Увеличение единичной мощности энергоблоков, мощности питающих элементов собственных нужд (СН) атомных станций (АС) и приводных механизмов, расширение сети СН породило множество проблем, не нашедших еще своего решения в электроэнергетической отрасли. Большинство новых решений в проектах появляется только после неудовлетворительной эксплуатации, а их внедрение зачастую связано с большими материальными и моральными затратами. Экономическая ситуация, сложившаяся в последние годы в энергетике, заставляет принимать меры, направленные на увеличение срока эксплуатации различного оборудования. На современном этапе использования электротехнического оборудования можно утверждать, что заметно сокращаются реновационные инвестиции в электроэнергетическую отрасль, а оборудование, которое вводилось в эксплуатацию 20-30 лет назад, выработало свой эксплуатационный ресурс.
В создавшейся ситуации, когда нет средств на его замену, эксплуатация такого оборудования должна, несомненно, отличаться от прежней.
Необходимо подчеркнуть, что иногда отключение мощного энергоблока происходит не из-за повреждений в оборудовании, а из-за дефектов во вторичной коммутации, неправильной работы реле и пр.
Такого характера отключения по возможности должны исключаться проектными решениями. Экономическая эффективность в этой связи очевидна и неоспорима. Измерительные органы релейной защиты электромеханического типа достаточно надежны. Однако их настройка и обслуживание были трудоемкими и требовали соответствующей квалификации обслуживающего персонала. В настоящее время электротехническая промышленность России выпускает специальные реле, которые обладают улучшенными техническими характеристиками, просты в обслуживании и настройке. относительно надежностиданные реле значительно уступают электромеханическим реле. В их состав входят различные микросхемы, транзисторы, конденсаторы и т.д., контроль исправного состояния которых не предусмотрен ни заводом-изготовителем, ни разработчиком. Сейчас в эксплуатации достаточно часты случаи выхода из строя полупроводниковых элементов уэтих реле.
В таких ситуациях инициируются либо отказ в срабатывании, либо ложное срабатывание с формированием импульса на отключение.
Вероятность одновременного выхода из строя обоих измерительных органов, без сомнения, ниже.
Кроме изменения проектной концепции формирования отключающих сигналов на вводных ячейках и ячейках ответственных технологических потребителей предлагается на каждом измерительном органе релейной защиты выполнить примитивный контроль положения выходного реле, состоящий из светодиода и резистора. Несанкционированное срабатывание выходного реле измерительного органа релейной защиты должно действовать на сигнализацию «Вызов в КРУ». Данный подход уменьшит количество ложных разгрузок и отключений, повысит надежность и безопасность мощных энергоблоков как атомных, так и тепловых электростанций, а в конечном итоге будет способствовать повышению коэффициента использования установленной мощности. Еще на одной проблеме хотелось бы остановиться. Выключатели — электрические аппараты, предназначенные для отключения и включения цепей высокого напряжения в нормальных и аварийных режимах. Они должны обеспечивать четкую работу всего электроэнергетического комплекса в любых режимах. По своей конструкции выключатель — сложный электрический аппарат и, к сожалению, в работе иногда может отказывать.
Отказы, как правило, приводят к развитию аварийных ситуаций, тяжелым повреждениям электротехнического оборудования. Поэтому в энергетическую практику в 60-70 гг. вошли такие устройства, которые по своему назначению должны были резервировать эти отказы.
Согласно современным учебникам по релейной защите и электротехническим справочникам, выключатели питающих фидеров (рабочих вводов, вводов на магистрали резервного питания и др.) не входят в зоны, защищаемые дифференциальными защитами питающих трансформаторов. Указанный факт относится к повсеместному вводу в середине 80 гг. так называемых дуговых защит выключателей.
Дуговые защиты — хорошо, они защищают выключатель при определенных обстоятельствах. Невключение выключателей в зоны, защищаемые дифференциальными защитами, — скорее всего, это непроверенное решение проектных организаций, ухудшающее надежность питающих элементов электрических станций. Практика показала верность этих рассуждений. Проектные организации в этой связи еще, к сожалению, не выработали единой концепции и подхода к организации дифференциальных защит энергетических объектов, расположенных вблизи мощных источников.
В одних схемах они могут включить выключатели в защищаемую зону дифференциальными защитами, в других — нет.
Токи КЗ в сетях СН мощных энергоблоков достигли своих предельных значений для такого оборудования, как выключатели (36-40 кА). В этой связи локализация повреждений в выключателях должна осуществляться не резервными защитами, а быстродействующими, за минимально допустимое время. Правила устройства электроустановок нечетко трактуют требования на этот счет: «Продольная дифференциальная защита должна быть выполнена так, чтобы в ее зону входили соединения трансформатора со сборными шинами». До недавнего времени не предусматривалось вообще никаких защит на секциях магистрали резервного питания. Сегодня проекты допускают на МРП существование кабельных вставок, на которых вероятность возникновения коротких замыканий выше, чем на самом шинопроводе. На рисунке представлен проект защит секций магистралей резервного питания дифференциальными защитами. Он предполагает установку трансформаторов тока на секционных выключателях (СВ) (ячейки 3-6 на рисунке) с одной стороны, что приведет к образованию «мертвых» зон. Это чревато тем, что при повреждении СВ его локализация будет происходить с одной стороны резервными защитами за достаточно продолжительное время. Это может привести к повреждению основного оборудования, что неоднократно наблюдалось на практике.
«Совокупность указанных зон должна охватывать всю защищаемую систему с тем, чтобы ни одна ее точка не оказалась незащищенной (например, соединения между трансформаторами тока и выключателями, втулки последних и т.д.)».
Этот тезис очевиден и неоспорим, более того, в старых проектах он был реализован, что подтверждает положительный эксплуатационный опыт. Проблема — в исправлении неправильного решения, принятого проектными организациями. ВЫВОДЫ
- Эксплуатация электрического оборудования, выработавшего свой эксплуатационный ресурс, должна отличаться от эксплуатации оборудования, ресурс использования которого не истек.
- Единичные неисправности и неполадки во вторичных цепях присоединений или питающих элементов мощных энергоблоков не должны приводить к разгрузкам, тем более к отключениям. Такие отказы должны, по возможности, исключаться проектными решениями или использованием более надежного оборудования.
- Выключатели как оборудование, работающее в очень тяжелых эксплуатационных условиях, должны быть защищены основными защитами с минимально возможным временем отключения. При их повреждении на магистрали резервного питания должны отключаться все возможные пути подпитки места короткого замыкания за минимально короткое время. Введение выключателей в зоны, защищаемые основными защитами с минимальным временем отключения, повысит эффективность релейной защиты, эксплуатационный ресурс основного электротехнического оборудования, надежность энергоснабжения собственных нужд электростанций, ограничит размеры разрушений при повреждении оборудования и, как следствие, будет способствовать увеличению коэффициента использования установленной мощности и безопасной эксплуатации атомных станций.
Автор: Гаврилко А.И., канд. техн. наук, Калининская АЭС Иванов А.В., Новосибирский государственный технический университет