Wydrukuj tę stronę
poniedziałek, 09 grudzień 2013 08:25

Aktualne zagadnienia w dziedzinie elektroenergetycznych zabezpieczeń bloku

Napisane przez  dr inż. Sylwia Wróblewska
Oceń ten artykuł
(5 głosów)

W referacie omówiono wybrane zagadnienia dotyczące elektroenergetycznych zabezpieczeń bloku generator-transformator, które wynikły z najnowszych doświadczeń w krajowych elektrowniach. Opisano przypadek nieselektywnego działania zabezpieczenia różnicowego generatora w warunkach nasycenia się przekładników prądowych oraz przedstawiono sposób poprawy pracy takiego zabezpieczenia. Przedstawiono propozycję modernizacji zabezpieczenia ziemnozwarciowego stojana generatora ze względu na umożliwienie jego pracy przy przerywanych zwarciach łukowych. Przedstawiono problem ograniczonej możliwości realizacji zabezpieczenia rezerwowego bloku przez stosowanie kryterium impedancyjnego. Omówiono kryteria i sposób działania zabezpieczeń reagujących na utratę synchronizmu wzbudzonego generatora.

 1. Wstęp

W ostatnich latach dla bloków generator-transformator w krajowych elektrowniach instaluje się wyłącznie cyfrowe urządzenia zabezpieczeniowe realizujące kompleksowo wszystkie wymagane od EAZ funkcje: zabezpieczeniowe, sterujące i rejestracyjne. Przegląd zabezpieczeń w kilkunastu krajowych elektrowniach systemowych przeprowadzony w 2010 roku wykazał, że 72% bloków i 86% pól blokowych wyposażono w cyfrową aparaturę zabezpieczeniową [6].

Dla bloków dużej mocy stosuje się powszechnie rezerwowanie zabezpieczeń wg sposobu "jeden z dwóch" przewidując podwajanie wszystkich funkcji zabezpieczeniowych, również tych, których jeszcze kilka lat temu nie podwajano np. zabezpieczenia różnicowego generatora, czy zabezpieczenia reagującego na poślizg biegunów wirnika generatora. Układ zabezpieczeń bloku stanowią dwa, nawzajem rezerwujące się zespoły zabezpieczeń A i B. W zależności od wytwórcy aparatury przekaźnikowej, każdy z tych zespołów może być realizowany w dwojaki sposób.
Pierwszy sposób polega na tym, że z każdy z zespołów A i B stanowi autonomiczne urządzenie, w którym zintegrowano wszystkie funkcje zapewniające pracę wszystkich zabezpieczeń w nim zgrupowanych.

Przykładami takiego sposobu rozwiązania są urządzenia typu CZAZ-GT wytwarzanego przez ZEG Tychy oraz urządzenia typu REG 216 firmy ABB. Wymienione urządzenia są najbardziej rozpowszechnione w krajowych elektrowniach.

Drugi sposób realizacji układów zabezpieczeń bloku polega na tym, że każdy z zespołów A i B stanowi grupę urządzeń, z których w każdym zrealizowano jedno lub kilka zabezpieczeń. Przykładami takiego sposobu rozwiązania mogą być układy z urządzeniami typu 7UM… firmy Siemens lub układy z urządzeniami typu MiCOM firmy AREVA.

Funkcje zabezpieczeniowe realizowane w wymienionych urządzeniach wykorzystują kryteria, których prawidłowość wydawała się przez wiele lat niepodważalna. Najnowsze doświadczenia wykazały jednak, że kryteria działania zabezpieczeń różnicowego i ziemnozwarciowego generatora wymagają modyfikacji.

Ostatnie badania przeprowadzone w Instytucie Energetyki podważyły poprawność wykorzystywania kryterium impedancyjnego w zabezpieczeniach rezerwowych bloku. Wnioski z wymienionych badań budzą obawy, że w nowoczesnym rozbudowanym systemie elektroenergetycznym, w którym wymagany czas likwidacji zwarcia nie powinien przekraczać 150 ms, jedynie bardzo szybko działające zabezpieczenia odległościowe mają szansę działać poprawnie. Zawiedzenie szybkodziałających zabezpieczeń podstawowych może doprowadzić do sytuacji, w której zabezpieczenia rezerwowe lub strefy zabezpieczeń odległościowych działające z opóźnieniem mogą doprowadzić do zbędnego wyłączenia jednostek wytwórczych, a przez to do poważnej awarii systemowej.

Poniżej zostaną przedstawione zagadnienia dotyczące niektórych zabezpieczeń bloku, których kryteria i sposób działania wymagają modyfikacji lub nowego spojrzenia.

2. Zabezpieczenie różnicowe generatora pracującego w bloku

W ostatnich latach nastąpiła zmiana w trybie pracy bloków w elektrowniach cieplnych. Są one wyłączane z pracy i włączane po krótkotrwałym postoju ze względu na, podyktowane względami komercyjnymi, dostosowanie produkcji mocy do aktualnych potrzeb systemu elektroenergetycznego. W związku z tym pojawił się problem dotyczący transformatora blokowego, który wyłączany wraz z blokiem na krótko np. na jeden dzień, jest po tym krótkim postoju włączany pod napięcie za pomocą wyłącznika Q1 (Rys.1.), żeby mogła nastąpić synchronizacja generatora z siecią za pomocą wyłącznika generatorowego Q2 zainstalowanego między generatorem i transformatorem. Taki tryb pracy sprawia, że transformatory blokowe, często włączane pod napięcie od strony sieci, są narażane na częste udary prądu magnesującego towarzyszące takim włączeniom. Powoduje to ujemne skutki dotyczące zarówno ich stanu technicznego, jak i żywotności, zwłaszcza, że większość transformatorów w krajowych elektrowniach to jednostki kilku lub kilkunastoletnie.

Układ pierwotny bloków energetycznych w elektrowni

Rys. 1. Układ pierwotny bloków energetycznych w elektrowni

Oznaczenia: Iu – udarowy prąd załączenia transformatora bloku nr 1,87G zabezpieczenie różnicowe generatora bloku nr 2, I1, I2 – prądy w obwodach zabezpieczenia różnicowego generatora

W ostatnim okresie ujawnił się jeszcze jeden groźny skutek takiego sposobu włączania bloku do pracy. Prąd udarowy (Iu – Rys. 1.) będący wynikiem włączania pod napięcie transformatora (1TB), płynie w obwodach pierwotnych bloku sąsiedniego (2TB, 2G) pracującego równolegle z włączanym transformatorem [1]. Na Rys. 2 pokazano zarejestrowane przebiegi prądów i napięć w obwodach GN bloku takiego bloku. Widać, że wszystkie prądy fazowe zawierają składową bezokresową. W zarejestrowanym przypadku wymienionego zjawiska, w wyniku nasycenia się przekładników prądowych zadziałało zabezpieczenie różnicowe generatora (87G) bloku pracującego równolegle z włączanym transformatorem, powodując nieselektywne wyłączenie tego bloku.

Przebiegi prądów i napięć w obwodach GN bloku, zarejestrowane w momencie włączania pod napięcie transformatora bloku sąsiedniego

Rys. 2. Przebiegi prądów i napięć w obwodach GN bloku, zarejestrowane w momencie włączania pod napięcie transformatora bloku sąsiedniego

Na Rys. 3 przedstawiono przebiegi podstawowej harmonicznej prądów fazowych (faza L2) w obwodach zabezpieczenia różnicowego generatora.

Przebiegi podstawowej harmonicznej prądów fazowych (L2) w obwodach zabezpieczenia różnicowego generatora

Rys. 3. Przebiegi podstawowej harmonicznej prądów fazowych (L2) w obwodach zabezpieczenia różnicowego generatora
Y1(t) – prąd od strony punktu neutralnego generatora, Y2(t) – prąd od strony zacisków generatora

Przyczyną zadziałania zabezpieczenia było wystąpienie prądu różnicowego spowodowanego nasyceniem się przekładników prądowych składową bezokresową prądu magnesowania transformatora.

Działanie stabilizowanego przekaźnika różnicowego następuje wówczas, kiedy prąd różnicowy spełnia poniższe zależności

gdzie:
Iro – różnicowy prąd rozruchowy przekaźnika,
I1, I2 – prądy w obwodach zabezpieczenia różnicowego,
Kh1 – współczynnik stabilizacji przekaźnika różnicowego,
Vi – przekładnia przekładników prądowych

Na Rys. 4. pokazano charakterystykę rozruchową stabilizowanego przekaźnika różnicowego generatora (87G – CZAZ-GT ) zastosowanego w omawianym przypadku. Nastawienia przekaźnika istniejące w czasie opisanego zakłócenia były następujące:

różnicowy prąd rozruchowy: Iro/IN = 0, 2,
znamionowy prąd przekaźnika: IN = 5A,
współczynnik stabilizacji: kh = 0,2.

Na wykresie zaznaczono (x) punkt pracy zabezpieczenia fazie L2 po 10 ms od momentu włączenia transformatora bloku sąsiedniego.

Charakterystyka rozruchowa zabezpieczenia różnicowego generatora 87G w urządzeniu CZAZ-GT

Rys. 4. Charakterystyka rozruchowa zabezpieczenia różnicowego generatora 87G w urządzeniu CZAZ-GT
Oznaczenia: Ir/IN – prąd różnicowy, Ih/IN – prąd stabilizacji, Iro/IN – rozruchowy prąd różnicowy przekaźnika, x – punkt pracy przekaźnika różnicowego w fazie L2 w czasie zakłócenia

Analizując przebiegi prądów mierzonych przez zabezpieczenie różnicowe 87G w omawianym przypadku stwierdzono, że w czasie trwania zakłócenia kilkakrotnie był spełniony warunek działania zabezpieczenia.

W wyniku przeprowadzonej w Instytucie Energetyki analizy dotyczącej wymienionego przypadku nieselektywnego działania zabezpieczenia, zalecono wprowadzenie do algorytmu działania zabezpieczenia dodatkowego blokowania działania przekaźnika różnicowego drugą harmoniczną prądu różnicowego [1].

Warunkiem działania przekaźnika różnicowego w przypadku, gdy w prądzie różnicowym zawarta jest druga harmoniczna, byłoby spełnienie warunku:

stąd:

gdzie:

I2h – druga harmoniczna prądu różnicowego mierzonego przez przekaźnik,
kb2 = 0,1 ÷ 0,3 – współczynnik blokowania drugą harmoniczną.

Aby przekaźnik różnicowy zadziałał, powinny być spełnione warunki (1) i (3).

Należy wymagać, żeby dla generatora pracującego w bloku z transformatorem w układzie, w którym pracuje równolegle jeden lub więcej bloków wyposażonych w wyłączniki generatorowe, stosowane było zabezpieczenie różnicowe blokowane 2 harmoniczną prądu różnicowego.

Opisany problem wpływu nasycania się przekładników prądowych na działanie zabezpieczenia różnicowego jest powszechnie znany i omawiany w światowej literaturze. W jednym z ostatnich doniesień [2] opisano wprowadzanie dodatkowej, przejściowej stabilizacji, dla eliminacji nieselektywnego działania zabezpieczenia różnicowego w warunkach nasycania się przekładników prądowych.

Polega ona na pomiarze zmian (8 razy/okres) prądu różnicowego (?Ir) oraz zmian prądu stabilizacji (?Ih) i w zależności od wartości ich stosunku (?Ir/ ?Ih), przejściowe, dodatkowe hamowanie działania przekaźnika różnicowego w stanach nieustalonych.

W praktyce niemieckiej stosuje się niekiedy przekaźnik różnicowy z dwiema wartościami rozruchowego prądu różnicowego (Iro1 i Iro2>Iro1) i dwiema wartościami współczynnika stabilizacji (kh1 i kh2>kh1).

Na czas łączenia transformatora do pracy równoległej zostaje przełączona charakterystyka rozruchowa przekaźnika z Ir = f(Iro1, kh1) na Ir = f(Iro2, kh2).

Dobrym sposobem pozwalającym wyeliminować zjawisko nasycania się przekładników prądowych jest stosowanie elektronicznych przekładników prądowych [3], [4] lub przekładników prądowych ze szczeliną powietrzną.

3. Doskonalenie zabezpieczenia ziemnozwarciowego stojana generatora ze względu na wykrywanie zwarć przerywanych

W ostatnim czasie, w elektrowni z blokami dużej mocy wystąpił przypadek przerywanego zwarcia z ziemią w obwodach generatora. W izolatorze przepustowym fazy L3 wystąpiło łukowe przerywane zwarcie z ziemią, pojawiające się na czas kilkudziesięciu milisekund z przerwami trwającymi od 200ms do 1300 ms.

Przerywany charakter zwarcia potwierdza przebieg składowej zerowej napięcia (Rys. 5.), mierzonej na zaciskach generatora.

Przebiegi napięć generatora w czasie trwania łukowego zwarcia przerywanego na zaciskach generatora.

Rys. 5. Przebiegi napięć generatora w czasie trwania łukowego zwarcia przerywanego na zaciskach generatora.

Dla bloku, którego dotyczył opisany przypadek zastosowano, powszechnie stosowany w krajowych elektrowniach, przedstawiony na Rys. 6 układ zabezpieczeń ziemnozwarciowych uzwojenia stojana generatora oraz obwodów DN bloku, w skład którego wchodzą zabezpieczenia:

59NG1 zerowonapięciowe, ziemnozwarciowe obejmujące (80÷90)% uzwojeń stojana generatora, działające z opóźnieniem (t = 0,3 s) na wyłączenie turbozespołu,
59NG2 zerowonapięciowe, ziemnozwarciowe obejmujące (80÷90)% uzwojeń stojana generatora oraz obwody DN bloku w przypadku pracy przy otwartym wyłączniku generatora. Działa ono dwustopniowo: 1 stopień – z opóźnieniem (t1 = 0,3 s) na wyłączenie turbozespołu, 2 stopień – z opóźnieniem (t2 = 0,6 s) na wyłączenie części elektrycznej bloku,
64S reagujące na różnicę trzecich harmonicznych napięć zerowych mierzonych na zaciskach i w punkcie neutralnym generatora, obejmujące 100% uzwojeń stojana, działające z opóźnieniem (t = 5,0s) na wyłączenie turbozespołu.

 

Układ zabezpieczeń ziemnozwarciowych uzwojenia stojana generatora oraz obwodów DN bloku wg rozwiązania stosowanego w krajowych elektrowniach

Rys. 6. Układ zabezpieczeń ziemnozwarciowych uzwojenia stojana generatora oraz obwodów DN bloku wg rozwiązania stosowanego w krajowych elektrowniach
WV – wyłączenie turbozespołu, WIII – wyłączenie turbozespołu i części elektrycznej bloku

W przypadku omawianego zakłócenia żadne z zabezpieczeń ziemnozwarciowych generatora nie zadziałało, ze względu na zastosowanie opóźnienia w działaniu. Wyłączenia generatora dokonano ręcznie.

W wyniku przeprowadzonej w Instytucie Energetyki analizy opisanego przypadku, zaproponowano modyfikację sposobu działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych generatora. Polegałaby ona na zliczaniu pobudzeń każdego z przekaźników ziemnozwarciowych przez określony czas (tp). Jeżeli liczba pobudzeń (ΣZp) osiągnęłaby nastawioną wartość (np. ΣZp = 4) w nastawionym czasie (np. tp = 1,6s), wówczas następowałoby zadziałanie zabezpieczenia (Rys. 7).

Zalecono, żeby opisany sposób działania zastosować dla wszystkich funkcji reagujących na zwarcia z ziemią uzwojenia stojana generatora (59NG 1, 59NG 2, 64S). Stosowanie dodatkowej możliwości działania zabezpieczenia przy zwarciach przerywanych, nie wydłuża bowiem czasu jego działania przy zwarciach trwałych.

Propozycja modyfikacji sposobu działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych generatora

 

Rys. 7. Propozycja modyfikacji sposobu działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych generatora

4. Zabezpieczenie impedancyjne, jako zabezpieczenie rezerwowe bloku

Stosowane powszechnie w krajowych elektrowniach, zabezpieczenie impedancyjne bloku powinno spełniać funkcję zabezpieczenia rezerwowego, reagującego na niewyłączone zwarcia w sieci zewnętrznej.

Mierzy ono impedancję przez pomiar prądu w obwodach od strony punktu neutralnego generatora oraz napięcia na jego zaciskach. Ze względu na miejsce pomiaru impedancji, omawiane zabezpieczenie reaguje tylko na zwarcia międzyfazowe w obwodach bloku i w sieci.

Charakterystyki rozruchowe, oraz sposoby działania tych zabezpieczeń określone są właściwościami firmowych rozwiązań stosowanych urządzeń zabezpieczeniowych bloku.

W większości krajowych elektrowni zastosowano dla bloku cyfrowe urządzenie zabezpieczeniowe typu CZAZ-GT produkcji ZEG Tychy lub REG 216 firmy ABB. W niektórych rozwiązaniach przekaźnik impedancyjny w wymienionych urządzeniach realizuje charakterystykę czysto impedancyjną, jednostrefową (Rys. 8)

W przypadku jednostrefowego impedancyjnego przekaźnika, impedancja rozruchowa dobierana jest tak, żeby obejmowane były zwarcia międzyfazowe na szynach zbiorczych elektrowni ze współczynnikiem czułości kc >= 1,2.

Zabezpieczenie działa dwustopniowo:

  • działanie pierwszego stopnia czasowego (t1) powoduje odcięcie bloku od sieci,
  • działanie drugiego stopnia czasowego (t2 = t1 + Δt) powoduje wyłączenie turbozespołu.

Zabezpieczenie działa bezzwłocznie lub z bardzo krótkim czasem wówczas, kiedy blok jest odcięty od sieci (otwarty wyłącznik blokowy).

Zabezpieczenie impedancyjne bloku wg rozwiązań CZAZ-GT (ZEG Tychy) oraz REG216 (ABB) a. charakterystyka rozruchowa przekaźnika impedancyjnego, b. funkcje czasowo-logiczne zabezpieczenia

Rys. 8. Zabezpieczenie impedancyjne bloku wg rozwiązań CZAZ-GT (ZEG Tychy) oraz REG216 (ABB) a. charakterystyka rozruchowa przekaźnika impedancyjnego, b. funkcje czasowo-logiczne zabezpieczenia

Od kilku lat zabezpieczenie impedancyjne stosowane w krajowych elektrowniach, realizowane jest jako dwustrefowe (Rys.9), w którym:

  • pierwsza, krótsza strefa impedancyjna (21.1) obejmuje ok. (70 – 80)% uzwojeń transformatora blokowego,
  • druga, dłuższa strefa impedancyjna (21.2) obejmuje zwarcia na szynach zbiorczych elektrowni z odpowiednim dla zabezpieczenia rezerwowego, współczynnikiem czułości (kc>1,2).

Dwustrefowe zabezpieczenie impedancyjne bloku

Rys. 9. Dwustrefowe zabezpieczenie impedancyjne bloku
Charakterystyki rozruchowe przekaźników impedancyjnych: a. wg rozwiązań CZAZ-GT (ZEG Tychy) i REG 216 (ABB), b. wg rozwiązania 7UM 516 (Siemens), c. wg rozwiązania MiCom P345 (Areva), d. funkcje logiczno-czasowe zabezpieczenia

Z przeglądu danych nastawieniowych zabezpieczeń w wybranych kilkunastu elektrowniach krajowych wynika, że stosowane opóźnienia działania pierwszej (21.1, krótszej) strefy zabezpieczenia impedancyjnego bloku zawierają się w zakresie:

t(21.1) = 0…0,8 s

Stosowane opóźnienia działania drugiej (21.2, dłuższej) strefy zabezpieczenia impedancyjnego bloku
zawierają się zwykle w zakresie:

  • opóźnienie pierwszego stopnia czasowego: t1 = (1,0…4,4) s,
  • opóźnienie drugiego stopnia czasowego: t2 = (1,5….4,8) s.

W roku 2011 wykonano w Instytucie Energetyki, przy współudziale Politechniki Gdańskiej, pracę naukowo-badawczą obejmującą również badania symulacyjne [5]. Wykazały one, że każde zwarcie trójfazowe, które trwa dłużej niż 120 ms, inicjuje asynchroniczne kołysania mocy. W czasie takich kołysań trajektorie impedancji przecinają charakterystyki rozruchowe obu stref zabezpieczenia impedancyjnego bloku. Na Rys. 10. pokazano rejestrogram zaczerpnięty z wymienionej pracy [5], na którym przedstawiono trajektorię impedancji przy zwarciu trójfazowym na szynach elektrowni, trwającym 0,4 s. Rejestrogram ten potwierdza przedstawione wnioski. W wyniku tego zjawiska wątpliwą staje się możliwość działania przy zwarciach w sieci, zwłocznego zabezpieczenia impedancyjnego bloku, a w przypadku dwustrefowego rozwiązania, jego dłuższej strefy (21.2). Wynika to z dużych opóźnień działania tego zabezpieczenia.

Drugim, istotnym wnioskiem wynikającym z wymienionych badań symulacyjnych jest zagrożenie zbędnego działania przy kołysaniach mocy towarzyszących bliskim zwarciom w sieci, szybkodziałające, krótszej strefy zabezpieczenia impedancyjnego bloku (21.1). Tak więc, zabezpieczenie impedancyjne, którego zadaniem jest działanie przy zwarciach w obrębie bloku, mogłoby spowodować jego wyłączenie lub wyłączenie większej liczby bloków przy kołysaniach mocy spowodowanych, nie wyłączonym dostatecznie szybko, zwarciem w sieci. Wynika stąd zalecenie niestosowania bezzwłocznych zabezpieczeń impedancyjnych bloku. Możliwość stosowania zabezpieczenia impedancyjnego, reagującego z opóźnieniem na zwarcia w obrębie bloku (21.1) i wartość czasu opóźnienia działania powinny być potwierdzone wynikami badań symulacyjnych przeprowadzonych dla danego węzła sieciowego.

Przykład trajektorii impedancji przy asynchronicznych kołysaniach mocy spowodowanych zwarciem trójfazowym na szynach 220 kV El. Kozienice. Czas trwania zwarcia 0,4 s.

Rys. 10. Przykład trajektorii impedancji przy asynchronicznych kołysaniach mocy spowodowanych zwarciem trójfazowym na szynach 220 kV El. Kozienice. Czas trwania zwarcia 0,4 s.
Zr – trajektoria impedancji, Z1 – charakterystyka rozruchowa dłuższej strefy (21.2) zabezpieczenia impedancyjnego, Z2 – charakterystyka rozruchowa krótszej strefy (21.1) zabezpieczenia impedancyjnego bloku

Żadne ze stosowanych w krajowych elektrowniach zabezpieczeń impedancyjnych nie umożliwia skutecznej blokady działania przy kołysaniach mocy. Zabezpieczenie typu 7UM516 (Siemens) wyposażono w taką funkcję, jednak jak wykazały badania symulacyjne, jej działanie nie jest skuteczne.

Wymienione wnioski powinny zainicjować dalsze prace zmierzające do sprecyzowania bezpiecznych nastawień szybkodziałającego zabezpieczenia impedancyjnego bloku lub sposobu skutecznego blokowania jego działania przy kołysaniach mocy.

Należałoby też prowadzić dalsze prace, które pozwolą na określenie sposobu rozwiązania i nastawienia zwłocznego zabezpieczenia impedancyjnego bloku, które spełnia rolę zabezpieczenia rezerwującego zabezpieczenia sieciowe. Prace te powinny polegać na badaniach symulacyjnych i badaniach statystycznych.

5. Zabezpieczenie odległościowe bloku

Zabezpieczenie odległościowe, które mierzy prąd i napięcie w polu blokowym działa dwukierunkowo, rezerwując zabezpieczenia bloku i linii blokowej – działaniem w kierunku bloku oraz zabezpieczenia szyn zbiorczych i sieci – działaniem w kierunku sieci. Z analizy danych wybranych elektrowni wynika, że w większości przypadków stosowane są nowoczesne terminale cyfrowe 7SA522 (firmy Siemens) lub RE L... (firmy ABB). W nielicznych stacjach pracują jednak jeszcze przekaźniki elektromechaniczne typu L.. starej generacji, przystosowane do dwukierunkowego działania, lecz nie zawsze wyposażone w przystawkę przeciwkołysaniową.

Stosowane przekaźniki odległościowe realizują zarówno kołowe, jak i poligonalne charakterystyki rozruchowe.

W większości analizowanych rozwiązań, dwie lub trzy strefy zabezpieczenia odległościowego, działają w kierunku bloku powodując wyłączenie części elektrycznej bloku obejmujące wyłączenie i odwzbudzenie generatora, a dwie lub trzy strefy tego zabezpieczenia działają w kierunku sieci powodując odcięcie bloku od sieci.

W większości przypadków, działanie wszystkich stref zabezpieczenia odległościowego blokowane jest przy kołysaniach mocy.

Z przeglądu danych nastawieniowych zabezpieczeń w kilkunastu wybranych, elektrowniach wynika, że stosowane opóźnienia działania poszczególnych stref zabezpieczenia impedancyjnego bloku zawierają się w następujących zakresach:

  • I strefa w kierunku bloku: t1 = 0 (dla przekaźników elektromechanicznych typu L… – t1 = 0,1 s),
  • II strefa w kierunku bloku: t2 = (0,25÷0,8) s (dla przekaźników elektromechanicznych – do 1,0 s),
  • III strefa w kierunku bloku t3 = (0,35÷3,4) s,
  • IV strefa w kierunku sieci t4 = (0,35÷0,7) s,
  • V strefa w kierunku sieci t5 = (0,8÷4,0) s.

Wymienione już badania symulacyjne [L5, L7] wykazały, że zwarcia trójfazowe na szynach elektrowni lub w ich pobliżu, trwające dłużej niż 120 ms, inicjują asynchroniczne kołysania mocy. Trajektorie impedancji przy takich kołysaniach mogą wchodzić do obszaru charakterystyk rozruchowych skierowanych w stronę bloku. Na Rys. 11 pokazano przykładowy rejestrogram zaczerpnięty z pracy [5], na którym przedstawiono trajektorię impedancji przy zwarciu trójfazowym trwającym 0,5 s na linii 400 kV w stacji Rogowiec. Przeprowadzone badania nie potwierdziły skuteczności działania blokady przeciwkołysaniowej zainstalowanych tam zabezpieczeń odległościowych.

Przykład trajektorii impedancji przy asynchronicznych kołysaniach mocy spowodowanych bliskim zwarciem trójfazowym na linii 400 kV (5%) odchodzącej od szyn stacji Rogowiec

Rys. 11. Przykład trajektorii impedancji przy asynchronicznych kołysaniach mocy spowodowanych bliskim zwarciem trójfazowym na linii 400 kV (5%) odchodzącej od szyn stacji Rogowiec
Czas trwania zwarcia 0,5 s. Zr – trajektoria impedancji, Charakterystyki rozruchowe zabezpieczenia odległościowego typu REL531: Z1 – I strefa – kierunek blok, Z2 – II strefa – kierunek blok, Z3 – III strefa – kierunek sieć, Z4 – IV strefa – kierunek sieć, Blok. – charakterystyka blokady przeciwkołysaniowej

Wnioski z wymienionych badań skłaniają do obaw, że kołysanie mocy zainicjowane przedłużającą się likwidacją zwarcia (tz>120 ms) w sieci, pomimo warunków sprzyjających uruchomieniu blokady przeciwkołysaniowej, może spowodować wyłączenie bloku polegające na wyłączeniu i odwzbudzeniu generatora przez skierowane w stronę bloku, szybko działające strefy zabezpieczenia odległościowego.

Takie działanie może dotyczyć większej liczby bloków połączonych galwanicznie z miejscem zwarcia.

Wynika stąd potrzeba badań zmierzających do stosowania skutecznie działających blokad przeciwkołysaniowych oraz takich opóźnień działania zabezpieczenia odległościowego, które zapewniają jego selektywne działanie.

6. Zabezpieczenie reagujące na utratę synchronizmu wzbudzonego generatora

Waga zabezpieczenia reagującego utratę synchronizmu wzbudzonego generatora rośnie, wobec dużego prawdopodobieństwa wystąpienia w sieci asynchronicznych kołysań mocy przy zawiedzeniu podstawowego, szybkodziałającego zabezpieczenia linii. W świetle wniosków wymienionej wyżej pracy [5], inicjowane nie dość szybkim wyłączaniem zwarć, asynchroniczne kołysania mocy narażają wały turbogeneratorów współpracujących z siecią na niszczące działanie momentów skręcających.

Stosowane w krajowych elektrowniach zabezpieczenia reagujące na poślizg biegunów wirnika generatora wykorzystują kryterium dynamicznej zmiany impedancji mierzonej na jego zaciskach. Charakterystyki rozruchowe stosowanych zabezpieczeń są zróżnicowane, zależą od rozwiązań firmowych (patrz rys. 12). We wszystkich rozwiązaniach o działaniu zabezpieczenia decyduje jednak sposób i szybkość przemieszczania się trajektorii impedancji (Z) przez obszar określony charakterystyką rozruchową.

 

Charakterystyki rozruchowe zabezpieczenia od skutków utraty synchronizmu generatora wg rozmaitych rozwiązań

Rys. 12. Charakterystyki rozruchowe zabezpieczenia od skutków utraty synchronizmu generatora wg rozmaitych rozwiązań
a. ZEG, Instytut Energetyki ( S1, S2 – człony działające przy utracie synchronizmu przed wystąpieniem poślizgu biegunów wirnika (do współpracy z regulatorem turbiny i układem APKO stacji), W – człon wyłączający zabezpieczenia, X’d – reaktancja przejściowa, podłużna generatora, XT – reaktancja zastępcza transformatora blokowego, XS – zastępcza reaktancja sieci zewnętrznej, Z – trajektoria impedancji przy kołysaniach mocy), b. firmy ABB (REG216, REG316), c. firmy Siemens (7UM516), d. firmy Bescuit Electric Corporation (M3425)

W aktualnie stosowanych krajowych rozwiązaniach, zabezpieczenie reagujące na utratę synchronizmu (poślizg biegunów) wzbudzonego generatora powoduje odcięcie bloku od sieci z pozostawieniem w pracy potrzeb własnych bloku (PPW).

Ze względu na zapobieganie poważnej awarii systemowej (black out), zabezpieczenie reagujące na utratę synchronizmu generatora w warunkach asynchronicznych kołysań mocy w sieci powinno powodować szybkie odciążenie turbozespołu zamiast wyłączania bloku z sieci. Taki sposób działania (tzw. „fast valving”) omówiono w [8]. Do takiego sposobu działania przystosowano krajowe rozwiązanie omawianego zabezpieczenia (a – Rys. 12). Należałoby podjąć działania zmierzające do uaktywnienia współpracy zabezpieczenia reagującego na poślizg biegunów z regulatorem turbiny, zwłaszcza w takich elektrowniach systemowych, w których pracuje większa liczba bloków.

W przypadku przewidywania pracy bloku na wydzieloną sieć, zasilaną przez inne źródła, np. drugi blok w elektrowni, należy przewidywać dodatkowe zabezpieczenie reagujące na poślizg biegunów wirnika z charakterystyką rozruchową dostosowaną do takiego stanu pracy. Zabezpieczenie takie powinno być automatycznie włączane do pracy przy przechodzeniu do wymienionego stanu pracy.

Wymaganie stosowania drugiego zabezpieczenia reagującego na utratę synchronizmu wzbudzonego generatora dotyczy również sytuacji, w której blok w elektrowni cieplej uruchamiany jest po awarii systemowej z elektrowni szczytowo-pompowej.

7. Wnioski

  • 7.1. Dla generatora pracującego w bloku z transformatorem w układzie, w którym pracuje równolegle jeden lub więcej bloków wyposażonych w wyłączniki generatorowe, należy stosować zabezpieczenie różnicowe blokowane 2 harmoniczną prądu różnicowego.
  • 7.2. Z e względu na umożliwienie wykrywania łukowych zwarć przerywanych w obwodach uzwojenia stojana generatora, zabezpieczenie ziemnozwarciowe generatora należy wyposażać w układ logiczno-czasowy zliczający liczbę pobudzeń przekaźnika ziemnozwarciowego (Rys. 7).
  • 7.3. W przypadku stosowania dwustrefowego zabezpieczenia impedancyjnego bloku, strefa krótsza (21.1) obejmująca swoim działaniem zwarcia w obrębie bloku, nie powinna działać bezzwłocznie. Możliwość stosowania tej strefy, jako zwłocznej powinna być potwierdzona pozytywnym wynikiem badań symulacyjnych dla danej elektrowni. W przypadku braku takich badań, należy zablokować wymieniony człon (21.1) zabezpieczenia impedancyjnego bloku. Takie wymaganie uzasadnione jest obawą nieselektywnego wyłączenia bloku lub kilku bloków przy bliskich zwarciach w sieci.
  • 7.4. W świetle wyników badań symulacyjnych [5], spełnianie przez zabezpieczenie impedancyjne bloku funkcji zabezpieczenia rezerwowego jest wątpliwe.\
  • 7.5. N ależy prowadzić badania zmierzające do stosowania skutecznej blokady przeciwkołysaniowej zabezpieczenia odległościowego, dwukierunkowego w polu blokowym, ze względu na obawy nieselektywnego wyłączania bloku przy zwarciach w sieci.
  • 7.6. N ależy dążyć do przewidywania szybkiego odciążania turbozespołu przez zabezpieczenie od utraty synchronizmu.

Spis literatury

[1] I . Pinkiewicz, S. Wróblewska, Analiza wpływu załaczania transformatora blokowego na pracę generatora w VHP EC Siekierki., Instytut Energetyki, 25.08.2011.

[2] Bagleybter O. Subramanian S., Enhancing Differential Protection Stability during CT Saturation with Transient Bias., SC B5 Colloquium, 2011 08, 12–17, Lausanne, Switzerland.

[3] S. Wróblewska; Dobór przekładników do pomiarów i zabezpieczeń, ELEKTR OIN FO, nr 10/2008.

[4] M. Lizer; W. Szweicer, S. Wróblewska; Elektroniczne przekładniki pomiarowe – założenia norm i przegląd rozwiązań technicznych, Automatyka Elektroenergetyczna, nr 1/2010E.

[5] Dobrzyński K., Dytry H., Klucznik J., Lizer M., Lubośny Z., Szweicer W., Wróblewska S.: Opracowanie katalogu wymagań dla systemów zabezpieczeń elektrycznych generatorów w zakresie stosowanych funkcji i koordynacji ich nastaw z EAZ w sieci przesyłowej. – Etap I; Etap II , Praca wykonana przez Instytut Energetyki i Politechnikę Gdańską dla PSE Operator S. A., Warszawa 2011 r.

[6] H. Dytry, M. Głaz, M. Lizer, W. Szweicer, S. Wróblewska, Elektroenergetyczne zabezpieczenia bloków w krajowych elektrowniach reagujące na zakłócenia w sieci przesyłowej, OK’2011, Ogólnokrajowa Konferencja „Zabezpieczenia Przekaźnikowe w Energetyce”, Józefów 19–21.10.2011. Materiały konferencyjne.

[7] K . Dobrzyński, J. Klucznik, Z. Lubośny, Zabezpieczenia bloków przy zwarciach bliskich., OK’2011, Ogólnokrajowa Konferencja „Zabezpieczenia Przekaźnikowe w Energetyce, Józefów 19–21.10.2011. Materiały konferencyjne.

[8] H-J. Herrmann, H. Kűhn, A. Ludwig, F. Oechsle, German requirements for protection schemes in EHV transmission systems, PS3 – 306, CIGRE Study Committee B5 Colloquium, September 12–17.2011, Lausanne, Switzerland.

dr inż. Sylwia Wróblewska
INSTYTUT ENERGETYKI, WARSZAWA
Publikacja pochodzi z XV Seminarium Energotestu

Czytany 9027 razy Ostatnio zmieniany sobota, 08 październik 2016 20:27

Zaloguj się aby zobaczyć komentarze.

Nie masz u nas konta? Zarejestruj się!

Logowanie