Добавил:
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

книги / Микропроцессорная система релейной защиты энергоблоков

..pdf
Скачиваний:
7
Добавлен:
12.11.2023
Размер:
12.38 Mб
Скачать

Алгоритмы ПС, выполняющих функции защиты, имеют следую­ щие особенности: программы РЗ являются циклическими; для иден­ тификации состояния БГТ используются интегральные характери­ стики (среднее, действующее значения, симметричные составляю­ щие, гармоники) контролируемых сигналов; длительность цикла программы РЗ кратна полупериоду (периоду) переменного тока; интервал дискретизации корректируется при изменении частоты в системе; число отсчетов за период фиксировано и не зависит от частоты; выдержки времени защит формируются аппаратными тай­ мерами, уставки выдержек задаются программно.

Рассмотрим подробнее некоторые из алгоритмов, учитывая схему БГТ (см. рис. 1.4); в первую очередь алгоритм дифференциальной

защиты турбогенератора, от многофазных КЗ в

обмотке

статора

и на его выводах (рис. 4.10). Дифференциальная

защита

является

основной защитой. Для отстройки от токов небаланса при внешних КЗ ДЗГ имеет торможение, которое автоматически изменяет ток срабатывания 1с при изменении кратности токов плеч защиты. Для повышения чувствительности ДЗГ исключается торможение при минимальных кратностях токов КЗ, пока тормозной сигнал 1т не превышает некоторую величину 1„, называемую «полкой» тормозной характеристики (рис. 4.11). Обычно принимается 1П= (0,5— 1)1ном. С учетом сказанного

1

= т 4-кП _I)

ь —( ^ ПРИ

с

1с.„-Г М 1т U

Кт“ 1 0,3 — 0,9 при 1Т> 1П,

где 1с н — начальный ток срабатывания ДЗГ; — коэффициент торможения.

В зависимости от конкретных требований к чувствительности ДЗГ, возможных максимальных токов небаланса тормозной сигнал может формироваться по следующим различным алгоритмам: ариф­ метическая сумма токов плеч защиты; максимальная сумма поло­ жительных или отрицательных полуволн токов плеч защиты или минимальная сумма положительных или отрицательных полуволн токов плеч защиты [94—96]. В частности, для последнего алго­ ритма дискретные значения тормозного тока

*г(пТд)= тт{ 1 П0Я(пТд), iOTp(nTfl)};

‘«□л (пТд)= 0,5 2 [I ik (пТд)| + iw(пТд) ] k= 1

i„„(n T J= 0 ,5 S [Нк(пТ,)| —1„(пТд)1

к = I

где Тд=Тс/пт — период дискретизации (Тс— период тока в системе, пт — заданное число замеров в периоде).

(

З а п у с к

^

Рис. 4.10.

Алгоритм диф­

 

ференциальной за­

 

 

 

 

щиты статора тур­

 

Л

 

 

богенератора

 

 

 

 

I

Инициализация

 

 

 

Опрос А ЦП,ввод токов

нейтрали статора Ч.о > LB,oi 4 о

выводов статора

4,1 *» 4,1 i Lc,i

о

Анализ состояния и защита фазы

ст а т о р а

Нет

Все фазы

Да

Анализ состояния защиты и формирование

сигналов отключения

Этот алгоритм характеризуется отсутствием тормозного сигнала при внутреннем КЗ, если сдвиг фаз между токами КЗ Дф=0. При торможении арифметической суммой токов плеч защиты

где 1с з, Uc з — уставки срабатывания по току и напряжению.

Для отстройки от излишних срабатываний при нарушениях дина­ мической устойчивости в системе защита должна иметь выдержку времени 1—2 с [18].

С~Л Запуск )

Инициализация Очистка счетчиков, сброс таймера,установка сигнала несрабатывания защиты

----- з

--------------------1----------------------------

,

 

Опрос АЦП,

 

 

ввод iA_u,c

 

____

1

 

 

Вычисление средних

 

значений 1А>ивс

------ ■■ 1 ----------------------------

5 ---------------------1----------------------------

Вычисление-сдвига фоз чЧ -1 £ Ч с

Нет ^ б ^ П е р и о д ^ - ^ '^^закончиися

Проверка условий

срабатывания

Нет

1А» Ice ”9 0 4 ^ -2 7 0 UBC6 Uc3

* ________________\ м __________

Пуск таймера задержки срабатывания защиты

Нет

йм е р > \ ^

 

 

 

• ^ с р а о о т а л

 

 

 

Нормирование сообще­

 

 

 

ния

выходному блоку и

Рис. 4.12. Алгоритм

защиты

VBM

о срабатывании

от

асинхронного

 

защиты

хода

турбогенера­

 

 

тора

с

потерей

__________=

_ □

возбуждения

Вычисление средних значений 1А и UBC, отсчет разности фаз начинаются после первого перехода через нуль тока или напряже­ ния. Отсчет производится в течение периода. Затем проверяются условия срабатывания защиты (4.3), (4.4). Если хотя бы одно из них не выполняется, программа переходит к блоку 2 инициализации (начальной установки). Выдержка времени на срабатывание за­ дается аппаратным таймером. По его сигналу формируется сигнал сообщения о срабатывании защиты для выходного блока и УВМ.

Рассмотрим алгоритм защиты турбогенератора от несимметрич­ ных внешних КЗ и перегрузок (рис. 4.13), при которых турбогене­ ратор перегружается токами обратной последовательности Ь. Эти токи перегревают ротор и его обмотку. Допустимое время работы турбогенератора в несимметричном режиме определяется крат­ ностью тока 12г [20] :

U < A / I 2г >

где А= 5 —8 с для мощных турбогенераторов с непосредственным охлаждением.

В процессе работы возможны колебания величины 12г, прекра­ щение и повторное возникновение перегруза по Ь.

Алгоритм реализует вычисление допустимого времени работы блока при перегрузке токами с учетом его нестанционарности, в том числе кратковременных прекращений перегруза. Опрос АЦП и ввод мгновенных значений токов фаз турбогенератора производится в блоке 3 по сигналам таймера. На каждом периоде вычисляется значение тока Ь и сравнивается с уставкой 1с, фиксирующей воз­ никновение режима несимметричного перегруза. При этом, если величина I2 k на очередном к-м шаге расчета изменилась на вели­

чину е по

сравнению со

значением

Ip = I2.к_ |

на

предыдущем

(к — 1)-м шаге, то производится вычисление нового значения tjJJ:

 

 

fOO

f (Ю

+<Ю

 

 

 

 

 

1д о п

^ до п, и

LJ i , k — I *

 

 

 

t f l - 1 =

»fI (tn. к-1/ ‘imT" ) x

 

 

 

 

X fs(T j-‘>/T0„ )

,

 

 

где tfl0n>,, — расчетное

допустимое время

работы

при

условии, что

турбогенератор не был перегрет; t„ к

. — продолжительность рабо­

ты с перегрузом на (к — 1)-м шаге;

t $ _ , — приведенное к новому

очередному

режиму

перегруза (или охлаждения) время

tf ir 0 — время охлаждения на предыдущем шаге; f,, f2 — экспонен­

циальные

зависимости, заданные в таблице; Тохл — постоянная

охлаждения турбогенератора. Расчет

сообщение оператору его

значения,

запуск (перезапуск) таймера

перегрева (ТП), отсчиты-

вающего выдержку времени, и формирование сигнала отключения блока по истечении допустимого времени выполняют блоки 6—11.

Рассмотрим алгоритм защиты от внешних КЗ на землю на сто­ роне высокого напряжения блока. Защита предназначена для даль­ него резервирования основных защит смежных участков ВЛ, ближ­ него резервирования защит СШ 330—500 кВ и силового транс­ форматора при однофазных и двухфазных КЗ на землю, а также для ликвидации с ускорением неполнофазных режимов, возникаю­ щих при неуспешном ОАПВ на ВЛ и отказах в переключении одной или двух фаз выключателей Q] и Q2 (рис. 4.14). В соответствии

с блок-схемой алгоритма (рис. 4.15) на каждом периоде вычисляет­

ся среднее значение тока нейтрали силового трансформатора 1о

(блоки 3—5). Блоки 6— 10 выполняют функции защиты от КЗ на

землю с током срабатывания 1с , и задержкой его отключения Qi и

Q2 на 1—7 с, задаваемой таймером ТВ1. Блоки 11—

15 также реа­

лизуют функцию защиты от КЗ на землю с током

срабатывания

1С2 < 1с , и задержкой отключения Q2, задаваемой таймером ТВ2, которая меньше, чем задержка ТВ1. Таким образом, сохраняется

Рис. 4.14. Схема первичной цепи энергобло­ ка мощностью 160— 1000 МВт

энергоблок в работе, если КЗ произошло на СШ. Ликвидация не­ полнофазных режимов вследствие отключения отдельных фаз Qi выполняется блоками 16—24 с выдержкой времени 0,2—0,6 с, зада­ ваемой таймером ТВЗ для отключения только Qi реле контроля непереключения фаз выключателя. При этом предусмотрена задерж­ ка отключения энергоблока на время цикла ОАПВ ВЛ с помощью таймера ТПВ. Защита от неполнофазного режима при отказе Q2 вы­ полняется блоками 22—29. Для исключения излишних отключений при оперативных действиях с Qi и Q2 с помощью таймеров ТР1 и ТР2 вводятся задержки, перекрывающие разновременность включе­ ния фаз выключателей.

4.6. Алгоритмы контроля и диагностики

Программное обеспечение подсистемы диагностики МПРЗ вклю­ чает программы тестовой диагностики, реализуемой УВМ с помо­ щью СИМ, а также программы функциональной диагностики, реа­ лизуемые ЗМ. Рассмотрим программное обеспечение СИМ.

Алгоритм функционирования СИМ в процессе задания парамет­ ров и формирования тестовых сигналов включает модули: СТАРТ, ДИАЛОГ, НАСТРОЙКА, ПУСК, ГЕНЕРАТОР, ЗАГРУЗКА, ТЕСТ (рис. 4.16). Программа СТАРТ осуществляет инициализацию СИМ, осуществляя задание области стека, программирование периферий­ ных адаптеров, блокировку АК, управление БПП. Программа ДИА­ ЛОГ управляет заданием параметров проверки с выносного пульта. При этом устанавливается очередность и число вводимых пара­ метров индикацией светодиодов на системной секции пульта. Та­ ким образом, процесс задания параметров проверки проходит в форме диалога, причем последний ведет программа имитатора, а оператор осуществляет выбор среди заданных альтернатив, отве­ чая на вопросы диалога.

Такая форма диалога ориентирована на эксплуатационный персонал электрических станций, неподготовленный к общению с ЭВМ. Вопрос состоит в индикации соответствующего светодиода на светодиодной панели системной секции пульта. Вопрос сопро­ вождается подсказкой на ДП, представляющей собой ответ на него в предшествующем диалоге. При согласии с предложенным вариантом ответа на заданный вопрос оператор нажимает клавишу «Пуск». При несогласии или в первом диалоге на ДП набира­ ется новый ответ. Ответ на вопросы диалога может состоять из 1—4 последовательно вводимых байтов, которые задают следующие параметры сигналов: частота сети, амплитуда, фаза, форма периоди­ ческой составляющей сигнала, начальное значение и постоянная времени апериодической составляющей, угол насыщения ТА, а так­

же время существования сформированного сигнала и номер входной цепи МПРЗ, куда должен быть подключен выход генератора сигна­ ла. Часть параметров задается в соответствующих физических еди­ ницах (например, частота задается в герцах). Остальные пара­ метры задаются кодом в соответствии со специальными таблица­ ми, сведенными в «Руководство оператору СИМ». Это характерно только для ручного режима ввода параметров в СИМ с выносного пульта, и вызвано ограниченными возможностями его двухразряд­ ного знакосинтезирующего индикатора.

В результате диалога в ОЗУ СИМ создается файл задания проверки объемом в 18 байт, он и хранит ответы на вопросы диа­ лога. Для управления процессом формирования сигналов необходима перекодировка данных файла задания проверки в данные файла параметров проверки, хранящего управляющие слова для настройки ФТС, таймеров и программы ГЕНЕРАТОР. Эту перекодировку де­ лает программа НАСТРОЙКА. Она же выполняет функции грам­ матического контроля ответов оператора на вопросы диалога..В результате работы программы НАСТРОЙКА в ОЗУ СИМ форми­ руется файл параметров проверки объемом в 37 байт. Он явля­ ется исходным для программы ПУСК, которая запускает таймеры, переключает АК и задает режим ФТС, после чего передает управ­ ление программе ГЕНЕРАТОР, которая по сигналам таймера интер­ валов дискретизации формирует отсчеты периодической составляю­ щей. Работа программы ГЕНЕРАТОР продолжается в течение за­ данной оператором выдержки времени, фиксируемой таймером, пос­ ле чего СИМ возвращается в исходное состояние.

Для связи с внешней ЭВМ (УВМ) используется программа ЗАГРУЗКА, которая управляет процессом загрузки файлов зада­ ния или параметров проверки в соответствии с установленным про­ токолом обмена. В протоколе обмена оговорены временная диаг­ рамма параллельного интерфейса СИМ, представляющего собой упрощенный интерфейс И41, и формат передаваемых сообщений.

Контроль передачи сигналов от АЦП к ЗМ осуществляется за счет дополнительного бита паритета, который добавляется к коду, сформированному АЦП. Значение бита паритета формируется такким образом, что количество единиц в передаваемом сообщении (коде) вместе с битом паритета нечетно. На плате приемников ЗМ при выполнении команды считывания данных АЦП осуществля­ ется контроль количества единиц в полученном и хранящемся в ло­ кальном ЗУ сообщении. Если количество единиц нечетно, микроЭВМ благополучно считывает код, сформированный АЦП, а бит паритета отбрасывается. При четном количестве единиц следует прерывание работы ЦП. Подпрограмма, обрабатывающая преры­ вание, может установить причину прерывания и адрес порта АЦП, вызвавшего его.

С 1 Запуск

3

I

Г~ Инициализация

о

[ О прос АЦП

I

Вычисление среднего Значения тока 10

Зап уск таймера ТВ1 задержки отключения КЗ на землю

т

г

Запуск таймера ТВ2 за­ держки деления СШ

формирование сиг­ нала деления СШ

Нет

С брос таймера TPL разновременности От и таймера ТПВ

/

Соседние файлы в папке книги