Содержание к диссертации
Введение
1 . Защита от перенапряжений изоляции электрооборудования сети собственных нужд мощных ТЭС и АЭС 13
1.1 Схема сети собственных нужд (ССН) атомных электрических станций (АЭС) и параметры основного электрооборудования 13
1.1.1 Схемы сетей собственных нужд АЭС и режимы их эксплуатации 13
1.1.2 Параметры основного электрооборудования 16
1.1.3 Анализ аварийных режимов работы СН и выбор расчётных схем 21
1.1.4 Уровни изоляции основного электрооборудования ССН и расчетные коммутации при исследовании перенапряжений 25
1.1.5 Выводы по разделу 1.1 26
1.2 Токи однофазного замыкания на землю (ОЗЗ) в сети СН АЭС 27
1.2.1 Токи 033 на общеблочных секциях 27
1.2.2 Токи 033 при питании от магистрали резервного питания (МРП) при установке дугогасящего реактора (ДГР) параллельно высокоомному резистору 33
1.2.3 Соображения по организации релейной защиты на присоединениях 34
1.2.4 Выводы разделу 1.2 36
1.3 Процессы, сопровождающие однофазные дуговые замыкания на землю (ОДЗ) в ССН 38
1.3.1 Постановка исследований 38
1.3.2 Расчетная схема и математическая модель, описывающая переходные процессы при ОДЗ 40
1.3.3 Выводы по разделу 1.3 58
1.4 Анализ эффективности установки ДГР параллельно высокоомному резистору при ОДЗ 59
1.4.1 Расчетная схема для исследования процессов при ОДЗ и результаты расчетов 59
1.4.2 Выводы по разделу 1.4 63
1.5 Исследование перенапряжений, возникающих при включении двигателей в ССН 64
1.5.1 Постановка исследований 64
1.5.2 Математическая модель исследуемых процессов 65
1.5.3 О моделировании ОПН при анализе перенапряжений, возникающих при включении и отключении присоединений с электрическими двигателями 68
1.5.4 Плановое включение заторможенного двигателя 75
1.5.5 Включение двигателя на неустранённое ОЗЗ на шинах секций. 78
1.5.6 Включение двигателя в процессе АВР или АПВ 80
1.5.7 Защита двигателя при установке RC-цепочки 82
1.5.8 Выводы по разделу 1.5 84
1.6 Перенапряжения, возникающие при отключении неразвернувшихся двигателей вакуумными выключателями 86
1.6.1 Постановка задачи 86
1.6.2 Исследование процессов при отключении двигателей вакуумнымим выключателями. Математическая модель процессов 87
1.6.3 Анализ неограниченных перенапряжений 90
1.6.4 Анализ собственных частот колебаний процесса для определения способа моделирования ОПН 91
1.6.5 Требования к ВДК при оснащении присоединений с двигателями 98
1.6.6 Выводы по разделу 1.6 100
2. Защита от перенапряжений изоляции электрооборудования сети генераторного напряжения мощных ТЭС и АЭС 102
2.1 Постановка задачи 102
2.2 Разработка модели элегазового выключателя и сравнение ПВН и СПВН при отключении токов 109
2.2.1 Математическое описание электрических свойств дуговых процессов в выключателях 109
2.2.2 Сравнение процессов СПВН и ПВН при отключении токов 116
2.2.3 Выводы по разделу 2.2 119
2.3 Анализ собственных переходных восстанавливающихся напряжений (СПВН), возникающих на контактах генераторных выключателей при отключении токов короткого замыкания в цепях блоков и формирование требований к отключающей и коммутационной способности элегазовых выключателей 120
2.3.1 Расчётная схема для исследования процессов СПВН на контактах генераторных выключателей 120
2.3.2 Результаты расчётов 124
2.3.3 Анализ результатов и требования к параметрам выключателя с точки зрения процессов СПВН при отключении к.з. в блоке... 126
2.4 Феррорезонансные процессы, сопровождающие однофазные дуговые замыкания в цепях блоков 127
2.4.1 Расчётная схема для анализа феррорезонансных процессов, сопровождающих ОДЗ 127
2.4.2 Анализ установившихся феррорезонансных процессов, сопровождающих ОДЗ в сети генераторного напряжения 128
2.4.3 Выводы по разделу 2.4 132
2.5 Процессы при синхронизации блока генераторным выключателем 133
2.6 Феррорезонансные процессы, возникающие при включении блока выключателем с ОРУ СВН при отключенном генераторном выключателе 138
2.6.1 Постановка задачи и расчётная схема для анализа феррорезонансных процессов 138
2.6.2 Выводы по разделу 2.6 140
3. Защита от перенапряжений изоляции электрооборудования воздушных линий высокого напряжения в схеме выдачи мощности от ТЭС и АЭС ... 141
3.1 Постановка исследований 141
3.2 Квазистационарные режимы одностороннего питания В Л ВН 142
3.2.1 Параметры ВЛ СВН 142
3.2.2 Симметричный режим односторонне включённой В Л 143
3.2.3 Несимметричные режимы односторонне включённой В Л 144
3.2.4 Выводы по разделу 3.2 149
3.3 Процессы при однофазном автоматическом повторном включении (ОАПВ)ВЛВН 150
3.3.1 Критерии успешности цикла ОАПВ 150
3.3.2 Процессы в цикле бестоковой паузы ОАПВ 150
3.3.3 Аналитический анализ переходных процессов на отключённой фазе 154
3.3.4 Анализ переходных процессов на контактах выключателя 157
3.3.5 Моделирование переходных процессов при ОАПВ и сравнение полученных результатов с осциллограммами, полученными при помощи цифровых регистраторов 160
3.3.6. Выводы по подразделу 3.3 166
3.4 Анализ условий эксплуатации ОПН в несимметричных режимах
3.4.1. Условия эксплуатации ОПН в режимах одностороннего питания и в цикле ОАПВ 167
3.5 Выводы по третьему разделу 169
Заключение 171
Список использованных источников 177
Приложение 1 185
- Схемы сетей собственных нужд АЭС и режимы их эксплуатации
- О моделировании ОПН при анализе перенапряжений, возникающих при включении и отключении присоединений с электрическими двигателями
- Расчётная схема для исследования процессов СПВН на контактах генераторных выключателей
- Моделирование переходных процессов при ОАПВ и сравнение полученных результатов с осциллограммами, полученными при помощи цифровых регистраторов
Введение к работе
Мощные тепловые и атомные станции (ТЭС, АЭС) являются стратегическими источниками выработки электрической энергии в России. Надёжность эксплуатации этих объектов зависит, прежде всего, от надежной работы большого числа технологических систем, одной из которых является электрическая часть станции. Электрическая часть станции состоит из сети собственных нужд (ССН), сети генераторного напряжения (СГН) и схемы выдачи мощности по линиям сверхвысокого напряжения (ВЛ СВН). В последние годы вопросам анализа и защиты от перенапряжений ССН [1-5], СГН [6-8] и ВЛ СВН [9] уделяется достаточно большое внимание, тем не менее, большинство исследований направлено на повышение надёжности отдельных составляющих электрической части станций: либо ССН, либо СГН, либо ВЛ СВН в схемах выдачи мощности от мощных электрических станций, без комплексного анализа эксплуатации этих подсистем при учёте их взаимного влияния. Так, например, при комплексном подходе к обеспечению надёжности питания СГН и ССН стал возможным более обоснованный подход перевода сети СН из режима изолированной нейтрали к резистивно-заземлённой [10-12].
Вследствие того, что основное электрооборудование станции — выключатели, кабели, электрические двигатели в настоящее время существенно исчерпали свой ресурс [13, 14], остро стоит необходимость, во-первых, частичной замены существующего оборудования, а во-вторых, разработки комплексных решений, позволяющих обеспечить наиболее рациональную защиту от внутренних перенапряжений существующего оборудования [15]. На формирование концепций исследований большое влияние оказали труды Р.А., Вайнштейна, Г.А. Евдокунина, А.И.Гаврилко, К.П. Кадомской, А.И. Шалина, Ф.Х. Халилова, А.К.Черновца и др.
8
Сформулированная выше цель исследований определила
совокупность задач, которые надлежит решить для каждой из
рассматриваемых подсистем.
^ Подсистема ССН
Анализ стационарных режимов замыкания на землю (ОЗЗ).
Анализ перенапряжений, возникающих на изоляции оборудования ССН при однофазных дуговых замыканиях на землю (ОДЗ).
Анализ феррорезонансных процессов, связанных с насыщением магнитопроводов трансформаторов напряжения (ТН) при ОДЗ.
Защита от перенапряжений изоляции двигателей при их коммутациях.
Подсистема СГН
Внедрение генераторных выключателей в СГН мощных станций выдвигает следующие задачи:
Разработку математической модели элегазового выключателя и
сравнение переходных восстанавливающихся напряжений с учётом и
* без учёта процессов в его дугогасящей камере.
Сравнительного анализа феррорезонансных процессов при ОДЗ в СГН оснащенной генераторным выключателем и при установке в блоке лишь выключателя ВН.
Анализа процессов при синхронизации блока генераторным
выключателем.
Исследование процессов, сопровождающих включение блока
выключателем ВН при отключённом генераторном выключателе.
Подсистема выдачи мощности станции на высоком напряжении
В последнее время на мощных станциях регистрируются аварийные
ситуации, связанные с возникновением несимметричных режимов на ВЛ
СВН, оборудованных шунтирующими реакторами (ШР), и последующим
^ отказом защитных и коммутационных аппаратов.
Требование повышения надежности эксплуатации этой подсистемы поставило, прежде всего, следующие задачи.
Оценки резонансных условий в режимах несимметричного
одностороннего питания ВЛ ВН.
Анализа условий эксплуатации защитных аппаратов типа ОПН в
у несимметричных режимах.
Оценки резонансных условий в цикле ОАПВ и условий эксплуатации ОПН в этой коммутации.
Оценки перенапряжений, возникающих на контактах выключателей в цикле ОАПВ с точки зрения воздействия на продольную изоляцию выключателя.
Анализа целесообразности применения выключателей СВН с использованием в качестве дугогасящей среды элегаза вместо воздуха.
Очевидно, что решение сформулированных задач должно опираться на разумное сочетание экспериментальных исследований и исследований, проводимых с помощью математических моделей.
Научная новизна основных положений и результатов работы
Л может быть сформулирована следующим образом:
Реализованый в работе комплексный подход к обеспечению надежной эксплуатации изоляции электрооборудования, защитных и коммутационных аппаратов подсистем электрической части таких сложных объектов, как ТЭС и АЭС, позволил выдвинуть дополнительные требования к схемно-аппаратным решениям в ССН и СГН.
Показано, что при установке генераторного выключателя надежность питания ССН повышается, особенно при оснащении общеблочных секций специальными трансформаторами, оснащенными резисторами в их нейтралях.
Показано, что не учёт динамических свойств вольт-амперной характеристики (ВАХ) ОПН при частотах процессов, превышающих
# примерно 70-80 кГц, приводит к занижению кратностей перенапряжений,
возникающих при коммутациях присоединений с двигателями на 7-10%.
На основе сравнительных расчетов, произведенных с помощью компьютерных программ, реализующих собственное переходное восстанавливающееся напряжение (СПВН) на контактах элегазового выключателя и ПВН с учетом процессов в дуге (разработанной на основе выключателя SIEMENS-ПО kV', реализующей уравнения Майера и Касси с использованием экспериментальных данных) было показано, что производить оценку скорости восстанавливающегося напряжения при отключении токов к.з. можно без учёта процессов в ЭДК, т.е. моделируя выключатель в виде идеального ключа.
Показано, что при установке генераторного элегазового выключателя, оборудованного дополнительными ёмкостями, в случае эксплуатации СГН в режиме изолированной нейтрали, возможен установившийся феррорезонанс, обусловленный насыщением магнитопроводов трансформаторов напряжения, при котором токи в первичных обмотках ТН существенно превышают значения, допустимые по тепловой стойкости ТН.
Практическая значимость результатов работы
разработанные математические модели для исследования переходных процессов в ССН, СГН и в ВЛ СВН могут быть использованы при разработке мероприятий, обеспечивающих надёжную эксплуатацию как изоляции электрооборудования, так и защитных и коммутационных аппаратов этих электрических подсистем;
разработанные требования к принципам организации защиты изоляции электрооборудования электрической сети станции как совокупности ССН, СГН, ВЛ СВН, от внутренних перенапряжений, а также меры, обеспечивающие надёжную эксплуатацию коммутационных и защитных аппаратов могут быть использованы как при реконструкции сетей генераторного напряжения существующих электростанций, так и при проектировании новых ТЭС и АЭС блочного типа.
Достоверность результатов работы основывается на:
достаточно хорошем согласии результатов аналитической и численной методик определения перенапряжений в ССН, СГН и ВЛ СВН, применением по-возможности полных математических моделей исследуемых процессов (в том числе теории многофакторного эксперимента, моделирования ОПН с учётом динамических свойств ВАХ), экспериментальном определения кривых намагничивания ТН, и использовании экспериментально определенных параметров при разработке математической модели элегазового выключателя, хорошем согласии ряда компьютерных расчётов с экспериментальными данными, полученными при помощи цифровых регистраторов процессов на реальном объекте. Положения, выносимые на защиту: Обеспечение надёжной эксплуатации электрооборудования сетей собственных нужд мощных ТЭС и АЭС может быть достигнуто с помощью установки резистора номиналом 500-600 Ом в выделенную с помощью специальных трансформаторов (ТВН) нейтраль сети. ТВН целесообразно устанавливать на общеблочных секциях (ОБС). Для защиты присоединений с двигателями от коммутационных перенапряжений, ОПН с повышенными защитными характеристиками целесообразно устанавливать непосредственно у двигателей. Обеспечение надёжной эксплуатации сетей генераторного напряжения (СГН), а также повышение надёжности питания ССН достигается при установке на генераторном напряжении выключателя, используемого как в качестве выключателя нагрузки, так и для отключения коротких замыканий в цепи блока.
Оценка процессов восстановления напряжения на контактах генераторного элегазового выключателя при отключении токов к.з может производиться без учёта процессов в его дугогасительной камере , т.е при моделировании выключателя в виде идеального ключа.
В СГН, оснащённой генераторным элегазовым комплексом с дополнительными ёмкостями, в режиме изолированной нейтрали сети существует опасность возникновения феррорезонансных процессов, обусловленных насыщением магнитопроводов трансформаторов напряжения, после гашения дуги при ОДЗ.
При оснащении В Л СВН шунтирующими реакторами для обеспечения требуемой надежности схемы выдачи мощности от ТЭС и АЭС, необходимо оценивать условия эксплуатации защитных и коммутационных аппаратов во всех несимметричных режимах, которые могут возникнуть в процессе эксплуатации, в том числе и при ликвидации к.з. на ВЛ.
Апробация работы и публикации. Отдельные результаты работы и работа в целом обсуждались на Всероссийских и международных конференциях в Табризе (Иран), Минске, Москве, Санкт-Петербурге, Томске и Новосибирске, на семинарах каф. ТиЭВН и факультета Энергетики НГТУ. По теме диссертации в научно-технической периодической литературе опубликовано 3 статьи и 6 текстов докладов.
Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, трёх глав, заключения, списка использованных источников, 67 наименований и 3 приложений. Работа проиллюстрирована 32 таблицами и 97 рисунками.
Схемы сетей собственных нужд АЭС и режимы их эксплуатации
Схемы сетей собственных нужд мощных тепловых и атомных станций по структуре близки между собой. В настоящем разделе защита от перенапряжений ССН рассматривается на примере сети, характерной для АЭС, так как необходимость аварийного расхолаживания ядерной паропроизводящей установки (ЯППУ) в процессе эксплуатации выдвигают более жесткие требования к надежности всех элементов ССН АЭС по сравнению с соответствующими требованиями к ССН ТЭС. Характерной особенностью АЭС, оказывающей первостепенное влияние на принципы построения схем электроснабжения потребителей собственных нужд (СН), выбор источников питания и кратности резервирования, является наличие остаточных тепловыделений в активной зоне после прекращения цепной реакции. Даже в предположении мгновенного срабатывания аварийной защиты реактора энерговыделение продолжается за счет наличия запаздывающих нейтронов и за счет а-,Р , у-излучения осколков деления, накопившихся в процессе работы реактора. Эти остаточные тепловыделения должны быть отведены от активной зоны путем обеспечения резервным питанием с повышенной надежностью части механизмов СН. Следовательно, резервное питание должно быть обеспечено не только от сети энергосистемы, но и от автономных источников питания. Основные требования к системе аварийного расхолаживания сводятся к следующим: система должна обеспечить в течение всего времени аварийного расхолаживания достаточный расход теплоносителя, чтобы не допустить перегрева тепловыделяющих элементов (ТВЭЛ) и кипения жидких теплоносителей; быть надежной, быстро включаться в работу, не иметь сложных переключений.
Такими системами расхолаживания являются специальные системы САОЗ (система аварийного охлаждения активной зоны). Эта система предназначена для подачи охлаждающей воды в активную зону при разуплотнениях циркуляционной системы. Для отвода в окружающую среду энергии остаточных тепловыделений на теплообменники подается охлаждающая вода. На каждые два реакторных блока предусматриваются три независимые аварийные системы подачи технической воды и одна рабочая система, используемая при нормальной эксплуатации. Успешная работа систем возможна лишь при бесперебойном электроснабжении в течение времени аварии. Перерыв в энергоснабжении не должен превышать 30 с, иначе система не будет эффективной. Для электроснабжения этой системы в аварийном режиме используются автономные дизель-генераторные станции (ДГС) с малым временем пуска.
Электроприёмники ССН АЭС. Электроприемники ССН АЭС целесообразно разбить на три группы. 1-ая группа. Электроприемники, не терпящие перерыва в электроснабжении ни при каких режимах, включая полное исчезновение питания от рабочих и резервных трансформаторов, связанных с сетью энергосистемы, либо допускающие перерыв в электроснабжении на доли секунды даже при аварийном отключении реактора. 11-ая группа. Потребители, допускающие перерыв в электроснабжении от десятков секунд до нескольких минут с последующим обязательным восстановлением питания после срабатывания аварийной защиты. 111 группа. Потребители с теми же требованиями, как и ответственные электроприемники обычных ТЭС. К приемникам 1 группы относятся системы контрольно-измерительных приборов (КИП), приборы технологического контроля реактора и системы его управления и защиты, системы дозиметрии, часть аварийного освещения, аварийные маслонасосы турбины и уплотнения вала генератора. К этой же группе относятся бессальниковые ГЦН (главные циркуляционные насосы) с малой инерцией маховых масс. (ГЦН с большой инерцией маховых масс, допускающие перерыв на время АВР и на время отключения к.з. без срабатывания аварийной защиты, можно отнести к 111 группе). Питательные насосы (ПН) относятся к той или иной группе в зависимости от типа парогенераторов. При барабанных парогенераторах питание ПН относится к 111 группе, аварийные ПН — ко 11 группе.
Приемники 11 группы - механизмы, обеспечивающие расхолаживание реактора и основного технологического оборудования, останов турбогенератора, вентиляцию реакторного отделения, аварийное освещение. Это - насосы аварийного охлаждения реактора, аварийные подпиточные насосы высокого давления, рабочие маслонасосы турбин, насосы баков обессоленной воды, насосы технической воды ответственных потребителей, часть электронагревателей компенсаторов объема.
Для питания приемников 1 и 11 группы предусмотрены специальные сети надежного питания. Среди двигателей в ССН особое место занимают двигатели, являющиеся приводом для главных циркуляционных насосов (ГЦН).
Система аварийного электроснабжения (САЭ) является системой электроснабжения потребителей систем безопасности АЭС во всех режимах эксплуатации станции, в том числе при потере рабочих и резервных источников от энергосистемы. Эта система имеет в своем составе автономные источники питания, распределительные и коммутационные устройства. В качестве автономных источников используются дизель-генераторные станции (ДГС). САЭ начинается на входных зажимах выключателей секций РУ системы и заканчивается на входных зажимах электроприемников потребителей 1 и 11-ой групп. На атомных станциях России предусмотрены три секции надежного питания (СНП), исходя из обеспечения приемлемой надежности. Считается, что во время аварии один канал может отказать, во втором будет скрытый дефект и тогда третий канал выполнит все требуемые функции. На каждую секцию надежного питания подключены присоединения, в задачу которых входят функции планового и аварийного расхолаживания ядерной паро-производящей установки (ЯППУ), перевода последней в более безопасное состояние. Одной системы безопасности достаточно, чтобы остановить ЯППУ. Независимость трех систем выдержана по технологической, электрической частям и цепям управления. СНП может получать питание как с блочного щита управления (БЩУ), так и с резервного щита управления (РЩУ). Ниже, в качестве примера на рис. 1.2 приведена оценка количества двигателей и трансформаторов 6/0.4 кВ, питающихся от ОБС и СНП, в зависимости от их мощности.
О моделировании ОПН при анализе перенапряжений, возникающих при включении и отключении присоединений с электрическими двигателями
Анализ условий эксплуатации токовой защиты нулевой последовательности показал, что сопротивления такой величины обеспечивают как требуемую чувствительность защиты на аварийном присоединении, так и несрабатывание (селективность) защиты при ОЗЗ на других присоединениях к секции (см.2.3).
Рассмотрим предложение, содержащееся в [21] и [22], связанное с изменением места присоединения трансформаторов, выделяющих нейтраль (ТВН). В этих работах их автор предлагает подключать ТВН на рабочие и резервные вводы. Существующая система (установка ТВН на общеблочных секциях) имеет недостатки, обусловленные тем, что от магистрали резервного питания может питаться несколько общеблочньгх секций. В рассматриваемой схеме СН АЭС один резервный ввод обеспечивает питание двух общеблочных секций. Как было показано, в этом случае при замыкании на одной и параллельно соединенных секций нейтраль заземляется через два сопротивления, соединенные в параллель, т.е. токи замыкания на землю составляют величину порядка 70 А. В случае же питания ОБС по рабочему вводу токи составляют примерно 35 А. Следовательно, ток замыкания на землю зависит от режима питания СН АЭС. Это обстоятельство по мнению втора [21] и [22] усложняет систему релейной защиты от замыканий на землю, а именно выбор ее уставок, зависящих от режима эксплуатации сети. Кроме того в настоящее время проекты допускают на магистралях резервного питания установку кабельных вставок между секциями. Вероятность возникновения ОЗЗ на этих вставках больше, чем на шинопроводе резервного питания без кабельных вставок. Поскольку в настоящее время предполагается отключение ТВН по времени, то при этом может произойти отключение ТВН на всех секциях, присоединенных к этому источнику резервного питания. Во-первых будет наблюдаться каскадность отключения ТВН на разных секциях. Во-вторых, при отключенных ТВН изоляция присоединений не будет защищена от перенапряжений при ОДЗ. При установке ОПН на общеблочных секциях условия их эксплуатации с точки зрения поглощаемой энергии утяжеляются. По мнению автора [21] и [22] все указанные выше недостатки схем с ТВН, установленными на общеблочных секциях, могут быть устранены, если устанавливать ТВН на рабочих и резервных вводах, причем с резистором в нейтралях, величины которых существенно превышают принятые согласно циркуляру Ц-01-88 RN=1Q0 ОМ. Выше было показано, что целесообразно принимать /?лг=500...70О Ом. В табл. 1.7, 1.8 приведены значения емкостной, активной составляющих, а также полного тока ОЗЗ при замыканиях на ОБС и на секциях надежного питания при RH=500 ОМ при учете гальванического соединения ОБС 2ВА01, 2ВВ01 и 2ВС01 с секциями НП 2BV01, 2BW01 и 2ВХ01, соответственно. Активная составляющая тока замыкания на землю постоянна и равна 7 А. Рассмотрим далее преимущества и недостатки установки ТВН либо на общеблочных секциях либо на рабочем и резервном вводах при оснащении нейтрали ТВН высокоомными сопротивлениями Длг=500 Ом.
Из табл. 1.7 и 1.8 видно, что во всех режимах ток замыкания на землю при установке ТВН на рабочих и резервных вводах составляет величину, находящуюся в диапазоне 10-15 А. В случае же установки ТВН на ОБС в режиме резервного питания ток ОЗЗ возрастает по сравнению со случаем установки ТВН на резервном вводе примерно в 1.4 раза. Это обстоятельство связано с увеличением активной составляющей тока в этом режиме в два раза.
В обоих вариантах установки ТВН ток замыкания на землю по сравнению с установкой сопротивления Rjf=l00 Ом снизился не менее, чем в 5 раз, что позволяет избежать термической неустойчивости электрооборудования АЭС при ОЗЗ.
Преимущества установки ТВН на вводах сказываются при питании ОБС по резервному вводу. К ним прежде всего следует отнести: Малую зависимость тока ОЗЗ при питании ОБС по рабочему и резервным вводам, Меньшие токи ОЗЗ при питании ОБС по резервному вводу. Преимущества установки ТВН на ОБС заключаются в следующем: Меньшее число ТВН. Из приведенных в первом разделе принципиальных схем питания ССН следует, что число рабочих вводов равно числу общеблочных секций. Следовательно в варианте установки ТВН на рабочих вводах полное число ТВН равно числу общеблочных секций. В случае же установки ТВН на рабочих и резервном вводах помимо установки ОПН на рабочих вводах требуется еще дополнительная установка ОПН на резервном вводе. Следовательно число ТВН в варианте установки ТВН на вводах увеличивается на число резервных вводов. В рассматриваемой схеме второго блока АЭС в варианте установки ТВН на ОБС требуется 4 ТВН, а в варианте на вводах — 6 ТВН; Не требуется реконструкции ССН на тех станциях, на которых в настоящее время используется резистивное заземление нейтрали с установкой ТВН на ОБС.
Расчётная схема для исследования процессов СПВН на контактах генераторных выключателей
Выбранные параметры цепочки ориентированы на демпфирование определяющей более низкой частоты. Поэтому на составляющую высокой частоты при включении первой по очереди фазы цепочка оказала малое демпфирующее влияние. Это обстоятельство всегда надо иметь в виду при установке RC-цепочки в схемах, характеризующихся резко различными частотами собственных колебаний. При внедрении iJC-цепочек следует иметь в виду, что установка на каждом присоединении цепочки с емкостью 0.2-0.3 мкФ может привести к существенному увеличению тока замыкания на землю, что повлечет за собой проблемы с тепловой стойкостью электрооборудования при ОЗЗ. При этом может потребоваться усложнение режима заземления нейтрали, т.е. включение параллельно с резистором управляемых реакторов, что в конечном итоге может привести к уменьшению надежности эксплуатации ССН из-за увеличения количества электрооборудования и необходимости более тщательной его эксплуатации. 1.5.8. Выводы по подразделу 1.5
При разбросе во временах включения полюсов выключателя могут возникнуть опасные перенапряжения, кратность которых превышает допустимый уровень для корпусной изоляции двигателей даже при плановом включении двигателя. Наибольшие кратности перенапряжений возникают при включении двигателя на неустраненное ОЗЗ на шинах секций или в процессе АВР либо АПВ.
Анализ влияния динамических свойств ВАХ ОПН на процессы, сопровождающие включение двигателя, показал, что в реальных схемах присоединений с двигателями при частотах менее (70-80 кГц) при оценке эффективности ОПН можно не учитывать эти свойства и моделировать аппарат в виде нелинейного резистора.
Использование многофакторного эксперимента при анализе процессов, возникающих при включении двигателя на неустраненное ОЗЗ на шинах секции, позволило получить полный квадратичный полином, описывающий функциональную зависимость кратностей неограниченных перенапряжений, воздействующих на двигатель, а также максимумов токов в ОПН от длины кабеля, мощности двигателя и угла включения первого полюса выключателя. Этот полином может быть использован для экспресс-анализа кратностей перенапряжений при изменении параметров схемы в диапазонах, принятых при построении полинома. Анализ вида закона распределения исследуемых характеристик процесса, произведенный на основе полученных регрессионных полиномов, показал, что как кратности неограниченных перенапряжений, так и максимумы токов в ОПН подчинены (3-распре делению. Ограничение перенапряжений при включении двигателя может быть возложено на защитные аппараты типа ОПН первой или второй группы по энергоемкости при длительно выдерживаемом напряжении порядка 6 кВ (например, на аппарат ОПН-6 ФЕНИКС-88). Эта энергоемкость аппарата будет достаточна, если нейтрали секций будут заземлены через высокоомное активное сопротивление, так как в последнем случае не возникает опасных перенапряжений при ОДЗ. При выборе параметров RC-цепочки для защиты двигателя от перенапряжений, необходимо учитывать, что параметры /?С-цепочки нельзя настроить на одновременное демпфирование составляющих разных частот, которыми характеризуются процессы при включении двигателей. Необходимо также отметить, что вследствие подключения в сеть дополнительной ёмкости, увеличивается ток однофазного замыкания на землю. Таким образом, в случае необходимости, RC-цепочку целесообразно устанавливать лишь на присоединениях с ответственными двигателями. Наибольшей эффективности защитных мер (ОПН или RC-цепочки) отвечает их установка непосредственно у двигателя. Установка этих аппаратов за выключателем присоединения в начале кабеля в ССН АЭС не допустима из-за неэффективности с точки зрения ограничения перенапряжений. В настоящее время всё большее распространение в ССН мощных станций получают вакуумные выключатели (ВВ), которые по сравнению с маломасляными и электромагнитными выключателями имеют определенные преимущества, такие как: Высокий механический и коммутационный ресурс (до 50000 циклов). Отсутствие в необходимости проведения текущего и капитального ремонтов. Высокое быстродействие при включении и отключении (полное время включения и отключения выключателя не более 50-60 мс с момента подачи команды включения/отключения на блок управления). Допускается работа в любом пространственном положении. Малые габариты и вес. К основным свойствам вакуумной дугогасящей камеры (ВДК), определяющим процесс отключения, следует, прежде всего, отнести: ток среза при отключении тока промышленной частоты, процесс восстановления напряжения между расходящимися контактами выключателя после погасания дуги, предельную скорость подхода к нулю высокочастотного тока, возникающего при повторных зажиганиях дуги в выключателе, при которой произойдет её погасание.
Моделирование переходных процессов при ОАПВ и сравнение полученных результатов с осциллограммами, полученными при помощи цифровых регистраторов
Два последних десятилетия ознаменовались прогрессом характеристик выключателей, используемых в сетях генераторного напряжения электрических станций. Выключатели с дугогасящей средой в виде элегаза прошли в своем развитии, начиная с 1980 г., путь от довольно скромных образцов до новейших выключателей, таких как, например, ABB НЕС-8 [57], рассчитанных на номинальное напряжение 30 кВ, номинальный ток до 28 кА и номинальный ток отключения до 190 кА (с принудительным охлаждением). Повышенная безопасность обслуживания достигается, в том числе и тем, что эти выключатели входят в единый генераторный комплекс, включающий в себя не только выключатель, но и разъединители, трансформаторы напряжения и тока, заземлители, ОПН. Общий вид современного элегазового генераторного выключателя приведен на рис.2.1.
В настоящее время некоторые блоки коммутируются выключателями с воздушным дугогашением, входящими в состав аппаратного комплекса типа КАГ (комплекс аппаратный генераторный). Такие комплексы, в частности, установлены на Саяно-Шушенской ГЭС. В комплекс входит выключатель, разъединитель, трансформатор тока и три трансформатора напряжения типа ЗНОЛ - два со стороны выводов генератора и один — со стороны выводов силового трансформатора. Воздушное дугогашение не позволило выполнить выключатель нагрузки КАГ без шунтирующих сопротивлений. Характеристики КАГ/15.75-28.5/28000 УХЛ4 следующие: номинальное напряжение 15.75 кВ, наибольшее рабочее напряжение 17.5 кВ, номинальный ток отключения- 28 кА. Количество включений и отключение номинального тока, выдерживаемых без ревизии, у элегазового выключателя вдвое меньше, чем у воздушного. Число же механических отключений-включений в холостом режиме (без тока) у элегазовых выключателей в 10 раз больше. Однако, из-за наличия шунтирующих сопротивлений в воздушном выключателе надежность его эксплуатации ниже, чем у элегазового. Действительно, отключение выключателя в комплексе КАГ, оснащенного шунтирующим сопротивлением, состоит из шести этапов, отказ каждого из которых может привести к отказу КАГ в целом.
В настоящее время на мощных блоках с генераторами 1000 мВт не установлены полноценные генераторные выключатели. На некоторых блоках установлены лишь системы КАГ-24 с ограниченными, как было показано выше, функциональными возможностями. На ряде станций генераторных выключателей нет. Опыт эксплуатации мощных блоков показывает о крайней необходимости установки полноценных генераторных комплексов-выключателей, способных отключать токи при коротких замыканиях в сети генераторного напряжения, выполнять операцию синхронизации блока, а также другие операции, то есть являться единой, надёжной, многофункциональной генераторной системой. За рубежом после появления на рынке элегазового комплекса, способного выполнять сформулированные задачи, идёт полномасштабное освоение и внедрение его в эксплуатацию.
Одной из немаловажных причин целесообразности установки элегазовых генераторных комплексов является необходимость обеспечение надёжного питания ССН, особенно на АЭС, так как ССН АЭС, как уже указывалось в первом разделе, обеспечивают безопасную эксплуатацию ядерных паропроизводящих установок (ЯППУ). Поясним это обстоятельство, рассмотрев типовую схему питания ССН АЭС (рис.2.2). При отключении блока по разным причинам со стороны ВН (что было зарегистрировано неоднократно), питание переводилось на резервное от РТСН-1,2, что уменьшает надёжность питания ССН АЭС. При установке же генераторного элегазового комплекса, после отключения генераторного выключателя, ССН АЭС могут питаться от блочного трансформатора со стороны НН без потери надёжности.
Первое элегазовое комплектное устройство в России было установлено в сети 15.75 кВ Боткинской ГЭС лишь в 2003 году. Основные характеристики этого комплекса типа HGC 3 (производитель фирма ABB) следующие: наибольшее рабочее напряжение — 25.3 кВ, номинальный ток — 12 кА, номинальный ток отключения — 120 кА. Следует отметить, что в течение года эксплуатации нештатных ситуаций, связанных с эксплуатацией этого генераторного комплекса, не наблюдалось.
Приведем некоторые из нештатных ситуаций, возникших при эксплуатации комплектного устройства типа КАГ на Саяно-Шушенской ГЭС:
На стороне НН трансформатора блока для защиты от перенапряжений были установлены конденсаторы для защиты от грозовых перенапряжений емкостью 0.35 мкФ. Большинство из этих конденсаторов довольно быстро вышло из строя и они были демонтированы (возможная причина - несоответствие характеристик конденсаторов условиям их работы). Это обстоятельство привело к аварии в 1994 году: при отключении холостого трансформатора блока сработала дифференциальная защита блока и генератор был развозбужден. При осмотре были обнаружены повреждения изоляции ввода КАГ, надломаны все шпильки, крепящие изоляционный ввод к корпусу выключателя, разрушено серебряное покрытие неподвижных контактов, повреждена изоляция шунтирующего сопротивления, внутренняя полость
выключателя была покрыта нагаром и кусками расплавленной меди. Возможная причина - возникновение феррорезонансных явлений при отключении холостого трансформатора, приведших к возникновению перенапряжений с последующим развитием аварии. Принятая мера -запрещение отключать устройством КАГ холостых силовых трансформаторов. Следует тут же отметить, что включение в состав комплектного устройства конденсаторов специальной безындуктивной конструкции позволяет исключить возможность аналогичной аварии.
В 1999 году произошла авария, связанная с перегревом контактов, вероятно, по причине их износа и постепенного разрушения серебряного покрытия. Наблюдалось частичное расплавление медной поверхности контакта. Расплавились все полиуретановые и резиновые элементы буферов и уплотнений разъединителя.
Аварийное отключение блока при замыкании на землю кабеля первичной обмотки ТН1 и ТН2 на фазе "В" и последующим двухфазным замыканием. Выключатель не справился с отключением тока двухфазного к.з. Кабель обгорел и его обгоревшая часть упала на трансформатор собственных нужд и к замыканию выводов трех фаз ТН. Сработала продольная дифференциальная защита генератора и блок был отключен. Дуга срезала штуцер подключения к сливному коллектору системы охлаждения КАГ и частично сгорело шунтирующее сопротивление.
