Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Организация противоаварийного управления в энергосистемах. Учебное пособие
.pdf
Дополнительная автоматическая разгрузка (ДАР)
Дополнительная автоматическая разгрузка (ДАР) предназначена
для обеспечения эффективной работы устройств АЧР-1.
ДАР должна срабатывать по факту отключения линий электропередачи, генерирующего и электросетевого оборудования без фиксации снижения частоты и действовать на отключение нагрузки потребителей без выдержки времени [3]. При наличии технических обоснований допускается использовать в ДАР пусковой фактор по скорости снижения частоты [15].
Устройства ДАР должны использоваться при вероятности возникновения аварийного дефицита активной мощности более 45 % и
(или) скорости снижения частоты более 1,8 Гц/с [3, 4, 15].
Таким образом, мощность подключаемой под действие ДАР нагрузки потребителей должна обеспечивать снижение дефицита активной мощности до уровня не более 45 % от потребления энергосистемы. Например, по факту отключения питающей ВЛ 110 кВ А – Б на
изолированную работу выделяется энергорайон с потреблением
200 МВт и генерацией 60 МВт (рис. 3.6). Дефицит района 140 МВт
(70 % от потребления энергосистемы), что превышает 45 % на 25 %
от потребления энергосистемы. Таким образом, объем нагрузки, заведенной под ДАР, должен составлять не менее 25 % от потребления
энергосистемы – 50 МВт.
Рис. 3.6. Энергорайон с потреблением 200 МВт,
связанный с ЕЭС России одной ВЛ 110 кВ А-Б
51
Частотное автоматическое повторное включение
Частотное автоматическое повторное включение (ЧАПВ) предназначено для автоматического восстановления электроснабжения потребителей электрической энергии, нагрузка потребления которых
отключена действием АЧР, в процессе восстановления частоты в
энергосистеме [3, 4, 15].
Выбор мест установки устройств ЧАПВ рекомендуется производить с учетом времени, необходимого для восстановления электроснабжения нагрузки потребителей действиями оперативного персонала после действия АЧР [3].
Уставки срабатывания по частоте устройств, реализующих функцию ЧАПВ, должны находиться в диапазоне от 49,4 до 49,8 Гц. В качестве управляющих воздействий для ЧАПВ должно использоваться
включение нагрузки потребителей электрической энергии. Уставки
срабатывания и мощность нагрузки потребителей, подключаемой под
действие ЧАПВ, должны исключать повторное срабатывание устройств АЧР после действия ЧАПВ [3].
Выдержка времени на срабатывание устройств ЧАПВ должна
быть не менее 10 сек. Интервал между выдержками времени на срабатывание очередей ЧАПВ должен быть не менее 5 сек. Настройка
ЧАПВ должна исключать одновременное включение нагрузки потребителей в объеме более 2,5 % от суммарного объема нагрузки потребителей, подключенной под действие АЧР в энергосистеме [3].
Очередность включения нагрузки потребителей устройствами
ЧАПВ должна быть обратной очередности их отключения устройствами
АЧР. Под действие устройств ЧАПВ с минимальным временем срабатывания должна подключаться нагрузка потребителей, подключенная
под действие очередей АЧР с минимальной уставкой по частоте [3].
Частотная делительная автоматика
ЧДА предназначена для предотвращения полного останова ТЭС
при недопустимом снижении частоты в энергосистеме [3, 4, 15].
52
Стоит отметить, что ЧДА, как и устройства АЛАР, является последним эшелоном «обороны» энергосистемы, когда уже введены все
резервы генерации (АЧВР, действия диспетчерского и оперативного
персонала) и произошло срабатывание АЧР, ДАР и так далее.
ЧДА должна реализовываться на всех ТЭС установленной мощностью 25 МВт и более и осуществлять выделение электростанций,
их частей или отдельных энергоблоков (генераторов) на собственные
нужды. При проектном обосновании допускается осуществлять выделение электростанций, их частей или отдельных энергоблоков (генераторов) на изолированный район нагрузки [3, 4, 5, 15].
При выделении энергоблока ТЭС на собственные нужды энергоблока действием ЧДА должна обеспечиваться его устойчивая работа
в течение не менее 30 мин. [3].
Для предварительной подготовки энергорайона, выделяемого
действием ЧДА, может осуществляться автоматическое изменение
конфигурации электрической сети путем отключения соответствующих коммутационных аппаратов. Нагрузка потребителей в энергорайоне, выделяемом действием ЧДА, не должна подключаться под
действие ЧАПВ, если действие ЧАПВ приводит к повторному срабатыванию устройств АЧР [3].
Уставки срабатывания устройств ЧДА по частоте и времени задаются в диапазоне [3]:
– 1-я ступень: от 46,0 до 47,0 Гц / от 0,3 до 0,5 сек.;
– 2-я ступень: от 47,0 до 47,5 Гц / от 30 до 40 сек.
Настройка ЧДА должна обеспечивать действие ЧДА после срабатывания АЧР-1.
На рис. 3.7 в качестве примера приведено графическое отображение схемы района выделения генерирующего оборудования ТЭЦ действием ЧДА. Уставки срабатывания 1 ступени ЧДА ТЭЦ – 46,5 Гц и
0,3 сек., 2 ступени – 47,5 Гц и 30 сек., действие – выделение генераторов путем отключения выключателей В-6-4 и В-6-24 на сбалансированную нагрузку распределительного устройства 6 кВ.
53
Рис. 3.7. Графическое отображение схемы района выделения
генерирующего оборудования ТЭЦ действием ЧДА.
Рамкой обведены выключатели,
состояние которых изменяется действием ЧДА
54
3.5. АВТОМАТИКА ОГРАНИЧЕНИЯ
ПОВЫШЕНИЯ ЧАСТОТЫ (АОПЧ)
3.5.1. НЕГАТИВНЫЕ ПОСЛЕДСТВИЯ ПОВЫШЕНИЯ ЧАСТОТЫ
Повышение частоты в энергосистеме происходит при избытке
генерируемой мощности из-за отключения крупных потребителей,
разрыва межсистемных связей, выделения электростанции (отдельных энергоблоков) на питание изолированного энергорайона.
При повышении частоты может возникнуть асинхронный режим,
в результате которого может произойти разрушение роторов турбины
и генератора, повреждение вспомогательного оборудования электростанции. Продолжительность работы турбогенераторов при повышенной частоте также ограничена технологическими условиями.
3.5.2. НАЗНАЧЕНИЕ И ДЕЙСТВИЕ АВТОМАТИКИ ОГРАНИЧЕНИЯ
ПОВЫШЕНИЯ ЧАСТОТЫ
АОПЧ предназначена для предотвращения недопустимого по величине и длительности повышения частоты в энергосистеме до уровня, при котором возможно срабатывание автоматов безопасности или
технологических защит от повышения частоты вращения турбин
ТЭС, ГЭС и АЭС [4, 5, 15].
В АОПЧ должны использоваться следующие пусковые факторы:
– повышение частоты;
– повышение частоты и скорость изменения частоты.
В качестве УВ для АОПЧ необходимо использовать ОГ, КРТ с
последующей ДРТ или ДС с выделением генерирующего оборудования на собственные нужды или сбалансированный район [15].
Устройства АОПЧ должны устанавливаться на электростанциях,
расположенных в частях энергосистемы, выделение на изолированную работу которых возможно с избытком мощности, приводящим к
недопустимому по величине и длительности повышению частоты для
генерирующего оборудования [4, 15].
Уставки устройств АОПЧ по частоте должны быть ниже уставок автоматов безопасности или технологических защит от повышения частоты вращения и находиться в диапазоне от 50,5 Гц до 53,0 Гц [4, 15].
55
Для примера рассмотрим настройку устройств АОПЧ в энергосистеме, на территории которой расположены две крупные электростанции: АЭС установленной мощностью 4000 МВт (4 энергоблока
ВВЭР-1000) и ГЭС установленной мощностью около 1400 МВт. При
этом максимум потребления рассматриваемой энергосистемы составляет 2100 МВт. Таким образом, в случае выделения энергосистемы
возможен избыток порядка 3000–4000 МВт. Для предотвращения недопустимого повышения частоты на АЭС и ГЭС установлены устройства АОПЧ. Так как для энергоблоков ВВЭР-1000 работа с частотой выше 51 Гц запрещается, уставка по частоте устройств АОПЧ на
АЭС и ГЭС задана 51 Гц. При достижении частоты 51 Гц вначале
срабатывает устройство АОПЧ ГЭС на отключение гидрогенераторов
ГЭС. Далее при сохранении частоты выше 51 Гц производится поочередное отключение энергоблоков АЭС.
3.6. АВТОМАТИКА ОГРАНИЧЕНИЯ
СНИЖЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ (АОСН)
3.6.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ, НЕГАТИВНЫЕ ПОСЛЕДСТВИЯ
СНИЖЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Потребители могут длительно работать при изменении напряжения
в сравнительно узких пределах. Снижение напряжения на шинах собственных нужд электростанций может привести к снижению производительности механизмов собственных нужд электростанции, выдаваемой
активной и реактивной мощности и дополнительному снижению уровней напряжения в энергосистеме. Следует также учитывать, что при
снижении напряжения в узлах энергосистемы происходит снижение
предела передаваемой мощности в контролируемых сечениях и увеличение токовой загрузки электротехнического оборудования [2].
Минимально допустимые и аварийно допустимые напряжения в
узлах с мощными электродвигателями или высокой долей электродвигательной нагрузки определяются на основании нормируемых коэффициентов запаса и критических по устойчивости напряжений
(Uкр). Критическое напряжение в этом случае связывают с границей
56
устойчивости электродвигателя при снижении напряжения. Предель-
ный по устойчивости режим работы электродвигателя наступает при
таком напряжении, при котором все значения электромагнитного момента (зависящие от скольжения) меньше механического момента,
развиваемого приводимой во вращение машиной. При нарушении устойчивости электродвигателей (так называемое «опрокидывание»)
растет потребляемый ими ток, сильно и быстро увеличивается потребление реактивной мощности, приводящее к дальнейшему снижению напряжения и развитию лавины напряжения. Обычно этот процесс начинается с опрокидывания небольшого количества наиболее
загруженных электродвигателей и соответствующего снижения напряжения, потом опрокидываются другие двигатели. Лавинообразный процесс роста реактивной нагрузки и снижения напряжения заканчивается при напряжениях, которые значительно ниже аварийно
допустимых [16].
Критическое напряжение в узлах такой нагрузки 110 кВ и выше
при отсутствии более точных данных следует принимать равным
, где U
– номинальное напряжение в рассматри-
ном
ваемом узле.
Значения коэффициента запаса по напряжению KU и вычисляются по формуле [1]
где U – напряжение в узле в рассматриваемом режиме.
При этом минимально допустимым напряжением является величина напряжения, соответствующая коэффициенту запаса KU = 0,15,
аварийно допустимым напряжением – 0,1 [1]. Таким образом, минимально допустимое напряжение для узла нагрузки 110 кВ составляет
88,55 кВ, аварийно допустимое – 84,7 кВ.
Для узлов 220 кВ и выше минимально и аварийно допустимые
напряжения определяются по результатам расчетов допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях.
57
3.6.2. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ
Регулирование напряжения в энергосистемах осуществляется в
контрольных пунктах по напряжению.
Контрольные пункты по напряжению определены на основании
результатов расчетов установившихся электроэнергетических режимов исходя из влияния напряжения в контрольных пунктах на обеспечение следующих требований:
– соответствие уровней напряжения значениям, допустимым для
оборудования;
– обеспечение необходимого запаса устойчивости в контролируемых сечениях;
– обеспечение нормативных запасов устойчивости двигательной
нагрузки в промежуточных узлах энергосистемы;
– возможность регулирования напряжения в контрольном пункте
в диапазоне, задаваемом графиком напряжения, средствами регулирования, доступными диспетчерскому персоналу.
График напряжения в контрольных пунктах энергосистем разрабатывается ежемесячно отдельно для характерного рабочего и характерного выходного/праздничного дня месяца.
При управлении электроэнергетическим режимом диспетчерским
персоналом используются следующие средства регулирования напряжения в контрольных пунктах [2]:
– изменение реактивной мощности генераторов, в том числе перевод гидрогенераторов в режим синхронного компенсатора;
– коммутация шунтирующих реакторов и батарей статических
конденсаторов;
– изменение положения РПН трансформаторов и автотрансформаторов;
– изменение топологии сети (вывод ЛЭП 500 кВ в резерв) и снижение перетоков активной мощности (уменьшение падения напряжения).
Под режимом синхронного компенсатора понимается режим работы генератора при отсутствии нагрузки на валу и при наличии реактивного тока в обмотке статора. Генераторы могут работать в ре-
58
жиме синхронного компенсатора как без отсоединения генератора от
турбины – при закрытии доступа воды в турбину, так и при отсоединении турбины.
При регулировании напряжения в контрольных пунктах минимизируется количество случаев и продолжительность работы генерирующего оборудования электростанций в режиме потребления реактивной мощности.
Отключение в резерв линий электропередачи 500 кВ является
крайней мерой для снижения уровней напряжения [16].
3.6.3. НАЗНАЧЕНИЕ И ДЕЙСТВИЕ АВТОМАТИКИ ОГРАНИЧЕНИЯ
СНИЖЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Автоматика ограничения снижения напряжения (АОСН) предназначена для предотвращения недопустимого по величине и длительности снижения напряжения по условиям устойчивости генерирующего оборудования и энергопринимающих установок потребителей
электрической энергии [4, 15].
В АОСН должен использоваться пусковой фактор снижения напряжения прямой последовательности. В качестве УВ для АОСН
должны использоваться изменение режима работы или эксплуатационного состояния СКРМ, или ОН [4, 15].
В сетях напряжением 330 кВ и выше устройства АОСН должны
действовать на изменение режима работы или эксплуатационного состояния средства компенсации реактивной мощности (шунтирующие
реакторы, батареи статических конденсаторов).
В сетях напряжением 220 кВ и ниже устройства АОСН должны
действовать на изменение режима работы или эксплуатационного состояния средства компенсации реактивной мощности либо на отключение нагрузки потребителей электрической энергии.
При этом действие АОСН на изменение режима работы или эксплуатационного состояния средства компенсации реактивной мощности
осуществляется при снижении напряжения до значений, меньших минимально допустимого напряжения, а действие на отключение нагрузки
– при снижении напряжения до показаний менее аварийно допустимых.
59
Действие устройств АОСН должно быть отстроено по времени от
действия устройств релейной защиты, автоматического ввода резерва, АПВ.
Рассмотрим примеры настройки АОСН в сети 500 кВ и 110 кВ
энергосистем.
Так, на шинах 500 кВ ПС 500 кВ, на которой установлен шинный
шунтирующий реактор, минимально допустимое напряжение составляет 470 кВ, поэтому уставка по напряжению АОСН выбрана равной
470/√3 кВ (фазное напряжение). Действие АОСН на ПС 500 кВ направлено на отключение шинного шунтирующего реактора мощностью 180 Мвар. С учетом отстройки от времени работы релейной защиты и цикла АПВ прилегающих ЛЭП 500 кВ уставка по времени
составила 12 сек.
На шинах 110 кВ ПС 220 кВ аварийно допустимое напряжение
составляет 86 кВ, поэтому уставка по напряжению АОСН выбрана
равной 86 кВ. Действие АОСН направлено на отключение нагрузки
потребителей, питающихся от шин 110 кВ, двумя очередями. С учетом отстройки от времени работы релейной защиты и цикла АПВ
шин 110 кВ уставки по времени выбраны 6 и 8 сек.
3.7. АВТОМАТИКА ОГРАНИЧЕНИЯ
ПОВЫШЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
3.7.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ, НЕГАТИВНЫЕ ПОСЛЕДСТВИЯ
ПОВЫШЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
При одностороннем отключении протяженной ЛЭП (разрыва
транзита) высокого напряжения реактивная мощность, генерируемая
линией, может вызвать опасное для оборудования повышение напряжения как на разомкнутом (холостом) конце линии, так и на шинах энергообъекта, к которому подключена ЛЭП. Напряжения в таких режимах могут повышаться как на всех трех фазах – при отключении линии тремя фазами, так и на любой из них – при одностороннем отключении одной или двух фаз. При этом чем больше длина ЛЭП, тем большим будет рост напряжения ввиду увеличения емкостной проводимости линии.
60
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]