Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Организация противоаварийного управления в энергосистемах. Учебное пособие
.pdf
3.3.4. ПРИНЦИПЫ ВЫПОЛНЕНИЯ УСТРОЙСТВ
АВТОМАТИЧЕСКОЙ ЛИКВИДАЦИИ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА
Автоматика ликвидации асинхронного режима предназначена
для выявления и ликвидации асинхронных режимов отдельных генераторов, электростанций и частей энергосистем [4]. Автоматика ликвидации асинхронного режима является последним эшелоном «обороны» энергосистемы, и ее срабатывание должно происходит в ситуациях, когда другие виды противоаварийной автоматики не смогли
предотвратить нарушение устойчивости.
Устройства АЛАР должны обеспечивать [6]:
выявление асинхронного режима и выдачу УВ;
отсутствие срабатывания при отсутствии асинхронного режима;
определение количества циклов асинхронного режима.
В настоящее время в ЕЭС России применяется большое количество разнообразных устройств автоматики ликвидации асинхронного
режима как на электромеханической, так и на микропроцессорной
элементной базе, отличающихся способом выявления асинхронного
режима и параметрами, на которые они реагируют.
Технологические алгоритмы большинства применяемых устройств автоматики ликвидации асинхронного режима базируются на
косвенных признаках выявления асинхронного режима, таких как изменение тока, активной мощности в ЛЭП, сопротивления на зажимах
реле сопротивления. К таким устройствам относятся [16]:
Двухступенчатые устройства АЛАР ФССС, ФЦС, выполненные
на электромеханической элементной базе:
1 ступень АЛАР осн. (фиксация скорости снижения сопротив-
ления – ФССС) действует с фиксацией скорости снижения сопротивления и контролем смены знака активной мощности;
2 ступень АЛАР осн. (фиксация циклов с пусковым органом по
сопротивлению – ФЦС) действует с контролем смены знака активной
мощности, фиксацией циклов асинхронного режима и их длительности, контролем ЭЦК (или без него). Пусковым органом является реле
сопротивления, срабатывание автоматики происходит после отсчета
заданного количества циклов асинхронного режима.
41
АЛАР МКПА, выполненные на микропроцессорной элементной базе:
1 ступень АЛАР осн. (фиксация скорости снижения сопротивления – ФССС) действует с фиксацией скорости снижения сопротивления и контролем смены знака активной мощности;
2 ступень АЛАР осн. (фиксация циклов с пусковым органом по
сопротивлению – ФЦС) действует с контролем смены знака активной
мощности, фиксацией циклов асинхронного режима и их длительности,
контролем ЭЦК (или без него). Срабатывание автоматики происходит
после отсчета заданного количества циклов асинхронного режима;
3 ступень АЛАР рез. (фиксация циклов с пусковым органом по
сопротивлению – ФЦС) применяется при использовании II ступени с
действием на ресинхронизацию, срабатывание третьей ступени происходит только в результате повторного срабатывания второй ступени после неуспешной ресинхронизации;
4 ступень АЛАР рез. (с фиксацией колебаний тока – ФКТ) дей-
ствует на основе анализа характера изменения действующего значения тока одной фазы. Срабатывание резервной ступени происходит
после отсчета заданного числа колебаний тока.
АЛАР ФЦС (фиксация циклов с пусковым органом по сопротивлению), выполненные на электромеханической элементной базе
Действует с контролем смены знака активной мощности, фиксацией циклов асинхронного режима и их длительности, контролем
ЭЦК (или без него). Пусковым органом является реле сопротивления,
срабатывание автоматики происходит после отсчета заданного количества циклов асинхронного режима.
АЛАР ФЦТ (с фиксацией циклов с пусковым токовым органом),
выполненные на электромеханической элементной базе
Токовый пусковой орган реагирует на изменение тока ЛЭП при
возникновении асинхронного режима, срабатывание автоматики происходит после отсчета заданного количества циклов асинхронного
режима с длительностью одного цикла, не превышающей заданного
времени. На некоторых устройствах АЛАР имеется контроль знака
42
переменной активной мощности, позволяющий отстроить АЛАР от
синхронных качаний нагрузки при низких, не отстроенных от нагрузочных токов, уставках на токовых реле.
АЛАР ФКТ (с фиксацией колебаний тока), выполненные на электромеханической элементной базе
Содержит реле тока – чувствительное и грубое, поочередное срабатывание которых в определенном интервале времени обеспечивает
выявление асинхронного режима. Действует устройство с выдержкой
времени или с отсчетом заданного числа циклов.
АЛАР Фz
Функция АЛАР Фz – защита от асинхронного режима без потери
возбуждения, реализованная в шкафах защит блоков «генератор –
трансформатор» серии ЭКРА 100 и ЭКРА 200.
АЛАР Фz действует с контролем смены знака активной мощности, фиксацией циклов асинхронного режима и их длительности, контролем ЭЦК (тип – ФЦС). Первая ступень АЛАР срабатывает при нахождении ЭЦК в генераторе или в блочном трансформаторе. Вторая
и третья ступени срабатывают при нахождении ЭЦК во внешней сети
и выполняют функцию резервирования АЛАР отходящих линий.
Поскольку косвенные признаки выявления асинхронного режима
существенно зависят от текущего режима энергосистемы, для настройки указанных выше устройств необходимо выполнять большой
объем расчетов режимов, состав и количество которых определяет
непосредственно расчетчик.
В настоящее время развитие микропроцессорной техники предоставило возможность перейти от алгоритмов с косвенными признаками выявления асинхронного режима к работе с прямым признаком
асинхронного режима – изменению взаимного угла ЭДС генераторов.
Метод выявления асинхронного режима на основании изменения
угла базируется на допущении, что части энергосистемы по разные
стороны от сечения асинхронного режима остаются во время асинхронного режима внутренне синхронными и для этих частей могут
быть составлены схемы замещения с эквивалентными генераторами.
43
К таким устройствам относятся [16]:
АЛАР-М
Алгоритм выявления асинхронного режима базируется на измерении напряжений и токов в месте установки устройства и расчете с
использованием параметров эквивалентной схемы векторов ЭДС эквивалентных генераторов двухмашинной схемы.
Функциональными особенностями работы устройства являются
непосредственное определение углов между векторами ЭДС эквивалентных генераторов двухмашинной энергосистемы и селективность
действия. Селективность действия основана на выявлении попадания
ЭЦК в контролируемую устройством зону при фиксации наличия
асинхронного режима.
АЛАР-Ц
АЛАР-Ц является устройством локальной противоаварийной автоматики энергосистем. Основной его функцией является выявление
возникновения асинхронного режима в пределах контролируемого
участка электрической сети. Для выполнения этой функции устройство содержит четыре выявительных органа асинхронного режима:
– угловой выявительный орган (УВО);
– цикловой выявительный орган (ЦВО);
– токовый выявительный орган (ТВО);
– выявительный орган, фиксирующий асинхронный режим синхрон-
ных генераторов при коротких замыканиях во внешней сети (ВОКЗ).
УВО прогнозирует возникновение асинхронного режима и вызывает срабатывание устройства до первого асинхронного проворота. ЦВО
резервирует работу УВО, а также используется без УВО в тех случаях,
когда по условиям работы энергосистемы в защищаемом сечении допустимы 1–2 цикла асинхронных проворотов. ТВО резервирует работу УВО
и ЦВО в тех случаях, когда на устройство не подаются в полном объеме
входные сигналы по напряжению. ВОКЗ используется для защиты синхронных генераторов при затянувшихся близких коротких замыканиях к
шинам электростанции, когда генераторы могут совершить первый асинхронный проворот еще до отключения короткого замыкания.
44
АЛАР-Ф
Принцип функционирования АЛАР-Ф основан на прямом признаке асинхронного режима – возрастании угла сдвига фаз δ (угол передачи) между векторами напряжений по концам контролируемого
участка. Вектор напряжения в начале контролируемого участка формируется с помощью непосредственного замера. Вектор напряжения
в конце контролируемого участка рассчитывается с помощью модели
защищаемого объекта, а также тока и напряжения в начале. Определяется угол передачи, равный углу сдвига между векторами вычисленных напряжений δ. По контролю угла δ происходит функционирование алгоритма и выдача управляющих воздействий АЛАР-Ф.
3.4. АВТОМАТИКА ОГРАНИЧЕНИЯ СНИЖЕНИЯ ЧАСТОТЫ (АОСЧ)
3.4.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Регулирование частоты осуществляется совместным действием
систем первичного, вторичного и третичного регулирования и действиями диспетчерского персонала.
В первой синхронной зоне Единой энергетической системы России
значения частоты, усредненные на 20-секундном временном интервале,
должны находиться в пределах 50±0,05 Гц с допустимым отклонением
значений частоты в пределах 50±0,2 Гц и восстановлением частоты до
уровня 50±0,05 Гц за время, не превышающее 15 мин. [13].
Во второй синхронной зоне Единой энергетической системы России, технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах, в энергорайонах (энергоузлах), временно выделенных на изолированную работу от первой синхронной зоны Единой энергетической системы России, а также в первой синхронной
зоне Единой энергетической системы России при ее работе в вынужденном режиме [13]:
– значения частоты, усредненные на 20-секундном временном
интервале, должны находиться в пределах 50±0,2 Гц не менее
95 процентов времени суток без выхода за величину 50±0,4 Гц;
– восстановление частоты до указанных значений должно обеспечиваться за время, не превышающее 72 мин.
45
Первичное регулирование частоты (время мобилизации не более
30 сек.) является основным средством ограничения отклонений частоты. Первичное регулирование частоты осуществляется регуляторами скорости, которые инициируют быстрое изменение моментов турбин энергоблоков на электростанциях в зависимости от направления
и величины отклонения скорости вращения турбин.
Вторичное регулирование частоты (время мобилизации не более
15 мин.) корректирует действие регуляторов скорости на электростанциях, выделенных для автоматического регулирования частоты и
внешних перетоков в зоне регулирования. Вторичное регулирование
частоты обеспечивает восстановление частоты в энергосистеме и
реализованных при действии первичного регулирования резервов
первичного регулирования.
Третичное регулирование частоты восстанавливает резервы вторичного регулирования, оптимизирует распределение возникшего в
зоне регулирования небаланса между электростанциями с использованием расчетов, основанных на измерениях, проводимых в режиме
реального времени [16].
3.4.2. НЕГАТИВНЫЕ ПОСЛЕДСТВИЯ СНИЖЕНИЯ ЧАСТОТЫ
Аварии в энергосистемах, сопровождающиеся возникновением
дефицита активной мощности и глубоким снижением частоты, имеют
тяжелые последствия. Снижение частоты, происходящее в результате
отключения источников генерации, аварийного разделения энергосистемы на части (например, после работы устройств автоматики ликвидации асинхронного режима), отключения питающих энергорайон
ЛЭП, приводит, прежде всего, к нарушению нормальной работы собственных нужд тепловых электростанций или снижению их производительности, вследствие чего уменьшается мощность электростанций. При этом работа генерирующего оборудования электрических
станций с любой нагрузкой в пределах регулировочного диапазона
активной мощности в соответствии с [13] должна обеспечиваться в
следующих диапазонах частот:
46
– 49–48 Гц (продолжительность работы не менее 5 мин.);
– 48–47 Гц (продолжительность работы не менее 40 сек.);
– 47–46 Гц (продолжительность работы не менее 1 сек.).
Вследствие снижения генерации в энергосистеме увеличивается
первоначальный дефицит мощности и происходит еще более глубокое снижение частоты. При определенных условиях, начиная с некоторого момента времени, темп процесса снижения частоты может
резко возрасти, возникает так называемая лавина частоты, приводящая к развалу энергосистемы, полной остановке электростанций (их
отделения от энергосистемы) и отключению потребителей.
Другим негативным последствием снижения частоты является
резкое увеличение потребления электродвигателями реактивной
мощности, в результате чего снижается напряжение сети. В некоторых случаях это может привести к нарушению статической устойчивости узлов нагрузки и лавине напряжения.
Лавина частоты и лавина напряжения приводят к длительному
отключению потребителей. Ликвидация нарушений нормального режима электрической части энергосистем в результате таких аварий, в
частности разворот тепловых электростанций (особенно при потере
питания собственных нужд), восстановление электроснабжения потребителей, занимает не менее нескольких часов.
Снижение частоты также существенно влияет на работу электроприемников. Производительность ряда вращающихся механизмов (насосы, вентиляторы, компрессоры) значительно зависит от частоты.
Снижение частоты может привести к срабатыванию технологической
автоматики и/или нарушению технологического цикла промышленных
предприятий.
При снижении частоты в энергосистеме снижается скорость вращения турбин. Работа турбины на пониженной частоте приводит к
дополнительным нагрузкам на её лопатки и, как следствие, к накоплению усталостных изменений. Также вероятны резонансные явления: турбина и ротор генератора, закрепленные на одном валу, и точки
крепления вала образуют колебательную систему, собственная частота
колебаний которой чуть ниже номинальной частоты вращения генера-
47
тора. При приближении частоты вращения к резонансной в турбине
возникают опасные вибрации. В таком режиме работы существенно
ускоряется износ лопаток турбин, а также возможно их разрушение.
Для предотвращения повреждения турбин устанавливают технологическую автоматику, действующую на отключение генератора.
Таким образом, предотвращение снижения частоты до опасных
значений, при которых возможно нарушение работы энергосистемы,
может быть возложено только на автоматическое противоаварийное
управление, поскольку лавины частоты и напряжения могут развиваться за время от нескольких десятков до нескольких секунд [7].
3.4.3. НАЗНАЧЕНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ АВТОМАТИКИ
ОГРАНИЧЕНИЯ СНИЖЕНИЯ ЧАСТОТЫ
Автоматика ограничения снижения частоты (АОСЧ) предназначена для предотвращения недопустимого по условиям устойчивой
работы генерирующего оборудования и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии снижения частоты и полного погашения энергосистемы или ее части при возникновении дефицита активной мощности, в том числе при аварийном выделении
энергосистемы или ее части на изолированную работу [4, 15].
АОСЧ должна обеспечивать [3]:
– прекращение аварийного снижения частоты;
– увеличение частоты;
– восстановление (полное или частичное) электроснабжения отключенной нагрузки потребителей.
В зависимости от выполняемых функций устройства АОСЧ подразделяют на устройства [3, 4, 15]:
– автоматического частотного ввода резерва (АЧВР);
– автоматической частотной разгрузки (АЧР);
– дополнительной автоматической разгрузки (ДАР);
– частотного автоматического повторного включения (ЧАПВ);
– частотной делительной автоматики (ЧДА).
48
Автоматический частотный ввод резерва (АЧВР)
Гидрогенератор
Уставки срабатывания
f, Гц
t, сек.
ГГ1
ГГ5
49,5
0,5
ГГ2
ГГ6
49,5
15
ГГ3
ГГ7
49,5
30
ГГ4
ГГ8
49,5
45
АЧВР предназначен для снижения дефицита активной мощности
в целях предотвращения срабатывания устройств АЧР или минимизации объема управляющих воздействий, реализуемых действием
устройств АЧР [3, 4, 15].
АЧВР должен реализовываться посредством [3]:
– увеличения загрузки по активной мощности гидроагрегатов
ГЭС (ГАЭС), газотурбинных и парогазовых установок;
– пуска находящихся в резерве гидроагрегатов ГЭС, газотурбинных электростанций и газотурбинных установок;
– перевода в генераторный режим гидроагрегатов ГЭС (ГАЭС),
работающих в режиме синхронного компенсатора;
– отключения или разгрузки гидроагрегатов ГАЭС, работающих
в двигательном режиме.
В АЧВР должен использоваться пусковой фактор снижения частоты, при этом уставки по частоте устройств АЧВР должны находиться в диапазоне от 49,4 до 49,7 Гц [3].
Все ГЭС и ГАЭС суммарной установленной мощностью 50 МВт
и выше, кроме ГЭС, не имеющих регулирующего водохранилища,
должны быть оснащены устройствами АЧВР [3, 4, 15].
Пример настройки АОСЧ для ГЭС с 8 гидрогенераторами приведен
в табл. 3.1, по которой гидрогенераторы ГЭС автоматически загружаются попарно при достижении уставки по частоте с выдержкой времени.
Таблица 3.1
Настройка АЧВР ГЭС
49
Автоматическая частотная разгрузка
Автоматическая частотная разгрузка (АЧР) предназначена для
предотвращения недопустимого по условиям устойчивой работы генерирующего оборудования и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии снижения частоты и ее последующего восстановления [3, 4, 15].
Устройства АЧР должны действовать на отключение нагрузки
очередями при снижении частоты до значений, меньших 49,2 Гц, с
выдержкой времени.
Устройства АЧР функционально подразделяются на устройства
[3, 15]:
– АЧР-1, предназначенные для прекращения процесса снижения
частоты, в том числе устройства специальной очереди АЧР (для предотвращения автоматической или оперативной разгрузки энергоблоков АЭС при снижении частоты до показаний менее 49 Гц);
– АЧР-2, предназначенные для восстановления частоты после
действия устройств АЧР-1 или при медленном снижении частоты.
Общий объем отключаемой нагрузки от устройств АЧР в каждой
энергосистеме должен составлять не менее 60 % максимального прогнозного потребления энергосистемы [3].
Уставка по частоте специальной очереди АЧР-1 – 49,2 Гц, уставка по времени – 0,15–0,3 сек. [3].
Уставки по частоте устройств АЧР-1 задаются в диапазоне 46,5–
48,8 Гц. Для обеспечения минимизации управляющих воздействий
подключаемая к АЧР нагрузка распределяется равномерно по очередям, интервал между уставками по частоте очередей – 0,1–0,2 Гц. Уставки по времени устройств АЧР-1 составляют 0,15–0,3 сек. Устройства
АЧР-1 в районах выделения электростанций или энергоблоков (генераторов) действием ЧДА не должны иметь уставки срабатывания по частоте ниже уставок срабатывания первых ступеней ЧДА [3].
Уставки по частоте устройств АЧР-2 задаются в диапазоне
48,7–49,1 Гц (несколько ступеней), уставки по времени – в диапазоне
5–90 сек. [3].
50
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]