Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Организация противоаварийного управления в энергосистемах. Учебное пособие
.pdf
бенно в случае многократных нарушений устойчивости (при так называемом многочастотном асинхронном режиме), оказывается весьма
трудно прогнозируемым. Вместе с тем по мере распространения
асинхронного режима управляемость энергосистемы резко падает и в
результате развития аварии может привести к большим ущербам для
потребителей, нарушениям условий безопасности и другим тяжелым
последствиям. Следовательно, одной из важнейших задач является
локализация и скорейшее прекращение асинхронного режима независимо от вызвавшей его причины [16].
21
3. ВИДЫ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ
3.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО АВТОМАТИЧЕСКОМУ
ПРОТИВОАВАРИЙНОМУ УПРАВЛЕНИЮ
Автоматическое противоаварийное управление в энергосистеме
реализуется посредством противоаварийной автоматики (ПА), обеспечивающей выполнение следующих функций [4, 15]:
предотвращение нарушения устойчивости;
ликвидация асинхронных режимов;
ограничение снижения частоты;
ограничение повышения частоты;
ограничение снижения напряжения;
ограничение повышения напряжения;
предотвращение недопустимой по величине и длительности
токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования.
Функция предотвращения нарушения устойчивости сводится к
предотвращению перехода относительных углов между векторами
ЭДС синхронных машин за некоторые предельно допустимые значения в течение всего аварийного процесса вплоть до установления нового установившегося режима.
Очевидно, что для решения этой задачи с помощью противоава-
рийного управления должно быть обеспечено тормозящее воздействие по отношению к одной части генераторов и ускоряющее по отношению к другой, находящимся по разные стороны «опасного сечения». Однако в реальных условиях решение данной задачи сопряжено
с рядом весьма существенных трудностей, которые связаны со следующими факторами:
– сложность схем существующих энергосистем и их математиче-
ских моделей для расчета нормальных и аварийных режимов. Это
приводит к противоречивым требованиям: с одной стороны противоаварийное управление должно обеспечивать наиболее благоприятные
воздействия на протекание аварийного процесса с учетом всей его
22
сложности, а с другой – отвечать требованиям максимальной надежности самой системы управления и ее составляющих, что в свою очередь достигается упрощением устройств противоаварийной автоматики и минимизацией числа учитываемых параметров, по которым
ведется управление;
– многообразие схемно-режимных, режимно-балансовых условий и
аварийных возмущений, предопределяющее огромное количество аварийных ситуаций, то есть начальных режимов, которые следует проанализировать и для которых необходимо рассчитать по возможности оптимальные управляющие воздействия, обеспечивающие устойчивость;
– большая протяженность энергосистем и распределенный харак-
тер реакции энергосистем на изменение режима. По условию баланса
токов в каждый момент времени в связанной энергосистеме любое
изменение режима в той или иной степени затрагивает всю энергосистему. При этом возможны такие аварийные режимы, когда аварийное возмущение в одной части энергосистемы вызывает опасность нарушения устойчивости (токовой перегрузки ЛЭП и/или оборудования) в другой ее части, отдаленной на сотни, а иногда и тысячи
километров от места первоначального возмущения. Оптимальное
противоаварийное управление может быть достигнуто только при
учете этих влияний, что в свою очередь сопряжено с трудностями передачи телеинформации на столь большие расстояния;
– быстротечность протекания аварийных процессов в энергосис-
теме. При наиболее распространенных аварийных ситуациях, требующих вмешательства противоаварийной автоматики, нарушение
устойчивости может произойти в пределах первой секунды от момента возникновения аварийного возмущения. Отсюда исключительно
жесткие требования предъявляются к быстродействию устройств
противоаварийной автоматики.
Функция прекращения асинхронного хода обеспечивается либо
разделением энергосистемы по сечению, в котором возник асинхронный ход, либо ресинхронизацией, т.е. восстановлением синхронизма.
Последнее применяется в основном по отношению к отдельным агре-
23
гатам или электростанциям. В сетях напряжением 330 кВ и выше
асинхронные режимы должны ликвидироваться на первом цикле ввиду высокой вероятности возникновения многочастотного асинхронного режима. В сетях 110–220 кВ деление сети реализуется не позднее начала пятого цикла асинхронного режима [4]. Основные трудности обычно связаны с автоматическим определением сечения асинхронного режима.
Функции предотвращения недопустимых отклонений напряже-
ния и тока носят локальный характер и обеспечиваются воздействи-
ем на изменение баланса реактивной мощности в узлах, либо разгрузку соответствующих узлов или элементов электрической сети. В некоторых случаях требуется достаточно высокое быстродействие в
реализации этих воздействий, например, для предотвращения недопустимого по величине и длительности повышения напряжения (для
электрической изоляции).
Функция предотвращения недопустимого отклонения частоты
также может носить локальный характер (при отделении небольшого
узла энергосистемы). Но существенное отклонение частоты во время
аварийного процесса может иметь место и в значительной части
энергосистемы после ее отделения от ЕЭС России с большим небалансом мощности. Для ликвидации недопустимого отклонения частоты должен быть изменен баланс активных мощностей в соответствующей части энергосистемы или в ЕЭС России в целом.
Для реализаций указанных функций противоаварийного управле-
ния должны использоваться [15]:
устройства измерения параметров режима и текущих объемов
управляющих воздействий;
устройства фиксации состояния ЛЭП, сетевого и генерирующе-
го оборудования;
пусковые устройства (органы);
исполнительные устройства (органы);
устройства автоматической дозировки воздействий, выпол-
няющие выбор управляющих воздействий;
24
устройства приема-передачи доаварийной и аварийной инфор-
мации, сигналов и команд управления и каналы передачи указанной
информации.
Для выявления, предотвращения развития и ликвидации аварийного
режима в энергосистеме должны применяться следующие виды ПА [5]:
АПНУ, включая АРО СГО для предотвращения нарушения
статической устойчивости при отключении ЛЭП, сетевого и генерирующего оборудования, АРПМ для ликвидации недопустимой перегрузки сечения электрической сети по активной мощности, АРКЗ для
предотвращения нарушения динамической устойчивости генерирующего оборудования электростанций, ЦСПА и (или) комплексы
АПНУ для реализации функции предотвращения нарушения устойчивости энергосистемы;
АЛАР для ликвидации асинхронных режимов отдельных гене-
раторов, электростанций и частей энергосистем;
АОСЧ для обеспечения живучести Единой энергетической сис-
темы России и технологически изолированных территориальных
электроэнергетических систем при возникновении дефицита активной мощности и снижении частоты, создающих угрозу повреждения
оборудования электростанций, безопасности работы АЭС, нарушения
работы энергопринимающих установок потребителей, а также возникновения лавины частоты и напряжения с полным прекращением
электроснабжения нагрузки потребителей;
АОПЧ для предотвращения недопустимого по величине и дли-
тельности повышения частоты в энергосистеме до уровня, при котором
возможно срабатывание автоматов безопасности или технологических
защит от повышения частоты вращения турбин ТЭС, ГЭС и АЭС;
АОСН для предотвращения недопустимого по величине и дли-
тельности снижения напряжения по условиям устойчивости генерирующего оборудования и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии;
АОПН для предотвращения недопустимого по величине и дли-
тельности повышения напряжения на оборудовании объектов электроэнергетики;
25
АОПО для предотвращения недопустимой по величине и дли-
ПА
АПНУ
АРО СГО
АРПМ
АЛАР
АОПН
АОСЧ
АОСН
АОПО
АОПЧ
АЧВР АЧР
ЧДА ЧАПВ
АРКЗ
ДАР
тельности токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования.
Классификация видов противоаварийной автоматики приведена
на рис. 3.1 [4, 15].
Рис. 3.1. Виды противоаварийной автоматики
Для обеспечения выполнения ПА своих функций в ПА должны
использоваться следующие виды управляющих воздействий [15]:
кратковременная (импульсная) разгрузка турбин энергоблоков
ТЭС и АЭС и длительная разгрузка турбин энергоблоков ТЭС и АЭС
и гидроагрегатов ГЭС;
отключение генераторов;
отключение нагрузки потребителей электрической энергии;
деление энергосистемы на несинхронно работающие части;
26
автоматическая загрузка генераторов;
электрическое торможение;
изменение топологии электрической сети;
изменение режимов работы и эксплуатационного состояния
управляемых элементов электрической сети.
АЛАР, АОСЧ, АОПЧ, АОСН, АОПН, АОПО должны выполняться в виде локальной ПА и реализовываться устройствами, выполняющими функции противоаварийного управления, на основе информации о параметрах электроэнергетического режима, полученной
путем их непосредственного и прямого измерения на объекте установки указанных устройств [5, 13].
3.2. АВТОМАТИКА ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ
НАРУШЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ
3.2.1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ
АПНУ должна реализовываться одним из следующих способов
[4, 15]:
ЦСПА;
комплекс АПНУ.
ЦСПА предназначена для предотвращения нарушения устойчи-
вости энергосистемы (части энергосистемы) и обеспечения допустимых параметров электрического режима.
ЦСПА должна состоять [4, 5]:
из ПТК верхнего уровня, устанавливаемого в диспетчерском
центре;
из одного или нескольких комплексов АПНУ, устанавливаемых
на объектах электроэнергетики;
из оборудования и каналов передачи данных для обмена ин-
формацией между ПТК верхнего уровня и устройством ЛАПНУ, входящим в состав каждого комплекса АПНУ.
Структура ЦСПА представлена на рис. 3.2.
27
28
Рис. 3.2. Структура ЦСПА
28
ПТК верхнего уровня ЦСПА должен обеспечивать выполнение в
циклическом режиме следующих функций [4, 15]:
прием и обработка телеметрической информации из ОИК ДЦ,
системы мониторинга переходных режимов;
оценивание состояния электрического режима;
формирование расчетной модели для текущей схемно-
режимной ситуации на основании телеметрической информации,
данных системы мониторинга переходных режимов;
определение вида, объема и мест (направлений) реализации
управляющих воздействий (УВ) для заданного набора пусковых органов и формирование таблицы УВ (ТУВ) на основе расчета электроэнергетического режима;
передача в устройства ЛАПНУ ТУВ ЦСПА для заданного для
них набора пусковых органов;
обмен технологической информацией (эквиваленты для рас-
четных моделей ЦСПА, допустимые небалансы активной мощности, информация для оптимизации выбора УВ) с ЦСПА смежных
энергосистем.
Длительность расчетного цикла ЦСПА не должна превышать
30 сек. Для ПТК верхнего уровня в качестве источника информации о
параметрах электроэнергетического режима и состояния ЛЭП и оборудования должен использоваться ОИК диспетчерского центра [4].
Устройства ЛАПНУ в составе ЦСПА должны обеспечивать вы-
полнение следующих функций:
– получение и обработка доаварийной информации;
– возможность выбора УВ из ТУВ ЛАПНУ или ТУВ ЦСПА для
заданного набора пусковых органов;
– выдача команд противоаварийного управления на реализацию
УВ при поступлении аварийного сигнала пускового органа в соответствии с ТУВ ЛАПНУ или ТУВ ЦСПА;
– обмен информацией с ПТК верхнего уровня (состояние устройст-
ва, протоколы срабатывания пусковых органов и выдачи УВ, режимные
уведомления и др.) по двум независимым цифровым каналам связи;
29
– автоматический переход в автономный режим при выявлении не-
исправности ПТК верхнего уровня или цифровых каналов связи с ним.
Между каждым из устройств ЛАПНУ в составе ЦСПА и ПТК
верхнего уровня ЦСПА должно быть организовано два независимых
цифровых канала связи. Устройство ЛАПНУ должно обеспечивать
выбор видов, объемов и мест (направлений) реализации УВ и выдачу
УВ в зависимости от схемы сети, доаварийного перетока активной
мощности в заданных сечениях и дополнительных параметров (температуры наружного воздуха или сезона и т.п.) для заданных пусковых органов.
Выбор видов, объемов и мест (направлений) реализации УВ дол-
жен осуществляться:
– при работе в составе ЦСПА – из ТУВ ЦСПА;
– при работе в автономном режиме – из ТУВ ЛАПНУ.
Допускается при работе устройства ЛАПНУ в составе ЦСПА
осуществлять выбор видов, объемов и мест (направлений) реализации
УВ из ТУВ ЛАПНУ для части заданных пусковых органов. На объекте электроэнергетики должны устанавливаться два устройства ЛАПНУ, резервирующих друг друга [15].
3.2.2. АВТОМАТИКА РАЗГРУЗКИ ПРИ ОТКЛЮЧЕНИИ ЛЭП,
СЕТЕВОГО И ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ
Автоматика разгрузки при отключении ЛЭП, сетевого и (или) генерирующего оборудования (АРО СГО) предназначена для предотвращения нарушения статической устойчивости при отключении
ЛЭП, трансформаторного оборудования, генерирующего оборудования, систем (секций) шин [4, 5, 15].
АРО СГО должна обеспечивать выполнение следующих функций
[4, 5, 15]:
– фиксация отключения ЛЭП, сетевого и генерирующего обору-
дования;
– фиксация эксплуатационного состояния ЛЭП, сетевого и гене-
рирующего оборудования;
30
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]