Автоматика ограничения повышения частоты реферат

Обновлено: 05.07.2024

В книге получили дальнейшее развитие практические вопросы формирования системы автоматического ограничения снижения и повышения частоты в современных условиях. Особое внимание уделено вопросам адаптации ее наиболее важной составляющей - системы автоматической частотной разгрузки, к повышенным требованиям надежности работы современного оборудования электростанций, а также к требованиям технологического регламента безопасной эксплуатации реакторов АЭС при аварийных уровнях изменения частоты. Показаны современные методы математического и программного анализа динамического изменения частоты в аварийных частотных переходных процессах и режимах энергосистем при дефицитах или избытках активной мощности с учетом разгрузки или отключения реакторов АЭС при снижении или повышении частоты.
Предложены практические методики определения и выбора уставок частоты и времени разных видов автоматической частотной разгрузки, как по отклонению частоты, так и по скорости ее снижения, автоматического включения нагрузки при повышении частоты или скорости ее повышения, а также блокировки устройств автоматической частотной разгрузки по скорости снижения частоты при выбеге двигательной нагрузки. Предложены новые методики балансировки режимных составляющих для эффективного частотного выделения районов нагрузки и собственных нужд станций при аварийных снижениях частоты.
Показаны принципы применения основных видов современных электронных и микропроцессорных реле частоты в схемах всех видов автоматической частотной разгрузки и загрузки, как по отклонению частоты, так и по скорости ее изменения.
Книга применима, для научных и практических инженерно-технических работников, занимающихся вопросами проектирования, настройки и эксплуатации устройств системы автоматического ограничения снижения и повышения частоты энергосистем, с учетом скорости изменения частоты.
Пособие подготовлено при содействии Совета ветеранов энергетики Украины.
Обеспечение надежной и устойчивой работы энергосистем в их эксплуатации и развитии является основной задачей большого и разнообразного комплекса устройств противоаварийной автоматики (ПА), в том числе автоматики ограничения изменения (снижения и повышения) частоты (АОИЧ).
Важнейшие из основных составляющих комплекса АОИЧ - автоматическая частотная разгрузка (АЧР) и частотное автоматическое повторное включение (ЧАПВ) нагрузки являются эффективными ПА, повышающими надежность работы энергосистем, поэтому они получили широкое распространение во многих странах.
Первые устройства АЧР были внедрены в конце 40-х годов прошлого века (И.А. Сыромятников, "Электрические станции", №12, 1940 г.). Это стало официальным началом развития нового научного направления в энергетике - автоматической частотной разгрузки энергосистем. Следует отметить, что этому предшествовали теоретические разработки В.М. Горнштейна о статических характеристиках и устойчивости нагрузки, а также явления лавины частоты.
В дальнейшем, теоретические основы АЧР разработаны в трудах А.Б. Барзама, Е.Д. Зейлидзона, Ю.И. Иванова, А.Г. Москалёва, Г.М. Павлова, Р.С. Рабиновича, И.И. Соловьёва и других авторов 50-70-х годов. В эти годы полного взаимодействия практиков в вопросах АЧР и научных специалистов проводился всесторонний научный анализ любых аварий со снижением частоты с учетом уровня технического прогресса в оборудовании тепловых электростанций и форсированным вводом в 70-х годах, энергоблоков атомных электрических станций.
Широкому внедрению АЧР способствовало проведение в 50-х годах большого комплекса теоретических и экспериментальных исследований, выполненных во ВНИИЭ, ОРГРЭС, других организациях и энергосистемах.
В конце 50-х годов осуществлено объединение отдельных энергосистем на параллельную работу в Единой энергетической системе (ЕЭС), создавшее крупные по мощности, протяженные по территории и сложные по конфигурации схемы объединенных энергосистем (ОЭС). Изменились требования к работе АЧР и проявилась необходимость применения новых методических разработок и новых нормативных документов.
Важным событием в развитии теории и практики формирования системы АЧР стал первый выход в 1980 году книги [74], переизданной в 1989 году. В ней впервые были обобщены известные теоретические научные основы и опыт практического применения АЧР, ранее рассматривавшейся разными авторами лишь одним из разделов общей автоматизации энергосистем. В книге обобщены и подробно раскрыты научные понятия о влиянии снижения частоты на работу оборудования электростанций и условия режимов работы энергосистем.
Более подробно раскрыты теоретические определения и математические обоснования системы АЧР, принципы формирования системы АЧР уровня 60-х годов и взаимодействия ее видов. Информативно показан мировой и отечественный опыт анализа частотных процессов, явлений и реакции оборудования энергосистем при снижении частоты. Следует отметить, что по этим достоинствам книга [74] до сих пор остается основным утверждающим научным материалом в практической работе специалистов, благодарных автору за своевременное обобщение такого обширного материала в одной книге.
В настоящей книге более широко раскрыты принципиальные особенности составляющих комплекса АОИЧ для практического понимания проблем последовательного и эффективного действия разных видов автоматик разгрузки и ввода резервов мощности в процессе динамического изменения частоты.
С особой точки зрения рассмотрен широкий круг вопросов формирования системы АЧР с учетом повышенных требований от значительных изменений, вызванных техническим совершенствованием основного оборудования ТЭС и АЭС с критическими и сверхкритическими параметрами пара.
При этом подробно изложены новые современные разработки теории и практики формирования и выполнения адаптированной системы АЧР как по отклонению частоты, так и по скорости ее снижения, а также других видов частотной разгрузки в составе комплексной системы АОИЧ. В то же время, теоретические выкладки, известные по другим источникам технической литературы, излагаются только выборочно, информативно, в случаях, если это необходимо для связки содержания тематики и разделов книги.
Значительное внимание в содержании книги уделено практическим вопросам широкого применения в технической эксплуатации современных микропроцессорных устройств системы АЧР. Для этого, проведен краткий анализ технических характеристик наиболее распространенных, в энергосистемах России и Украины, современных электронных и микропроцессорных реле частоты.
Во всех рассматриваемых теоретических и практических вопросах поданы методические указания по выбору и настройке уставок всех видов частотных автоматик, в т.ч. и автоматики блокировки устройств АЧР1 по скорости снижения частоты при выбеге двигательной нагрузки.
Режимные и аппаратные принципы выполнения системы АЧР-ЧАПВ, а также способы и средства программного математического анализа динамического изменения частоты, рассмотрены с учетом внедрения современных микропроцессорных устройств, в том числе, с уставками по скорости снижения и повышения частоты.
Отдельно рассмотрены перспективные вопросы внедрения комбинированной и адаптированной системы АЧР-АЧРС и ЧАПВ-ЧАПВС (по скорости повышения частоты) для эффективной работы системы АОИЧ в условиях скорости снижения и повышения частоты. Здесь же рассмотрены вопросы и принципы разработки более совершенных микропроцессорных устройств по скорости снижения и повышения частоты, максимально упрощенных в эксплуатации, но с более сложным алгоритмом программного исполнения.

Искренняя благодарность коллегам: д.т.н. С.Д. Винничуку, инж. В.Н. Зуеву, Е.А. Коломийцу, В.Г. Кривцову, А.И. Кудрявцеву, И. Ф. Нехаю, В.А. Перетятько, А.Ф. Сидорову, И.В. Шишову, С.А. Яковлеву (Украина), AT. Демчуку, М.М. Мартыненко (Россия), А.Д. Мельник (Казахстан) за техническую помощь в совершенствовании практических вопросов анализа частотных электрических режимов, а также действия устройств релейной защиты и автоматики.

Содержание

Предисловие
Введение
Основные условные обозначения и сокращения
Глава 1. Работа энергосистем при снижении частоты
1.1 Устойчивость, баланс мощности и резервы мощности энергосистем
1.2 Частотные переходные процессы в энергосистеме
1.3 Качество электроэнергии по частоте
1.4 Статические частотные характеристики нагрузки энергосистем
1.4.1 Статические частотные характеристики активной мощности
1.4.2 Регулирующий частотный коэффициент нагрузки энергосистем
1.4.3 Лавина частоты
1.4.4 Статические частотные характеристики реактивной мощности нагрузки. Лавина напряжения
1.5 Зависимость частоты и напряжения от дефицита мощности
1.6 Управление частотой в энергосистеме
1.7 Динамические частотные характеристики энергосистемы
Глава 2. Работа электростанций при изменении частоты
2.1 Допустимое изменение частоты для оборудования электростанций
2.2 Запас частоты по надежности работы оборудования электростанций
2.3 Статические частотные характеристики турбоагрегатов
2.4 Влияние частоты на величину мощности генерации
2.5 Работа собственных нужд электростанций при снижении частоты
2.5.1 Тепловые электростанции
2.5.2 Гидроэлектростанции
2.5.3 Атомные электростанции
2.6 Ввод резервов мощности электростанций при отклонении частоты
Глава 3. Автоматика ограничения изменений частоты
3.1 Мероприятия по ликвидации дефицита активной мощности
3.2 Автоматика ограничения снижения частоты
3.3 Мероприятия по ликвидации избытка активной мощности
3.4 Автоматика ограничения повышения частоты
3.5 Действие составляющих АОСЧ и АОПЧ при изменении частоты
Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности
4.1 Общая структура системы регулирования частоты
4.2 Автоматические регуляторы частоты вращения турбин
4.3 Первичное регулирование частоты
4.3.1 Основные принципы первичного регулирования частоты
4.3.2 Резерв первичного регулирования
4.3.3 О приоритетности действия устройств первичного регулирования и совместимости их действия с устройствами АЧР
4.4 Вторичное регулирование частоты и мощности
Глава 5. Частотная автоматика ввода резервов ГЭС
5.1 Средства автоматического регулирования гидроагрегатов
5.2 Автоматический ввод резервов работающих агрегатов ГЭС
5.3 Отключение агрегатов ГАЭС, работающих в насосном режиме
5.4 Перевод в активный режим агрегатов, работающих в режиме СК
5.5 Автоматический частотный пуск резервных агрегатов ГЭС
5.6 Групповое регулирование мощности на ГЭС
Глава 6. АЧР по отклонению частоты
6.1 Общие сведения
6.2 Система автоматической частотной разгрузки
6.3 Развитие структуры формирования АЧР и системы АЧР
6.4 Основные принципы выполнения и работы системы АЧР
6.5 Технические изменения в энергетике и возникшие проблемы
6.6 Недостатки существующей системы АЧР
6.6.1 О структуре использования потребления энергосистем
6.6.2 О необходимости ликвидации устройств совмещенной АЧРП
6.6.3 О необходимости ликвидации устройств АСГАО
6.7 Адаптированная система АЧР
6.8 Технические требования к системе АЧР
6.9 Анализ действия существующей системы АЧР
6.10 Адаптация системы АЧР к современным условиям надежности
6.11 Граничные уставки частоты и времени адаптированной АЧР
6.12 Методика расчета объемов системы АЧР
6.13 Размещение устройств системы АЧР и их действие
6.14 Решения проблем системы АЧР в современных условиях
6.15 Действие АЧР при аварийной разгрузке АЭС
Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по ССЧ
7.1 Определение уставок по скорости снижения частоты
7.2 Измерение скорости снижения частоты
7.2.1 Способ непосредственного измерения скорости снижения частоты
7.2.2 Способ косвенного измерения скорости снижения частоты
7.3 Аварийное действие АЧР по скорости снижения частоты (АЧРС)
7.3.1 Дублирующая система АЧР-АЧРС
7.3.2 Стабилизирующая система АЧР-АЧРС
7.3.3 Комбинированная система АЧР-АЧРС
7.4 Выбор уставок АЧР-АЧРС и ЧДАС для отдельной подстанции
7.5 Дополнительная автоматическая разгрузка (ДАР)
7.6 ДАР по скорости снижения частоты (ДАРС)
7.7 Блокировки по скорости снижения частоты (БССЧ) действия АЧР
7.7.1 Методика выбора уставок блокировки по ССЧ
Глава 8. Основные принципы выполнения ЧАПВ
8.1 Восстановление частоты и включение нагрузок потребителей
8.2 Выбор уставок и объемов устройств ЧАПВ
8.3 Совершенствование ЧАПВ в современных условиях
8.3.1 Изменение диапазонов частоты и выдержки времени ЧАПВ
8.3.2 Устройства одночастотного ЧАПВ по времени срабатывания
8.4 ЧАПВ по скорости повышения частоты (ЧАПВС)
Глава 9. Частотная делительная автоматика
9.1 Обоснованность нормативных требований к устройствам ЧДА
9.2 О ликвидации избыточных объемов системной АЧР в схемах ЧДА
9.3 Решение проблем ЧДА в современных условиях
9.3.1 Устройства ЧДА в примерно сбалансированном районе
9.3.2 Устройства ЧДА в сильно несбалансированном районе
9.4 Аналитический расчет уставок ЧДА несбалансированного района
9.5 Методика табличных расчетов ЧДА несбалансированных районов
9.6 Программный расчет уставок ЧДА несбалансированного района
9.7 ЧДА по скорости снижения частоты
Глава 10. Автоматика ограничения повышения частоты
10.1 Аварийная разгрузка электростанций при повышении частоты
10.2 Мероприятия по ограничению повышения частоты
10.3 Выбор уставок автоматики ограничения повышения частоты
10.4 Способ непосредственного измерения скорости повышения частоты
10.5 Способ косвенного измерения скорости повышения частоты
Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок энергосистем
11.1 Влияние высших гармоник в электрических сетях
11.2 Влияние высших гармоник на работу электрооборудования
11.3 Общие требования к аппаратуре АЧР
11.4 Электронные реле частоты
11.4.1 Полупроводниковое реле частоты РЧ-1
11.4.2 Модифицированное реле частоты РСГ-11
11.4.3 Аппаратура частотной разгрузки многофункциональная АЧРМ-2
11.5 Микропроцессорные реле частоты
11.5.1 Выбор количества уставок частоты и времени МПРЧ
11.5.2 Настройка и контроль уставок МПРЧ
11.5.3 Необходимый и достаточный объем сервиса МПРЧ
11.5.4 Особенности унифицированного МПРЧ массового применения
11.5.5 Блок микропроцессорный АЧР (БМАЧР-М) 338
11.5.6 Блок микропроцессорный многофункциональных РЧ (БММРЧ)
11.5.7 Микропроцессорное устройство "Сириус-АЧР"
11.5.8 Микропроцессорное унифицированное реле частоты УРЧ-ЗМ
11.5.9 Микропроцессорное унифицированное реле частоты УРЧ-ЗМС
11.6 Особенности работы УРЧ-ЗМС-01 при синхронизации и защите от разгона агрегатов ГЭС
Глава 12. Особенности анализа частотных аварий
12.1 Аварийный регистратор частоты
12.2 Основные принципы анализа частотных аварий
12.3 Требования к расследованию частотных аварий
12.4 Пример расследования частотной аварии
12.4.1 Причины возникновения и развития частотной аварии
12.4.2 Анализ баланса мощности выделенного района
12.4.3 Анализ действия очередей АЧР
12.5 Оценка ущерба от режимов работы со сниженной частотой
12.6 Обзор масштабных аварий в национальных энергосистемах мира
Глава 13. Анализ частотной автоматической разгрузки
13.1 Расчет длительных переходных процессов в энергосистемах
13.2 Комплекс анализа частотной автоматической разгрузки
Глава 14. Средства анализа динамического изменения частоты
14.1 Усредненная динамическая модель UCTE
14.2 Расчет одноузловых схем при динамическом изменении частоты
14.3 ОРК программного анализа частотных электрических режимов
14.3.1 Структура исходных данных ОРК ПАНЧЭР
14.3.2 Таблицы исходных данных ОРК ПАНЧЭР
14.3.3 Результаты расчетов ОРК ПАНЧЭР
Приложения
Литература
Оглавление

При внезапном уменьшении мощности, потребляемой нагрузкой, вступают в действие регуляторы частоты вращения турбин, которые воздействуя на закрытие регулирующих клапанов паровых турбин или направляющих аппаратов гидравлических турбин, снижают развиваемую ими мощность до тех пор, пока не восстановится нормальная частота.

Регуляторы частоты вращения паровых турбин действуют достаточно быстро, поэтому при сбросе нагрузки частота ЭДС турбогенераторов увеличивается незначительно и восстанавливается быстро. Однако учитывая, что увеличение частоты вращения на 10-12 % может вызвать серьезные повреждения, паровые турбины, кроме регуляторов частоты вращения, оснащают специальным защитным устройством, которое называется автоматом безопасности. Если при сбросе нагрузки регулятор частоты вращения не сможет удержать частоту вращения на допустимом уровне, то при повышении ее на 10 % автомат безопасности, воздействуя на стопорные клапаны, закрывает поступление пара в турбину.
Регуляторы частоты вращения и вся система регулирования гидравлических турбин действует медленно. Поэтому при сбросе нагрузки, до того как проявится действование регуляторов, частота вращения гидрогенераторов и соответственно частота их ЭДС могут достигать 120-140 % нормальной. Указанная особенность гидрогенераторов может при неблагоприятных условиях вызывать разгон работающих параллельно паровых турбин, а также электродвигателей и приводных механизмов.

Для предотвращения рассмотренных опасных явлений применяются специальное автоматическое ограничение повышения частоты АОПЧ.

На рисунке приведена схема электропередачи, состоящая из двух участков I и II, по которой передаетсяв энергосистему С мощность от гидростанции ГЭС. С электропередачей связны местная и промежуточная энергосистемы в которых работают тепловые электростанции ТЭС.
При разрыве электропередачи на участке II происходит частичный сброс мощности на величину РII, что сопровождается повышением частоты ГЭС и связанных с ней энергосистем.
разрыв электропередачи на участке I, при котором происходит еще больший сброс мощности на величину РI, сопровождается быстрым и значительным повышением частоты. Вместе с генераторами ГЭС увеличивают частоту вращения и турбогенераторы энергосистем, что являетсядля них опасным. Срабатывание автоматов безопасности турбин в данном случае не предотвращает увеличение частоты вращения, так как после закрытия пара генераторы переходят в режим синхронных двигателей и вращаются с частотой вращения, соответствующей частоте ЭДС гидрогенераторов.

Для защиты паровых турбин от разгона директивной документацией предусмотрена установка в энергосистемах специальных устройств АОПЧ.
Устройства АОПЧ действуют на отделение ТЭС с нагрузкой, соответствующей мощности. При этомдля повышения надежности устанавливаются два комплекта АОПЧ на разных подстанциях.

Лекции

Лабораторные

Справочники

Эссе

Вопросы

Стандарты

Программы

Дипломные

Курсовые

Помогалки

Графические

Доступные файлы (1):

n1.docx

5.5. Автоматическое ограничение повышения частоты

Общие сведения

АОПЧ предназначено для предотвращения недопустимого повышения частоты в ЭС, при котором возможно срабатывание автоматов безопасности турбин ТЭС, АЭС, а также для ограничения длительного повышения частоты в ЭС, при котором нагрузка блоков выходит за пределы диапазона допустимых нагрузок.

Устройства АОПЧ ликвидируют аварийный избыток активной мощности за счет отключения генераторов и деления системы. Последнее используется для отделения ТЭС с примерно сбалансированной нагрузкой от энергосистемы в целях резервирования действия устройств АОПЧ (при неэффективности АОПЧ).

Устройства АОПЧ контролируют частоту в энергосистеме и (или) скорость ее повышения, а также, если требуется, работу котла при выходе его режима за пределы регулировочного диапазона.

Размещение и настройка

5.5.1. АОПЧ должно быть организовано в каждом районе (энергоузле), который может быть отделен от энергосистемы в результате аварии или действия автоматики с избытком мощности, приводящим к недопустимому повышению частоты.

5.5.2. АОПЧ должно выполнять свои функции при всех возможных для данного района (энергоузла) аварийных избытках мощности, при этом АОПЧ не должно срабатывать в режиме синхронных качаний.

5.5.3. Настройка АОПЧ должна исключать срабатывание при синхронных качаниях в энергосистеме.

5.5.4. С целью предотвращения недопустимого повышения частоты на тепловых электростанциях, которые могут оказаться работающими параллельно с гидроэлектростанциями значительно большей мощности, должны применяться устройства автоматики, действующие при повышении частоты выше 52-53 Гц на отключение части генераторов ГЭС.

Допустимо применение устройств, действующих на отделение ТЭС со сбалансированной нагрузкой от ГЭС.

5.5.5. В узлах энергосистемы, содержащих только ГЭС, должны предусматриваться устройства, ограничивающие аварийное повышение частоты за счет отключения части генераторов, а также устройства, действующие на закрытие направляющих аппаратов до прекращения повышения частоты.

5.5.6. Действие АОПЧ не должно приводить к последующему действию устройств АОСЧ. Вводимый для этого разброс действия АОПЧ по частоте и времени на отключение генераторов должен определяться на основе специальных расчетов изменения частоты с учетом действия АРС турбин.

5.6. Автоматическое ограничение снижения напряжения

Общие сведения

Подсистема AOCH предназначена для предотвращения недопустимого по условиям устойчивости нагрузки и возникновения лавины напряжения снижения напряжения в узлах энергосистемы, нарушений технологических процессов на электростанциях и крупных промышленных предприятиях, прекращения электроснабжения потребителей.

Устройства АОСН действуют на:

увеличение генерации реактивной мощности (осуществляют форсировку и увеличивают уставки регуляторов возбуждения СК, генераторов, форсировку конденсаторов и иных ИРМ);

уменьшение потребления реактивной мощности (отключение шунтовых реакторов, отключение нагрузки (при наличии обоснований)).

Допускается совмещение действия устройств АОСН и АОСЧ на отключение нагрузки.

Устройства АОСН контролируют величину снижения напряжения с учетом его длительности. Для прогнозирования возникновения процесса лавины напряжения устройства АОСН могут контролировать изменение величины реактивной мощности и величину производной изменения реактивной мощности от изменения напряжения.

Требования к размещению и управляющим воздействиям

5.6.1. Обоснование применения АОСН следует производить с учетом зависимости нагрузки от напряжения, наличия АРПН на понизительных трансформаторах, конденсаторных батарей, схемы и режимов электрической сети.

5.6.2. Для АОСН рекомендуется следующая очередность применения УВ: отключение реакторов, включение конденсаторов (БСК), форсировка и увеличение уставок возбуждения СК, генераторов электростанций, деление сети, отключение нагрузки.

5.6.3. Как правило, АОСН следует выполнять с пуском по напряжению ступенями с разными выдержками времени.

Выдержки времени должны обеспечивать отстройку автоматики от АПВ, АВР и т.д., и сводить к минимуму вероятность неправильного срабатывания устройств при полной потере напряжения вследствие неуспешных АПВ, отключений линий электропередачи распределительной сети и т.д.

5.6.4. Для повышения эффективности и быстродействия АОСН рекомендуется учитывать скорость изменения напряжения.

5.6.5. В тех случаях, когда не обеспечивается достаточная эффективность АОСН при контроле напряжения в месте установки устройства (например в узлах с преобладанием синхронных двигателей, нарушение динамической устойчивости которых происходит значительно быстрее, чем у генераторов), рекомендуется применять более сложные устройства с фиксацией режимных параметров, изменений в схеме и АВ в разных точках энергосистемы, телепередачей сигналов.

5.6.6. 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) [1].

Критическое напряжение в узлах такой нагрузки 110 кВ и выше при отсутствии более точных данных следует принимать равным Uкр = 0,7·Uном, где Uном – номинальное напряжение в рассматриваемом узле.

Коэффициенты запаса в нормальном режиме должны быть не ниже 1.15,

в послеаварийном режиме не ниже 1.1.

При этом минимально допустимым напряжением является величина U кр·1.15,

аварийно допустимым напряжением - величина U кр·1.1.

5.7. Автоматическое ограничение повышения напряжения

Общие сведения
Устройства АОПН устанавливаются на ПС с отходящими линиями электропередачи напряжением 330 кВ и выше, а также в ряде случаев на ПС с отходящими линиями электропередачи 220 кВ большой протяженности, с целью ограничения длительности воздействия повышенного напряжения на высоковольтное оборудование линий электропередачи, электростанций и подстанций. Для ограничения воздействия повышенного напряжения используются управляющие воздействия в виде включения шунтирующих реакторов на ВЛ или отключения ВЛ с двух сторон с запретом ТАПВ.
Размещение, функциональность и выбор уставок
5.7.1. Устройства АОПН должны действовать при повышении напряжения выше допустимых значений с учетом допустимой длительности повышения [1] в случаях, когда это повышение произошло в результате одностороннего отключения ВЛ, отключения фазы, разрыва транзита.

5.7.2. Устройства АОПН следует устанавливать с двух сторон линии и снабжать дублированными каналами связи.

5.7.3. Устройство АОПН должно фиксировать опасное повышение действующего напряжения в соответствии с заложенной Вольт-временной характеристикой [2] и амплитудного значения напряжения, определять, является ли ВЛ, на которой установлено устройство, причиной повышения напряжения (по стоку реактивной мощности).

Должны учитываться предыдущие повышения напряжения. При вводе в работу устройства АОПН в него должны быть введены данные о предшествующих повышениях напряжения.

5.7.4. Устройство АОПН должно контролировать факт повышения напряжения каждой из трех фаз.

5.7.5. В устройствах АОПН допускается иметь ступени по контролируемому напряжению и выдержке времени, определяемые, по возможности, с учетом предыдущих повышений напряжения в течение заданного времени, и действовать на включение шунтирующих реакторов и, если напряжение не снизилось до допустимого значения, на отключение с запретом АПВ линии, зарядная мощность которой вызвала повышение напряжения.

5.7.6. В устройстве АОПН должна быть предусмотрена блокировка срабатывания при выполнении оперативного включения линии в работу.

5.7.7. Должна быть обеспечена блокировка действия устройства АОПН на включение реактора после срабатывания его защит.

5.7.8. Каждое устройство АОПН должно фиксировать отказ любого из выключателей линии и, в случае отказа, обеспечивать отключение смежных выключателей посредством УРОВ АОПН с запретом АПВ всех отключаемых выключателей.

5.7.9. Действие АОПН на ВШР допустимо осуществлять без контроля величины и направления реактивной мощности по ВЛ.

5.7.10. Для исключения неправильных действий АОПН должна быть предусмотрена блокировка при неисправности цепей напряжения.

Высокие темпы развития, усложнение условий эксплуатации энергосистем, наличие крупных атомных электростанций с базисным режимом работы и ухудшенными динамическими характеристиками, трудности учета многообразия режимов электростанций и другие причины привели к тому, что управление режимами энергосистем значительно усложнилось. В этих условиях обеспечение параллельной работы энергосистем и одновременное выполнение заданных нормативов статической и динамической устойчивости предъявляют повышенные требования как к принципам и точности управления нормальными, аварийными и послеаварийными режимами энергосистем, так и к аппаратной реализации устройств противоаварийной автоматики, а также их эксплуатации в действующих энергосистемах.

Содержание

Введение
1. Общая структура ПА
2. АПНУ
3. АЛАР
4. АОСЧ
5. АЧР
6. АРО
7. АОСН
Заключение
Список используемой литературы

Прикрепленные файлы: 1 файл

Противоаварийная автоматика.docx

ОАО "Территориальная генерирующая компания №6"

Реферат на тему:

Список используемой литературы

В современных энергосистемах (ЭЭС) должна обеспечиваться высокая эффективность противоаварийного управления для различных условий функционирования и с учетом индивидуальных особенностей ЭЭС:

структуры сети ЭЭС, жесткости ее связей с Единой Энергосистемой, возможности реверса потоков мощности по системообразующим ЛЭП;
режимных и структурных различий для всех характерных режимов года — зимнего максимума нагрузки, периода паводка ГЭС, летнего минимума нагрузки;
специфики нетиповых ремонтных схем или нерасчетных режимов при выборе режимных параметров настройки противоаварийной автоматики (ПА).

Широкий спектр учитываемых факторов свидетельствует о многообразии требований, предъявляемых к устройствам ПА, алгоритмам их функционирования.

Системы ПА должны оказывать дозированные воздействия на ЭЭС, чтобы обеспечивать локализацию и ликвидацию аварийных режимов, а также минимизировать ущербы от аварий.

В целях предотвращения возникновения и развития аварий в энергосистемах, их локализации и ликвидации путем выявления опасных аварийных возмущений или недопустимых отклонений параметров электрического режима и осуществления противоаварийного управления применяют ПА.

Различают функциональное и аппаратное структурное построение ПА. В эксплуатации функциональные структурные схемы используются при описании режимных принципов выполнения и действия ПА, составлении инструкций по режимам работы энергообъединений, энергоузлов, межсистемных и внутрисистемных связей. Аппаратные структурные схемы необходимы для составления инструкций по обслуживанию противоаварийной автоматики, оперативных заявок на вывод в ремонт ПА или ее частей.

Обобщающее понятие функциональной структуры — система ПА, которая в пределах своего энергоузла, энергорайона, энергообъединения решает все задачи противоаварийного управления и включает ряд подсистем, обеспечивающих:

предотвращение нарушения устойчивости параллельной работы (АПНУ),
ликвидацию асинхронного режима (АЛАР),
ограничение снижения частоты (АОСЧ),
ограничение повышения частоты (АОПЧ),
ограничение снижения напряжения (АОСН),
разгрузку (предотвращение недопустимой перегрузки) оборудования (АРО)

Подсистемы ПА, функционируя совместно, взаимно дополняют и резервируют друг друга и образуют, таким образом, эшелонированную систему ПА, обеспечивающую требуемый уровень живучести энергосистемы.

На подсистему АПНУ, представляющую собой первый эшелон этой системы, возлагается задача обеспечения устойчивости энергосистемы. Если по каким-либо причинам нарушение устойчивости все же произойдет, то подсистема АЛАР должна обеспечить прекращение асинхронного режима путем ресинхронизации или деления электрической сети.

Задача предотвращения недопустимых отклонений частоты, вызываемых аварийными возмущениями или разделениями энергосистемы на несинхронные части (включая и деления от действия подсистемы АЛАР), возлагается на подсистемы АОСЧ и АОПЧ. Подсистема АОСЧ при снижениях частоты осуществляет автоматический частотный пуск и загрузку генераторов электростанции, а также частотную разгрузку энергосистемы посредством отключения части нагрузки потребителей. Подсистема АОПЧ воздействует на отключение гидрогенераторов и разгрузку энергоблоков тепловых электростанций при опасных повышениях частоты. В наиболее тяжелых случаях при каскадных авариях или особо крупных небалансах мощности и при неэффективности действия подсистем АОСЧ и АОПЧ на поддержание частоты в допустимых для работы тепловых и атомных электростанций пределах осуществляется выделение этих электростанций или части энергоблоков на питание местной нагрузки или нагрузки собственных нужд.

Подсистема АРО предназначена для защиты оборудования от повреждений, вызываемых перегрузкой по току. В то же время должны исключаться излишние действия этой подсистемы, так как они могут привести к каскадному развитию аварии в энергосистеме вследствие перегрузки других элементов электрической сети и нарушения устойчивости. Подсистема АОСН предназначена для предотвращения нарушения устойчивости нагрузки и расстройства технологических процессов собственных нужд электростанций при аварийных возмущениях, сопровождающихся снижением напряжения.

Иногда в состав системы ПА включают подсистему ограничения повышения напряжения (подсистему АОПН), необходимую для защиты оборудования электростанций и подстанций. Правомерность включения этих устройств в состав ПА спорна; скорее, их следует рассматривать как составную часть штатного комплекса защит линий, генераторов и пр.

Любая подсистема ПА представляет собой некоторый набор автоматик, которые могут объединяться в определенные виды. Каждая автоматика решает законченную задачу противоаварийного управления, включающую следующие операции:

фиксация аварийного возмущения или нарушения контролируемыми параметрами электрического режима заданных ограничений;
запоминание предаварийного состояния энергосистемы: схемы и текущего режима в момент фиксации возмущения или нарушения параметрами режима данных ограничений;
оценка степени тяжести аварийного возмущения и необходимости осуществления управляющих воздействий для зафиксированного предаварийного состояния энергосистемы;
выбор видов, объемов и мест реализации управляющих воздействий;
реализация управляющих воздействий.

У конкретной автоматики некоторые из перечисленных функций могут отсутствовать вообще (например, запоминание до аварийного режима, выбор объема управляющих воздействий и др.). Часть отсутствующих функций может восполняться действиями оперативного персонала (фиксация предаварийной схемы энергосистемы, выбор мест реализации воздействий).

Автоматика — наименьшая единица функциональной структуры (рис.). С точки зрения аппаратной реализации автоматика включает некоторую совокупность устройств. Устройство — наименьшая единица аппаратной структуры ПА.

Автоматики могут объединяться в комплексы. Цель создания комплексов — удешевление ПА и повышение ее надежности путем более эффективного использования аппаратуры (каналов передачи до аварийной информации, аварийных сигналов и исполнительных команд; логико-вычислительных, пусковых и исполнительных устройств).

Подсистема АП НУ предназначена для предотвращения нарушения динамической устойчивости при аварийных возмущениях и обеспечения в послеаварийных условиях нормативного запаса статической устойчивости для заданных основных сечений охватываемого района.

Объединение автоматик в комплексы наиболее характер но для подсистемы АПНУ в связи со сложностью реализуемых ею задач и территориальной удаленностью входящих в нее устройств. Комплексы АПНУ, решающие задачу обеспечения устойчивости в некотором энергоузле (энергорайоне), могут целиком или частично входить в состав более обширных комплексов АПНУ.

Подсистема АПНУ включает следующие виды автоматики разгрузки при:

отключении одной или двух линий электропередачи (АРОЛ, АРОДЛ);
статической перегрузке электропередачи (АРСП);
динамической перегрузке электропередачи (АРДП);
близких или затяжных коротких замыканиях (АРКЗ).

Перечисленные виды автоматики являются наиболее распространенными и составляют основную часть подсистемы АПНУ.

Возможно выделение в составе подсистемы АПНУ и других видов автоматики. Например, в последние годы в связи с ростом единичной мощности генераторов и энергетических блоков все более широкое применение находит автоматика разгрузки электропередач при отключении генераторов (АРОГ). Внезапное отключение мощных генераторов или энергоблоков в дефицитной части энергосистем (энергообъединений) может привести к перегрузке и нарушению устойчивости по связям, загруженным в исходном режиме в их сторону.

Для выполнения возложенных задач подсистема АПНУ осуществляет различные управляющие воздействия. На начальных этапах развития автоматика действовала в основном на отключение гидрогенераторов или на деление электрической сети (ДО). В настоящее время АПНУ использует широкий спектр воздействий, включающий:

отключение турбогенераторов (ОГ);
кратковременную (импульсную) и длительную разгрузки турбин (ИРТ, ДРТ);
отключение части нагрузки потребителей (ОН);
частотный пуск гидрогенераторов (ЧП) и перевод их из режима синхронного компенсатора в активный режим;
загрузку гидро- и турбогенераторов (ЗГ);
электрическое торможение (ЭТ) агрегатов путем включения нагрузочных активных сопротивлений.

Ввиду меньшей эффективности относительно повышения пределов устойчивости дополнительными считаются:

воздействия на отключение шунтирующих реакторов (ОР);
форсировка устройств продольной и поперечной компенсации (ФК); форсировка возбуждения (ФВ) и изменение уставки АРВ по напряжению (ИУН).

Полная структура подсистемы АПНУ и распределение основных и дополнительных управляющих воздействий по видам автоматики показаны на рис. Для каждого вида автоматики указаны лишь наиболее часто используемые воздействия. При конкретном выполнении автоматики в эксплуатации в зависимости от возможности осуществления тех или иных управляющих воздействий и их режимных характеристик с целью обеспечения требуемых пределов устойчивости и повышения эффективности воздействий могут привлекаться и другие их виды.

Эта функция ПА и соответствующая совокупность устройств ПА предназначены для ликвидации (или прекращения) асинхронных режимов между ЭС внутри энергорайона и энергорайона с другими энергорайонами энергосистемы, ОЭС, ЕЭС.

Функции АЛАР реализуются автономными устройствами ПА. В некоторых случаях устройства АЛАР используют общие с АПНУ устройства телеотключения для передачи своих аварийных команд и общие исполнительные устройства для их реализации.

Размещение устройств АЛАР, выбор типов этих устройств (способ выявления асинхронного режима, характер действия) и их настройка осуществляются на основе расчетов установившихся режимов и переходных процессов, возникающих после нарушения устойчивости параллельной работы при различных возмущениях. Эти расчеты позволяют:

Выявить возможные сечения асинхронного режима, его параметры и влияние на элементы системы;
Оценить допустимость краткосрочного асинхронного режима, условия ресинхронизации или воздействия, необходимые для облегчения ресинхронизации;
Определить параметры процесса, на которые должны реагировать устройства АЛАР, их уставки срабатывания.

Для выявления и ликвидации асинхронного режима в полнофазной схеме сети используются ПУ, реагирующие на следующие параметры (фиксирующие их):

Читайте также: