Релейний захист на АЕС: принцип побудови, реалізація, існуючі захисту

Сучасний етап експлуатації електротехнічного обладнання електричних станцій має ряд особливостей: обладнання виробило значний ступінь ресурсу і перейшло в фазу наростаючих інтенсивностей відмов. На жаль, і рівень підготовки експлуатаційного персоналу має тенденцію до зниження. Це цілком об’єктивні чинники.

Разом з тим, економічні умови вимагають підвищення надійності експлуатації, що призводить до необхідності розробок, спрямованих на підвищення рівня експлуатації на основі нових методів, істотно знижують роль людського фактора і одночасно підвищують ефективність прийнятих рішень.

Такий напрям пошуків дають технології технічно обґрунтованого продовження ресурсу використовуваного обладнання і створення умов, найбільш сприятливих для його експлуатації.

Економічна ситуація, що склалася в останні роки в енергетиці, змушує вживати заходів, спрямованих на збільшення терміну експлуатації різного устаткування.

У такій ситуації, коли немає коштів на його заміну, експлуатація такого обладнання повинна, безсумнівно, відрізнятися від колишньої.

Напевно, це і більш часті адресні профілактичні ремонти, і моніторинг за станом із застосуванням сучасних методів діагностики (ІК-контроль, часткові розряди, акустичний і вібро-контроль, нові методи хімічного аналізу та ін.), А також розробка і аналіз заходів та проектів , що поліпшують експлуатаційні режими, які дозволять зменшити ризик пошкоджень такого обладнання. При використанні електротехнічного обладнання більшості електричних станцій, ресурс експлуатації якого практично вичерпаний, необхідні розробка, аналіз заходів та проектів, які дозволили б створити більш сприятливі експлуатаційні умови і зменшили б ризик пошкоджень такого обладнання.

Необхідно нарешті поставити запитання: «Чому один трансформатор експлуатується протягом 50 років, а інший – менше 20».

Одна з причин криється в тих умовах, в яких експлуатується той чи інший апарат, електрична машина. Умови визначаються досконалістю технічного боку проектних рішень в першу чергу, в другу – рівнем організації експлуатації, технічного обслуговування і ремонту. сейсмостійкі реле

У техніці релейного захисту успішно застосовується апаратура, яка містить інтегральні мікросхеми. Високі вимоги до правильної роботи релейного захисту елементів мережі власних потреб АЕС в умовах ударних і вібраційних навантажень якраз і зумовили розробку, випуск промисловістю спеціальної серії реле, так званих сейсмостійких реле.

Застосування мікросхем дозволило не тільки помітно поліпшити характеристики захистів, а й отримати абсолютно нові, які неможливо було створити при використанні традиційних електромеханічних реле.

В даний час пристрої релейного захисту всіх елементів мереж власних потреб на атомних станціях виконуються тільки з використанням сейсмостійких реле.

Старий підхід проектування пристроїв релейних захистів при використанні сейсмостійких реле виявився неприйнятним. Справа в тому, що при цьому підході основна увага приділялася швидкодії при спрацьовуванні. Зворотні характеристики вимірювальних органів релейного захисту, як правило, нікого не цікавили. Все сейсмостійкі реле, на відміну від електромеханічних, володіють деякою «пам’яттю» (табл. 1).

Не зважати на її при проектуванні релейного захисту в розгалужених мережах власних потреб атомних станцій (рис. 1) є неприпустимим і небезпечним. Зворотні характеристики реле (див. Табл.) Взяті з [1-4] і заводських технічних описів та інструкцій.

Досвід експлуатації та аварійні ситуації, що відбулися в мережах власних потреб Калінінської АЕС, кажуть про обов’язковий облік зворотних характеристик сейсмостійких реле при проектуванні.

Розберемо кілька випадків, що підтверджують ці гіпотези. Компонування мережі і її склад Мережа енергопостачання відповідальних технологічних споживачів надпотужного енергоблоку АЕС представлена ​​на рис.1. До її складу входять два живлять джерела: ТСН 1 і РТСН 3. Перший з них є робочим джерелом енергопостачання, який підключений до мережі генераторної напруги 24 кВ без застосування будь-яких комутаційних апаратів. Другий – резервне джерело, підключений до енергосистеми через відкритий розподільчий пристрій номінальною напругою 330 кВ.

У мережі генераторної напруги енергоблоку є вимикач навантаження. Така схема дозво
ляє виводити енергоблок на номінальні технологічні параметри при харчуванні общеблочних секцій (ОБС) від робочих трансформаторів власних потреб.

Включення резервного живлення від резервних трансформаторів власних потреб (РТСН) може бути виконано вручну оператором або автоматично пристроєм введення резерву (АВР) за фактом відключення вимикача робочого вводу, якщо немає заборони від захистів, спрацювання яких відбувається при свідомо не усунув короткому замиканні на секції (пристрій резервування відмов вимикачів, дистанційна, дугова захисту та ін.).

На енергоблоці 1000 МВт – чотири общеблочних секції, до яких підключаються всі механізми, які здійснюють основний технологічний процес.

Кожна ОБС має незалежні робочий і резервний джерела енергопостачання. Крім технологічних механізмів до шин общеблочних секцій підключаються секції надійного живлення (СНП, на енергоблоці їх три), секції другої групи надійного живлення (СII-грНП, на енергоблоці їх дві), секції віддалених навантажень (СУН, на енергоблоці їх чотири).

Всі вищезгадані секції підключаються до ОБС за допомогою ліній живлення, що складаються з двох вимикачів і кабельних ліній. До СНП підключаються механізми, в завдання яких входить виведення реакторної установки в підкритичний (безпечне) стан при будь-якому режимі енергопостачання, включаючи повне знеструмлення.

При повному знеструмленими харчування споживачів СНП здійснюється від автономної дизель-генераторної станції, запуск якої здійснюється за фактом відключення хоча б одного з секційних вимикачів лінії живлення.

СII-грНП – загальностанційні секції, до яких підключаються різні підживлювальні і пожежні насоси, експлуатовані в загальностанційного агрегатах. Ці секції мають міжсекційних АВР і автономні дизель-генераторні станції. До секціях віддалених навантажень підключені різні господарські споживачі, які беруть у технологічному процесі енергетичного блоку.

Вони мають два джерела живлення і автоматику включення резерву. Резервний введення СУН живиться (див. Рис. 1) безпосередньо з секцій магістралі резервного живлення (МРП).

На ОБС і СУН включаються трансформатори (ТВН), за допомогою яких виділяється нейтраль мережі, яка, в свою чергу, заземлюється через резистор опором 100 Ом.

При харчуванні СУН від общеблочной секції трансформатор, який виділяє нейтраль, що підключається безпосередньо на СУН, відключений. Чи включається він автоматично, коли секція віддалених навантажень харчується з магістралі резервного живлення. При перекладі харчування цих секцій від общеблочних секцій ТВН СУН автоматично відключається, тим самим запобігається паралельна робота двох трансформаторів, за допомогою яких виділяється нейтраль мережі.

Комплекс релейних захистів від міжфазних коротких замикань, встановлений в мережі власних потреб надпотужних енергоблоків атомних електричних станцій.

Кожне приєднання на будь-який з секцій власних потреб (див. Рис. 1) оснащено основний швидкодіючої захистом від внутрішніх пошкоджень. Це, як правило, або струмовий відсічення, або диференційний захист. На лініях живлення секцій, суміжних з общеблочной, встановлюються максимальні струмові захисту (МТЗ), що діють на відключення секційних вимикачів з витримкою часу 0,3 с.

Основним завданням МТЗ, встановлених на лініях живлення, є функція виконання далекого резервування основних захистів приєднань. На що живлять вводах (робочому і резервному) общеблочной секції встановлений комплект дистанційних захистів, також виконують функції далекого резервування захистів всіх приєднань мережі власних потреб.

Для того, щоб мінімізувати час знаходження в мережі короткого замикання і забезпечити селективність при будь-яких коротких замикань в комплексі релейного захисту мережі власних потреб, застосовуються блокування дистанційній захисту живлять вводів від максимальних струмових захистів ліній живлення секцій, суміжних з общеблочной.

Тимчасові діаграми роботи комплексу релейних захистів від коротких замикань в мережі власних потреб представлені на рис. 2.

Згідно проектного алгоритму [1, 5] (див. Рис. 2), при не усуне основними захистами приєднань коротких замикань останні будутлокалізовиваться захистами, які виконують функції резервування. Так, при пошкодженнях в місці К1 (див. Рис. 1) струм кор
откого замикання буде протікати від живильного джерела через трубопровід секції віддалених навантажень до місця К1.

В цьому випадку спрацюють вимірювальні органи максимального струмового захисту лінії харчування СУН і дистанційної захисту живильного введення.

При спрацьовуванні вимірювальних органів максимального струмового захисту лінії харчування СУН вони без витримки часу блокуватимуть формування відключає імпульсу напруги введення від дистанційній захисту, запобігаючи тим самим зайві відключення секцій, на яких немає пошкоджень. Після закінчення витримки часу МТЗ сформується імпульс на відключення секційних вимикачів, після відключення яких ліквідується коротке замикання, і все вимірювальні органи релейних захистів приходять в стан «до спрацьовування».

Перехід вимірювальних органів релейного захисту, виконаних з використанням сейсмостійких реле, в положення, що передує спрацьовуванню, здійснюється, на жаль, не одночасно (рис. 3, табл.), І тому в таких випадках можуть формуватися неселективні відключають імпульси, що збільшують аварійну ситуацію і ускладнюють перехідний процес в технологічній схемі енергоблоку.

Так, при усуненні короткого замикання в точці К1 (див. Рис. 1) максимальним струмовим захистом лінії живлення СУН вимірювальний орган МТЗ повернувся в положення «до спрацьовування» значно раніше вимірювального органу дистанційній захисту, ніж та був сформований відключає імпульс на відключення робочого введення з забороною АВР (див. рис. 3) вже після ліквідації аварійного режиму.

Згідно [1, 5] резервна високочутлива струмовий захист від міжфазних коротких замикань (РВЧТЗМФКЗ) мережі 6 кВ у своїй логічної частини має блокування від групового самозапуску електродвигунів на секціях тільки при перемиканні живлення від робочих джерел на резервні (АВР).

При ліквідації коротких замикань на суміжних з общеблочной секціях ніяких блокувань від групових самозапуска проектом не передбачено. Уставка токового органу РВЧТЗМФКЗ мережі 6 кВ збігається з уставкой токового пуску дистанційній захисту, які від таких режим не відбудовуються. В результаті чого струм і час групового самозапуску двигунів після ліквідації аварії tсраб.

МТЗ лінії живлення = 0,3 с (рис. 2, 3) і відновлення напруги можуть перевищити відповідні уставки резервного захисту; в цьому випадку отримаємо неселективне дію ще однієї захисту в мережі 6 кВ після усунення короткого замикання (КЗ).

Дистанційна захист живлять вводів общеблочних секцій і РВЧТЗМФКЗ виконують функції далекого резервування основних захистів всіх приєднань мережі 6 кВ.

На думку авторів, з точки зору надійності, не зовсім логічно, що обидві захисту, що виконують однакові функції, можуть блокувати одним контактом максимальні струмові захисту ліній живлення секцій, суміжних з общеблочной (див. Рис. 2). У зв’язку з цим пропонується РВЧТЗМФКЗ мережі 6 кВ взагалі нічим не блокувати при пошкодженнях на суміжних з общеблочной секціях. Час спрацювання резервного захисту для забезпечення селективності збільшити до 0,5 с. Виходячи з вищевикладеного, з метою запобігання загоряння в кабельній мережі 6,3 кВ СН АЕС до захисту пред’являються вимоги відключення КЗ в будь-якій точці мережі з якомога меншим часом, в тому числі і при відмові захистів або вимикача приєднання, на якому виникло коротке замикання.

Тому пропонуємо:

  • використовувати для захисту робочих і резервних вводів общеблочних секцій мікропроцесорні пристрої релейного захисту;
  • логічну схему роботи резервної високочутливої ​​струмового захисту від міжфазних коротких замикань реалізувати в микропроцессорном терміналі за допомогою вільно програмованої логіки.

    Збільшення одиничної потужності блоків, потужності живлять елементів власних потреб (СН) АЕС привели до збільшення струмів коротких замикань.

     В даний час вимикачі, що застосовуються в системах СН, працюють на межі своїх технічних можливостей [6, 7] (рис. 4).

Токи КЗ в мережах СН надпотужних енергоблоків досягли граничних значень як для вимикачів (36-40 кА), так і для всього електрообладнання мережі, включаючи живлять джерела. Надзвичайно часті випадки пошкодження опорних ізоляторів живлять шинопроводів від динамічних дій надструмів коротких замикань, причому ці ушкодження можуть проявитися не відразу, а через деякий час.

У зв’язку з цим локалізація ушкоджень в мережі повинна здійснюватися зах
истами за мінімально допустимий час.

Однак мінімальні витримки часу, встановлені в релейного захисту елементів мережі енергопостачання основних технологічних споживачів енергоблоку, необхідно узгоджувати між собою, враховуючи зворотні характеристики вимірювальних органів, а всю мережу розглядати як єдиний енергетичний об’єкт. Осередки комплектних розподільних пристроїв 6 кВ з елегазовими вимикачами забезпечуються фотоелементами, що реагують на спалах в осередку.

Час спрацювання таких пристроїв в два рази менше часу спрацьовування розвантажувальних клапанів в камерах дугового захисту і становить не більше 40 мс.

У деяких місцях струмопроводи резервного і робочого енергопостачання проходять в безпосередній близькості (20-30 см) від легких розвантажувальних клапанів дугового захисту осередків. Все це може викликати неселективні дії дугового захисту при коротких замиканнях, коли по шинопроводам течуть значні струми коротких замикань і від електродинамічних впливів останніх кришки клапанів можуть підніматися мимовільно.

Цікавим аварійним випадком при розгляді проблем, порушених у цій статті, є трифазне дуговое коротке замикання в одному з осередків общеблочной секції (див. Рис. 1, К2).

При пускових операціях на одному з приєднань ОБС виникли комутаційні перенапруги.

Найбільш слабким місцем з точки зору ізоляції з’явилася викочування частина візка вимикача. Від виникнення комутаційних перенапруг спочатку виникла дуга між фазами А, В і землею, через 1 мс відбулося трифазне дуговое коротке замикання на землю в осередку вимикача.

Слабке місце ізоляції – в викочування частини вимикача послужило позитивним фактором.

В іншому випадку міг би пошкодитися двигун, так як перенапруження в таких ситуаціях можуть досягати відповідно до [8, 9] рівня (3,1-4,9) Um / Uф.m., Що надзвичайно небезпечно не тільки для витковой, але і для корпусної ізоляції електродвигуна.

Коротке замикання супроводжувалося виникненням великих дуг в осередку, від яких (0,035 с) спрацював фотоелемент дугового захисту осередки і струмовий пуск захистів секції. Після закінчення 0,095 з початку розвитку аварії локалізація короткого замикання сталася відключенням вимикача резервного введення (див. Рис. 1) від дугового захисту.

Через запізніле повернення (62 мс) реле струмового пуску (РСТ 13 на рис. 4) після ліквідації аварійного режиму від електродинамічних впливів струмів короткого замикання (більше 50 кА, см. Осцилограми рис. 4)

На клапан дугового захисту, який знаходиться в безпосередній близькості від резервного шинопровода, виникли умови для формування відключає імпульсу введення на МРП. Тривалість відключає імпульсу склала близько 17 мс. Цього часу вистачило для завершення операції відключення введення на МРП.

У зв’язку з цим треба підкреслити, що неселективні спрацьовування дугового захисту общеблочной секції і вводів на магістраль резервного живлення мають важкі наслідки.

В одних ситуаціях відключається або секція з розвантаженням енергоблоку, або повністю енергоблок або обидва резервних трансформатора власних потреб (див. Рис. 1), залишаючи при цьому всі мережі СН енергоблоку без резервного живлення.

ВИСНОВКИ

  1. Мережа власних потреб на потужних енергоблоках атомних станцій – це електрична система з притаманними всім електричних систем ознаками. Струмові захисти в цих мережах повинно вестися з урахуванням цього фактора.
  2. Монтаж живлять токопроводов робочого і резервного живлення повинен вестися з урахуванням можливого електродинамічного впливу надструмів короткого замикання на клапани дугового захисту.
  3. Для зменшення термічних і динамічних дій (тимчасових і кількісних) від надструмів коротких замикань все електротехнічне обладнання, розташоване поблизу потужних живлять джерел, має захищатися основними захистами з мінімально можливим часом відключення.

    У схемах власних потреб надпотужних енергоблоків повинні застосовуватися заходи щодо обмеження струмів короткого замикання.

    Виконання зазначених вимог створить найбільш сприятливі експлуатаційні умови для електротехнічного обладнання, збільшить ресурс його безаварійної експлуатації.

  4. Проводячи аналіз аварійних випадків і схем енергопостачання відповідальних технологічних споживачів атомної станції, можна констатувати, що в ситуації, що створилася комплекс релейних захистів від міжфазних коротких
    замикань при пошкодженнях на суміжних з общеблочной секціях завжди працює неселективно, відключаючи при цьому ОБС з розвантаженням енергоблоку.
  5. Проблеми, порушені в цій статті, вимагають детального вивчення і опрацювання як з проектними організаціями, так з розробниками релейної апаратури. Назріла надзвичайна і гостра необхідність в попередньому аналізі нових проектних рішень електричної частини електростанцій, який базувався б на експлуатаційному досвіді і здоровому глузді. Запозичення зарубіжних проектних рішень має також використовуватися після їх детального вивчення, опрацювання, аналізу, наукового обґрунтування стосовно використовуваному електроустаткування.
Ссылка на основную публикацию