CC BY
47
Рис. 1. Схема питания обмотки ротора с использованием двух фаз (а) и диаграмма МДС (б)
резервных источников электроэнергии //Механизация и электрификация сельского хозяйства, 1990. - №4. - С. 37-38.
2. Чернопятов Н.И., Петров Г. А. Применение обкаточных стендов в качестве резервных источников электроэнергии/Механизация и электрификация сельского хозяйства, 1982.-- №8. - С. 28-30.
УДК 621.313
В.И. Мошкин, Д.Н. Шестаков, А.А. Данилов, В.И. Афтаев
Курганский государственный университет
ОБ УСТАНОВКЕ ГЕНЕРАТОРНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ В БЛОКАХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ПРИ ИХ МОДЕРНИЗАЦИИ
Аннотация
Показана необходимость установки генераторных выключателей в блоках электростанций при их модернизации.
Ключевые слова: генератор, выключатель, короткое замыкание, трансформатор.
V.I. Moshkin, D.N. Shestakov, A.A. Danilov, V.I. Aftaev
Рис. 2. Схема использования трёх фаз обмотки ротора (а) и диаграмма МДС (б)
Значение МДС в любой точке внутри статора (пространственная координата х) определим аналитически через МДС всех фаз в соответствии с выражением (5):
Отношение первой гармонической МДС обмотки ротора к первой гармонической МДС одной фазы составляет:
ABOUT GENERATING SWITCHES INSTALLATION IN POWER STATIONS BLOCKS AT THEIR MODERNIZATION
Annotation
Necessity of installation of generating switches for blocks of power stations is shown at their modernisation.
Key words: the generator, the switch, short circuit, the transformer.
Главные схемы тепловых электростанций, построенные в 50-70-х годах прошлого века, были выполнены по схеме блока «генератор-трансформатор» без выключателя на генераторном напряжении. Такая схема, обладая простотой и надежностью, обеспечивает быстрое отключение поврежденного участка лишь со стороны энергосистемы. Генератор при этом, обладая большой кинетической энергией, продолжает подпитывать место повреждения со своей стороны в течении длительного времени, вызывая значительные повреждения в трансформаторе. Установка генераторного выключателя при модернизации позволит уменьшить масштаб повреждений.
Оценим токи короткого замыкания (к.з.) при внутреннем повреждении в блочном трансформаторе электростанции на примере повреждения в блочном трансформаторе ТДЦ125000/110 при инциденте, произошедшем 12.08.2007 году на ТЭЦ. Расчетная схема электроустановки представлена на рис.1.
Таким образом, схема возбуждения с питанием постоянным током только двух фаз обмотки ротора (рис.1 а) создаёт больше МДС (и магнитный поток), чем схема с использованием трёх фаз обмотки ротора (рис.2 а). Поэтому схема по рис.1 а является более предпочтительной.
Список литературы
1. Емец В. Ф., Петров Г. А. Применение обкаточных стендов в качестве
G
10,5 кВ
i
115 кВ Q
Рис.1. Расчетная схема электроустановки Исходные данные. Генератор ТВФ-120-2У3: S =125
Т
C
МВ • А; 10,5 кВ; соб^ = 0,8;
=
X а =1,907; ОКЗ =0,499;
а = 0,192
АРВ, {/ = 2 (в течение 0,2с
у ( 2 )
; х а у=0,
234;
нагрузка генератора в момент аварии 1|0| = 0,73 о.е.
Трансформатор ТДЦ - 125000/110:
Б =125000 кВ • А; и= 10,5 %.
ном ' к '
Как следует из расчетной схемы (рис.1), место повреждения трансформатора на стороне обмотки высшего напряжения (ВН) подпитывается с двух сторон.
Токи к.з., подпитывающие аварийную точку трансформатора со стороны системы, известны из осциллограмм инцидента от 12.08.2007г.
На рис.2 показана осциллограмма аварийного отключения блока «генератор-трансформатор» при однофазном коротком замыкании в трансформаторе. Осциллограмма записана регистратором аварийных событий АУРА (Автоматическое Устройство Регистрации Аварий), которое позволяет записывать токи и напряжения элементов энергосистемы в момент короткого замыкания.
Рис.2. Аварийная осциллограмма блока «генератор-трансформатор» при однофазном коротком замыкании в трансформаторе
Рис.3. Аварийная осциллограмма повреждения трансформатора с измерениями величин токов и напряжений в различные моменты времени
Устройство АУРА начинает запись с предаварийного режима (около 0,12 с). По осциллограмме можно определить в разные моменты времени действующие значения
токов и напряжений и определять фазовый угол сдвига токов и напряжений относительно разных каналов записи.
Программа обработки аварийных файлов Aura2000.exe обеспечивает просмотр и анализ аварийных файлов, записанных автоматическими устройствами регистрации аварий типа АУРА (ООО «Свей» г.Екатеринбург).
Окно просмотра осциллограмм состоит из четырех колонок. В первой колонке выводятся номера и названия каналов, размерность аналоговых величин. Во второй колонке выводится текущее действующее значение и фаза аналоговых величин в месте расположения визира. В третьей колонке показаны осциллограммы каналов и помещен визир в виде двух вертикальных линий, которые можно перемещать мышкой. В четвертой колонке расположен список записываемых устройством каналов, имеющий древовидную структуру, в которой присоединения представлены в виде папок.
Также программа обработки позволяет вставить измерения действующих значений и фазы на осциллограммы каналов по месту визира во все каналы в разные моменты времени.
На рис.3 показана та же аварийная осциллограмма в увеличенном масштабе с измерениями величин токов и напряжений по каналам в различные моменты времени.
Устройство АУРА, установленное на ТЭЦ (рис.2 и 3), позволяет записывать:
- фазные напряжения и 3110 на шинах 110 кВ (каналы 33-36);
- фазные токи и 310 стороны 110 кВ трансформатора (каналы 41-44);
- междуфазные напряжения на выводах генератора (каналы 57-59).
Из осциллограммы, показанной на рис. 3, видно, что повреждение произошло на фазе «А». Напряжение иА (канал 33) снизилось с величины 66,57 кВ для доава-рийного режима до величины 3,927 кВ в момент аварии, а ток фазы «А» (канал 41) возрос с 0,3234 кА до 12,19 кА.
На векторной диаграмме доаварийного режима (рис. 4) представлены токи и напряжения стороны 110 кВ трансформатора. По ней видно, что фазные токи совпадают по направлению с фазными напряжениями, это значит, что блок «генератор-трансформатор» выдавал мощность в сеть. В момент аварии векторная диаграмма, показанная на рис. 5, резко меняется.
Величина напряжения поврежденной фазы «А» снижается, а ток поврежденной фазы резко увеличивается и меняет свое направление относительно иА. То есть в момент аварии мощность направлена не из генератора в сеть, а из сети к месту повреждения.
По рис. 3 можно определить длительность подпитки повреждения от сети 110 кВ по каналам иА, 3и0, 1А, 310, которая составляет 0,145 с.
Через 0,145 с после начала повреждения (или примерно через 0,26 с после начала осциллограммы) величины фазных токов трансформатора резко снижаются, а фазные напряжения восстанавливаются до нормальных величин, из этого можно сделать вывод, что повреждение в трансформаторе было отключено от сети 110 кВ.
Так как схема включения генератора представляет собой блок «генератор-трансформатор», без выключателя на генераторном напряжении, то после отключения повреждения от сети 110 кВ генератор продолжал подпитывать его со своей стороны напряжением 10 кВ.
Ц| Векторная диаграмма П X
1.1) а 4.1а | 1 1
3.0с Х- 1 г.иь
0.3234 кА 5.592град. 1а Т8.110 4СШ-110 ® И Г По центру [Лин. вект.!
Рис.4.Векторная диаграмма токов и напряжений стороны 110 кВ трансформатора до повреждения (доаварийный режим)
Векторная диаграмма П X
1.11а г.иь
4.1а _„ 6.1с
12.19 кА Ш.бграа. \а TS.H0 4СШ-110 (Т) $ Ш Г!Поцентр^ 1? Лин. вект.
Рис. 5 - Векторная диаграмма токов и напряжений стороны 110 кВ трансформатора в момент короткого замыкания
На рис. 6 представлен характер изменения напряжения на выводах генератора после отключения повреждения со стороны 110 кВ.
На рис. 7 показана аварийная осциллограмма с измерениями величин токов и напряжений по каналам после отключения повреждения со стороны 110 кВ.
Рис. б.Характер изменения напряжения на генераторе после отключения повреждения со стороны 110 кВ
Рис. 7. Аварийная осциллограмма повреждения трансформатора с измерениями величин токов и напряжений в различные моменты времени после отключения повреждения со стороны 110 кВ
Как видно по рис. 7, только через 2,5 - 3,0 с после отключения повреждения со стороны 110 кВ напряжение на выводах генератора с 10,7 кВ снижается до величины 600 - 400 В. Закон изменения близок к экспоненциальному, что хорошо видно по характеру изменения напряжения, представленному на рис. 6.
Оценим ток короткого замыкания на стороне высшего напряжения трансформатора ТДЦ125000/110 при подпитке места аварии со стороны генератора. Проведем расчет по общепринятой методике [1].
Расчетная схема электроустановки представлена на рис. 8.
/к
10,5 кВ Ч 115 кв д
/ I Г~1-Съ)
о
<3&>
с
Рис. 8 .Расчетная схема электроустановки при подпитке места к. з. со стороны генератора
Сверхпереходная ЭДС генератора находится по формуле из [1]:
гг п
Е = Е =
= Еу1(Ч (0)+1 (0) У "а• )2 + (I (0) X "а' с™Ф(в})2 =
= 1,09 о.е.
Принимаем приближенное приведение параметров в относительных единицах при Бб =125 МВ • А и базисном токе на ступени 115 кВ, равном
1Б =
5 Б _ 125 43иБ "л/э-115 = °,628 кА.
Тогда
х а(Б) = Х а'
X
тр( Б)
.= X а К
5 Б 125
е =0,192. —— = 0,192 о.е.: 5номг 125
Б 10,5 125
ном. Г
ик % 5
100 5н
100 125
= 0,105 о.е.
^ном.Тр
Схема замещения прямой последовательности (рис. 9) , для неё находим:
X 1Е = 0,192+ 0,105 = 0,297 о.е.; ЭДС Е1Х = Е" .
X
-тр
Е" 1,09
Х"а
0,192 0,105
К1
Ик
Н1
Рис.9. Схема замещения прямой последовательности
Схема замещения обратной последовательности (рис. 10) , для неё находим:
X2¿. = 0, 234 + 0,105 = 0,339 о.е.; ЭДС Е2 у =0.
X
тр
х1^
0,234 0,105
К2
и,
к2
Н2
Рис. 10.Схема замещения обратной последовательности
Схема замещения нулевой последовательности (рис.11) , для неё находим:
01 = 0,105 о.е.; ЭДС Е0Е =0.
Однофазное к.з. К(1) рассчитаем без учета форсиров-ки генератора с АРВ (время действия форсировки 0,2 с). По табл. 1 из [1] находим начальное значение периодической составляющей аварийного тока на стороне 115 кВ через ток прямой последовательности :
1(1) = 3.1(1). 1 = 3. 1П.0.Г -' 1 А1 Б -'
Е
X 1£+ X 2Г+ X 01
■ 1б =
3 ■ 1,09 • 0,628 0,297 + 0,339 + 0,105
■ = 2,77кА.
X
тр
0,105
О
К0
и
к0
Н0
Рис.11. Схема замещения нулевой последовательности
К моменту времени t = т = 0,15 с (после срабатывания дифференциальной защиты трансформатора и отключения блочного трансформатора) по типовым кривым корректируем этот ток, посылаемый к месту к.з. со стороны генератора. Предварительно определяем удаленность точки к.з. от генератора в виде отношения:
I
П.0.Г
I
П.0.Г
2,77
5 „
(4~3 •иср ) 125/(43 ■ 115)
= 4,4
I ном.Г "ном-Г
Тогда по типовым кривым из [1] выбираем соответствующую кривую и по ней для т = 0,15 с находим параметр ут и 0,77.
Окончательно ток подпитки места к.з. со стороны генератора для режима К(1) на ступени 115 кВ и к моменту t = т будет равен:
11, = Г г • 11.г = 0,77 • 2,77 = 2,13кА. (1)
Этот ток к.з. подпитывает место аварии внутри трансформатора значительное время. Из анализа осциллограмм аварии это время составляет 2,5 - 3,0 с, что в 15-20 раз длительнее, чем время подпитки места аварии со стороны энергосистемы. В результате столь длительного воздействия однофазное к.з. К(1) может перейти в двухфазное к.з. на землю К(11).
Оценим величину тока двухфазного к.з. на землю К(11).
По табл. 1 из [1] находим начальное значение периодической составляющей аварийного тока при таком к.з. на стороне 115 кВ:
Е • I
,12 Б
(X 22 + X 0!)2
V V
X 0Е
X ,
= Я : 1 -
0,339 ■ 0,105
1,09 ■ 0,628
(0,339 + 0,105)2 0 297 +
0,339 ■ 0,105 0,339 + 0,105
= 2,85 кА.
Определяем удаленность точки к.з. от генератора в виде отношения:
1 П.0.Г
1П.0.Г
2,85
S.
ном.Г
(4~3 ■ Ucp ) 125/(43 • 115)
= 4,5
К моменту времени t = т = 0,15 с этот ток снизится и станет:
1('.') =у 1П л.Г 1т
I(10Г = 0,78 ■ 2,85 = 2,22 кА.
1П. 0. Г (2)
Из полученных оценочных расчетов (1) и (2) следует, что ток двухфазного к.з. на землю по сравнению с однофазным током к.з. не уменьшился. При продолжении горения дуги в течение 2,5-3 секунд двухфазное к.з. на землю может перейти в трехфазное к.з., повреждая за это время все три фазы трансформатора и вызывая значительные разрушения.
Установка при модернизации генераторного выключателя, в цепях генераторов энергоблоков генератор-трансформатор позволяет отключать токи к.з. при повреждениях в генераторе, трансформаторе и в цепях генераторного напряжения, что позволяет уменьшить масштаб разрушений [3,4]. Кроме того, генераторный выключатель обеспечивает оперативное включение и отключение генератора; процессы пуска и останова агрегатов и др.
Список литературы
1. ГОСТ27514-87 КОРОТКИЕ ЗАМЫКАНИЯ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ.
Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ. - М.: Изд-во стандартов, 1987. - 40 с.
2. ГОСТ 11677-85 ТРАНСФОРМАТОРЫ СИЛОВЫЕ. Общие технические
условия. - М.: Изд-во стандартов, 1985. - 54 с.
3. Хренников А.Ю. Основные причины повреждения обмоток силовых
трансформатором напряжением 110-500кВ в процессе эксплуатации // Промышленная энергетика. - 2006. - №12. - С. 12-14.
4. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. -
3-е изд. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 240 с.
УДК 621.923.02
А.Б. Переладов, А.В. Анохин, И.П. Камкин Курганский государственный университет
ИЗУЧЕНИЕ СТАТИСТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПАРАМЕТРОВ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ВЕРШИН ЗЕРЕН ПО ПОВЕРХНОСТИ АБРАЗИВНОГО ИНСТРУМЕНТА
Аннотация
В статье представлены результаты экспериментального исследования распределения статистических параметров вершин абразивных зёрен и общие принципы создания вероятностной Эймодели рабочей поверхности шлифовального круга.
Ключевые слова: статистическое распределение, шлифовальный круг, вершина зерна, рабочая поверхность.
A. Pereladov, A.V. Anokhin, I.P. Kamkin Kurgan State University
STATISTICS PARAMETERS OF THE VERTICES GRAINS DISTRIBUTION ON THE ABRASIVE TOOL SURFACE
Annotation
The article presents the results of experimental studies to determine the statistical parameters of the vertices of abrasive grains and main principles of creating probabilistic 3-Dmodel of the working surface of grinding wheel.
Key words: statistical determination, grinding wheel, top of the abrasive grain, working surface.
Совершенствование модельных представлений строения рабочей поверхности (РП) абразивного инструмента (АИ) является одним из значимых научных аспектов, направленных на создание комплекса адекватных математических зависимостей позволяющих максимально точно определять с использованием расчетных методик показатели процесса шлифования и качества обработки поверхностей деталей. Цель проведенных исследований - получение данных о распределении вершин абразивных зерен (АЗ) по поверхности инструмента. Объект исследований - РП шлифовального круга (ШК), имеющего характеристики 1 250х20х76 25А 25Н М3 8 К (после правки). В процессе проведения экспериментальных исследований ШК устанавливался на шпинделе плоскошлифовального станка, прокатывался по подготовленному образцу (алюминиевая лента толщиной 2 мм, шероховатость поверхности R а=0,63). Глубина накатывания равнялась 0,02 мм. Схема накатывания и фотография образца с полученными отпечатками вершин зерен представлены на рис.1.
а) схема накатывания б) фотография образца с
отпечатками зерен
Рис.1. Схема накатывания и фотография образца
Фотографирование накатанной поверхности осуществлялось цифровым аппаратом с использованием инструментального микроскопа (оптическое увеличение в 12,5 раза). Определение значений координат вершин зерен, необходимых для проведения статистического анализа, осуществлялось следующим образом. Так как все полученное цифровое изображение участка образца разбито на элементарные участки - пиксели, в выбранной системе координат (ХУ) определялись координаты центров отпечатков вершин АЗ в пикселях, что обеспечивало наибольшую точность в данных условиях. Значения координат вершин в миллиметрах получали умножением значений координат в пикселях на масштабный коэффициент. Обработка оцифрованного изображения поверхности осуществлялась в программном пакете
ном.Г
