Re: Отключение генераторов
обратная мощность - отключение ГВ,
понижение частоты - отключение ГВ,
А как обстоит дело с 78 ??
Форум посвящен вопросам релейной защиты и автоматики (РЗА). Обмену опытом и общению релейщиков. |
Вы не вошли. Пожалуйста, войдите или зарегистрируйтесь.
Если вы интересуетесь релейной защитой и реле, то подписывайтесь на мой канал
Советы бывалого релейщика → Релейная защита и автоматика генераторов, двигателей → Отключение генераторов
обратная мощность - отключение ГВ,
понижение частоты - отключение ГВ,
А как обстоит дело с 78 ??
Для ГТУ это от 20 минут до 1,5 часов в зависимости от мощности и конструкции машины (и если она успешно после останова на валоповорот встала)
Запуск ГТУ ПАЭС-2500 (не модернизированная), производства Мотор Сич, Запорожье, Украина
Сначала запускают ТГУ-8 для питания СН станции.
Затем - АИ-20 - основная турбина + генератор.
А как обстоит дело с 78 ??
78 на генераторах нет. На транзитных ВЛ есть.
Р.S На генераторах 78 и не нужно. Лучше рубануть транзиты с лихорадкой, чем отключать ГВ машины.
78 на генераторах нет. На транзитных ВЛ есть.
Р.S На генераторах 78 и не нужно. Лучше рубануть транзиты с лихорадкой, чем отключать ГВ машины.
А вот это как раз вопрос конкретных схемно-режимных условий и соответственно проектных решений, возможно 78 на генераторе будет как последний рубеж обороны, выполняющий резервирование других устройств АЛАР. К тому же насколько я понимаю отрубание транзитов решает вопрос АХ генератора (группы генераторов) относительно энергосистемы (другой группы генераторов), но не решает вопрос внутригруппового АХ когда генераторы проворачиваются друг относительно друга на одной станции.
а что, АЛАРы на многочастотный асинхронный ход появились?
Присоединяйтесь!!! Мы в социальных сетях и на Ютуб. |
а что, АЛАРы на многочастотный асинхронный ход появились?
Речь шла не о многочастотном ходе. А об АХ одного генератора на станции относительно других. ЭЦК будет не по линиям связи, а скорей западет где то в сопротивлении блочного трансформатора. И что делись ты что не делись с системой его таким способом не ликвидировать, кроме как АЛАРом блочника или защитой от выпадения из синхронизма на генераторе..
мне казалось, что центр качаний при таких раскладах в генераторе, т.к. Хd' гигантское по сравнению с др. элементами
Добавлено: 2014-02-13 13:13:04
вообще, если генераторы одинаковые и загружены одинаково, то выбегать при возмущениях должны как одна машина...
мне казалось, что центр качаний при таких раскладах в генераторе, т.к. Хd гигантское по сравнению с др. элементами
Добавлено: 2014-02-13 13:13:04
вообще, если генераторы одинаковые и загружены одинаково, то выбегать при возмущениях должны как одна машина...
про место ЭЦК вы верно пометили
Причины могут быть разные, разнотипные машины, с разными моментами инерции и другими характеристиками, на момент возмущения одна или несколько машин может оказаться в режиме компенсатора, условия устойчивой работы будут другими. Ну и самораскачивание в следствии некорректной работы регулятора может быть как с внешней группой так и внутри группы
А вот это как раз вопрос конкретных схемно-режимных условий
Согласен, в каждом случае требуется расчёт режимов, лучше - моделирование. Однако, имхо быстрее сработает защита при асинхронном ходе одного блока относительно других, чем 78.
Есть ли статистика, или кто нибудь подтвердит случаи работы 78 генератора? Какие были исходные условия?
вообще, если генераторы одинаковые и загружены одинаково, то выбегать при возмущениях должны как одна машина...
по разговору со специалистом Бреслера, такое наблюдается на Чебоксарской ГЭС, там два генератора включены на разные обмотки тр-ра с расщепленной обмоткой. С сетью сначала синхронизируется один генератор, потом другой, и в этот момент получается, что 2 генератор несинхронно вращается относительно первого. Это все они отслеживали. Спрашивал про статистику работу 78 защиты и конкретные известные случаи... увы нет пока...
Еще момент, по 78 защите считаю все же неправильно функцию останова турбины возлагать на АСУ ТП, цепи отключения должны идти от защиты...
считаю все же неправильно функцию останова турбины возлагать на АСУ ТП, цепи отключения должны идти от защиты...
в случае с моно гтушкой соглашусь.
В случае с многомашинными ПГУ(2 гт +1 пт) или в случае с паровыми турбинами традиционных энергоблоков наверное все таки нет....
и в этот момент получается, что 2 генератор несинхронно вращается относительно первого.
вы будете смеяться но у нас все , абсолютно все генераторы вращаются, а точнее качаются несинхронно друг относительно друга в силу вполне очевидных причин, но период таких качаний невелик и они просто не успевают за короткий интервал времени выпасть из так называемого синхронизма.
1. Касательно необходимости АЛАР на генераторах
ГОСТ Р 55105-2012:
5.2.11 Устройства АЛАР должны устанавливаться на всех генераторах АЭС и на всех генераторах ТЭС и ГЭС мощностью 500 МВт и выше.
2. Касательно организации отключающих воздействий при срабатывании АЛАР на генераторе
ГОСТ Р 55105-2012:
4.4.3.2 ОГ осуществляется отключением генераторных или блочных выключателей с последующей работой технологической электроавтоматики, обеспечивающей сохранение генераторов в работе на холостом ходу или на питание нагрузки собственных нужд, или безопасный останов генерирующего оборудования
Резюме: В ТУ на турбину должно быть указано о возможности и продолжительности ее работы на мощности СН и ХХ. При возможности работы на СН - АЛАР должен отсоединить блок от сети путем отключения выключателей ВН энергоблока. При этом автоматикой турбины (ЭЧСР) выполняется разгрузка турбины до мощности СН
в случае с моно гтушкой соглашусь.
В нашем случае это просто турбогенератор.
такое наблюдается на Чебоксарской ГЭС, там два генератора включены на разные обмотки тр-ра с расщепленной обмоткой. С сетью сначала синхронизируется один генератор, потом другой, и в этот момент получается, что 2 генератор несинхронно вращается относительно первого.
Там двухобмоточный повышающий трансформатор, на него работают 4 генератора, объединённые в пары, т.е. 2 генератора работают на 1 выключатель. Перед синхронизацией с сетью генераторы пары сначала синхронизируются между собой, при этом там происходит полноценный асинхронный ход.
вы будете смеяться но у нас все , абсолютно все генераторы вращаются, а точнее качаются несинхронно друг относительно друга
согласитесь, качания и асинхронный ход - вещи разные
По поводу останова турбины от защиты от асинхронного хода. Асинхронный ход с точки зрения механических воздействий намного опаснее не только потери возбуждения, но и трёхфазного КЗ на выводах генератора - крутящий момент на валу может быть в 4 раза больше.
2. Касательно организации отключающих воздействий при срабатывании АЛАР на генераторе
ГОСТ Р 55105-2012:
4.4.3.2 ОГ осуществляется отключением генераторных или блочных выключателей с последующей работой технологической электроавтоматики, обеспечивающей сохранение генераторов в работе на холостом ходу или на питание нагрузки собственных нужд, или безопасный останов генерирующего оборудования
Самое правильное УВ от АЛАР генератора - это закрытие стопорных клапанов турбины (с последующим отключением ГВ и работой всей технологической автоматики)
Кстати, OГ с воздействием сразу на ГВ, необходимо только при срабатывании АПНУ.
Самое правильное УВ от АЛАР генератора - это закрытие стопорных клапанов турбины (с последующим отключением ГВ и работой всей технологической автоматики)
А это-то зачем? Зачем останавливать турбину, если проблемы с электричеством (и даже не с генератором). Ведь останов турбины - это задержка в несколько часов (для больших машин) для последующего включения генератора.
согласитесь, качания и асинхронный ход - вещи разные
По поводу останова турбины от защиты от асинхронного хода. Асинхронный ход с точки зрения механических воздействий намного опаснее не только потери возбуждения, но и трёхфазного КЗ на выводах генератора - крутящий момент на валу может быть в 4 раза больше.
Согласен, опасней АХ ничего нет.
Самое правильное УВ от АЛАР генератора - это закрытие стопорных клапанов турбины (с последующим отключением ГВ и работой всей технологической автоматики)
Кстати, OГ с воздействием сразу на ГВ, необходимо только при срабатывании АПНУ.
Мне в общем то тоже непонятно зачем полностью останавливать турбину. г-н Уставкин - поясните пожалуйста.
А это-то зачем? Зачем останавливать турбину, если проблемы с электричеством (и даже не с генератором). Ведь останов турбины - это задержка в несколько часов (для больших машин) для последующего включения генератора.
Мне в общем то тоже непонятно зачем полностью останавливать турбину. г-н Уставкин - поясните пожалуйста.
Не допустить заброса оборотов турбины - вот наша задача!
Лучше сначала закрыть стопорные, а потом отключить ГВ (или, если есть автоматика перевода блока на ХХ или СН - возможно, ох-ох, не отключать). В случае УВ от АЛАРА - лучше так и поступать. Иначе ГВ-то отключится, а стопорные возьмут - и не сядут...
Усли УВ от АПНУ, то там время чрезвычайно критично - надо отключать ГВ, но седых волос на голове начальника котлотурбинного цеха несомненно прибавится.
Не допустить заброса оборотов турбины - вот наша задача!
А вот это не наша задача:-). Система регулирования турбины должна обеспечивать удерживание турбины на холостом ходу при полном сбросе нагрузки. Это очевидно и даже записано во всяких ПТЭ.
Советы бывалого релейщика → Релейная защита и автоматика генераторов, двигателей → Отключение генераторов
Форум работает на PunBB, при поддержке Informer Technologies, Inc