Автоматичне регулювання збудження синхронних машин 2 page

Якщо обмотку ввімкнути на різницю струмів , то для правильної дії регулятора при вказаному на схемі з’єднанні трансформатора TV обмотка повинна вмикатися на напругу , що підтверджується векторною діаграмою. Вона побудована тільки для активного навантаження. При цьому струм в обмотці випереджає по фазі струм в обмотці на кут . У разі лише реактивного навантаження струм співпадає по фазі із струмом .

Струм у вторинній обмотці ω₂ залежить також від ступеня насичення магнітопровода трансформатора TLAT. Із збільшенням підмагнічування погіршуються умови трансформації струму в обмотку ω₂. Струм І _у в обмотці управління (підмагнічування) ω_у є вихідним струмом коректора напруги. Тому коректор напруги повинен діяти так, щоб при підвищенні напруги генератора струм в обмотці ω_y зростав, а при пониженні напруги – зменшувався. Такий коректор, як наголошувалося, називається противвімкненим. Вимірювальний орган коректора містить трансформатор TLVT, випрямлячі VS1 і VS2 ірезистор R2, що насичується(для зміни струмів І _л і І _нл при налагодженні регулятора). На відміну від схеми на рисунку 12.15 виходи лінійного і нелінійного елементів вмикаються до окремих обмоток магнітного підсилювача AL з самонасиченням, причому струми І _л і І _нлстворюють магнітні потоки, направлені зустрічно.

6.4 Синхронізація генераторів

Способи синхронізації. Під синхронізацією розуміють процес вмикання синхронної машини на паралельну роботу з іншою синхронною машиною або з енергосистемою. Процес ввімкнення може бути повністю автоматизований. Всі операції при цьому виконуються без втручання персоналу.

Автоматична синхронізація знаходить застосування перш за все на гідроелектростанціях. Якщо при синхронізації частина операцій по ввімкненню генератора виконується людиною, то така синхронізація називається напівавтоматичною. У ряді випадків допускається здійснювати синхронізацію вручну без використовування пристроїв автоматики.

Існує два способи вмикання синхронних генераторів на паралельну роботу: самосинхронізація і точна синхронізація. При цьому, не дивлячись на відмінність умов, в яких знаходиться генератор, і той і інший способи повинні забезпечити: вмикання генератора при допустимих значеннях зрівнювального струму і потужності; входження ввімкненого генератора в синхронізм.

Самосинхронізація. Суть її полягає в тому, що під час вмикання генератора при швидкості, близькій до синхронної, автомат гасіння поля (АГП) залишається вимкненим і обмотка ротора генератора виявляється замкнутою на розрядний резистор і від’єднаною від збудника. Таким чином, генератор вмикається в мережу не збудженим (Eq= 0). Після ввімкнення вимикача генератора подається сигнал на ввімкнення АГП, який вмикає обмотку ротора до збудника. Генератор збуджується і втягується в синхронізм. Для енергосистеми таке вмикання еквівалентне трифазному короткому замиканню за опором генератора. Тому діюче значення періодичної складової перехідного зрівнюючого струму

,

де Х _сі U _с – приведені до генераторної напруги відповідно опір і напруга системи.

Найважчим випадком є ввімкнення генератора на шини необмеженої потужності (Х _с = 0). При цьому струм може досягати значень струму трифазного короткого замикання збудженого генератора при пошкодженні на його виходах . У всіх інших випадках . Тому при самосинхронізації генератор знаходиться в більш легких умовах, ніж при коротких замиканнях. При самосинхронізації знижується напруга в системі. Мінімальна напруга на виводах генератора . Проте робота споживачів при цьому, як правило, не порушується (напруга відновлюється через 2—3 с). При самосинхронізації на ротор діє ряд обертаючих моментів. Процес входження в синхронізм залежить від їх співвідношення.

Самосинхронізацію рекомендується застосовувати як основний спосіб ввімкнення в тих випадках, коли зрівнюючий струм . Ця умова звичайно виконується при самосинхронізації гідрогенераторів будь-якої потужності і турбогенераторів, що працюють в блоці з трансформатором. При цьому на гідрогенераторах передбачається автоматична, а на турбогенераторах – напівавтоматична самосинхронізація. Потрібно відзначити, що в ряді випадків при допустимій кратності зрівнюючого струму застосовують спосіб автоматичної або напівавтоматичної точної синхронізації. Це відноситься, наприклад, до генераторів з безпосереднім охолоджуванням обмоток. В аварійних ситуаціях самосинхронізацію допускається застосовувати незалежно від кратності зрівнюючого струму і способу охолоджування генератора. В схемі самосинхронізації застосовують реле різниці частот типу ІРЧ-01А. Дія реле основана на індукційному принципі. Воно виконано на чотирьохполюсній магнітній системі.

На рисунку 6.5 дана спрощена схема напівавтоматичної самосинхронізації з реле різниці частот KF типу ІРЧ-0,1А. Процес самосинхронізації починається з вмикання ключа синхронізації SA. При цьому контактами SA.1 – SA.3 на схему подається оперативний струм і обмотка напруги K.F.1 реле KF контактом SA.4 вмикається до трансформатора напруги TV1 шин електростанції (рисунок 6.5, а). Обмотка KF.2 (рисунок 6.5, б) контактом SA.5 вмикається до трансформатора напруги TV2 генератора через час t _с.р=1..2 с (реле часу КТ), якщо вимикач і АГП генератора знаходяться у вимкненому положенні (допоміжні контакти Q.2 і ASV замкнуті) і на виводах генератора відсутня напруга (контакт KV мінімального реле напруги KV замкнутий). Оскільки генератор вмикається в мережу незбужденним, до обмотки підводиться невелика залишкова напруга генератора, що становить біля U _{г. ост}=0,2 В.

Рисунок 6.5 – Спрощена схема пристрою напівавтоматичної самосинхронізації

Магнітні потоки, створювані струмами в обмотках реле, періодично зміщуються по фазі на кут 0≤δ≥2π з швидкістю, пропорційною різниці частот напруг, що синхронізуються. При цьому рухома система реле створює коливальні рухи. Чим менша різниця частот, тим більше амплітуда коливань. При допустимій за умов самосинхронізації різниці частот реле короткочасно замикає контакти KF вланцюзі обмотки проміжного реле KL1 (рисунок 6.5, в). Воно спрацьовує і контактом KL1.1 самоутримується, а контактом KL1.4 подаєсигнал на ввімкнення вимикача (рисунок 6.5, г). Після цього у зв’язку із замиканнями допоміжного контакту вимикача Q.1 вмикається АГП. Реле KL.2, кероване розмикаючим контактом КL1.2 реле KL1, забезпечує однократність дії. Реле має деяке уповільнення при поверненні, що необхідне для надійного ввімкнення вимикача і АГП.

Після завершення процесу самосинхронізації обмотка KF.2 реле різниці частот відмикається від трансформатора напруги TV2 розмикаючими контактами K.V, KL1.5 і допоміжними контактами ASV і Q2 (рисунок 6.5, б). Це необхідне для того, щоб виключити пошкодження обмотки, не розрахованої на номінальну вторинну напругу трансформатора TV2. Для повернення реле KL1 і інших реле ключ SA переводиться у вимкнене положення.

Точна синхронізація. При точній синхронізації генератор вмикається в мережу збудженим. Тому зрівнювальний струм у момент ввімкнення визначається за інших рівних умов значенням ударної напруги , яке, як указувалося, рівне геометричній різниці ЕРС (напруги) генератора і системи , що синхронізується.

Рисунок 6.6 – Векторна діаграма (а) і зміна ударної напруги (б) при точній синхронізації

На рисунку 6.6, а дана векторна діаграма для випадку U _г= U _c= U, з якої виходить, що U_s =2 U sinδ/2. При цьому зрівнювальний струм І _ур=[2 U /(Х _г+ Х _с)]sinδ/2. Максимальне значення він набуває у момент вмикання генератора ( і ) на шини системи необмеженої потужності (Х _с=0 ) при куті δ=π.В цьому випадку зрівнювальний струм перевищує в два рази надперехідний струм трифазного короткого замикання генератора .

Очевидно, що пристрій точної синхронізації повинен забезпечувати вмикання при зрівнювальному струмі І _ур=0. Для виконання цієї умови необхідно забезпечити: рівність напруг генератора, що вмикається U _г і системи U _c; співпадання по фазі вказаних напруг (δ=0); рівність кутових швидкостей генератора, що вмикається, ω_г і системи ω_с. Якби вимикач вмикався миттєво (t _в.в=0), то в процесі точної синхронізації достатньо (для забезпечення І _ур=0) би було виконати дві перші вимоги і сигнал на ввімкнення вимикача подати при U_s =0. Насправді t _в.в¹0. Тому вимикач необхідно вмикати з деяким випередженням. Сигнал на ввімкнення можна подавати або з постійним кутом випередження δ _оп, або з постійним часом випередження t _оп, рівним часу ввімкнення вимикача t _в.в. Відповідно до цього розрізняють синхронізатори з постійним кутом випередження і синхронізатори з постійним часом випередження.

На рисунку 6.6, б показаний характер зміни U_s=f (t)для двох значень кутової швидкості ковзання ω _s =(ω_г-ω_с). Оскільки кут δ= ω_st, то при δ=δ_оп кожному значенню ω _s відповідає певний час, зокрема t _{оп 1} і t _{оп 2}. В загальному випадку t _оп відрізняється від t _в.в. Тому дія синхронізатора з постійним кутом випередження може супроводжуватися значним зрівнювальним струмом через ввімкнення вимикача не в момент оптимуму (U_s =0), що є принциповим недоліком синхронізатора з постійним кутом випередження.

Синхронізатор з постійним часом випередження не має вказаного недоліку. Якщо прийняти t _oп =t _в.в, то вимикач повинен при будь-яких значеннях ω _s вмикатися у момент оптимуму. Проте насправді відбуваються відхилення через розкид часу Δ t _в.в і погрішності синхронізатора. Синхронізатори з постійним часом випередження є складними пристроями.

Порівняно просто можна виконати синхронізатор з постійним кутом випередження. Для цієї мети можна використовувати орган, що дозволяє пристрою АПВУС автоматичне повторне ввімкнення за умов синхронізму.

7 ЗАХИСТ ТРАНСФОРМАТОРІВ ТА АВТОТРАНСФОРМАТОРІВ

7.1 Види пошкоджень і ненормальних режимів роботи трансформаторів

В процесі експлуатації можливі пошкодження в трансформаторах і на їхніх з’єднаннях з комутуючими апаратами. Також можливі небезпечні ненормальні режими роботи, не зв’язані з пошкодженнями трансформатора чи його з’єднань. При цьому враховують одно і багатофазні КЗ в обмотках і на виводах трансформаторів. Захист від КЗ виконується на вимкненні пошкодженого трансформатора, зовнішні КЗ; перевантаження; зниження рівня масла.

7.2 Захист плавкими запобіжниками

В мережах 35кВ дуже поширені підстанції без вимикачів високої напруги зі сторони високої напруги (ВН). Часто замість них встановлюють стріляючі (газогенеруючі) плавкі запобіжники, які є простішими пристроями захисту і комутації. Використання запобіжників в мережах 110 кВ не обгрунтовано.

При наявності запобіжників вмикання і вимкнення струму холостого ходу (х.х.) трансформатора проводиться роз'єднувачем, а газовий захист діє на сигнал.

Як правило вони вставляються разом з вимикачами типу ВНП. Вмикання і вимкнення здійснюється вимикачем навантаження, а запобіжники виконують функції струмового захисту.

Застосування запобіжників значно здешевлює і спрощує установку. U =10 кВ S £750 кВА. Для запобігання спрацювання запобіжника в нормальному режимі і при стрибках струму намагнічення трансформаторів плавку вставку запобіжника вибирають за номінальним струмом:

(7.1)

Вибір плавкої вставки повинен проводитися також з врахуванням забезпечення термостійкості і допустимого експлуатаційного і аварійного перевантаження трансформатора.

Рисунок 7.1 – Захист трансформатора плавкими запобіжниками

Термічна стійкість: Допустимий час проходження струму за трансформатором t _доп£1500/k² (але не більше 4с. для трансформаторів до 35кВ і вище, і не більше 3с. для трансформаторів 110кВ і вище). Тут – відношення максимального струму при зовнішніх КЗ до мінімального струму трансформатора.Для виконання цієї умови повний час вимкнення трансформатора t не повинен перевищувати час t _доп. І _вс.ном³1,4І_т.ном – умова, яка визначає нижню межу вибору мінімального струму плавкої вставки при перевантаженні в аварійному режимі.

Забезпечення селективної дії запобіжника з захистами, які відходять від шин нижчої напруги лінії. Враховуючи розкиданість захисної характеристики по струму і необхідний запас, струм плавкої вставки, при якому проходить узгодження, визначають з урахуванням коефіцієнта запасу k _зап.=1,3, тобто . При цьому струмі плавка вставка повинна перегоріти за час t _пр³(t _з1+D t ₁) де t _з1 – витримка захисту А1 при струмі ; D t ₁ – ступінь селективності, яка приймається 0,6..0,7c.

Забезпечення селективної дії запобіжника з захистом лінії живлення. Захист лінії живлення може виконуватись як з залежною, так і з незалежною характеристикою витримки часу.

Так як запобіжник і захист мають розкидану характеристику по струму, то при узгодженні звичайно приймають І _вс=0,7 І _с.з за час t _пр£ t _з2-D t ₂ де t _з2 – витримка часу захисту, що відповідає її струму спрацювання; D t ₂=0,5..0,7 – ступінь селективності, що враховує час горіння дуги і розкидану характеристику захистів по часу.

Розрахунок показує, що неможливо досягнути виконання всіх вимог. Запобіжник, що встановлений зі сторони вищої напруги, не захищає трансформатор від перевантаження k = І _пер/ І _т.ном= І _пер/(0,5 І _вс.ном).

При k =8 запобіжник (1) не захищає трансформатор, 2 – термічну стійкість трансформатора.

Площа перерізу плавкої вставки S _вс (мм²) без використання захисних характеристик:

S _вс³0,00478 І _вс1 t ^0,5_з1-0,384; (7.2)

S _вс£0,00303І_вс2t^0,5 _{з 2}-0,384, (7.3)

де І _вс1 і І _вс2 – струми при яких узгоджують час перегорання запобіжника з часом дії захисту t _з1 і t _з2.

Дана система нерівностей справедлива для S більше 0,48 мм² і часу до 3с.

Рисунок 7.2 – Характеристики запобіжників і термічної стійкості трансформатора

7.3 Струмовий захист трансформатора від коротких замикань

Для захисту трансформатора невеликої і середньої потужності від КЗ в його обмотках на виводах і в з’єднанні вимикачів використовують струмову відсічку без витримки часу і струмовий захист із ступінчатою характеристикою витримки часу.

Рисунок 7.3 – Принципова схема струмового захисту трансформатора

Струмова відсічка без витримки часу. Селективність забезпечується вибором її струму спрацювання по виразу І _с.з.= k _зап . визначається при пошкодженнях в т.К1. Коефіцієнт запасу k _зап в залежності від типу реле, так і для відсічки лінії, приймається k _зап=1,2¸2,0. При цьому відсічка без витримки часу налагоджена від стрибків струму намагнічення. Тому при КЗ зі сторони живлення (точка К2) струм пошкодження перевищує , k _ч³2,0. Недоліком відсічки без витримки часу є неповний захист трансформатора.

Використовується для захисту трансформаторів невеликої і середньої потужності.

Доповнений газовим захистом, діє при пошкодженнях в обмотках, в якості основного захисту для одиночно працюючих трансформаторів потужністю Р _т<6300 кВА.

Струмовий захист із ступінчатою характеристикою витримки часу. При встановленні на трансформаторі захист діє на вимкнення вимикача із сторони вищої напруги. Допоміжний контакт Q ₁ керує колом електромагніту YАТ вимкнення вимикача Q ₂, встановленого із сторони нижчої напруги. k ₂³1,5 при КЗ на нижчій стороні трансформатора і k ₂³1,2 при КЗ в кінці лінії, які відходять від шин нижчої напруги.

Захист від КЗ на землю. В розподільчих мережах широко застосовуються понижуючі трансформатори із з’єднанням обмоток Y/Y₀ (зірка – зірка з заземленою нейтраллю) і чотирьохжильна система зі сторони низької напруги.

Рисунок 7.4 – Струми однофазного короткого замикання на стороні низької напруги трансформатора з з’єднанням обмоток Y/Y₀-12

(7.4)

(7.5)

, (7.6)

де k _пер – коефіцієнт, який враховує перевантаження для масляних трансформаторів: k _пер=1,4; k _зап=1,1..1,2; k _ч³1,5.

Рисунок 7.5 – Схема найпростішої замкнутої мережі напруги до 1000В

Захист трансформаторів в замкнутому колі напругою до 1000 В. В якості відмикаючих і захисних апаратів використовуються плавкі запобіжники в сукупності з автоматами зворотної потужності. Пошкодження лінії вимикає F1 i F2.

Якщо вимкнути Т1, то потужність через SFW1 змінює напрям, проходячи з замкнутої мережі до місць пошкоджень, автоматично вимикає Т2.

Комплект захисту ТК-40 і ТК-20 KW на фільтр прямує послідовно струму AZ і напрузі VZ.

(7.7)

Рисунок 7.6 – Структурна схема напівпровідникового захисту

7.4 Струмові захисти від надструмів зовнішніх коротких замикань і перенавантажень

На трансформаторах поряд з захистом, який діє при пошкодженнях в трансформаторі і його з’єднаннях, передбачається резервний захист для дії при зовнішніх КЗ у випадку відмови захисту або вимикачів суміжних елементів.

Максимальний струмовий захист. Схема МСЗ виконується аналогічно схемам 3-ї ступені захисту зі ступінчатою характеристикою витримки часу.

На трьохобмотковому трансформаторі з одностороннім живленням це досягається шляхом встановлення окремих заходів з кожної сторони t ₂= t _ел.IImax+D t; t ₃= t _ел.IIImax+D t; t ₁= t ₂+D t або t ₁= t ₃+D t (вибирається більше з цих значень).

На багатообмоткових трансформаторах при живленні з декількох сторін МСЗ не забезпечує селективного вимкнення. Для її забезпечення, один із захистів зі сторони живлення необхідно виконати напрямлено. На 3-х обмоткових трансформаторах захист з комплектом (струмовий захист зворотної послідовності) встановлюється з трьох сторін.

Струмовий захист нульової послідовності для підвищуючих трансформаторів. Захист складається з одного реле струму KAZ, яке ввімкнене до тритрансформаторного (ТА1 – ТА3) фільтру струму нульової послідовності, встановленому на стороні вищої напруги. Реле часу КТ2 створює необхідну витримку часу t =(t _ел.max+D t), а струм спрацювання узгоджується з ними на чутливість і відстроювання від струму, при зовнішніх КЗ приймають І _с.з»(0,4..0,8) І _т.ном на трансформаторах Р _т=1000кВА і більше з глухозаземленою нейтраллю.

Струмовий захист від перевантажень. Переванта­ження завжди є симетричним, тому захист від перевантажень виконується одним реле струму КА1, який ввімкнений в колі одного з трансформаторів струму захисту від зовнішніх КЗ І _с.р=(k _зап/ k _в)(І _т.ном/ К_І), k _зап=1,05.

На трьохобмоткових трансформаторах з обмотками рівної потужності і одностороннім живленням захист від перевантажень встановлюють тільки зі сторони живлення по 400 кВА і більше, а також при роздільній роботі і наявності ПАВР.

Газовий захист

Основний елемент газове реле, яке встановлюється в маслопроводі між баком і розширювачем типу ПГ-22. Більш вдосконаленим є реле типу РГ43-66 V _дв=(0,6¸1,2)м/с. При цьому час спрацювання реле складає t _c.p=(0,05¸0,5) c. Встановлюють на трансформатори потужністю Р _Т³6300кВА.

Важливість газового захисту: висока чутливість і реагування практично на всі види пошкоджень всередині баку; порівняно невеликий час спрацювання, просте виконання.

Недоліки газового захисту є нереагування на пошкодження в зоні між трансформатором і вимикачами.

7.6 Диференційний струмовий захист трансформаторів і особливості їх виконання

Диференційний принцип дозволяє виконувати швидкодіючий захист трансформатора, який реагує на пошкодження в обмотках, на виводах і в з’єднаннях з вимикачами.

Струм намагнічення трансформатора. В силових трансформаторах коефіцієнт трансформації n _T= U _1I/ U _1II¹1,0. Тому в захисті повинні зрівнюватись І _1І і І _1ІІ/ n _T. При відсутності пошкоджень струму намагнічування І _нам= І _1І- І _1ІІ/ n _T, обумовлює нерівність зрівнювальних струмів І _1І і І _1ІІ/ n _T. У зв’язку з цим в обмотці реле появляється доповнююча складова струму наближена І _нб.ном, яка при нормальній роботі і зовнішніх КЗ не значна і тому може не враховуватись. Час t _n.n=(0,3-0,5) c.

Налагодження захисту від стрибків струму намагнічення являється першою умовою при виборі струму спрацювання.

І _{нб.рсч max1}» І _бр.ном (7.8)

Налагодження захисту від стрибків струму намагнічування досягається в основному двома шляхами: зменшенням чутливості захисту по струму спрацювання; ввімкненням реле через проміжні трансформатори насичення (НТС).

Cхеми з’єднань обмоток трансформатора. Для групи з’єднань Y/D – 11 кут зсуву фаз складає p/6. Тому при відсутності пошкоджень в зоні захисту в симетричному режимі в обмотці реле з’являється значний струм . Для усунення необхідно, щоб зрівнювальні струми незалежно від групи з’єднання трансформатора співпадали по фазі.

При прийнятих умовах позитивно напрямлених струмів:

_{A D}= _a- _b; _{B D}= _b- _g; _{C D}= _g- _a. (7.9)

Крім того _АY = _a/ n _T; _BY = _b/ n _T; _CY = _g/ n _T.