Состав стандартных автоматизируемых функций управления СЭЭС и подходы к их реализации

В автономных электроэнергетических системах задача обеспечения бесперебойности питания в наибольшей степени зависит от работоспособности источников. Поэтому вопросу их защиты уделяется большое внимание. В практике эксплуатации СЭЭС считается необходимым и достаточным защищать генераторы от перегрузок, от внешних КЗ, от перехода в двигательный режим (направленная защита) и от минимального напряжения (разновидность защиты при неисправности работающего генераторного агрегата). Устанавливаются и другие виды защит: для ГА с Р=1000 кВА и более согласно Регистру рекомендуется устанавливать защиту от внутренних повреждений (частотно-дуговая и дифференциальная защиты с одновременным гашением поля) и от повреждений соединений перед автоматическим выключателем со стороны генератора. Аппараты и устройства защиты при этом, выполняя свою функцию, либо отключают генератор от судовой сети, либо осуществляют действия направленные на устранение причин возникновения ненормального режима. Следует отметить, что отключение генератора от судовой сети является крайней мерой.

Защита генератора от перехода в двигательный режим (для СГ – защита от обратной мощности).

Данный вид защиты осуществляется отключением генератора при определенной продолжительности потребления мощности из сети и определенном ее значении. Генератор, перешедший в двигательный режим, не только не участвует в обеспечении потребителей энергией, но и сам ее потребляет, нагружая другие генераторы. Поэтому он должен быть отключен от сети. Обычно причиной перехода генератора в двигательный режим является нарушение работы его приводного двигателя. Мощность, потребляемая генератором в двигательном режиме, относительно невелика и определяется расходом на вращение первичного двигателя с синхронной скоростью, потерями в генераторе и мощностью возбуждения.

Регистр устанавливает следующие уставки и выдержки времени защиты от обратной мощности:

- для дизель-генераторов 8…15 % Р _{н. г.}с выдержкой времени 0,7…1,5 с (обычно для ДГ с наддувом – 15 % Р _{н. г}, и без наддува 10 % Р _{н. г});

- для турбогенераторов – 2…6 % Р _{н. г} с выдержкой времени 3…5 с (обычно 3…5%).

Разница в уставках связана с тем, что мощность для привода турбины со стороны генератора с синхронной частотой вращения, меньше чем для привода дизеля. Выдержка времени необходима, чтобы предотвратить отключение генератора при знакопеременных колебаниях нагрузки около ее нулевого значения, практически неизбежных при синхронизации генераторов.

Данная защита осуществляется:

1. Бесконтактными реле обратного активного тока типа РОТ-51 для (50 Гц) и РОТ-401 (400Гц). Включение в контролируемую сеть осуществляется через измерительные трансформаторы тока и напряжения. По току срабатывания имеются 3-и уставки: 5, 10, 15 %. По времени срабатывания имеется 7 уставок в пределах от 1 до 5 с. Выдержки времени реле на всех уставках находятся в обратной зависимости от силы тока. При обратном токе, равном току отсечки (0,5…0,7 I) время срабатывания не превышает 100 мс.

В состав реле входят следующие блоки:

· измерительный;

· выдержки времени;

· исполнительный;

· отсечки;

· выходной;

· питания.

Реле обратного тока включается в сеть с помощью измерительных трансформаторов тока и напряжения по 30-градусной схеме (рис. 7.3), которая обеспечивает максимальную чувствительность при cos φ = 1.

Рис. 7.3. Схема включения РОТ-51/401 в сеть

2. Контактные реле индукционного типа ИМ-149 (рис. 7.4). Реле состоит из двух основных частей: магнитопровода 4 и 1 с обмотками, включаемыми – одна последовательно в одну из фаз генератора через трансформатор тока (5А), другая – параллельно на напряжение 120 и 220 В, и подвижной системы.

Рис. 7.4. Реле обратной мощности индукционного типа;

1 - нижняя магнитная система; 2 - алюминиевый диск; 3 – постоянные магниты; 4 – верхняя магнитная система; 5 – пластмассовая колодка; 6 – неподвижные контакты; 7 - спиральная пружина; 8 – подвижный контакт; 9 – ось, на которой может поворачиваться диск.

Подвижная система реле состоит из алюминиевого диска 2, насаженного на ось 9, на которой он может поворачиваться на некоторый угол. Диск расположен между полюсами магнитной системы. Кроме того его охватывают полюса двух постоянных магнитов 3, обеспечивающих зависимую от мощности выдержку времени. К оси подвижной системы одним концом прикреплена спиральная пружина 7, другой ее конец закреплен неподвижно. Ось подвижной системы через зубчатую пару соединена с подвижным контактом 8 реле. Неподвижные контакты 6 укреплены на пластмассовой колодке 5.

При отсутствии тока в обмотках электромагнита спиральная пружина, воздействуя на подвижную систему, удерживает ее в крайнем положении на упоре. При работе СГ в генераторном режиме, токи, проходящие по обмоткам электромагнита, вызывают усилие, направленное в сторону действия пружины. При переходе генератора в двигательный режим, направление усилия изменяется и при определенном значении обратной мощности с выдержкой времени диск поворачивается и замыкает контакты.

Уставка реле осуществляется изменением числа витков последовательной обмотки, а выдержка времени регулируется изменением упора подвижного контакта.

3. Реле типа RMP-121D фирмы DEIF (рис. 7.5).

Рис. 7.5. Реле реверсивной мощности

Блок устанавливается на стандартной рейке DIN – 35 мм, или на монтажной панели.

Применяемый в устройстве метод мультиплексирования с разделением времени (TDM) обеспечивает высокую точность измерения среднеквадратичного значения мощности независимо от формы сигнала и показателя асимметрии.

Значения уставки выбираются с помощью потенциометра, расположенного на лицевой панели прибора. При уровне мощности, превышающем значение уставки, генерируется сигнал ошибки и на лицевой панели загорается сигнальный светодиод желтого цвета. Для предотвращения дребезга контактов в реле предусмотрена схема гистерезиса, задающая разность порядка 2% полной шкалы между включенным и выключенным состояниями реле.

Данный вид защиты можно строить по сигналу от системы автоматического управления первичного двигателя. В этом случае можно отказаться от выдержек времени.

Защита от минимального напряжения.

Данная защита должна обеспечивать:

1. Невозможность подключения генераторов к шинам, пока его напряжение не достигнет значения, как минимум 80 % от номинального значения защита, срабатывает мгновенно;

2. Отключение генераторов при снижении напряжения работающего генератора до уровня 70…20 % с выдержкой времени 0,5…2 с. Для автономно работающего генератора, эта защита может оказаться единственным средством, отключающим генератор от сети при внезапной остановке первичного двигателя, внутреннего КЗ, повреждениях в цепи возбуждения.

Защита от перегрузки

Наиболее частым нарушением нормальной работы генераторов является перегрузка.

Различают:

- эксплуатационные перегрузки, возникающие из-за случайного совпадения по времени включения нескольких кратковременно работающих потребителей при высокой загрузке электростанции или включение мощных потребителей, не предусмотренных данным режимом работы электростанции;

- аварийные перегрузки, возникающие при отказе одного из параллельно работающих генераторов.

Чтобы избежать отключения генератора по перегрузке предусматривается разгрузка станции путем отключения части второстепенных потребителей. (Впервые была применена на пароходе «Европа», построенном в 1930 г.).

К второстепенным потребителям, как правило, относят:

- потребители бытового назначения (электрооборудование камбуза, системы кондиционирования воздуха в жилых помещениях и т.д.);

- вентиляцию трюмов (кроме ролкеров);

- систему электроснабжения рефрижераторов контейнеров (на ролкерах и контейнеровозах);

- часть вентиляции МП.

Обычно, в конкретном режиме значение фактически отключаемой мощности составляет только часть предназначенной для этой цели. Происходит это из-за того, что в состав отключаемых потребителей включены потребители с эпизодическим графиком работы, т.е. неработающими в момент выполнения разгрузки. Поэтому для повышения эффективности разгрузки многие специалисты предлагают расширить список отключаемых потребителей.

Выбор уставок по нагрузке и выдержек времени в защите от перегрузок во многом определяется перегрузочной способностью генераторов и их первичных двигателей, которая оценивается следующим образом:

- для ТГ – 10 % (2 час.), 25 % (30 мин), 50 % (5 мин);

- для ДГ – 10 % (1 час).

На судах используются различные алгоритмы разгрузки генераторов:

- в одну очередь или несколько очередей;

- разделение ступеней разгрузки по времени отключения при одной и той же перегрузке;

- разделение ступеней по значению перегрузки.

В качестве параметров защиты используют: активную мощность; активный или полный ток.

Для ДГ часто применяют следующий алгоритм разгрузки генераторов:

- при нагрузке 110…115 % осуществляется отключение первой группы потребителей с выдержкой времени 5…10 с.

- при нагрузке 120…130 % и большей – отключение первой и второй групп потребителей без выдержки времени.

Однако следует учитывать, что рейка топливного насоса дизеля выходит на упор при 110 % нагрузке, поэтому при увеличении нагрузки выше этого значения приводит к существенному снижению частоты вращения. Поэтому целесообразно использовать датчики частоты с уставками 80…90 % и выдержками времени 0,5…5 с.

Наряду с отключением «второстепенных потребителей» разгрузить генератор можно с помощью включения дополнительного, если такой есть, генератора, находящегося в горячем резерве и имеющим автоматический пуск. При этом рекомендуются следующие уставки и выдержки времени: I _у = 90 %, t _вкл = 10 с; I _у = 110…115 %, t _вкл = 5…10 с; I _у = 120…130 %, t _вкл определяется по условию отстройки от режима КЗ.

Регистр допускает защиту генератора от перегрузки путем его отключения (табл. 6.3).

Для автоматического выполнения рассмотренных операций были разработаны функциональные устройства УВР – устройство включения резерва и УРГ – устройство разгрузки генератора.

УВР – устройство автоматического управления резервом предназначено для подачи импульса:

- на запуск резервного ГА при повышении нагрузки на станции выше заданного значения (уставки); срабатывание происходит по полному току в пределах 2,3…5 А или активному току в пределах 1,8…4 А;

- на остановку резервного ГА или подачу сигнала при уменьшении нагрузки ниже заданного значения; срабатывание осуществляется по полному току в пределах 1…2,8 А;

- на отключение генераторного автомата работающего ГА и запуск резервного агрегата при длительном снижении до 80 % и ниже с выдержкой времени 5…8 с или при исчезновении напряжения.

Все модификации устройств УВР содержат блоки:

- контроля повышения нагрузки;

- контроля понижения нагрузки;

- контроля напряжения.

Подключается к генератору через типовые измерительные трансформаторы напряжения и тока.

Выходом являются реле типа РМ-4.

УРГ – устройство, отключающее часть потребителей при перегрузке ГА и срабатывающее по полному или активному токах.

Устройство обеспечивает три последовательные ступени срабатывания с выдержкой времени между ступенями 4…8 с.

Для обеспечения автоматизации станции, требования Регистра к которым рассмотрены в разделе 6.1, помимо рассмотренных функциональных устройств, были разработаны:

· УСГ – устройство синхронизации;

· УРАН – устройство распределения активных нагрузок;

· ЗОФН – устройство защиты от обрыва фазы и снижения напряжения при питании ЭО от береговой сети;

· УПП – устройство переключения питания;

· УКИ – устройство контроля изоляции;

Перечисленные устройства размещались на ГРЩ, местных и центральных пультах управления. На рис. 7.6 представлена структурная схема автоматизированной с помощью функциональных устройств СЭЭС, состоящей из двух дизель-генераторов.

Рассмотрим алгоритм работы функциональных устройств в автоматизированной СЭЭС:

1. Возникновение перегрузки при отсутствии резерва мощности

Срабатывание устройства разгрузки генераторов, обеспечивающее отключение части неответственных потребителей.

2. Возникновение перегрузки при наличии резерва мощности (для представленной схемы при работе одного ГА):

Выполняются функции включения резервного ГА и разгрузки генераторов, отстроенные друг от друга по уставкам срабатывания и временам выдержек.

Процесс включения резервного генератора можно разбить на два этапа.

2.1. Запуск резервного ГА.

При возрастании нагрузки выше уставки срабатывания УВР вырабатывается импульс на запуск первичного двигателя неработающего (резервного) ГА. Пуск дизеля может осуществляться с холодного (обычного) или горячего состояний. Рассмотрим упрощенно-укрупненные алгоритмы выполнения этих операций.

Холодный пуск. Для пуска дизеля необходимо подготовить: топливо, смазочное масло и охлаждающую воду.

Подготовка пуска дизеля:

· подготовка топлива включает в себя следующие операции, выполняемые в определенном порядке с учетом результатов выполнения предыдущих операций:

- проверку уровня топлива в расходной цистерне, в основе которой лежит сравнение показаний датчика уровня (ДУ) с уставкой;

- выработку сигнала на открытие клапана в топливопроводе;

- выработку сигнала на пуск двигателя насоса;

- проверку работы насоса, по показаниям датчика давления (ДД) на его выходе;

- пуск сепаратора топлива;

- передачу информации о ходе пуска на пульт управления.

· подготовка масла включает в себя:

- проверку уровня масла в баке, осуществляемой по показаниям ДУ;

- выработку сигнала на открытие клапана в маслопроводе;

- выработку сигнала на пуск двигателя насоса;

- проверку работы насоса по значениям показаний ДД;

- включение нагревателя масла;

- контроль температуры нагрева масла;

- включение сепаратора масла;

- проверку давления масла на выходе сепаратора;

- прокачку масла через двигатель;

- передачу информации о ходе пуска на пульт управления.

· подготовка охлаждающей воды, подаваемой из-за борта, включает в себя:

- включение клапана в соответствующем трубопроводе;

- включение водяного электронасоса;

- контроль показаний ДД;

- включение нагревателя воды (при необходимости в условиях низких температур);

- контроль давления воды, производимый на выходе фильтра;

- выработка сигнала об окончании процесса подготовки.

Пуск дизеля. После окончания подготовки пуска:

- вырабатывается сигнал на пуск стартера, в качестве которого можно использовать электродвигатель или сжатый воздух от пускового баллона;

- после начала вращения вала производится впрыск топлива в камеру сгорания и при достаточном давлении в цилиндрах происходят взрывы смеси;

- начало самостоятельной работы дизеля можно фиксировать по температуре выхлопных газов, определяемой Датчиком Температуры Выхлопных Газов;

- при достижении температуры выхлопных газов определенного значения подается команда на серводвигатель (СД) автоматического регулятора частоты вращения (АРЧ);

- СД поднимет обороты двигателя от минимально устойчивых до номинальных, контролируемых датчиком частоты вращения (ДЧВ);

- при достижении частоты вращения номинального значения СД останавливается.

Горячий пуск – это пуск предварительно прогретого двигателя, с подготовленными трактами топлива, смазочного масла и воды охлаждения. Продолжительность «горячего пуска», от поступления команды на пуск до готовности ДГ к принятию нагрузки очень мала (секунды). Однако, поддержание дизеля в состоянии горячего резерва требует периодического прогрева и прокачки масла, а также поддержание в горячей готовности системы топлива и воды.

Запуск может производиться автоматически или дистанционно. Существующие ДАУ могут быть электрическими, гидравлическими, пневматическими и смешанными (электрогидравлическими или электропневматическими).

При достижении частоты вращения подключаемого агрегата значения, равного 90% номинальной частоты, на СГ подается возбуждение. На этом запуск считается законченным.

2.2. Подключение резервного ГА к шинам ГРЩ.

Подключение ГА к шинам производится устройством синхронизации (УСГ). Элементная база синхронизаторов меняется, но реализуемые им функции остаются неизменными. Для того чтобы синхронизатор дал сигнал на подключение (на замыкание генераторного автомата) необходимо выполнение следующих условий:

- равенство напряжений;

- равенство частот;

- близкое к нулю значение огибающей напряжения биения.

Отсюда, синхронизатор должен контролировать разницы напряжений и частот и допускать подключение генераторного АВ только если они не превышают заданных значений. При определении уставок синхронизаторов основное внимание уделяется разнице частот, т.к. именно она определяет динамическую устойчивость процесса синхронизации. Поэтому в синхронизаторах (УСГ-3 на частоту 50 и 400 Гц, в УСГ-2 этой функции нет) предусматривается выполнение функции подгонки частоты подключаемого ГА, посредством воздействия на регулятор частоты вращения его ПД.

При определении момента включения в синхронизаторах реализуется принцип постоянного времени опережения, определяемого суммой собственных времен срабатывания синхронизатора и автоматического выключателя.

Помимо этих «обязательных» функций в ряде синхронизаторов предусматриваются:

- возможность подключения с учетом знака разности частот: подключаемый ГА должен иметь большую частоту вращения, чтобы избежать перехода его в двигательный режим в процессе синхронизации;

- блокировка подачи сигналов на изменение частоты вращения ПД, при наличии сигнала на подключение генераторного АВ;

- исключение возможности зависания при синхронном несинфазном вращении синхронизируемого ГА;

- запрет синхронизации при пониженном сопротивлении изоляции подключаемой сети.

Количество УСГ может определяться в пределах от 1 до n, где n – количество ГА.

Использование одного устройства требует разработки схемы его подключения (каналов измерения напряжений и частот, а также каналов воздействий на регуляторы частоты вращения и АВ) к разным ГА. При большом количестве ГА эта схема может быть достаточно сложной. В этом случае целесообразно снабжать синхронизаторами каждый агрегат.

Рассмотрим функциональные возможности устройства синхронизации FAS-113DG фирмы DEIF (рис. 7.7)

Рис. 7.7. Внешний вид устройства синхронизации FAS-113D

Данное устройство устанавливается в каждую генераторную секцию ГРЩ на стандартной рейке DIN - 35 мм. Функциональная схема синхронизатора представлена на рис. 7.8.

Рис. 7.8. Функциональная схема FAS-113D

Условия срабатывания выходного контакта на включение автоматического выключателя:

1. Разность напряжений не превышает ±2...±12% от напряжения шин и оба напряжения (шин и генератора) не менее 60% от U _н;

2. Разность частот не превышает ±10% от значения, заданного потенциометром "FREQ";

3. Частота генератора выше частоты шин;

4. Достигнуто значение «опережения» фаз, вычисляемого по разности частот, (желтый светодиод «SYNC» на лицевой панели прибора)

Срабатывание происходит в течение 400 мсек.

При превышении разности частот заданного значения, устанавливаемого потенциометром, синхронизатор генерирует импульсы для управления частотой вращения генератора.

После завершения синхронизации синхронизатор выключается напряжением, подаваемым через вспомогательный контакт генераторного АВ.

2.3. Распределение активных нагрузок.

Одновременно с замыканием контактов автоматического выключателя включается устройство распределения активных нагрузок, которое производит пропорциональное распределение активных нагрузок между параллельно работающими ГА. Это устройство воздействует на регуляторы частоты вращения ПД параллельно работающих ГА и остается постоянно включенным в этом режиме.

3. Снижение напряжения и частоты в судовой сети.

При снижении напряжения и (или) частоты судовой сети ниже допустимых значений устройство переключения питания осуществляет переключение ответственных потребителей с основного питания на резервное. При наличии двух и более станций - на другую станцию.

Настройка может осуществляться на уставки:

- по напряжению в пределах 70…85 % номинального напряжения;

- по частоте в пределах 87…93 % номинальной частоты.

Обычно это устройство содержит датчики напряжения и частоты, блок сравнений и реле переключения. Время срабатывания УПП-1 не превышает 0,1 с. Пример использования таких устройств представлен на рис. 7.9.

Рис. 7.9. Фрагмент схемы электрической сети однофазного переменного тока

частотой 50 Гц, напряжением 127 В с устройствами переключения питания

4. Устройства для защиты от обрыва фазы (работы на двух фазах) и снижении напряжении (ЗОФН) при питании с берега.

Данные устройства обеспечивают отключение автоматического выключателя питания с берега при обрыве одной из фаз и сигнализацию при снижении напряжения на 15…20 %.

На судах применяются следующие устройства, отличающиеся элементной базой: ЗОФН, ЗОФН - 1 и ЗОФН – Б, ЗОФ-50Р. В них используются в качестве выходных элементов, производящих отключение автомата питания с берега, соответственно: электромеханическое реле, электромагнитное реле и управляющий диод, т.е. контактные и бесконтактные элементы.

На рис. 7.10 представлен внешний вид устройства ЗОФ-50Р, имеющее следующие характеристики:

U _н, – 400 В; f _н- 50 Гц; I _н - 1 и 5 А;

Уставка срабатывания по току, плавно регулируемая в диапазоне, 0,02-0,06 I _н;

Уставка в канале снижения напряжения 0,67-0,85 U _н;

Время срабатывания в канале обрыва фазы не более - 0,5 с;

Уставка по времени в канале снижения напряжения (регулируется ступенями через 0,1 с) - 0,5-10 с

Рис. 7.10. Устройство ЗОФ-50Р

5. Устройство непрерывного контроля сопротивления изоляции.

Из всех известных схем контроля сопротивления изоляции наибольшее распространение в СЭЭС переменного тока получили схемы, использующие принцип наложения постоянного тока на контролируемую сеть. Такие схемы положены в основу устройств типов УКИ–1, ПКИ и «Электрон-1». Они рассчитаны для автоматического непрерывно действующего контроля сопротивления изоляции сетей однофазного и трехфазного переменного тока напряжением от 0 до 400 В, с частотой 50 и 400 Гц с изолированной нейтралью относительно корпуса судна как при наличии, так и при отсутствии напряжения в контролируемой сети.

При снижении сопротивления изоляции ниже допустимого значения эти устройства подают световой и звуковой сигналы. Они поставляются в комплекте с измерительным прибором, показывающим значение сопротивления изоляции.

Уставки срабатывания устройств:

- УКИ–1: 500±20 %, 200±30 %, 50±50 % кОм;

- ПКИ: 500±20 %, 200±30 %, 100±30 %, 50±30 %, 25±40 %, кОм;

Совершенствование элементной базы позволяет улучшать существующие алгоритмы управления и расширять функциональные возможности систем автоматизации. Так, в системе «Ижора-М» наряду с традиционными функциями: включения резерва, разгрузки генераторов, синхронизации, распределения активных нагрузок и контроля изоляции, была реализована функция блокировки пуска мощного потребителя при отсутствии резерва мощности на станции.

С появлением микропроцессоров большинство перечисленных функций может быть реализовано на «программной» основе. Однако простой перенос принципов прежних разработок на новую элементную базу, не использует ее широких возможностей.

Следует отметить, что большинство алгоритмов управления локальных устройств автоматизации базируется на обработке одной и той же входной информации: мгновенных и (или) действующих значений напряжений и токов (полных, активных и реактивных). Наличие большого количества идентичных каналов приводит к избыточности системы, ее усложнению и повышению массогабаритных и стоимостных показателей.

Альтернативой локализации является централизация. Крайним вариантом централизации является объединение всех устройств в одном устройстве, например, компьютере. Такой подход имеет свои недостатки: снижение надежности системы и сужение ее модификационной способности.

Очевидно, что оптимальное решение находится между этими крайними подходами с помощью применения принципов интеграции и локализации.

Принцип интеграции заключается в объединении или поглощении одних систем другими. Объединение разрозненные локальные устройства в одну систему позволяет устранить дублирование аппаратуры и алгоритмов обработки данных.

Принцип локализации заключается в использовании отдельных локальных подсистем, объединяемых в общую систему. Этот принцип позволяет приблизить СУ к ее объекту, распараллелить алгоритмы обработки данных, освобождая центральные ресурсы системы для решения обобщенных задач управления.

При разработке систем управления ЭЭС судов и кораблей необходимо учитывать наличие «иерархии» пультов управления:

· местный пульт управления;

· ГРЩ;

· Центральный пульт управления в ЦПУ;

· Интегрированный пульт управления в ходовой рубке.

Организация взаимодействия этих пультов должна соответствовать следующим требованиям Регистра:

1. Механизмы и установки, для которых предусмотрен автоматический или дистанционный пуск, на местных постах управления должны иметь средства для отключения автоматического или дистанционного управления.

2. В случае неисправности автоматического или дистанционного управления должна сохраняться возможность местного управления.

3. Переключение режимов работы с местного управления на автоматическое или дистанционное должно быть возможно только на местных постах управления. Переключение с дистанционного управления на автоматическое допускается производить на постах дистанционного управления.

ЛЕКЦИЯ №7

Дата добавления: 2014-01-20