Надежность электроснабжения промышленных предприятий - Влияние на работу приемников электроэнергии устройств РЗА и автоматики

Рассмотрим влияние на работу приемников электроэнергии действия защиты от коротких замыканий, устройств автоматического повторного включения (АПВ), автоматического включения резерва (АВР) и автоматической разгрузки энергосистемы по частоте (АЧР).
Современные релейные защиты и быстродействующие выключатели могут за доли секунды отсекать участки с коротким замыканием, предотвращая развитие аварии и сохраняя в работе неповрежденные участки систем электроснабжения. Однако известны случаи, когда двухфазное короткое замыкание в сети 110 кВ, ликвидированное через 0,25 с, не отразилось непосредственно на работе технологических агрегатов с электродвигателем 6 кВ, но привело к отпаданию магнитных пускателей электродвигателей 0,4 кВ маслонасосов (мощностью 3 и 7 кВт), обслуживающих технологические агрегаты. Следствием остановки маслонасосов явилось массовое отключение технологической защитой синхронных электродвигателей 2000 и 3900 кВт, приведшее к расстройству технологического процесса химического завода.
Опыт эксплуатации энергосистем и систем электроснабжения потребителей показывает, что значительная часть автоматических отключений линий электропередачи и отдельных элементов сети вызывается неустойчивыми, самоустраняющимися повреждениями.
Устройство АПВ позволяет в большинстве отключений повторно включить отключившийся участок и восстановить нормальную схему электроснабжения. Так же успешно может быть использовано АПВ, если отключение произошло из-за ложной или неселективной работы релейной защиты. Неустойчивые повреждения могут возникать также на выводах трансформаторов, шинах подстанций, шинных сборках и других элементах электрической сети.

Поэтому «Правила устройства электроустановок» (ПУЭ) указывают, что автоматическим повторным включением должны быть оборудованы при наличии коммутационных аппаратов воздушные и смешанные (кабельно-воздушные) линии всех типов напряжением выше 1000 В, шинопроводы, шины электростанций и подстанций, понижающие трансформаторы, обходные выключатели, электродвигатели, отключаемые для обеспечения самозапуска других электродвигателей. Применение устройств АПВ питающих кабельных линий в системах электроснабжения промышленных предприятий не всегда целесообразно. Опыт эксплуатации кабельных сетей ряда заводов показал, что почти во всех случаях устройства АПВ работали неуспешно, так как повреждения, приведшие к отключению, были устойчивые. Действия АПВ при устойчивом коротком замыкании на кабельных линиях могут вызвать развитие аварии и еще большие повреждения. В энергосистемах получили распространение различные устройства АПВ: двукратные, несинхронные (НАПВ), с улавливанием синхронизма (АПВУС), быстродействующие, однофазные и трехфазные и т. д. В целях ускорения восстановления электроснабжения стремятся снизить время действия устройств АПВ. Однако необходимо учитывать следующее. Временем действия АПВ называют время с момента пуска устройства АПВ до момента подачи импульса на включение. Это время должно быть достаточным, чтобы выключатель после отключения короткого замыкания был готов для повторного включения с последующим отключением короткого замыкания в случае неуспешного АПВ. Время АПВ складывается из времени действия собственно устройства АПВ и времени действия выключателя от момента получения команды на включение до момента касания токоведущих контактов. Поэтому в целях уменьшения времени АПВ стремятся использовать быстродействующие выключатели. Время между моментом погасания дуги в выключателе при отключении им контролируемой цепи до момента восстановления этой цепи после срабатывания устройства АПВ и включения выключателя называют временем бестоковой паузы. Минимальное время бестоковой паузы, при котором происходит деионизация пространства электрической дуги ВЛ 110 кВ (при полностью снятом напряжении), составляет 0,15—0,2 с, ВЛ 220 кВ —0,25 с и ВЛ 330—500 кВ —0,3— 0,4 с. При указанных временах бестоковых пауз успешное действие АПВ можно ожидать более чем в 50% случаев. С увеличением времени бестоковой паузы условия для более полной деионизации пространства дуги возрастают и повышается процент успешной работы устройств АПВ. Успешное действие АПВ дает возможность восстановить электроснабжение за время менее 1 с. В некоторых случаях (например, НАПВ) этот цикл удлиняется до нескольких секунд. Устройства АПВ являются эффективным средством, позволяющим повысить надежность электроснабжения. Успешное действие АПВ в первом цикле в энергосистемах Советского Союза составляет 60—75%.
Другим эффективным мероприятием, позволяющим повысить надежность электроснабжения, является восстановление питания потребителей путем автоматического включения резервных (АВР) источников взамен поврежденных или ошибочно отключенных источников питания. Устройства АВР применяются для включения резервных линий, трансформаторов, соединительных выключателей, а также для включения резервных агрегатов взамен вышедших из строя (например, насосов). Устройства АВР получили широкое распространение и дают возможность восстановить электроснабжение через 0,3—0,4 с. Лимитирующим минимальное время действия АВР является собственное время действия автоматических устройств и коммутирующих аппаратов. Как показывает анализ данных о работе АВР [21], их успешное действие составляет 90—95%.
Несмотря на высокую надежность современных энергосистем могут возникать аварийные ситуации (отключение значительных генерирующих мощностей или межсистемных связей), приводящие к небалансу генерирующей и потребляемой мощностей во всех или в отделившейся части энергосистемы. Если дефицит генерирующей мощности не устранен, происходит аварийное снижение частоты. В результате снижается производительность механизмов собственных нужд тепловых электростанций (питательных насосов и др ), что приводит к снижению генерирующей мощности и дальнейшему снижению частоты. Влияние снижения частоты на потребляемую мощность будет определяться характеристиками нагрузок потребителей. Для синхронных и асинхронных электродвигателей с постоянным моментом на валу приводного механизма потребляемая активная мощность почти пропорциональна изменению частоты, т. е. при снижении частоты на 1% потребляемая активная мощность также снижается на 1%. Для асинхронных электродвигателей с «вентиляторным» моментом сопротивления приводного механизма (вентиляторы, центробежные насосы) снижение частоты на 1% приводит к снижению активной мощности примерно на 3%. Для других потребителей (электротермия, освещение и т. п.) активная мощность при снижении частоты почти не изменяется, если при этом поддерживается неизменное напряжение. Суммарные потери активной мощности в электрических сетях также мало изменяются при изменении частоты. В среднем можно считать, что для энергосистемы снижение частоты на 1% приводит к уменьшению нагрузки на 1—3,0% в зависимости от состава потребителей. Снижение частоты приводит к росту реактивной мощности потребителей и при невозможности ее покрытия — к снижению напряжения. Снижение напряжения приводит к уменьшению потребляв мой мощности, в особенности электротермическими установками, и уменьшению потерь в сетях. На рис. 2.6 показаны зависимости активной и реактивной мощностей от частоты и напряжения для части энергосистемы.

Рис. 2.6. Зависимость активной и реактивной мощности от частоты (а) и напряжения (б):

Величину, характеризующую изменение мощности потребителя при изменении частоты в энергосистеме, называют регулирующим эффектом активной нагрузки и определяют по формуле

где Δf — изменение частоты (в относительных единицах); ∆Р — изменение нагрузки при изменении частоты на ∆f (в относительных единицах). За базисную принимают мощность нагрузки в момент возникновения аварии. Регулирующий эффект зависит от состава нагрузки и изменяется в широких пределах (от 0 до 3,5). Если снижение частоты сопровождается снижением напряжения, результирующее значение k возрастает. Таким образом, регулирующий эффект снижает дефицит мощности. Однако это снижение, как правило, оказывается недостаточным для сохранения баланса активных мощностей в энергосистеме при упомянутых аварийных ситуациях. И если не снизить нагрузку энергосистемы посредством отключения части потребителей так, чтобы был восстановлен баланс генерирующей и потребляемой мощностей, то может начаться лавинообразное снижение частоты («лавина частоты») и как следствие «развал» энергосистемы с прекращением электроснабжения значительного числа потребителей. Поэтому отключение части потребителей при аварийном снижении частоты в энергосистеме дает возможность локализовать аварийную ситуацию и сохранить электроснабжение основной массы потребителей. Для этого в энергосистемах устанавливается автоматическая частотная разгрузка, являющаяся эффективным средством ликвидации системных аварий, повышающим надежность работы энергосистем.
Таблица 2.4.

Примечание. Числитель—число случаев, знаменатель—% общего числа случаев работы АЧР.
Характер нарушений нормальной работы энергосистем за 1972—1977 гг., приведших к действию АЧР, показан в табл. 2.4 [22]. Здесь под простыми нарушениями условно названы такие, которые явились следствием не более одного-двух событий (например, отключение генератора в изолированной энергосистеме, отключение единственной питающей район линии или отключение одной линии и последующее отключение из-за превышения предела передаваемой мощности другой линии и т. д.). Сложными нарушениями считались такие, которые явились следствием более двух событий. Такими событиями могли быть короткие замыкания с отключением отдельных элементов (линий, трансформаторов, шин), отказы или повреждения выключателей (с последующим действием устройства резервирования отказа выключателя), сбросы и набросы нагрузки электростанций или потребителей, асинхронные режимы, неправильные срабатывания и отказы устройств релейной защиты и автоматики, ошибочные действия персонала и т. д. В условиях сложных энергообъединений сочетание ряда таких событий может привести к каскадному развитию нарушений в пределах как одной электростанции района, так и группы энергосистем или ОЭС в целом.

Рис. 2.7. Распределение случаев работы АЧР в энергосистемах во времени

Своевременное автоматическое деление систем на части может привести к локализации аварийной ситуации. В этой же таблице приведены данные, характеризующие иерархический уровень, на котором работала АРЧ [22]. Благодаря укрупнению энергообъединений и росту их мощности даже потеря крупных генерирующих источников (нескольких блоков, электростанции в целом), как правило, не приводит к снижению частот до уставок АРЧ. Благодаря этому нарушений с глубоким снижением частоты, приводящих к срабатыванию АЧР в масштабах ЕЭС, не было совсем, а в масштабах ОЭС они составили только 1,7%.
Распределение нарушений с работой АЧР по часам суток и дням недели близко к равномерному. В ночные часы и выходные дни нагрузка энергосистем меньше и поэтому вероятность возникновения нарушений с работой АЧР ниже (рис. 2.7,а, б). В годовом разрезе большая часть нарушений с работой АЧР падает не на зимние месяцы, когда нагрузка энергосистем максимальна, а на летние (рис. 2.7,в). Это определяется тем, что в летние месяцы при минимальных нагрузках значительная часть станционного оборудования выводится в ремонт и соответственно снижается резерв мощностей [22]. На рис. 2.8 показано изменение частоты при различных аварийных ситуациях с дефицитом активной мощности.
К работе АЧР предъявляется требование [21]: не допускать снижения частоты в энергосистеме ниже определенного уровня fн.пр на время не более tпр.

Рис. 2.8. Изменение частоты при различном характере протекания аварийной ситуации с дефицитом активной мощности:
1 — большой дефицит мощности; 2 —небольшой или медленно нарастающий дефицит мощности; 3 —каскадное развитие нарушения; заштрихованная область — предельно допустимая частотно-временная зона
Рис. 2.9. Структурная схема блокировки АВР при снижении частоты

В настоящее время еще нет четких обоснований выбора нижнего предела частоты. Наиболее общим ограничением в этом отношении являются условия работоспособности механизмов собственных нужд электростанций, надежность паровых турбин и допустимые уровни напряжения. На основании этого принято, что частота должна быть не ниже 46 Гц. В результате работы АЧР частота должна подняться до уровня длительно допустимых значений. Работа АЧР должна сопровождаться возможно меньшим перерегулированием, т. е. минимальным значением излишне отключенной мощности нагрузки. АЧР должна быть выполнена таким образом, чтобы в процессе ликвидации аварии были отключены менее ответственные потребители.
В настоящее время системы АЧР подразделяются в основном на две категории. Первая категория АЧР1 предназначена для предотвращения снижения частоты ниже определенного уровня (46—46,5 Гц) и состоит из ряда очередей, различающихся уставками по частоте (0,1—0,2 Гц) с минимальной (одинаковой) выдержкой времени. Вторая категория АЧРII предназначена для подъема частоты после работы АЧРI и предотвращения зависания частоты на недопустимом уровне. Она состоит также из нескольких очередей, отличающихся разными выдержками времени (3—5 с), но имеющих одинаковую уставку по частоте.
Для восстановления питания отключенных устройствами АЧР потребителей после ликвидации аварийного состояния в энергосистеме, а также для исправления ложной работы устройств АЧР предусмотрены устройства автоматического повторного включения потребителей после работы АЧР (ЧАПВ). К ним необходимо подключать как можно больше потребителей (до 100%), отключаемых при снижениях частоты устройствами АЧР.
Действие устройства АЧР должно быть согласовано с действиями противоаварийной автоматики, в частности о. АВР. АВР является эффективным средством повышения надежности электроснабжения потребителей. Однако действия АВР во время системной аварии, сопровождающейся снижением частоты до уровня уставок срабатывания АЧР, могут привести к усугублению аварийной ситуации. Поэтому необходимо предусматривать на время действия АЧР блокировку АВР. После ликвидации системной аварии запрет должен быть автоматически снят, чтобы устройства АВР могли действовать при обесточении резервируемых шин из-за действия АЧР. Выполнение этих требований усложняется тем, что снижение частоты на резервируемых шинах может возникнуть не только при системной аварии. Если к этим шинам подключены мощные электродвигатели, то реле частоты может зафиксировать снижение частоты и напряжения, создаваемого на шинах выбегающими электродвигателями (см. § 2.3), и произойдет ложный запрет АВР (АПВ). Следовательно, одного признака снижения частоты для блокировки АВР недостаточно. Можно выполнить блокировку по двум одновременным признакам: снижению частоты на шинах и наличию тока в питающей линии [23]. На рис. 2.9 приведен один из возможных вариантов структурной схемы блокировки АВР. Сигналы от токового реле РТ и реле частоты РЧ поступают на схему совпадения И1, которая вырабатывает сигнал, если сработали и токовое и частотное реле. Этот сигнал поступает на триггер, который срабатывает, запрещает работу АВР и остается в этом состоянии до тех пор, пока не поступит сигнал от второй схемы совпадения И2. Она срабатывает при возврате реле частоты и срабатывании реле тока. В некоторых случаях выполнение блокировки может оказаться сложным и привести к отказу АВР при авариях, не сопровождающихся глубоким снижением частоты. Поэтому согласование работы устройств АЧР и АВР должно постоянно находиться под контролем.

Pиc. 2.10. Индивидуальный и групповой выбеги:
1 — электродвигатель-генератор; 2 — вентилятор; 3 — дымосос; 4 — центробежный насос; 5 — насос;    групповой выбег;  индивидуальный выбег
Рис. 2.11. Изменение напряжения, генерируемого электродвигателями после их раздельного отключения от сети.
1 — мельница; 2 — эксгаустер; 3 — центробежный насос
При отключении электродвигателя от сети напряжение на его выводах благодаря запасенной электромагнитной энергии (магнитного поля) и кинетической энергии вращающихся частей агрегата не сразу исчезает, а затухает по экспоненциальному закону. Электродвигатель некоторое время работает в режиме генератора электроэнергии. Со снижением частоты вращения и затуханием магнитного поля генерируемое напряжение уменьшается.

Частота этого напряжения соответствует частоте вращения ротора электродвигателя. Выбег электродвигателя, электрически не связанного с другими приемниками электроэнергии, называют индивидуальным (рис. 2.10). Продолжительность выбега определяется характеристиками момента сопротивления приводного механизма. При постоянном моменте сопротивления он происходит быстрее (быстрее затормаживается), чем (при прочих равных условиях) у агрегатов с вентиляторным моментом сопротивления. На рис. 2.11 показано изменение генерируемого напряжения при выбеге.
При отключении части сети все присоединенные к ней электродвигатели остаются электрически связанными и между ними возникают уравнительные токи.

Рис. 2.12. Напряжение, генерируемое электродвигателями при выбеге: 1 — асинхронные электродвигатели; 2 — асинхронные и синхронный электродвигатели; 3 — асинхронный электродвигатель и синхронный с форсировкой возбуждения
Рис. 2.13. Изменение давления на выходе центробежного насоса и частоты вращения агрегата после отключения: n — частота вращения в долях номинальной

Электродвигатели с большей механической постоянной времени работают в режиме генератора, отдавая часть кинетической энергии электродвигателям с меньшей постоянной времени и работающим в режиме потребителей электроэнергии, поэтому их частота вращения при групповом выбеге снижается быстрее, чем при индивидуальном. Наоборот, электродвигатели с меньшей механической постоянной времени, работающие в режиме потребителей электроэнергии, имеют меньшую продолжительность группового выбега, чем индивидуального, поскольку получают питание от электродвигателей с большей инерцией (рис. 2.10). Если в выбеге принимают участие агрегаты с синхронными электродвигателями, то это вносит значительное изменение в характер выбега и затухания напряжения.

Наличие возбуждения, особенно с устройствами его форсировки, значительно задерживает затухание напряжения на шинах подстанции, потерявших электропитание (рис. 2.12). Это может привести к увеличению времени срабатывания устройства АВР, имеющего пусковой орган по напряжению. Известен, например, случай, когда наличие мощных синхронных электродвигателей в отключенной сети химического завода привело к увеличению времени срабатывания АВР по напряжению на шинах 35 кВ более чем на 20 с (при уставке пускового реле напряжения 0,25 Uном и реле времени АВР 1 с). Необходимо также учитывать, что при АВР или АПВ участков сети с выбегающими синхронными электродвигателями происходит несинхронное включение возбужденных синхронных машин и могут быть повреждения электродвигателя из-за недопустимого увеличения пускового тока.

В некоторых случаях относительно высокий уровень напряжения (но сниженной частоты), поддерживаемый выбегающими синхронными электродвигателями, вызывает ложную работу АЧР, поскольку фиксируется снижение частоты при напряжении, достаточном для работы реле частоты.

Рис. 2.14. Изменение давления воды на выходе центробежного насоса при самозапуске после АПВ:
1— при цикле АПВ, равном 2 с; 2 —при цикле АПВ, равном 3 с; 3 — изменение давления при пуске после полной остановки электродвигателя
Рис. 2.15. Изменение частоты вращения агрегатов при самозапуске после перерыва питания, равного времени действия схемы АВР:
1 — вентилятор 850 кВ, 6 кВ при нагрузке 650 кВт; 2 — центробежный насос; n — частота вращения в долях номинальной; tпер.пит—длительность перерыва питания

Остаточное напряжение и магнитные потоки отдельных электродвигателей при групповом выбеге затухают примерно с одинаковой скоростью. Электродвигатель, магнитный поток которого имеет тенденцию затухать с большей скоростью, чем средняя, получает возбуждение от других электродвигателей.

Исследования показывают, что групповой выбег электродвигателей с общей механической постоянной времени происходит до снижения остаточного напряжения до значения менее 0,25 когда уравнительные токи прекращаются. В дальнейшем выбег электродвигателей становится индивидуальным [21].
Во время выбега некоторое время сохраняются рабочие функции агрегатов. На рис. 2.13 приведено изменение частоты вращения агрегата и давления воды на выходе насоса при выбеге агрегата электродвигатель — насос. Возможность продолжения работы агрегатов после АПВ или АВР зависит от длительности их циклов, загрузки электродвигателя, механической постоянной агрегата и пусковой характеристики. На рис. 2.14 приведены случаи успешного самозапуска насосного агрегата и изменение давления воды на выходе при различной продолжительности циклов АПВ, а на рис. 2.15 — изменение частоты вращения при успешном самозапуске агрегатов после АВР.

В ряде случаев АПВ и АВР не обеспечивают бесперебойную работу или самозапуск ответственных агрегатов, особенно на предприятиях с непрерывным технологическим циклом. На химических предприятиях для привода поршневых компрессоров широко используются тихоходные синхронные электродвигатели большой мощности. Их установленная мощность на заводе доходит до 60 МВт, и на их долю приходится до 75% всей потребляемой предприятием электроэнергии. Кратковременное (0,15—0,2 с) снижение напряжения до 0,6 Uном приводит к выпадению из синхронизма этих электродвигателей, остановке компрессоров и расстройству технологического процесса, т. е. успешное АПВ и АВР в схеме электроснабжения рассматриваемого завода не обеспечивает бесперебойность его работы. Повторный пуск агрегатов требует 15—30 мин, и за это время технологический процесс полностью нарушается.
В ряде случаев успешное действие НАПВ аварийно разделившихся частей энергосистемы и последующий кратковременный асинхронный ход генераторов становятся причиной нарушения устойчивости синхронных электродвигателей и полной остановки тех предприятий, которые расположены в электрической близости от центра качаний. Хотя в энергосистеме было зафиксировано успешное действие НАПВ, восстановившее параллельную работу разделившихся энергосистем, для потребителя это закончилось остановкой технологического процесса.
Все вышеизложенное показывает, что кратковременные переходные процессы в энергосистеме и перерывы электроснабжения с циклом АПВ и АВР могут отразиться на работе потребителей электроэнергии и быть причиной крупного ущерба. Успешное действие систем противоаварийной защиты и автоматики обеспечивает быстрое и надежное восстановление нормального электроснабжения, но не гарантирует сохранения нормального хода технологического процесса. Поэтому при анализе и оценке схем электроснабжения необходимо тщательно анализировать поведение и устойчивость технологических процессов при возмущениях, вносимых переходными процессами в энергосистеме и действиями противоаварийной автоматики системы электроснабжения.