Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Организация противоаварийного управления в энергосистемах. Учебное пособие
.pdf
– контроль предшествующего режима;
– выбор вида, объема и мест (направлений) реализации УВ;
– выдача УВ.
В АРО СГО должны использоваться следующие пусковые факторы или их сочетания [4, 15]:
– отключение ЛЭП;
– отключение систем (секций) шин;
– отключение генерирующего оборудования;
– отключение трансформаторного оборудования.
Контроль предшествующего режима (КПР) должен осуществляться посредством измерения доаварийного перетока активной
мощности в контролируемом сечении.
Для выполнения функций фиксации отключения и фиксации состояния ЛЭП, сетевого и генерирующего оборудования должны использоваться устройства фиксации отключения ЛЭП, трансформаторного и генерирующего оборудования, систем (секций) шин.
Факт отключения генерирующего оборудования должен фиксироваться при ручном и автоматическом (в том числе при работе технологических защит, действующих на закрытие стопорных клапанов
турбины) отключении энергоблока [4].
Автоматическая фиксация эксплуатационного состояния ЛЭП
должна выполняться с двух сторон следующим образом:
– состояние ЛЭП «в работе» должно фиксироваться при включении ЛЭП с двух сторон;
– состояние ЛЭП «в ремонте» должно фиксироваться при трехфазном отключении ЛЭП с любой стороны.
В качестве УВ для АРО СГО должны использоваться следующие
управляющие воздействия [4, 15]:
– отключение нагрузки потребителей электрической энергии
(ОН) в дефицитной части энергосистемы;
– кратковременная разгрузка турбин (КРТ) с последующей дли-
тельной разгрузкой турбин (ДРТ) блоков электрических станций в
избыточной части энергосистемы;
31
– отключение генераторов (ОГ) в избыточной части энергосис-
темы.
Для реализации функций контроля предшествующего режима,
выбора вида, объема и мест (направлений) реализации УВ и выдачи
УВ должны использоваться устройства ЛАПНУ [4, 5].
Пример реализации АРО СГО в виде функциональных схем при
отключении ВЛ 500 кВ А – Б приведен на рис. 3.3. Данная настройка
выбрана на основании расчетов статической устойчивости и представляет собой функциональные зависимости объемов УВ от параметров доаварийного электроэнергетического режима (КПР).
Рис. 3.3. Функциональные схемы АРО СГО ВЛ 500 кВ А – Б
в нормальной и ремонтной схемах. КПР Сечения – доаварийный переток
в контролируемом сечении
В нормальной схеме при отключении ВЛ 500 кВ А – Б (пусковой
фактор) с доаварийным перетоком в контролируемом сечении (КПР)
4700 МВт и более будут реализованы УВ на ОГ-200 на одной из электростанций энергосистемы (выбор вида, объема и мест реализации
УВ). При нахождении в ремонте ВЛ 500 кВ В – Г (фиксация отключенного состояния ЛЭП) и отключении ВЛ 500 кВ А – Б (пусковой
фактор) с доаварийным перетоком в контролируемом сечении:
32
– 4400 МВт и более, но менее 4500 МВт будут реализованы УВ
на ОГ-200;
– 4500 МВт и более, но менее 4600 МВт будут реализованы УВ
на ОГ-400;
– 4600 МВт и более будут реализованы УВ на ОГ-400 и ОН-200.
При этой настройке АРО СГО УВ на ОГ реализованы по схеме
«подъема», то есть ступень ОГ-400 включает в свой объем ОГ-200.
Коэффициент эффективности реализации управляющих воздействий от АРО СГО в данном примере на ОГ и ОН одинаков и равен
0,5, то есть приращение допустимого перетока активной мощности в
контролируемом сечении за счет реализации управляющих воздействий объемом 200 МВт составляет 100 МВт.
Для АРО СГО вследствие дискретности УВ неизбежно появление
областей излишнего противоаварийного управления. Рассмотрим
практический пример для настройки АРО СГО при наличии ступеней
ОГ с фиксированным объемом 300, 500 и 700 МВт. Переток в контролируемом сечении (КПР), начиная с которого необходима реализация
УВ на ОГ, равен 3000 МВт. Коэффициент эффективности реализации
управляющих воздействий от АРО СГО в данном примере на ОГ равен 0,9. Таким образом, чтобы обеспечить допустимый переток в контролируемом сечении, равный 3100 МВт, необходимый объем управляющих воздействий должен составлять (3100 – 3000)/0,9 = 111,1 МВт.
Но при настройке возможно использование только ступени объемом
300 МВт, то есть избыток равен 300 – 111,1 = 188,9 МВт. Объем избыточных УВ для рассматриваемой настройки АРО СГО в зависимости от доаварийного перетока активной мощности в контролируемом
сечении (КПР) приведен на рис. 3.4 в виде заштрихованных площадок. Очевидно, что для снижения объема избыточных УВ требуется
увеличение дискретности ступеней УВ, но это не всегда возможно
для действующих устройств ЛАПНУ.
33
Рис. 3.4. Объем избыточных УВ при настройке АРО СГО
(в скобках указан объем УВ с учетом эффективности)
3.2.3. АВТОМАТИКА РАЗГРУЗКИ ПРИ ПЕРЕГРУЗКЕ ПО МОЩНОСТИ
АРПМ предназначена для ликвидации перегрузки сечения элек-
трической сети по активной мощности [4, 5, 15].
АРПМ должна обеспечивать выполнение следующих функций
[4, 5, 15]:
– измерение перетока активной мощности в сечении или фазово-
го угла между векторами напряжения;
– выбор вида, объема и мест (направлений) реализации УВ;
– выдача УВ.
В АРПМ должны использоваться следующие пусковые факторы
[4, 15]:
– превышение перетоком активной мощности заданной величи-
ны (устройство АРПМ с пусковым органом по активной мощности);
– превышение фазовым углом между векторами напряжения за-
данной величины (устройство АРПМ с пусковым органом по фазовому углу).
В качестве УВ для АРПМ должны использоваться следующие
управляющие воздействия [4, 15]:
– ОН в дефицитной части энергосистемы;
34
– КРТ с последующей ДРТ блоков электрических станций в из-
быточной части энергосистемы;
– ОГ в избыточной части энергосистемы.
Передачу телеметрической информации, данных системы мониторинга переходных режимов в устройство АРПМ необходимо осуществлять по двум независимым каналам связи в дублированном режиме передачи информации [4, 15].
3.2.4. АВТОМАТИКА РАЗГРУЗКИ ПРИ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЯХ
АРКЗ предназначена для предотвращения нарушения динамической
устойчивости генерирующего оборудования электростанций [4, 5, 15].
АРКЗ должна обеспечивать выполнение следующих функций [4, 15]:
– фиксация тяжести короткого замыкания;
– контроль предшествующего режима;
– выбор вида, объема и мест (направлений) реализации УВ;
– выдача УВ.
Фиксация тяжести короткого замыкания должна выполняться путем непосредственного и прямого измерения одного или нескольких
из следующих параметров во время короткого замыкания [4, 15]:
– величины сброса активной мощности электростанции (отдель-
ных генераторов или групп генераторов электростанции);
– величины напряжения прямой последовательности на шинах
электростанции (подстанции);
– величины угла между ЭДС и напряжением на шинах генерато-
ров электростанции.
Контроль предшествующего режима должен осуществляться посредством измерения одного или нескольких из следующих параметров [4, 15]:
– доаварийная суммарная активная мощность электростанции;
– доаварийная активная мощность отдельных генераторов;
– доаварийная суммарная активная мощность группы генерато-
ров электростанции;
– доаварийный переток активной мощности в полном или час-
тичном (при наличии обоснований) сечении выдачи мощности электростанции.
35
Допускается использование в АРКЗ аварийных сигналов, формируемых устройствами фиксации отключения ЛЭП, сетевого и генерирующего оборудования с целью оптимизации УВ.
В качестве УВ для АРКЗ должны использоваться КРТ (в том числе с последующей ДРТ), ОГ, изменение топологии сети или электрическое торможение [15].
Устройства АРКЗ должны устанавливаться на электростанциях.
Допускается установка АРКЗ на подстанции, если электростанция не
имеет собственного распределительного устройства или установка
АРКЗ на подстанции обеспечивает динамическую устойчивость генерирующего оборудования нескольких электростанций [4, 15].
Пример выполнения локальной автоматики предотвращения нарушения динамической устойчивости типа АРКЗ, действующей по
факту снижения линейного напряжения прямой последовательности
на шинах 220 кВ ГЭС (пусковой фактор) с выдержкой времени и контролем доаварийной величины генерации более 800 МВт ГЭС (КПР
ГЭС) на разгрузку ГЭС двумя ступенями 300 и 500 МВт, приведен в
виде функциональной схемы на рис. 3.5.
Рис. 3.5. Функциональная схема АРКЗ на шинах 220 кВ ГЭС.
КПР ГЭС – величина доаварийной генерации ГЭС;
ОГ-300 и ОГ-500 – отключение гидрогенераторов на ГЭС
с нагрузкой 300 МВт и 500 МВт соответственно
36
3.3. АВТОМАТИКА ЛИКВИДАЦИИ
АСИНХРОННОГО РЕЖИМА (АЛАР)
3.3.1. ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА.
ОСНОВНЫЕ ПРИЗНАКИ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА
И ЕГО НЕГАТИВНЫЕ ПОСЛЕДСТВИЯ
Причинами нарушения синхронной работы (возникновения асин-
хронного режима) в энергосистемах могут быть [9, 16]:
– перегрузка линий электропередачи по условиям статической
устойчивости (например, вследствие длительного снижения напряжения, неблагоприятного распределения нагрузок между частями
энергосистемы);
– нарушение динамической устойчивости в результате аварийных
возмущений (например, при возникновении более тяжелых возмущений в энергосистеме, чем расчетные), отказа в действии защит, устройств противоаварийной автоматики (пускового органа, исполнительного органа и т.д.);
– несинхронное включение линий электропередачи, генераторов;
– потеря возбуждения генераторов.
Основными признаками асинхронного режима являются [9, 16]:
– устойчивые глубокие периодические колебания напряжений,
токов и мощностей. Напряжения на энергообъектах вблизи электрического центра качаний могут снижаться до нулевых значений;
– периодическое изменение взаимного угла ЭДС генераторов хо-
тя бы одной электростанции по отношению к ЭДС генераторов любой другой электростанции энергосистемы на угол, больший 360;
– возникновение разности частот между частями синхронной зо-
ны, вышедшими из синхронизма, при сохранении электрической связи между ними.
Глубокие периодические снижения напряжения при асинхронном
режиме представляют наибольшую опасность для потребителей, особенно если они подключены вблизи электрического центра качаний,
так как могут приводить к их массовому отключению, нарушению тех-
37
нологических процессов на производствах и останову механизмов собственных нужд электростанций. Кроме того, снижение напряжения
может представлять опасность нарушения устойчивости параллельной
работы внутри синхронно работающих частей энергосистемы.
Периодическое увеличение тока и снижение напряжения могут вызвать неселективную работу релейной защиты. Колебания активной
мощности приводят к прекращению выдачи мощности в приёмную дефицитную энергосистему, а также к дополнительным механическим
усилиям на валы турбины генераторов. Повышение частоты в одной
части энергосистемы и её снижение в другой части также представляют
опасность для работы потребителей и генераторов [9, 16].
3.3.2. СПОСОБЫ ЛИКВИДАЦИИ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА
Существует два способа ликвидации асинхронного режима: ресинхронизация и деление энергосистемы на несинхронно работающие части [9, 16].
Ресинхронизацией называется процесс восстановления синхронной
работы электрической станции или части энергосистемы после нарушения синхронизма, не связанный с делением энергосистемы. Для
обеспечения ресинхронизации должны быть приняты меры, направленные на выравнивание частот несинхронно работающих частей энергосистемы. Для этого в избыточной части энергосистемы, работающей
с повышенной частотой, производится разгрузка генераторов или отключение части генераторов. В дефицитной части энергосистемы, работающей с пониженной частотой, производится быстрая загрузка работающих генераторов, имеющих резерв мощности, частотный пуск
гидрогенераторов или перевод гидрогенераторов из режима синхронного компенсатора в генераторный режим и затем, при большом снижении частоты, отключение части потребителей от устройства АЧР или
непосредственно от устройств автоматической ликвидации асинхронного режима. Процессу ресинхронизации способствует действие автоматических регуляторов частоты вращения турбины.
38
3.3.3. ТРЕБОВАНИЯ К УСТРОЙСТВАМ АЛАР,
ИХ РАЗМЕЩЕНИЮ И НАСТРОЙКЕ
АЛАР предназначена для ликвидации асинхронных режимов от-
дельных генераторов, электростанций и частей энергосистем. Автоматическая ликвидация асинхронных режимов реализуется совокупностью устройств АЛАР, устанавливаемых на объектах электроэнергетики [2, 4, 5, 9, 15].
На всех связях, по которым возможен асинхронный режим, долж-
ны быть установлены устройства АЛАР. На каждой связи, по которой
возможен асинхронный режим, должны обеспечиваться [4, 5, 15]:
– селективное выявление асинхронного режима;
– ликвидация асинхронного режима двумя устройствами АЛАР
при нахождении ЭЦК в любой точке связи.
Асинхронный режим с ЭЦК на ЛЭП должны выявлять два уст-
ройства АЛАР, установленные на разных объектах электроэнергетики [4, 5, 15].
На всех генераторах АЭС и на всех генераторах мощностью
500 МВт и выше ТЭС и ГЭС должны устанавливаться два устройства
АЛАР [4, 5, 15].
Устройства АЛАР должны действовать на ДС или отключение
генераторов. Реализация УВ с целью ресинхронизации не допускается [4, 5, 15].
Действие устройств АЛАР на деление энергосистемы на несинхронно работающие части (ДС) должно производиться посредством
отключения ЛЭП и/или автотрансформаторов с запретом АПВ всех
отключаемых выключателей. При этом отключение должно осуществляться [4, 5, 15]:
– ЛЭП 330 кВ и выше – с двух сторон;
– ЛЭП 220 кВ и ниже – с двух сторон при наличии каналов для
передачи команды на телеотключение;
– автотрансформаторов – со стороны высокого и среднего напря-
жения.
Элементы электрической сети, отключаемые действием устройств АЛАР, должны определяться с учетом [4, 15]:
39
– наличия на отключаемом элементе ЭЦК;
– минимизации небалансов активной мощности в разделяемых
частях энергосистемы;
– минимизации количества отключаемых выключателей.
Для минимизации небалансов активной мощности в разделяемых
частях энергосистемы допускается действие устройств АЛАР на ДС
на смежном объекте электроэнергетики при условии действия последней ступени этого устройства АЛАР на ДС на объекте электроэнергетики, на котором оно установлено.
Алгоритм функционирования устройств АЛАР, установленных
на связи с промежуточными подстанциями, должен обеспечивать
возможность настройки, исключающей обесточивание нагрузки промежуточных подстанций при реализации УВ.
Устройства АЛАР, устанавливаемые на генераторах, должны
обеспечивать выявление и ликвидацию асинхронного режима возбужденного генератора относительно электростанции посредством его
отключения. При реализации в отдельном или многофункциональном
устройстве ПА функции АЛАР генератора, работающего по схеме
«блок генератор – трансформатор», должно предусматриваться действие разных ступеней устройства АЛАР на выключатели разных
классов напряжения (при их наличии). Первые ступени устройств
АЛАР, установленных на генерирующем оборудовании, должны выдавать УВ на отключение генераторов до начала второго цикла асинхронного режима [4, 15].
Первые ступени устройств АЛАР, установленных в электрической сети напряжением 330 кВ и выше, должны выдавать УВ на ДС
до начала второго цикла асинхронного режима. Устройства АЛАР,
установленные на связях напряжением 220 кВ и ниже, должны выдавать УВ на ДС не ранее выдачи УВ на ДС устройств АЛАР, установленных на связях напряжением 330 кВ и выше, входящих в одно сечение асинхронного режима, но не позднее начала пятого цикла
асинхронного режима [15].
40
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]