Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> Ликвидация аварий в главных схемах станций и подстанций

Автоматическое отключение синхронного генератора - Ликвидация аварий в главных схемах станций и подстанций

Оглавление
Ликвидация аварий в главных схемах станций и подстанций
Главные схемы электрических соединений
Распределительные устройства главных схем
Схемы РУ с двумя системами шин
Схемы РУ в виде многоугольников
Схемы РУ в виде мостиков
Причины аварий
Ремонт, испытания и осмотры оборудования как факторы предупреждения аварий
Перегрузки оборудования и их устранение
Предупреждение отказов в работе шинных разъединителей из-за поломки изоляторов
Предупреждение аварий по вине оперативного персонала
Источники информации и план действий
Разделение функций оперативного персонала энергосистем при ликвидации аварий и самостоятельные действия персонала
Поведение персонала в аварийной ситуации
Ликвидация аварий средствами автоматических устройств
Автоматическое включение резерва
Автоматическая частотная разгрузка
Ликвидация аварий, связанных с автоматическим отключением линий электропередачи
Ликвидация аварий в главных схемах подстанций
Автоматическое отключение сборных шин
Автоматическое отключение синхронного генератора
Автоматическое отключение блока
Ликвидация несимметричных режимов работы турбогенераторов
Ликвидация асинхронных режимов работы турбогенераторов
Автоматическое отключение сборных шин станции
Действия при отказах выключателей
Действия при отказах разъединителей
Проведение противоаварнийых тренировок
Обучение на тренажерах

VII. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ В ГЛАВНЫХ СХЕМАХ СТАНЦИЙ

21. автоматическое отключение синхронного генератора

Генераторы автоматически отключаются от сети соответствующими устройствами релейной защиты при следующих повреждениях:
междуфазных к. з. в обмотке статора, на вводах и присоединенных к ним шинах — продольной дифференциальной защитой, зона действия которой ограничивается участком между трансформаторами тока, установленными у выключателя и со стороны нулевых вводов генератора;
замыканиях между витками одной фазы статора — поперечной дифференциальной защитой, устанавливаемой на мощных генераторах, обмотки которых выполнены в виде двух параллельных ветвей;
замыканиях обмотки статора на корпус — специальной защитой, действующей на отключение генератора при токе замыкания на землю 5 А и более и на сигнал при токе менее 5 А;
внешних к. з. — максимальной защитой с блокировкой по напряжению и токовой защитой обратной последовательности, реагирующей на появление тока обратной последовательности при несимметричных к. з. Эти защиты резервируют также продольные дифференциальные защиты при их отказах.
Отключение выключателя генератора может произойти действием защит ротора: от замыканий на корпус во второй точке обмотки ротора и от перегрузки ротора током, которая возникает при превышении допустимого времени работы устройств форсировки возбуждения. Кроме того, импульс па отключение генератора от сети подается действием основных технологических защит турбины при осевом сдвиге ротора турбины, понижении давления масла в системе смазки и других неполадках.
Автоматическое отключение генератора нарушает баланс генерируемой и потребляемой активной и реактивной мощности, что приводит к понижению частоты и напряжения на шинах станции. Эти понижения могут быть кратковременными при наличии резерва активной и реактивной мощности и длительными в случае их дефицита. При понижении частоты тока уменьшается частота вращения электродвигателей, снижается производительность машин и агрегатов у потребителей электроэнергии. На станциях снижение производительности механизмов с. и. (дутьевых вентиляторов, дымососов, питательных электронасосов и др). может привести к расстройству технологических процессов и нарушению баланса активной мощности. Практикой установлено, что понижения частоты до 48 Гц не вызывают серьезных осложнений в работе тепловых станций. Однако дальнейшее понижение частоты является опасным, так как связано с резким снижением производительности ряда механизмов с. н. Особенно чувствительны к изменениям частоты питательные электронасосы. Действием устройств АЧР, как правило, не допускается длительное снижение частоты ниже 48,5 Гц.
При понижении напряжения из-за недостатка реактивной мощности увеличивается скольжение и уменьшается вращающий момент асинхронных двигателей, являющихся двигателями массового применения. Падает светоотдача ламп накаливания.
Таким образом, на станциях с поперечными связями по пару во всех случаях автоматических отключений от сети турбогенераторов и понижении при этом частоты и напряжения персонал станции, не дожидаясь распоряжения диспетчера, должен в первую очередь:
проверить, что на секции шин, питающей механизмы с. н. отключившегося турбогенератора, имеется напряжение. В противном случае следует немедленно подать напряжение на эту секцию вручную от резервного источника питания;
принять возможную активную и реактивную нагрузку на оставшихся в работе генераторах для поддержания на известном уровне частоты и напряжения на шинах станции;
сообщить диспетчеру об отключении турбогенератора и принятых мерах по восстановлению нормального режима работы.
Далее следует по выпавшим указателям срабатывания устройств релейной защиты, информации персонала с рабочих мест и другим признакам установить причину отключения генератора и, если отключение это не связано с повреждением самого генератора или оборудования в его цепи, принять меры к включению генератора в сеть. При повреждении генератор выводится в аварийный ремонт.      
Если причина отключения турбогенератора заключается в неисправности вспомогательного оборудования (например, срыве конденсатных или циркуляционных насосов, ложном срабатывании устройств релейной защиты или технологической автоматики и пр.), следует устранить неисправность, после чего синхронизировать, включить генератор в сеть и восстановить нормальный режим его работы.
Согласно ПТЭ включение в сеть генераторов, имеющих косвенное охлаждение обмоток и работающих на шины генераторного напряжения, а также генераторов с непосредственным охлаждением обмоток, выполняется, как правило, способом точной синхронизации с включенной блокировкой от несинхронных включений. Включение генератора в сеть таким способом возможно при разности напряжений генератора и сети не более 10%, по фазе (углу сдвига векторов напряжений) — не более 15° и по частоте— не более 0,1%. Соблюдение указанных условий обеспечивает плавное втягивание генератора в синхронизм без заметных бросков тока и момента вращения.
При ликвидации аварий в энергосистемах, когда возможны качания и изменения значений частоты в сети (что затрудняет точную синхронизацию), разрешается включить турбогенераторы мощностью до 200 МВт на параллельную работу способом самосинхронизации. Включение способом  самосинхронизации допускается при вращении ротора С частотой, близкой к синхронной (скольжение в пределах ±2%), и обмоткой ротора, замкнутой на обмотку якоря возбудителя или резистор самосинхронизации. Возбуждение подается включением АГП сразу же после включения генератора в сеть.
После включения генератора в сеть скорость подъема активной нагрузки для всех турбогенераторов определяется условием теплового расширения турбины и работы кот- лоагрегата. Скорость набора реактивной нагрузки не ограничивается для генераторов с косвенным охлаждением обмоток и увеличивается пропорционально увеличению активной нагрузки у генераторов с непосредственным охлаждением обмоток* . Наложение ограничений на скорость повышения тока ротора у генераторов с непосредственным охлаждением обмоток объясняется разными скоростями в достижении установившихся температур обмоток и стальных частей ротора в начальный период пуска. Это различие температур может оказаться настолько большим, что вызовет недопустимое механическое напряжение в меди обмоток и в результате этого деформацию или повреждение изоляции.

*При авариях в энергосистемах требование пропорционального повышения токов статора и ротора на генераторах с непосредственным охлаждением обмоток не соблюдается.


Все пуски турбогенераторов независимо от способа охлаждения их обмоток выполняются при включенных автоматических регуляторах возбуждения АРВ. Возможное при этом действие устройств форсировки возбуждения ограничивается автоматически лишь у турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток ротора. У турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток ротора, имеющих больший запас по нагреву, длительность форсировки ограничивается вручную по истечении 2 мин.



 
« Конкуренция и выбор в электроэнергетике   Линии электропередачи 345 кВ и выше »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.