4.3. Отключение сш с однофазным кз
В 1-ю с происходит однофазное КЗ на СШ 220 кВ ТЭС-1, через 0,3 с действием ДЗШ отключается первая секция шин. Так как схема ОРУ представляет 3/2 выключателя на присоединение при КЗ на СШ отключается одна сборная шина, при этом все присоединения остаются в работе.
4.4. Отключение сетевого элемента действием уров при однофазном кз с отказом одного выключателя
В первом случае в 1-ю с происходит КЗ на ВЛ ТЭС-1 – ПС-200, через 0,04 с основной комплект РЗ подает сигнал на отключение поврежденной цепи, спустя 0,1 с срабатывает выключатель на ПС-200 и отключает ВЛ с одной стороны, на ТЭС-1 произошел отказ линейного выключателя Q1.1 и ВЛ не отключилась.
Спустя 0,58 с с появления КЗ срабатывает УРОВ и отделяет место КЗ, отключая соответствующую секцию шин на ТЭС-1, при этом все присоединения остаются в работе.
Во втором случае, после отказа линейного выключателя Q1.2, происходит отключение генератора мощностью 200 МВт на ТЭС-1 (узел 64).
После срабатывания УРОВ генераторы начинают разгоняться и, увеличив мощность до номинальной не останавливаются, а продолжают движение по инерции (частота и углы роторов возрастают). Затем момент генератора оказывается больше момента турбины, и генераторы начитают тормозиться: снижается генерируемая мощность, частота, углы роторов. Восстанавливается нормальная работа ЭЭС.
Так как во втором случае одновременно с отключением нагрузки от шин ТЭС-1 был отключен генератор 64, восстанавливается баланс активной мощности, и как следствие, восстанавливаются генерируемая мощность генераторов, частота и углы роторов, о чем свидетельствует затухающий характер графиков изменения этих параметров.
4.5. Отключение сетевого элемента действием уров при трехфазном кз с отказом одного выключателя
В 1 с происходит КЗ на ВЛ ТЭС-1 – ПС-200, через 0,04 с основной комплект РЗ подает сигнал на отключение поврежденной цепи, спустя 0,1 с срабатывает выключатель на ПС-200 и отключает ВЛ с одной стороны, на ТЭС-1 произошел отказ линейного выключателя и ВЛ не отключилась. Спустя 0,58 с с появления КЗ срабатывает УРОВ и отделяет место КЗ, отключая соответствующую секцию шин на ТЭС-1, при этом все присоединения остаются в работе.
Во втором случае, после отказа линейного выключателя Q1.2, происходит отключение генератора мощностью 200 МВт на ТЭС-1 (узел 64).
В течение 0,58 с, с момента возникновения КЗ и до момента его отключения, напряжения на ПС рядом с местом КЗ сильно снижаются, в это время частота и углы генераторов возрастают.
В силу того, что КЗ в ЭЭС не было отключено длительное время, роторы генераторов успевают большую кинетическую энергию. При отключении КЗ у генераторов 67-69, 70-75, 77 несколько циклов (1-3) продолжается асинхронных ход (роторы проворачиваются более чем на 360 градусов) и лишь потом скольжения и углы роторов приходят к установившемуся значению.
5 Выбор места установки алар. Разработка схемы размещения устройств па и структурно-функциональных схем па
Необходимо произвести выбор управляющих воздействий, типа и места установки устройств ПА, обеспечивающих сохранение динамической устойчивости.
Устройства АЛАР предназначены для выявления и ликвидации асинхронных режимов отдельных генераторов, электростанций и частей энергосистем. Устройства АЛАР должны обеспечивать выявление и ликвидацию асинхронных полнофазных и неполнофазных режимов электрической сети. Ликвидация асинхронных режимов генератора относительно электростанции осуществляется путем его отключения. Ликвидация асинхронных режимов электростанций и частей энергосистем осуществляется путем ДС.
Настройка устройств АЛАР должна обеспечивать: исключение (блокировку) срабатывания устройств АЛАР при синхронных качаниях и при КЗ; выявление электрического центра качаний; учет количества циклов асинхронного режима;
Устройства АЛАР должны устанавливаться на всех генераторах атомных электростанций и на всех генераторах мощностью 500 МВт и выше тепловых и гидроэлектростанций. Необходимость установки устройств АЛАР на генераторах меньшей мощности должна определяться проектными решениями [3].
По результатам расчета динамической устойчивости ЭЭС были выявлены такие режимы, в которых возникает неустойчивый асинхронный ход с 1-3 циклами асинхронного режима (табл. 2):
Необходимость установки АЛАР определяем с помощью нахождения электрического центра качаний (ЭЦК). ЭЦК – это точка электрической сети, напряжение в которой при асинхронном режиме снижается до нуля.
С помощью программного комплекса Mustang для наиболее неустойчивого переходного режима (трехфазное КЗ с действием УРОВ с отказом одного выключателя и отключением генератора мощностью 200 МВт) определяем ЭЦК, для этого контролируем напряжение во всех узлах ЭЭС. Результаты расчета представлены на рис. 3.
По графикам изменения напряжения во всех узлах ЭЭС видно, что узел 60 – СШ 10 кВ на ТЭЦ-1, является узлом с наименьшим напряжением.
Рисунок 3 – График изменения напряжений на ПС 110-220 кВ
В соответствие с [2] основной и резервный комплект АЛАР устанавливается на ТЭЦ-1 и его измерительные трансформаторы тока устанавливаются на линейных выключателях ТЭЦ-1. При фиксировании превышения уставки по току, основной комплект АЛАР подает сигнал на отключение линейных выключателей Q1 и Q2 на ТЭЦ-1. Схема размещения устройств ПА АЛАР представлена на чертеже ПС2200-017-ИОС5.3 лист 55, стр. 58, структурно-функциональная схема системы ПА – на чертеже ПС2200-017-ИОС5.3 лист 56, стр. 59, структурно-функциональная схема устройства АЛАР – на чертеже ПС2200-017-ИОС5.3 лист 57, стр. 60.
График изменения углов роторов генераторов после отключения АЛАР линейных выключателей Q1 и Q2 на ТЭЦ-1 представлен на рис. 4, график изменения частоты – на рис. 5.
Рисунок 4 – График изменения углов роторов генераторов
Рисунок 5 – График изменения углов роторов генераторов
Из графиков видно, что после действия АЛАР на ТЭЦ-1 неустойчивый асинхронный ход сохраняется на генераторах 70-72, 75, 77, но при этом снижается угол ротора генераторов 73, 74 на ГРЭС-2 (на 1 цикл асинхронного режима).
Принципиальная схема
Расчетная схема нормальный режим
Расчетная схема послеаварийный режим
Расчетная схема послеаварийный режим после действия АОПО
Однофазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 – ПС-200 у шин ТЭС-1 с успешным АПВ
Время действия основных защит 0,12 с.
Время действия АПВ 3,0 с.
Рисунок
1
Контролируемые параметры – активная мощность генераторов
61 – 66; 70 – 72 – генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт
67, 69, 75, 77 – генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт
68 – генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт
73, 74 – генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт
76 – генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт