которого разземлена.

Выбор уставок срабатывания специальной защиты от внешних однофазных коротких замыканий при работе блока с разземлённой нейтралью производится в зависимости от её выполнения:

a) при выполнении специальной защиты в виде защиты напряжения нулевой последовательности (реле РНН57) вторичное напряжение принимается равным 5 В. При этом обеспечивается отстройка от максимального напряжения небаланса трансформатора напряжения, обмотки которого соединены в треугольник;

b) при выполнении специальной защиты в виде токовой защиты обратной последовательности ток срабатывания защиты для реле РТФ-6М составляет:

(13.8)

где: - номинальный ток генератора.

Далее проводятся согласования по чувствительности защиты на блоках с заземлённой нейтралью с защитами, указанными в п. 2.13.2.

При работе защиты напряжения нулевой последовательности на пределе чувствительности ток нулевой последовательности в трансформаторе любого параллельного блока:

 (13.9)

где: - напряжение срабатывания нулевой последовательности;

- сопротивление короткого замыкания трансформатора блока.

Минимальный ток срабатывания токовой защиты нулевой последовательности реле с более грубой уставкой каждого блока, работающего с заземлённой нейтралью:

(13.10)

где: - коэффициент отстройки, принимается равным 1,1.

В связи с тем, что вторичное напряжение срабатывания защиты (реле РНН-57) , а номинальное вторичное напряжение трансформатора напряжения равно 100 В, относительное напряжение срабатывания .

Выражая ток срабатывания защиты нулевой последовательности по (11.10) в относительных единицах, получается:

(13.11)

где: - относительное значение напряжения короткого замыкания трансформатора (например, при ).

Токовая защита обратной последовательности должна иметь более высокую чувствительность, чем токовая защита нулевой последовательности блоков, нейтрали которых заземлены. Расчётным режимом для согласования по чувствительности этих защит является короткое замыкание на линии, отключившейся с другого конца быстродействующей защитой. При этом в повреждённой линии токи нулевой и обратной последовательностей равны (). С учётом коэффициента токораспределения этому соответствует соотношение:

(13.12)

где: - ток нулевой последовательности в защите блока;

, - коэффициенты токораспределения соответственно нулевой и обратной последовательностей блоков;

- ток срабатывания обратной последовательности (для реле РТФ-6М и при применении ступенчатой токовой защиты обратной последовательности).

Минимальный ток срабатывания защиты нулевой последовательности (реле с более грубой уставкой) для блоков, работающих с заземлённой нейтралью, можно выразить:

(13.13)

где: коэффициент отстройки, принимается равным 1,1.

При равной мощности блоков, работающих на шины 110... 220 кВ, ток срабатывания выбирается одинаковым для всех блоков по значению на наиболее мощном блоке.

Если на шины 110... 220 кВ работает блоков одинаковой мощности и из них у блоков заземлены нейтрали трансформаторов, то , а , следовательно, подставив эти выражения в (13.13), получим:

(13.14)

При шести одинаковых блоках, из которых у трёх блоков нейтрали заземлены:

(13.15)

Если нейтраль заземлена только у одного из шести трансформаторов блоков, то:

(13.16)

Отсюда следует, что чем больше разземлённых нейтралей у трансформаторов блоков, тем ниже чувствительность защиты нулевой последовательности на блоках с заземлёнными нейтралями. Поэтому на энергоблоках, работающих на напряжение 110... 220 кВ, для ограничения токов однофазных коротких замыканий на землю применяется разземление нейтралей не более, чем у половины блоков.

Таким образом, токовая защита нулевой последовательности на блоках с заземлённой нейтралью при применении на блоках с заземлённой нейтралью защиты напряжения нулевой последовательности, как правило, менее чувствительна, чем при применении токовой защиты обратной последовательности. В то же время преимуществом применения защиты напряжения нулевой последовательности является независимость чувствительности защиты от количества заземлённых нейтралей.

Согласование по чувствительности токовой защиты нулевой последовательности со специальной защитой, выполняемой с использованием или , должно производиться соответственно по выражению (13.11) или (13.13).

Выдержка времени специальной защиты, предназначенной для отключения блока при его работе с разземлённой нейтралью трансформатора, применяется на ступень меньше выдержки времени токовой защиты нулевой последовательности с грубой уставкой тока срабатывания, предназначенной для отключения блока при работе трансформатора с заземлённой нейтралью:

(13.17)

При таком выборе выдержки времени и коротком замыкании на землю в сети высокого напряжения обеспечивается отключение блоков с незаземлённой нейтралью трансформатора раньше, чем отключаются блоки с заземлённой нейтралью.

Чувствительность защиты

Чувствительность защиты, рассмотренной в п.2.13.2 и 2.13.3 проверяется при коротких замыканиях на землю в расчётной точке в конце резервируемого участка по выражению:

где: - ток нулевой последовательности в месте установки защиты для режима работы системы и месте металлического короткого замыкания, обусловливающих наименьшее значение тока в месте установки защиты.

Значение коэффициента чувствительности должно быть:

для токовой чувствительной защиты при коротком замыкании в конце зоны резервирования более грубой защиты;

для токовой более грубой защиты, выполняющей функции дальнего резервирования, при коротком замыкании в конце зоны резервирования.

2.14 Контроль изоляции на стороне низкого напряжения

Рассматриваемая защита предусматривается на энергоблоках с выключателем в цепи генератора.

При использовании для контроля реле типа РН-53/60 минимальное напряжение срабатывания составляет:

При такой уставке обеспечивается отстройка от напряжения небаланса, обусловленная напряжениями первой и третьей гармоник.

Выдержка времени принимается порядка 9 с.

2.15 Защита от перегрузки обмотки статора

Защита от симметричной перегрузки выполняется на токовом реле типа РТВК с высоким коэффициентом возврата .

Ток срабатывания защиты:

(15.1)

где: - коэффициент отстройки, принимается равным 1,05;

- коэффициент возврата, принимаемый равным 0,99.

Защита действует на сигнал с выдержкой времени 6... 9 с.

2.16 Защита ротора генератора от перегрузки током возбуждения с интегральной зависимой характеристикой выдержки времени

Общие положения

Защита ротора генератора от перегрузки током возбуждения с интегральной зависимой характеристикой выдержки времени типа РЗР-1М содержит четыре основных органа:

входное преобразовательное устройство;

· пусковой орган;

· сигнальный орган;

· интегральный орган.

Расчёт уставок защиты сводится к определению уставок срабатывания указанных органов.

Входное преобразовательное устройство обеспечивает согласование относительных значений тока в измерительных органах РЗР-1М и в роторе генератора.

Пусковой орган

Диапазон уставок пускового органа в относительных единицах к току ротора может регулироваться в пределах от 1,05 до 1,25. Пусковой орган имеет коэффициент возврата не менее 0,95. Целесообразно устанавливать .

Сигнальный орган

Диапазон уставок сигнального органа по составляет от 1,0 до 1,2 и коэффициент возврата не менее 0,95. Рекомендуется принимать . Выдержка времени действия сигнального органа защиты принимается .

Интегральный орган

Интегральный орган, имеющий две ступени срабатывания, учитывает накопление тепла в роторе при перегрузке и охлаждении ротора после устранения перегрузки.

Защита РЗР-1М выпускается в двух исполнениях, отличающихся характеристиками выдержки времени. На блоках с генераторами мощностью 100 Мвт и более принимается к установке первое исполнение с меньшим временем срабатывания защиты. Для турбогенераторов мощностью 63 Мвт принимается второе исполнение защиты.

Интегральный орган защиты на турбогенераторах с тиристорным возбуждением выполняется с трёхступенчатым действием:

I ступень используется для двухступенчатой разгрузки генератора;

II ступень - для действия на его отключение.

На турбогенераторах с высокочастотным возбуждением эта защита имеет двухступенчатое действие:

I ступень действует на устройство ограничения форсировки;

II ступень - на отключение блока.

Двухступенчатая разгрузка генератора действует с выдержкой времени первой ступени на развозбуждение генератора через цепи АРВ, а второй - на отключение АРВ.

Выдержки времени ступеней защиты, осуществляющих разгрузку, не превышают времени действия по тепловой характеристике генератора и устанавливаются при наладке.

Для ступеней интегрального органа, действующих на сигнал и на отключение генератора, в приложении даны характеристики срабатывания на максимальных уставках по времени срабатывания для первого и второго исполнения защиты. Уставки по времени могут плавно снижаться в сторону уменьшения до 0,5 от приведённых значений.

В процессе проектирования уставки интегрального органа защиты РЗР-1М не выбираются, а определяются при подключении к генератору.

3.2 Характерные виды отказов устройств релейной защиты

В теории надёжности различают три характерных вида отказов аппаратуры (исключая повреждения, вызванные небрежным хранением или эксплуатацией) в области надёжности устройств релейной защиты:

приработочные отказы;

износовые или постепенные отказы;

внезапные отказы.

Приработочные отказы, происходящие в начальный период эксплуатации, вызываются недостатками технологии производства и плохим контролем качества изделий при их изготовлении. Для устройств релейной защиты причинами приработочных отказов могут быть также ошибки при монтаже и наладке, некачественное проведение наладки и т.д.

Приработочные отказы для аппаратуры непрерывного действия обычно устраняются в процессе приработки, т.е. работы аппаратуры в течение нескольких часов в условиях, близких к эксплуатационным. Для устройств, действующих достаточно редко, период приработки может быть более длительным. По мере выявления и устранения дефектных элементов количество приработочных отказов в единицу времени уменьшается.

Износовые или постепенные отказы возникают вследствие процессов износа или старения элементов с течением времени эксплуатации.

В устройствах релейной защиты к этим процессам относятся:

· высыхание изоляции обмоток;

· запыление внутренних элементов реле;

· появление налётов на контактных и других поверхностях;

· образование нагара и раковин на контактах;

· “уход” характеристик реле;

· разрегулировка механической части реле;

· перегорание проволочных сопротивлений;

· изменение ёмкости конденсаторов и т.д.

При правильной организации эксплуатации эти отказы в основном могут быть предотвращены своевременной заменой или восстановлением элементов. При этом период замены (восстановления) должен быть меньше среднего периода износа элемента. Если своевременная замена (восстановление) не производится, то с определённого момента количество износовых отказов в единицу времени начинает быстро нарастать, что резко снижает надёжность устройств релейной защиты.

Внезапные отказы являются следствием одновременного воздействия на элементы устройства нескольких факторов, каждый из которых не выходит за пределы, установленные нормативно-технической документацией. Совместное воздействие этих факторов в различных сочетаниях приводит к качественно новым условиям работы элементов, при которых возможно скачкообразное изменение значений одного или нескольких заданных параметров объекта. Возникновение таких сочетаний является случайным событием и происходит в произвольные моменты времени. Поэтому внезапные отказы также возникают случайно, подчиняясь общим закономерностям случайных событий. Количество случайных отказов в единицу времени при достаточно большом числе однотипных исследуемых элементов практически постоянно в течение длительного периода.

Кроме приработочных, постепенных и внезапных отказов, потеря работоспособности устройства может быть вызвана и повреждениями, которые являются следствием воздействия факторов, выходящих за пределы, установленные нормативно-технической документацией. При этом потеря работоспособности может имеет характер как внезапного, так и постепенного отказа.

3.3 Виды технического обслуживания и периодичность обслуживания устройств релейной защиты

Период эксплуатации или срок службы устройства до списания определяется моральным либо физическим износом устройства до такого состояния, когда восстановление его становится нерентабельным. Физический износ устройства не должен являться причиной отказов. Решение о замене устройства или его восстановлении принимается на уровне энергосистемы или энергопредприятия, в ведении которых находятся устройства релейной защиты.

В срок службы устройства, начиная с проверки при новом включении, входят, как правило, несколько межремонтных периодов, каждый из которых может быть разбит на характерные с точки зрения надёжности этапы:

· период приработки;

· период нормальной эксплуатации;

· период износа.

Устанавливаются следующие виды планового технического обслуживания устройств релейной защиты:

· проверка при новом включении (наладка);

· первый профилактический контроль;

· профилактический контроль, профилактический контроль с заменой ламп;

· профилактическое восстановление (ремонт);

· тестовый контроль;

· опробование;

· технический осмотр.

Кроме того в процессе эксплуатации могут проводиться следующие виды внепланового технического обслуживания:

· внеочередная проверка;

· послеаварийная проверка.

Периодичность технического обслуживания всех устройств релейной защиты, включая вторичные цепи, измерительные трансформаторы и элементы приводов коммутационных аппаратов, относящиеся к устройствам релейной защиты, должны периодически подвергаться техническому обслуживанию.

В зависимости от типа устройств релейной защиты и условий их эксплуатации в части воздействия различных факторов внешней среды цикл технического обслуживания установлен от трёх до восьми лет.

Под циклом технического обслуживания понимается период эксплуатации устройств между двумя ближайшими профилактическими восстановлениями, в течение которого в определённой последовательности выполняются установленные виды технического обслуживания.

Объём работ при техническом обслуживании устройств релейной защиты для реле контроля синхронизма РН-55 следующий:

· проверка регулировки механической части и состояния контактных поверхностей (проводится при новом включении, при первом профилактическом контроле и при профилактическом восстановлении);

· проверка полярности обмоток (проводится при новом включении);

· проверка угла срабатывания и возврата на рабочей уставке при номинальном напряжении на обмотках (проводится при новом включении, при первом профилактическом контроле и при профилактическом восстановлении);

· проверка надёжности работы контактов реле во всём диапазоне (0 - 180⁰) изменения угла между векторами напряжений, действующих на обмотки реле (проводится при новом включении, при первом профилактическом контроле и при профилактическом восстановлении).

Реле контроля синхронизма РН-55 устанавливается в релейных щитах станции или подстанции, и по периодичности проведения технического обслуживания попадает в первую категорию устройств релейной защиты на электромеханической элементной базе. Цикл технического обслуживания составляет 8 лет. В цикл технического обслуживания входят следующие мероприятия:

· производится наладка и проверка реле перед введением в работу;

· через один год работы реле, производится первый профилактический контроль;

· через четыре года работы реле, производится второй профилактический контроль;

· через восемь лет работы реле, производится профилактическое восстановление

По опыту эксплуатации устройств релейной защиты на электромеханической базе, полный срок службы составляет 25 лет. Эксплуатация устройств релейной защиты сверх указанных сроков службы возможна при удовлетворительном состоянии аппаратуры и соединительных проводов этих устройств и при сокращении цикла технического обслуживания.

Заключение

В данном курсовом проектировании была произведена разработка системы релейной защиты блока генератор-трансформатор электрической станции и анализ ее технического обслуживания. Был выбран необходимый состав системы релейной защиты энергоблока. Были произведены расчеты уставок срабатывания и разобраны схемы подключения выбранных устройств релейной защиты блока генератор-трансформатор. Разработана методика проведения технического обслуживания электромеханического реле в течение всего срока службы.

Список использованной литературы

1. Вавин В.Н. Релейная защита блоков генератор-трансформатор. -М.: Энергоиздат, 1982. -253 с.

2. Руководящие указания по релейной защите. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110 - 500 кВ. -Выпуск 13Б. М.: Энергоатомиздат, 1985. - 95 с.

3. Какуевицкий Л.И., Смирнова Т.В. Справочник реле защиты и автоматики. -М.: Энергия, 1972. 343 с.

4. Королёв Е.П., Либерзон Э.М. Расчёты допустимых нагрузок в токовых цепях релейной защиты. -М.: Энергия, 1980.-208 с.

5. Углов А.В. Методические указания по выполнению курсового проектирования по дисциплине «Эксплуатация релейной защиты» для студентов специальности 7.090601 «Электрические станции»: СНИЯЭиП, 60 с.