Чернобровов Н.В., Семенов В.А. Релейная защита энергетических систем

Подождите немного. Документ загружается.

Глава семнадцатая

ЗАЩИТА ГЕНЕРАТОРОВ

17.1.

ПОВРЕЖДЕНИЯ И НЕНОРМАЛЬНЫЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ

ГЕНЕРАТОРОВ, ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ЗАЩИТЕ ГЕНЕРАТОРОВ

Виды повреждений генераторов. Большинство повреждений

генератора вызывается нарушением изоляции обмоток статора

и ротора, которые происходят вследствие старения изоляции,

ее увлажнения, наличия в ней дефектов, а также в результате

перенапряжений, механических повреждений, например из-за

вибрации стержней обмоток и стали магнитопровода.

Повреждения в

статоре.

В статоре возникают междуфазные

КЗ,

замыкание одной фазы на корпус (на землю), замыкание

между витками обмотки одной фазы. Междуфазные

КЗ сопровождаются прохождением в месте повреждения очень

больших токов (десятки тысяч ампер) и образованием элект-

рической дуги, вызывающей выгорание изоляции и токоведу-

щих частей обмоток, а иногда и стали магнитопровода. При

замыкании обмотки статора на корпус ток поврежде-

ния проходит в землю через сталь магнитопровода статора,

выжигая ее. Повреждение стали требует длительного ремонта

с перешихтовкой магнитопровода (переборкой активной час-

ти стали статора). Длительные замыкания на землю могут пере-

ходить в междуфазные КЗ, что увеличивает объем поврежде-

ний. Замыкание витков одной фазы происходит от-

носительно редко; оно переходит либо в замыкание на землю,

либо в КЗ между фазами.

Повреждения в

роторе.

Обмотка ротора генератора находит-

ся под сравнительно невысоким напряжением, и поэтому ее

изоляция имеет значительно больший запас электрической

прочности, чем изоляция статорной обмотки. Однако из-за

значительных механических усилий, обусловленных большой

частотой вращения роторов турбогенераторов (1500-3000 об/мин),

относительно часто наблюдаются случаи повреждения изоля-

ции и замыкания обмотки ротора на корпус (т. е. на землю)

в одной или двух точках.

Замыкание на корпус в одной точке обмотки

ротора неопасно, так как ток в месте замыкания очень мал

и нормальная работа генератора не нарушается. Но при этом

повышается вероятность возникновения опасного для генера-

621

тора аварийного режима в случае появления второго замыка-

ния на корпус в другой точке цепи возбуждения. При двой-

ных замыканиях часть витков обмотки ротора оказывается

зашунтированной; сопротивление ротора при этом уменьшается,

и в обмотке появляется повышенный ток, что вызывает даль-

нейшие разрушения в месте повреждения и может вызвать

горение изоляции обмотки ротора. Кроме того, из-за нарушения

симметрии магнитного потока в воздушном зазоре между

ротором и статором, обусловленного замыканием части витков

обмотки ротора, возникает сильная вибрация, опасная для

генератора. Особенно большая и опасная вибрация появляет-

ся при двойном замыкании на землю на гидрогенераторах и

синхронных компенсаторах (СК), имеющих явнополюсные

роторы.

Ненормальные режимы. Ненормальными режимами генера-

тора считаются: опасное увеличение тока в статоре или ро-

торе сверх номинального значения (появление сверхтоков);

несимметричная нагрузка фаз статора; опасное повышение

напряжения на статоре; асинхронный и двигательный режи-

мы генератора. Повышенные токи в генераторе возникают при

внешних КЗ и перегрузках. При внешних КЗ в генераторе,

питающем место повреждения, появляется ток КЗ /

> /

ном

Нормально такие КЗ ликвидируются РЗ поврежденного эле-

мента и неопасны для генератора. Однако в случае отказа РЗ

или выключателя этого элемента ток в генераторе будет про-

ходить длительно, нагревая его обмотки, что может привести

к их повреждению. Для предупреждения этого на генераторе

должны предусматриваться РЗ, реагирующие на внешние КЗ

и резервирующие отказ выключателей смежных элементов.

Перегрузка, т. е. увеличение тока нагрузки в обмотках ге-

нератора сверх номинального значения /

> /

ном

, так же как

и внешнее КЗ, ведет к перегреву обмоток и может вызвать пор-

чу изоляции, если ее температура превзойдет некоторое пре-

дельное значение Т

доп

, опасное для изоляции. Допустимое

время *

доп

для генератора с косвенным охлаждением опреде-

ляется по формуле: *

доп

= 150/(/с, - 1), где к, - кратность тока

перегрузки к /

ном

Для ограничения размеров и массы, снижения стоимости и

уменьшения затрат дефицитных материалов генераторы мощ-

ностью 63 МВт и более выполняются с повышенной магнитной

622

индукцией в магнитопроводе машины, повышенной плот-

ностью тока в обмотках статора и ротора, пониженными терми-

ческими запасами и более интенсивной (форсированной) си-

стемой непосредственного охлаждения обмоток, осуществляе-

мого подачей охлаждающей среды (водорода, воды, масла)

во внутреннюю полость проводников обмоток статора и ротора.

Отечественные заводы выпускают генераторы с непосредствен-

ным охлаждением обмоток: ротора водородом - типа ТВФ;

ротора и статора водородом - ТГВ-200 и ТГВ-300; статора водой,

а ротора водородом - ТВВ и ТГВ-200М; статора маслом, а ротора

водой -

ТВМ;

статора и ротора водой - ТГВ-500 и ТГВ-800.

Допустимая длительность перегрузки по статору и ротору для

генераторов разных типов приведена на рис. 17.1 [57]. Это время

зависит от способа охлаждения. Перегрузка статора до 30%

на генераторах с непосредственным охлаждением и до 50%

на генераторах с косвенным охлаждением допускается в те-

чение 2 мин и более, поэтому при таких перегрузках не требу-

ется немедленного автоматического отключения генератора.

Во многих случаях перегрузки ликвидируются сами до истече-

ния предельного времени *

доп

. При авариях в энергосистеме

с дефицитом генераторной мощности автоматически или вруч-

ную оперативным персоналом принимаются меры по разгрузке

перегруженных генераторов.

Несимметрия токов в фазах генераторов возникает при двух-

и однофазных КЗ вне генератора, при обрывах одной или двух

фаз цепи, связывающей генератор с нагрузкой, и при неполно-

фазном режиме работы в сети. Несимметрия токов статора при-

водит к дополнительному нагреванию ротора и механической

вибрации машины. Несимметрия сопровождается появлением

в обмотке статора токов ОП 1

. Эти токи создают магнитное

поле, вращающееся в сторону, противоположную вращению

ротора. В результате этого магнитный поток, созданный тока-

ми 7

, пересекает корпус ротора с двойной частотой. Он индуци-

рует в металлических частях ротора значительные вихревые

токи двойной частоты и создает дополнительный, пульсирую-

щий с двойной частотой электромагнитный момент. Вихре-

вые токи вызывают повышенный нагрев ротора, пульсирую-

щий момент - вибрацию.

Несимметрия токов особенно опасна для крупных современ-

ных турбо- и гидрогенераторов, выполняемых, как указыва-

лось выше, с пониженным тепловым запасом. С учетом терми-

623

1;,мин

Мим

^х

~т

1Й

-•?

_Е^

гл

*-'

^:*.

•X—.

1,2

{, мин

1,4-1,отн

ед

а/

1,51,отн

ед 1,1 1,2 1,3

Ь,

мин

2,*

1,5

0,5

1 1,2 1,4 1,6

1,В1,01нед

/ г,2 1,4 1,6

1,81отнед

в) г)

Рис.

17.1. Допустимая длительность перегрузки турбогенераторов по току ста-

тора

= /(/

ом) (°-

)

Ротора

= К1

Н0М

) (в, г).

а - турбогенераторы ТГВ-200, ТГВ-300 (кривая I), ТВВ мощностью до 500 МВт

включительно и ТГВ-200М (кривая 2), ТВФ (кривая 3); б - турбогенераторы

ТВМ-500 (кривая

1),

ТВВ-1200-2 (кривая

2),

ТВВ-800-2, ТВВ-1000-4 (кривая

3);

в - тур-

богенераторы ТВФ, ТВВ и ТГВ мощностью до 500 МВт включительно (I

—

генера-

тор ТВФ-63-2; 2 - генераторы ТВФ-100-2, ТВВ и ТГВ); г - турбогенератор ТВМ-500

(кривая

1),

ТВВ-1200-2 (кривая

2),

ТВВ-800-2 и

ТВВ-1000-1

(кривая 3)

г'

ЧЧ

*ч

Ч,

Ч\

-3

с'

ческих и механических характеристик отечественных генера-

торов допускается их длительная работа с неравенством

(несимметрией) токов по фазам, не превышающим 10% для

турбогенераторов и 10-20% для гидрогенераторов и СК, при

условии, что ток в фазах не превосходит номинального значе-

ния. При указанной несимметрии ток 1

составляет примерно 5

и 10% /

ном

соответственно, эти значения являются максималь-

ными длительно допустимыми токами /

зт<ш

Ток 1

2т

ахц

вызывает опасный дополнительный нагрев

ротора и может допускаться лишь в течение ограниченного

времени <д

ОП

, значение которого определяется предельной

624

Рис.

17.2. Кривые зависимости <

доп

= Ш.

—

для гидрогенераторов (А = 40);

2 - для турбогенераторов ТВ2 (А = 29);

3 - для турбогенераторов ТВФ (А =

= 15); 4 - для турбогенераторов ТГВ-300

(А

8,5)

'Л/7/

200

160

120

во

ЙЖ

• 1

-7

-2

-3

--У

0,4 0,8 1,2 1,6 1

лТ

температурой Тг,

ре

д, допустимой для изоляции обмотки рото-

ра и отдельных, наиболее подверженных нагреву его элементов:

*доп

= А/Ц. (17.1)

где 1

. - кратность среднего за время

*д

0П

действующего зна-

чения тока 1

к номинальному току генератора; А - тепловая

постоянная, зависящая от типа генератора. Под средним зна-

чением тока 1

понимается действующее значение этого тока,

остающееся постоянным в течение времени

Я0П

и выделяющее

за это время такое же количество тепла, что и действительный

ток

щ,

значение которого изменяется во времени:

. =

(17.2)

где 1

ц) - мгновенное значение 1

, отн. ед.

Выражение (17.1) является тепловой характеристикой рото-

ра генератора, определяющей допустимую продолжительность

несимметричных режимов в зависимости

от

значения тока 1

'доп = /(1

) [57].

Тепловые характеристики для генераторов разного типа и

разной мощности приведены на рис. 17.2 и в табл. 17.1. Постоян-

ная А принята по данным заводов. Для турбогенераторов с

косвенным водородным охлаждением А = 30, для генераторов

625

Таблица

17.1

Продолжитель- Допустимый ток 1

, в долях номиналь-

ность несиммет- ного, для турбогенераторов

ричного режима, с

ТВВ и ТГВ

(до

800

МВт)

2 2,6 2

3 2,3 1,6

4 1,9 1,4

5 1,7 1,25

10 1,2 0,9

20 0,9

ТВФ А = 15, ТГВ, ТВВ и ТВМ А = 8. Для турбогенераторов

800 МВт А

Из характеристик на рис. 17.2 видно, что для мощных генера-

торов с непосредственным охлаждением при 1

* = 0,3/

ом.г

мя

*доп относительно мало (меньше 2 мин), поэтому при подоб-

ных перегрузках требуются автоматические устройства, защи-

щающие генераторы при несимметричных режимах.

У генераторов с косвенным охлаждением и большими запа-

сами по нагреву роторов (кривые 1 и 2) допустимое время зна-

чительно больше, и автоматическое отключение для них тре-

буется при токах 1

> 0,5/ном.г-

Повышение напряжения возникает на генераторах при вне-

запном сбросе нагрузки, так как при этом исчезает магнитный

поток реакции статора и увеличивается частота вращения раз-

грузившейся машины.

На турбогенераторах, как правило, повышение напряжения

не достигает опасных значений и ликвидируется автоматиче-

скими регуляторами скорости и возбуждения. Вместе с тем

в условиях холостого хода генератора при неисправности авто-

матического регулятора возбуждения (АРВ) может иметь мес-

то значительное повышение напряжения обмотки статора,

опасное для турбогенератора. Для предотвращения подобных

повышений напряжения на турбогенераторах с непосредствен-

ным охлаждением обмоток предусматривается специальная

РЗ,

действующая на гашение поля.

На гидрогенераторах регуляторы скорости действуют медлен-

нее,

чем на турбогенераторах, в результате этого при сбросе

626

нагрузки частота вращения агрегата резко увеличивается и

может превысить номинальную на 40-60%, а напряжение гене-

ратора вследствие этого может возрасти до 150% номинально-

го и больше. Поэтому на всех гидрогенераторах предусматри-

вается РЗ от повышения напряжения, действующая на снятие

возбуждения или отключение генератора.

Асинхронный режим возникает при потере возбуждения,

из-за отключения АГП и по любой другой причине. Асинхрон-

ный режим сопровождается потреблением из сети значитель-

ного реактивного тока, понижением напряжения на зажимах

генератора, увеличением частоты вращения ротора и в общем

случае качаниями. Турбогенераторы могут работать в асин-

хронном режиме с некоторым скольжением, как асинхронные

генераторы, при условии снижения активной нагрузки. Благо-

даря повышенным значениям тока работа генератора в асин-

хронном режиме ограничена по времени в зависимости от его

конструкции и термических характеристик.

При переходе генератора в асинхронный режим целесооб-

разно отключить АГП, после чего обмотка ротора замкнется

на гасительное сопротивление. Это приведет к уменьшению

скольжения, уменьшению колебаний тока и напряжения на

зажимах статора, снижению перенапряжений на обмотке ро-

тора, созданию благоприятных условий для ресинхронизации.

Поскольку снижение напряжения статора может вызвать на-

рушение работы электродвигателей и механизмов собственных

нужд, целесообразно переводить питание собственных нужд

энергоблока, генератор которого работает в асинхронном режи-

ме,

на резервный источник питания.

Для всех турбогенераторов мощностью до 500 МВт допуска-

ется кратковременный асинхронный режим (длительностью

до 15 мин). Использование асинхронного режима с последую-

щей ресинхронизацией генератора (после восстановления его

возбуждения) позволяет сохранить его в работе. Однако в ря-

де случаев асинхронный режим может оказаться недопусти-

мым из-за дефицита реактивной мощности в данном районе

энергосистемы. В этих случаях генератор должен отключать-

ся.

Для турбогенераторов мощностью 800 МВт и более, а также

для гидрогенераторов, имеющих роторы с явно выраженными

полюсами, асинхронный режим недопустим, поскольку он со-

провождается большими толчками токов и длительными не-

затухающими качаниями.

627

Общие требования к защите генераторов. На генераторах

устанавливаются РЗ от внутренних повреждений и опасных

ненормальных режимов, т. е. таких режимов, которые могут

вызывать повреждение генератора. При ненормальных режимах

работы генератора, не требующих немедленного отключения,

РЗ,

как правило, должна действовать на сигнал, по которому

дежурный обязан принять меры к устранению ненормального

режима без отключения генератора. Автоматическое отклю-

чение генератора допускается только в тех случаях, когда воз-

никший ненормальный режим нельзя устранить, а его дальней-

шее продолжение ведет к повреждению генератора.

Для предотвращения развития повреждения, возникающе-

го в генераторе, РЗ от внутренних повреждений должны отде-

лить генератор от сети, отключив генераторный выключатель,

и прекратить ток в обмотке ротора. Защиты от внешних КЗ

должны отключать генераторный выключатель для прекраще-

ния тока КЗ, посылаемого генератором в сеть, и для прекраще-

ния тока в обмотке ротора в целях предупреждения повышения

напряжения на зажимах генератора вследствие сброса нагрузки.

При тиристорном возбуждении гашение поля осуществляет-

ся переводом тиристоров в инверторный режим, при бесщеточ-

ном возбуждении - переводом в инверторный режим тирис-

торов в цепи возбуждения возбудителя.

Технологические защиты турбины при некоторых поврежде-

ниях и ненормальных режимах (например, при осевом сдвиге

ротора, понижении давления масла, срыве вакуума) действуют

на закрытие стопорного клапана турбины и подают команду

по цепям своей технологической защиты на отключение гене-

ратора и прекращение тока возбуждения в роторе. Зарубежные

фирмы (например, АВВ) предусматривают дополнительно защи-

ту от работы генератора в режиме двигателя в виде реле на-

правления мощности, реагирующего на появление активной

составляющей мощности, направленной в обмотку статора

генератора. Подобная защита начала также применяться и

в отечественной практике.

17.2.

ЗАЩИТА ОТ МЕЖДУФАЗНЫХ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ

В ОБМОТКЕ СТАТОРА

Назначение и общие принципы выполнения защиты. В ка-

честве основной РЗ от междуфазных КЗ в генераторе применяет-

ся быстродействующая продольная дифференциальная РЗ

(см.

§10.2).

Эта РЗ, выполняемая по схеме с циркулирующими

токами, подключается к ТТ, установленным со стороны линей-

ных выводов и со стороны нулевой точки генератора; в зону ее

действия входят обмотки, выводы статора, а для генераторов,

работающих на сборные шины, - кабели или шины, соединяю-

щие генератор с его выключателем.

Разновидности схем продольных дифференциальных защит.

На рис. 17.3 и 17.4 приведены три основные схемы дифферен-

циальных РЗ.

Первая схема (рис.

17.3,

а,

б) выполнена с помощью двух реле

типа РНТ-565. Подобная схема обычно применяется на гене-

раторах небольшой мощности (менее 30 МВт). Ток срабатыва-

ния при этом допускается принимать равным (1,3 -

1,4)/

ном

При такой уставке срабатывания дифференциальная РЗ, как

правило, бывает надежно отстроена от тока небаланса и вмес-

те с тем предотвращается ее ложное срабатывание в нормаль-

ном режиме в случае обрыва соединительных проводов или

неисправности одного из ТТ. При этом для сигнализации обры-

ва соединительных проводов дифференциальной РЗ в нулевой

провод токовых цепей включается токовое реле КАО

(рис.

17.3,

а), уставка срабатывания которого принимается рав-

ной (20-30%) 1

ном

Недостатком первой схемы РЗ по рис. 17.3, а является то,

что она не срабатывает при двойном замыкании на землю

(одно в сети, другое в обмотке статора), если в генераторе замы-

кается на землю фаза статора, на которой отсутствуют ТТ РЗ

(рис.

17.5). Для отключения генератора в этом случае преду-

сматривается дополнительно^ токовое реле в схеме РЗ от за-

мыканий на землю с ТТНП, действующее без выдержки време-

ни на отключение (см. ниже).

Вторая, наиболее распространенная схема, применяемая на

генераторах с косвенным охлаждением обмоток, средней мощ-

ности от 30 до 160 МВт приведена на рис.

17.3,

в, г. Она выпол-

няется в трехфазном исполнении с помощью реле РНТ-565 с

629

ТЛ1

кятг.Л

—^—' От других

защит

ни 9 ва УАТ

ПА 0.1

К ЯГП

б)

•

Сигнал

ТЯ1

ТЛЕ

г)

Рис. 17.3. Схемы продольных дифференциальных защит генератора:

токовые цепи: а

— с

двумя реле

РНТ;

в - с тремя реле РНТ;

оперативные цепи: б

— с

двумя реле

РНТ;

тремя реле РНТ

улучшенной отстройкой от апериодической составляющей то-

ка небаланса, для чего сопротивление в короткозамкнутой

обмотке реле принимается наибольшим (10 Ом).

Ток срабатывания РЗ с РНТ обычно принимается равным

(0,5 - 0,6)7

НОМГ

. Защита при этом оказывается надежно отстро-

енной оттока небаланса.

630