книги / Микропроцессорные гибкие системы релейной защиты

СШ Рис. 4.14. Схема блока турбогенератор-силовой трансформатор мощностью 160-1000 МВт

атацию программ внутреннего программного обеспече­ ния позволяет существенно сократить время и трудоем­ кость выполнения этих этапов. Внешнее ПО состоит из ПО автоматизации программирования и ПО техническо­ го обслуживания МПРЗ. В описанной выше многома­ шинной системе РЗ общее ПО используемых в системе

микроЭВМ является составной частью ПО системы и входит в соответ­ ствующие функциональные подсистемы.

Алгоритмы ПО, выполняющего функции защиты, имеют следующие особенности: программы РЗ —циклические; для идентификации состоя­ ний энергоблока используются интегральные характеристики (среднее, действующее значения, симметричные составляющие, гармоники) конт­ ролируемых сигналов; длительность цикла программы РЗ кратна полупериоду (периоду) переменного тока; интервал дискретизации коррек­ тируется при изменении частоты в системе; число отсчетов за период фиксировано и не зависит от частоты; выдержки времени защит форми­ руются аппаратными таймерами, уставки выдержек задаются програм­ мно. Рассмотрим подробнее некоторые из них, учитывая схему блока турбогенератор-силовой трансформатор (рис. 4.14). В первую очередь рассмотрим алгоритм дифференциальной защиты турбогенератора (ДЗГ) от многофазных КЗ в обмотке статора и на его выводах, посколь­ ку она является основной. Для отстройки от токов небаланса при внеш­ них КЗ ДЗГ имеет торможение, которое автоматически изменяет ток срабатывания / с при изменении кратности токов плеч защиты. Для по­ вышения чувствительности ДЗГ торможение отсутствует при минималь­ ных кратностях токов КЗ, пока тормозной сигнал / т не превышает не­

где ^с,н “ начальный ток срабатывания ДЗГ; Кт—коэффициент тор­ можения.

В зависимости от конкретных требований к чувствительности ДЗГ, возможных максимальных токов небаланса тормозной сигнал может формироваться по следующим различным алгоритмам: арифметическая сумма токов плеч защиты; максимальная сумма положительных или отрицательных полуволн токов плеч защиты; минимальная сумма по­ ложительных или отрицательных полуволн токов плеч защиты [82—85]. В частности, для последнего алгоритма дискретные значения тормоз-

122

при внутреннем КЗ, если сдвиг фаз между токами КЗ Д</> = 0. При тор­ можении арифметической суммой токов плеч защиты

Схема алгоритма ДЗГ приведена на рис. 4.15. Блоки 3-5 по сигна­ лам таймера в течение периода вводят значения фазных токов нейтрали и выводов статора. На время считывания запрещается смена состояний АЦП. Затем в блоках б и 7 выполняется проверка состояния каждой фазы статора и формируется в случае необходимости сообщение о КЗ. Поскольку ДЗГ предназначена для защиты от междуфазных КЗ, она должна действовать при срабатывании защиты двух или трех фаз. Сооб­ щение о срабатывании защиты одной фазы —признак излишнего сраба­ тывания или отказа в срабатывании. Поэтому в блоке 8 проверяется состояние ДЗГ и, если нужно, формируются сигналы отключения турбо­ генератора или сообщения об отказе. На рис. 4.16 показан алгоритм анализа состояния и дифференциальной защиты одной фазы статора.

Рассмотрим алгоритм защиты генератора от асинхронного хода. При потере возбуждения турбогенератор переходит в асинхронный режим.

Вэтом режиме генератор потребляет из системы реактивную мощность

ипродолжает нести активную нагрузку. При этом существенно возраста­ ет ток статора, его вектор смещается в емкостный квадрант, а переход от выдачи реактивной мощности к ее потреблению приводит к снижению напряжения на выводах турбогенератора. Особенностью асинхронного режима турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток является быстрое нарастание температуры крайних пакетов активной стали и некоторых конструкционных элементов статора из-за резкого увеличения индукции магнитных полей рассеяния в зоне лобовых частей обмотки. Для турбогенераторов мощностью до 500 МВт допустим крат­ ковременный асинхронный режим с потерей возбуждения ло 15 мин.

123

Рис. 4.15. Структурная схема алгорит­

ма дифференциальной защиты генера­ тора

Рис. 4.16. Структурная схема алгоритма анализа состояния и дифференциальной защиты одной фазы статора

При дефиците реактивной мощности генератор отключается. Турбогене­ раторы мощностью 800 МВт и более при асинхронном режиме, связан­ ном с потерей возбуждения, отключаются. В основу алгоритма защиты

Для отстройки от режима недовозбуждения должно соблюдаться

где / с 3, Uc з —уставки срабатывания по току и напряжению.

124

Рис. 4.17. Структурная схема алго­ ритма защиты генератора от асин­ хронного режима

Для отстройки от излишних срабатываний при нарушениях динамической устойчивости в системе защита должна иметь выдержку времени 1—2 с [87].

Структурная схема алгоритма защиты приведена на рис. 4.17. Вычисление средних значений 1А и UBCi отсчет разности фаз начинаются после первого пере­ хода через нуль тока или напря­ жения. Отсчет производится в те­ чение периода. Затем проверя­ ются условия (4.1) и (4.2) сра­ батывания защиты. Если хотя бы одно условие не выполняется, программа переходит к блоку 2 инициализации (начальной уста­ новки). Выдержка времени на срабатывание задается аппарат­ ным таймером. По его сигналу формируется сигнал сообщения о срабатывании защиты для вы­ ходного блока и УВМ.

Рассмотрим алгоритм защиты турбогенератора от несимметрич­ ных внешних КЗ и перегрузок. При несимметричных режимах турбогенератор перегружается токами обратной последователь­ ности / 2, которые перегревают ротор и его обмотку. Допусти­ мое время работы турбогене­

ратора в несимметричном режиме Гдоп определяется кратностью тока

/ 2 [88]:*

* Д О П = A f t r v

125

Впроцессе работы возможны колебания величины /Г2, прекращение

иповторное возникновение перегрузки по / 2. Структурная схема алго­ ритма приведена на рис. 4.18.

Алгоритм реализует вычисление допустимого времени работы блока

при перегрузке током / 2 с учетом его нестационарности, в том числе кратковременных прекращений перегрузки. Опрос АЦП и ввод мгно­ венных значений токов фаз турбогенератора производится в блоке 3

126

2

Рис. 4.19. Структурная схема алгоритма защиты от внешних КЗ на землю на стороне ВН блока

к-м шаге расчета изменилось на е по сравнению со значением / р на пре­

\Д О П .Н

охлаждения турбогенератора; / \ , / 2 —экспоненциальные зависимости, заданные таблично.

(к)

Расчет Гдод, сообщение оператору его значения, запуск (перезапуск) таймера выдержки времени перегрева и формирование сигнала отклю­ чения блока по истечении допустимо­ го времени выполняют блоки 6-11.

Рассмотрим алгоритм защиты от внешних КЗ на землю на стороне высокого напряжения блока. Защи­ та предназначена для дальнего резер­ вирования основных защит смежных участков линий электропередачи вы­ сокого напряжения, ближнего резер­ вирования защит сборных шин (СШ) 330—500 кВ и силового тран­ сформатора при однофазных и двух­ фазных КЗ на землю, а также для ликвидации с ускорением неполно­ фазных режимов, возникающих при неуспешном ОАПВ на ВЛ и отказах

Рис. 4.20. Внешний вид МПРЗ блока гене­ ратор - трансформатор

128

в переключении одной или двух фаз выключателей Q1 и Q2 (см. рис. 4.14).

Структурная схема алгоритма приведена на рис. 4.19. На каждом периоде вычисляется среднее значение тока нейтрали силового трансфор­

рис. 4.14) . Ликвидация неполнофазных режимов вследствие отключения отдельных фаз Q1 выполняется блоками 16—24 с выдержкой вре­ мени 0,3—0,6 с, задаваемой таймером ТВЗ для отключения только Q1 реле контроля непереключения фаз выключателя. При этом преду­ смотрена задержка отключения энергоблока на время цикла ОАПВ ВЛ с помощью таймера ТПВ. Защита от неполнофазного режима при отказе Q2 выполняется блоками 22-29. Для исключения излишних отключе­ ний при оперативных действиях с Q1 и Q2 вводятся задержки ТР1 и ТР29 перекрывающие разновременность включения фаз выключателей.

Внешний' вид МЙРЗ блока генератор—трансформатор на базе микроЭВМ ”Электроника-60” и ’’Искра-1256” показан на рис. 4.20

4.3. СИСТЕМА МПРЗ ГЕНЕРАТОРА НА БАЗЕ МП-КОМПЛЕКТА СЕРИИ К589

Наиболее развитыми и как следствие наиболее широко использу­ емыми являются МП-комплекты серий К580 и К589. Последний из ука­ занных наборов отличается повышенным быстродействием, поскольку реализован на биполярной технологии в отличие от л-МОП-технологии, использованной в комплекте К580. Быстродействие МП-серии К589 на порядок выше, чем у МП-серии К580. Другой принципиальной осо­ бенностью МП-комплекта К589х позволяющей отнести его к МП III по­ коления, является реализованный в нем принцип микропрограммно­ го управления. Кратко поясним его суть. В общем случае для большин­ ства программ выполнение соответствующих операций состоит в осуще­ ствлении фиксированной последовательности шагов (процедур). Такая управляющая последовательность может быть реализована как аппарат­ ный конечный автомат с произвольной (жесткой) логикой, который обеспечивает формирование конечных выходных сигналов для управле­ ния различными функциями. Недостаток такого подхода, реализованно­ го в устройствах управления (УУ) МП I и II поколений (в том числе и в МП К580), заключается в том, что он приводит к нерегулярной и негиб­ кой структуре и соответственно к жестко фиксированному набору ко­ манд МП. Альтернативой является микропрограммное управление, при

129

котором управляющая информация в МП извлекается из некоторой ре­ гулярной структуры, например из ПЗУ. Последовательность управления обеспечивается путем выборки различных слов из ПЗУ. Механизм памя­ ти микропрограммного управления состоит из ПЗУ и блока управления последовательностью выборки. Модульность и регулярность такой структуры УУ в МП позволяют легко расширять набор команд МП, приспосабливая его к специфике задачи с целью увеличения производи­ тельности МП системы.

И, наконец, к важнейшим особенностям МП комплекта серии К589 следует отнести реализованный в нем принцип разрядного сек­ ционирования. Наращивая разрядность объединением нескольких 2-раз- рядных МП-секций, можно обеспечить требуемую точность вычисле­ ний, увеличивая длину машинного слова. Производительность систем на базе таких МП повышается благодаря возможности осуществления конвейерного способа обработки информации, при котором совмещай­ ся циклы выборки и выполнения микрокоманды.

Ниже в качестве примера рассмотрен вариант системы на базе МПкомплекта К589, реализованной для комплексной защиты генератора (КЗГ) автономной ЭЭС. Указанная защита осуществляет выявление перегрузок первичного двигателя (например, турбинй) генератора, внешних и внутренних КЗ, снижения напряжения, перехода генератора в двигательный режим. Перегрузка генератора, вызывающая перегрев его обмоток, выявляется по параметру ’’квадрат действующего значе­ ния тока”. В КЗГ контролируются токи всех трех фаз. Допустимая длительность перегрузки определяется фазой с максимальным значением тока. Этот же интегральный параметр используется для защиты от внеш­ них КЗ. Перегрузка приводного двигателя выявляется по двум пара­ метрам —частоте напряжения на выводах генератора и отдаваемой им активной мощности. Если снижение частоты не превышает заданного значения, допустимая длительность перегрузки определяется только ак­ тивной мощностью. Для обеспечения возможности сохранения генерато­ ра в работе в случае перегрузок в КЗГ предусмотрены две ступени раз­ грузки (путем отключения неответственных потребителей). Снижение напряжения выявляется nq параметру ’’квадрат действующего значения напряжения”. Генератор, перешедший в двигательный режим, является недопустимой нагрузкой для параллельно работающих с ним генерато­ ров. Кроме того, этот режим не всегда допустим и для первичного дви­ гателя. Выявляется он по параметру ’’обратная активная мощность” [7, 89].

Защита от. внутренних КЗ выполняется продольной диффёренциальной токовой РЗ с торможением в трехфазном исполнении. Рабочий сиг­ нал формируется как усредненный за полупериод модуль разности мгновенных значений токов в конце и начале защищаемой зоны, а тор­ мозной —как усредненная за полупериод полусумма модулей этих то­ ков. Защита от внешних КЗ - максимальная токовая. В КЗГ формиру­

130