книги / Микропроцессорная система релейной защиты энергоблоков

ВВЕДЕНИЕ

Основные положения Энергетической программы СССР пре­ дусматривают проведение активной энергосберегающей политики на базе ускоренного научно-технического прогресса во всех звеньях народного хозяйства, всемерную экономию топлива и энергии, уско­ рение технического прогресса в отраслях топливно-энергетического комплекса. Экономия энергетических ресурсов должна осущест­ вляться по следующим направлениям: переход на энергосберегаю­ щие технологии производства; совершенствование энергетического оборудования; сокращение всех видов энергетических потерь [1].

В области электроэнергетики предусмотрены завершение фор­ мирования Единой электроэнергетической системы (ЕЭС) страны, повышение ее маневренности и надежности путем строительства пиковых электростанций, линий электропередач сверхвысокого на­ пряжения переменного и постоянного тока, а также улучшение качества электроэнергии, отпускаемой потребителям. Рост мощнос­ ти ЕЭС будет достигнут за счет строительства крупных атомных электростанций (АЭС) в европейской части страны, мощных тепло­ вых электростанций (ТЭС) на органическом топливе и гидроэлект­ ростанций на востоке страны.

Сейчас все процессы управления работой энергоблоков АЭС и ТЭС полностью автоматизированы. Развитие функций систем автоматического и автоматизированного управления режимами энергоблоков, электростанций, энергосистем, ЕЭС, усложнение про­ цесса проектирования и эксплуатации в условиях дефицита электро­ энергии, ограниченности кадровых, материальных и временных ре­ сурсов определяют комплексный характер проблемы автоматиза­ ции производства и распределения электроэнергии, обеспечения надежного и бесперебойного снабжения потребителей. В связи с этим особое значение приобретает задача эффективной, надежной защиты от повреждений и ненормальных режимов электроэнерге­ тического оборудования АЭС и ТЭС. Как показал непререкаемый урок Чернобыля, в условиях дальнейшего развертывания научнотехнической революции первостепенную важность приобретают во­ просы надежности техники, ее безопасности, а также дисциплины, порядка и организованности.

з

Повреждения и ненормальные режимы на электростанциях и в электроэнергетических системах (ЭЭС) неизбежны, и наиболее опас­ ны из них — короткие замыкания (КЗ). Поэтому необходимо иметь возможность быстро отключать поврежденное оборудование и лик­ видировать последствия аварий. Эти задачи решает релейная за­ щита (РЗ). Она сложна в эксплуатации, требует большого объема профилактических работ, негибка, при изменении режимов работы защищаемого оборудования требует вмешательства человека-опера- тора, а также ручной перестройки. Поэтому в нашей стране и за рубежом ведутся работы по созданию нового поколения РЗ на базе микропроцессорных средств. Существенный вклад в решение этой проблемы внесли МЭИ, ВНИИЭ, БПИ, ИЭД АН УССР, КПИ, Л ПИ, Коми филиал АН СССР, ВНИИР, ЧГУ. Особое значение при этом приобретает создание системы микропроцессорной релей­ ной защиты (МПРЗ) мощных энергоблоков АЭС и ТЭС, которая способна обеспечить большую их безопасность, надежность и уп­ равляемость.

В монографии изложены результаты разработки первой в РСФСР многомашинной микропроцессорной системы РЗ для мощных энер­ гоблоков турбогенератор — силовой трансформатор (БГТ), которая выполнена на кафедре «Вычислительная техника и АСУ» РИИЖТа под руководством автора. Эта система — результат использования и естественного развития опыта, полученного автором и его кол­ легами, которые участвовали в 1979— 1986 гг. в разработке пер­ вой в стране МПРЗ энергоблока 800 МВт (Углегорская ГРЭС), выполненной под общим руководством чл.-корр. АН УССР Б. С. Стогния (ИЭД АН УССР).

Автор признателен за помощь в создании и внедрении МПРЗ энергоблока В. И. Городницкому, А. И. Зусману, П. Я. Негримовскому, а также А. А. Левину, А. М. Миронову, В. И. Стаценко, В. П. Лаптинскому и другим специалистам Ставрополь­ ской ГРЭС. В монографии отдельные разделы написаны авто­ ром совместно с канд. техн. наук В. Д. Майоровым (3.3), С. В. Солн­ цевым (3.6), В. Н. Хуршманом (4.6), В. 111. Гатенадзе (4.3, 4.4). Автор благодарен канд. техн. наук В. В. Жукову, инокенерам А. В. Медведеву и Л. И. Ровицкой за помощь в проведении ряда

рийное состояние электроэнергетической части блока идентифици­ руется СРЗ. Информация АСУ и СРЗ о состоянии энергоблока поступает дежурному блочного щита управления (БЩУ) и началь­ нику смены станции на главный щит управления (ГЩУ). Управ­ ляющие воздейстия на исполнительные органы (ИО) энергоблока формируются СРЗ и АСУ, а также дежурными БЩУ, а в некото­ рых случаях и ГЩУ

В настоящее время в эксплуатации находится значительное чис­ ло электромеханических реле. На их основе можно выполнить все виды РЗ, однако их применение ограничивается значительным по­ треблением от измерительных преобразователей (ИП), неудовле­ творительными массогабаритными показателями, невысокими точ­ ностью и быстродействием. Кроме того, наличие подвижных эле­ ментов, в том числе контактов, обусловливает большой объем про­ филактического обслуживания в эксплуатации. Преимущества элект­ ромеханических реле — невысокие требования к квалификации об­ служивающего персонала и сервисной аппаратуре, малое потребле­ ние по цепям оперативного тока, устойчивость к электромагнит­ ным и радиационным воздействиям — определяют их перспектив­ ность «для осуществления простых защит в системах электроснаб­ жения потребителей» [4].

Быстрый прогресс полупроводниковой технологии оказал влия­ ние на РЗ. Создан и эксплуатируется ряд устройств релейной защиты (УРЗ) с использованием диодных и диодно-транзисторных схем [5, 6]. Однако это не привело к существенному снижению потребления от ИП, повышению надежности, потребление опера­ тивного тока увеличилось. Диодно-транзисторная элементная база повысила техническое совершенство УРЗ, но за счет ее усложне­ ния. Переход к использованию в УРЗ интегральных операционных усилителей (ОУ) и цифровых интегральных микросхем (ИМС) позволил существенно снизить потребление во входных цепях, по­ высить надежность и техническое совершенство РЗ [7, 8]. Совре­ менные УРЗ на базе ОУ и ИМС проектируются в виде комплекса унифицированных функциональных блоков, конструктивно объеди­ няемых в кассете, и позволяют реализовать различные УРЗ [9].

Опыт проектирования унифицированных систем РЗ с аппарат­ ной реализацией алгоритмов на базе дискретных полупроводни­ ковых компонентов и ИМС с малой степенью интеграции, у кото­ рых адаптация РЗ к конкретному объекту производится при вводе в эксплуатацию изменением набора функциональных блоков, пока­ зал, что возникают проблемы организации контроля и диагностики такой системы. Высокая надежность возможна при создании весь­ ма сложных систем контроля, диагностики и резервирования. Ука­ занные трудности могут быть преодолены с переходом на новую элементную базу — большие интегральные схемы (БИС), в том чис­

ле микропроцессоры (МП). Особое значение в решении поставлен­ ных задач имеет и программная реализация функций РЗ [10— 15].

1.2. Основное электрооборудование энергоблоков

Первый энергоблок 250 МВт был пущен в 1959 г. на Приднеп­ ровской ГРЭС, первый энергоблок 200 МВт — в I960 г. на Змиевской ГРЭС. В 60-е гг. рост генерирующих мощностей происходил в основном за счет энергоблоков 150, 200 МВт. В 1963 г. были вве­ дены первые энергоблоки 300 МВт, в 1968 г. пущены энергоблок 500 МВт на Назаровской ГРЭС и двухвальный энергоблок 800 МВт на Славянской ГРЭС, в 1980 г. введен энергоблок 1200 МВт на Костромской ГРЭС [16]. Последовавшее за вводом головных образ­ цов широкое внедрение блоков 150, 200, 300 МВт на большом числе электростанций обеспечило успешное их освоение.

В 70—80-е гг. шел процесс интенсивного опережающего роста мощности АЭС в европейской части страны.

Создание мощных объединенных электроэнергетических систем (ЭЭС), организация их параллельной работы способствовали улуч­ шению условий работы электростанций в энергосистеме. Практи­ чески были сняты ограничения на максимальную мощность стан­ ций и единичную мощность энергоблоков. Это позволило повы­ сить темпы прироста мощностей, снизить стоимость КВт установ­ ленной мощности, уменьшить расход топлива за счет ввода мощных энергоблоков на сверхкритические параметры. Поэтому в 80-е гг. вводятся преимущественно энергоблоки 800 МВт и ядерные реак­ торы 1000 МВт, мощность ТЭС доведена до 3800 МВт и начато строи­ тельство ТЭС мощностью 6400 МВт и АЭС мощностью 6000— 7000 МВт [17].

ТЭС и АЭС такой большой мощности имеют блочную структу­ ру. Энергоблоки не имеют поперечных связей в тепломеханической части и в электрической части на генераторном напряжении. Оче­ видно, что сборные шины (СШ) на этом напряжении излишни, поскольку в сеть низкого напряжения (НН) невозможно практи­ чески выдать такие мощности, да и токи КЗ на таких СШ будут весьма значительны. Связь БГТ осуществляется на напряжении ПО—220 кВ и выше. Наиболее часто используется схема блока генератор — двухобмоточный трансформатор с генераторным вы­ ключателем или без него (рис. 1.3) [18]. Такой БГТ при высшем напряжении (ВН) ПО—220 кВ подсоединяется через один выклю­ чатель к СШ, а при напряжении 330 кВ и выше — через два вы­ ключателя к распределительному устройству (РУ), собранному по схемам: полуторной, 4/3 или многоугольника.

Наибольшее распространение имеет схема БГТ (рис. 1.3, а, б), в которой пофазно экранированный токопровод наглухо соединяет

1

©

генератор с силовым трансформатором. Трансформатор собствен­ ных нужд (ТСН) подсоединен к токопроводу без выключателя, который имеется на стороне 6—10 кВ ТСН.

Если в цепи генератора имеется выключатель, то ТСН вклю­ чается между ним и блочным трансформатором. Схемы, приведен­ ные на рис. 1.3, а, б, используются для БГТ с генераторами мощ­ ностью 63—500 МВт, на рис. 1.3, в, г — с генераторами мощностью 160— 1000 МВт. Схемы, показанные на рис. 1.3, б, г, применяются на энергоблоках АЭС, а в ряде случаев и для блоков ТЭС. Энерго­ блоки повышенной мощности — 1000 МВт и более подключаются через два выключателя к РУ и воздушным высоковольтным линиям электропередачи (ВЛ) 330—500 кВ.

Турбогенераторы блочных станций, начиная с мощности 63 МВт,

имеют непосредственное охлаждение. Это позволило изготовить тур­ богенераторы мощностью до 800— 1200 МВт, а в перспективе улуч­ шение системы охлаждения даст возможность создать двухполюс­ ные генераторы мощностью до 2000 МВт и четырехполюсные — до 2500 МВт [19, 20]. На современный мощных турбогенераторах используется двухслойная петлевая обмотка статора с укороченным шагом, верхние и нижние стержни которых соединяются пайкой в лобовой части. В большинстве турбогенераторов имеется фазная обмотка статора с двумя параллельными ветвями и отдельными выводами. Ветви фазных обмоток соединяются в две отдельные звезды, а их нулевые точки соединяются между собой через ТА. Шестифазный турбогенератор ТВВ-1200 имеет две трехфазные об­ мотки со сдвигом ЭДС одноименных фаз 30°

Отметим особенности параметров мощных генераторов. Синхрон­ ные индуктивные сопротивления из-за больших линейных нагрузок, приводящих в частности к увеличенным потокам рассеяния обмо­ ток ротора, имеют повышенные значения. Это обусловливает умень­ шение переходного и сверхпереходного тока КЗ и снижение дина­ мической устойчивости крупных машин. У мощных турбогенерато­ ров несколько увеличены постоянные времени. Механическая по­ стоянная времени Т, с ростом единичной мощности генератора уменьшается вследствие практически неизменного момента инерций ротора..

Основные системы возбуждения имеют автоматический регуля­ тор возбуждения (АРБ). При работе генератора с резервным воз­ будителем в большинстве случаев АРВ не используют, но устрой­ ство форсировки возбуждения остается. В турбогенераторах с не­ посредственным охлаждением используют электромашинное, ма­ шинно-вентильное, статическое тиристорное или бесщеточное воз­ буждение. Электромашинное возбуждение (ЭМВ) генератором по­ стоянного тока с параллельным возбуждением предусмотрено в ка­ честве резервного. В генераторах мощностью более 100 МВт исполь­ зуются возбудители: машинно-вентильные, статические тиристорные и бесщеточные. К машинно-вентильным относится независимый возбудитель с трехфазным генератором 500 Гц и подвозбудителем. Ток возбудителя выпрямляется с помощью диодов. Такая система использована на ТВФ-120.

Турбогенераторы ТВВ мощностью 160—800 МВт и типа ТГВ-500 имеют независимую тиристорную систему возбуждения с трехфаз­ ным синхронным генератором 500 Гц, тиристорным параллельным самовозбуждением и мостовым тиристорным выпрямителем.

Статическую тиристорную систему возбуждения применяют в турбогенераторах ТГВ мощностью 200—300 МВт. Она выполнена по схеме параллельного самовозбуждения с последовательным транс­ форматором. По мере роста мощности турбогенератора (800, 1000,

ю