Чда что это в энергетике

Специалисты АО «Институт автоматизации энергетических систем» (Нотова В.О., Новикова А.В.) совместно со специалистами ООО «Меридиан Энерго» (г. Москва) в данной статье обобщили опыт разработки унифицированных требований к делительной автоматике для объектов малой генерации.

Одним из важнейших преимуществ, возникающих при интеграции объектов малой генерации в энергосистему, является повышение надежности электроснабжения. Это достигается за счет возможности отделения энергорайона от внешней энергосистемы при возникновении возмущений и аварийных режимов с помощью делительной автоматики. В рамках данной статьи сформулированы требования к делительной автоматике на основе анализа технических решений, разработанных для реальных объектов энергетики. Дадим краткую характеристику схемы электроснабжения первого предприятия. Питание потребителей на данном объекте осуществляется через шины 10кВ ТП-1, которое связано с внешней энергосистемой двумя кабельными линиями: основное питание от Подстанции №1 110/10 кВ и резервное – от Подстанции №2.Выдача мощности от газо-поршневой установки (ГПУ) напряжением 0,4 кВ, мощностью 1067 кВт, работающей через повышающий трансформатор ТС-1250/0,4/10, осуществляется через шины ЗРУ ГПУ, которое, в свою очередь, подключено к ТП-1, рисунок 1.

В рамках проекта необходимо произвести технологическое присоединение ГПУ на параллельную работу с энергосистемой с нулевым экспортом электрической энергии во внешнюю сеть. Это позволит обеспечить питание потребителей данного предприятия от собственной генерации с параллельным отбором недостающей мощности от шин сетевой организации

При возникновении аварийных режимов с целью исключения подпитки точки КЗ была установлена автоматика опережающего деления сети (АОДС). Действие автоматики направлено на выключатель ячейки №9 РП ТП-1, с помощью которого производится отключение генератора при внешних коротких замыканиях. Таким образом, после деления сети схема электроснабжения возвращается к первоначальному виду, существующая релейная защита работает в том же режиме, что и без генератора. Таким образом, сформулируем следующие требования:

1. АОДС должна исключать параллельную работу генерирующей установки с внешней энергосистемой при внешних коротких замыканиях.

2. АОДС должна исключать ухудшение работы имеющихся защит оборудования и обеспечивать быстрое отключение установок от объекта генерациипри замыканиях во внешней сети и внутренней, если после работы защит на поврежденном элементе сохраняется подпитка от вновь вводимого генератора.

В качестве реагирующего органа было выбрано токовое реле, измеряющее токи генератора на стороне 10 кВ и реагирующее на их фазные значения. Уставка токового органа выбрана исходя из отстройки от максимально возможного тока, возникающего при качаниях генератора по выражению:

I_уст=k_н∙I_(кач Г), (1)

где k_н – коэффициент надежности.

Получившееся значение тока срабатывания необходимо проверить на чувствительность к КЗ на питающих линиях по формуле:

Следовательно, к АОДС предъявляем еще два требования:

3. АОДС не должна действовать при возникновении синхронных качаний.

4. АОДС должна действовать при КЗ по всей длине линии, по которым осуществляется связь электростанции с системой, то есть пусковые органы автоматики должны обладать достаточной чувствительностью.

Надежность функционирования АОДС должна обеспечиваться резервированием. На данном объекте установленная АОДС не резервировалась вторым комплектом, поэтому для этих целей использовался микропроцессорный терминал, уже установленный на Подстанции №1. Данная защита выполнена в виде направленной МТЗ, действующей при повреждениях во внешней сети и фиксации подпитки КЗ от генератора.

Перейдем к рассмотрению второго объекта.Второе предприятие представляет собой котельную, на которой заменяются паровые котлыи устанавливается один генератор мощностью 6 МВт. Существующее электроснабжение станции выполнено по двум фидерам 6 кВ от Подстанции №3 110/6 кВ, которая, в свою очередь,питается от внешней сети отпайками от двух ВЛ 110 кВ. Все основные потребители подключены к двум распределительным пунктам: РП-8 и РП-9. Шины этих РП выполнены секционированными, каждая секция РП соединена с одной из секций 6 кВПодстанции№3. Одна из секций РП-8, РП-9 соединена с Новым РУ 6,3 кВ, на шины которого выдается мощность от устанавливаемого генератора.Электрическая схема локальной сети и прилегающего энергорайона представлена на рисунке 2.

Цель данного проекта заключалась в снижении затрат на покупку электроэнергии на собственные нужды за счет собственной генерации электроэнергии с возможностью отпуска излишков в сеть.

При проверке выключателей на отключающую способность было выявлено несоответствие выключателей 6 кВ, установленных на Подстанции №3 110 кВ и на РП-8, РП-9 расчетным токам трехфазного КЗ. Такое несоответствие существовало и до подключения генерирующей установки, если в расчетах токов КЗ учитывать подпитку от мощных двигателей. Соответственно, отключения генератора недостаточно, чтобы обеспечить отключающую способность выключателей, поэтому необходимо убрать хотя бы часть подпитки от двигателей и шунтирующие связи через Новое РУ 6 кВ. Замена выключателей была оценена как нецелесообразная мера ввиду их количества, поэтому в качестве средства снижения токов КЗвыбрана установка устройства АОДС. Причем эффективно оно будет лишь тогда, когда деление сети происходит до того, как начнут расходиться контакты выключателя, на который подействовала токовая отсечка поврежденного элемента с током КЗ, превышающим его отключающую способность.

Устройство АОДС было решено выполнить реагирующим на увеличение контролируемого тока. Контроль тока осуществлять по фидерам связи 6 кВ РП-8 (РП-9) с шинами 6 кВ Подстанции №3 110 кВ. Ток по генераторному присоединению в Новом РУ 6,3 кВ не контролируется, т.к. генератор может быть в ремонте, а АОДС должна быть в работе из-за больших токов КЗ в схеме и без генератора. Уставка срабатывания выбиралась по двум условиям:

Отстройка от тока через контрольные точки при трехфазном КЗ на выводах трансформатора со стороны 110 кВ Подстанции №3;
Обеспечение коэффициента чувствительности для реагирующего токового органа АОДС в режимах с минимальными токами КЗ.

Ввиду противоречивости этих двух условий принято решение выбрать уставку исходя из второго условия и допустить излишнее срабатывание АОДС при междуфазных КЗ на стороне 110 кВ Подстанции №3, которое бы не приводило к отключению потребителей, а только производило деление сети.Таким образом, для делительной автоматики на данном объекте должно выполняться требование по чувствительности к пусковым органам АОДС, так же как и для АОДСна объекте №1.

Так как весь энергорайон подключается нормально к 1-й секции 6 кВ ПС №3, АОДС нормально будет подключена к токовым замерам вводов первых секций РП-8 и РП-9, а также на сумму токов этих вводов. Если по какой-то причине питание осуществляется от 2-ой секции 6 кВ ПС №3, тогда токовые реле АОДС должны быть подключены на токи вводов 2-ых секций. Таким образом, ввиду сложной топологии схемы возникает её большая вариативность, вследствие чего необходимо менять состав контролируемых присоединений в зависимости от режима.Вместе с топологией схемы также меняется уровень токов короткого замыкания, что влечет за собой необходимость установки разных уставок реагирующих органов. В ходе выполнения расчетов и рассмотрения всевозможных режимов было принято решение предусмотреть для замера токов по вводам РП-8, РП-9, нового РУ 6 кВ по два токовых реле (фаза «А» и фаза «С»), а для замера суммы токов по вводам –4 токовых реле (фаза «А» и фаза «С» для двух уставок). В итоге комплекс противоаварийной автоматики контролирует состояние связей схемы и выдает задание в устройства релейной защиты на изменение групп уставок. Кроме того, по результатам расчётов режимов при аварийном отключении трансформатора Т-1(2) или при отключении питающих линий 110 кВ, энергорайон с генератором и связанные с ним другие узлы выделяются с дефицитом мощности, приводящим к недопустимому снижению частоты. Более того, возможны ситуации общесистемного снижения частоты, и для сохранения питания потребителей при таких авариях предусмотрено применение частотно-делительной автоматики (ЧДА), которая выделяет генератор на изолированную работу. Соответственно, формулируем еще одно требование:

5. Делительная автоматика должна действовать только в тех случаях, когда после отделения электростанции от системы в отделившейся части возникает опасный дефицит мощности. При отделении с нагрузкой, которую может покрыть отделившаяся электростанция, делительная автоматика работать не должна.

Таким образом, для объекта №2 комплекс противоаварийной автоматики включает в себя не только АОДС на токовом принципе, обеспечивающую коммутационную способность выключателей, но и ЧДА, позволяющую сохранить питание потребителей при снижениях частоты в данном энергорайоне. Надежность функционирования АОДС резервируется направленной МТЗ, устанавливаемой со стороны низкого напряжения Подстанции №3.

Подводя итоги вышесказанному, необходимо отметить следующее: для объектов малой генерации в качестве противоаварийной автоматики применение автоматики опережающего деления сети обязательно, причем её действие должно быть резервировано. Очевидно, что АОДС не должна действовать при замыканиях на линиях, отключение которых не приводит к отделению электростанции от системы, поэтому автоматика должна обладать селективностью. Предложенный перечень требований не исключает необходимости разработки технических мероприятий для каждого объекта малой генерации, ввиду уникальности таких объектов.

Чда что это в энергетике

Октябрь, 2021 / Международный научный журнал
«Наука через призму времени» №10 (55) 2021

Автор: Школенко Александр Юрьевич, Студент 2 курса магистратуры
Рубрика: Технические науки
Название статьи: Частотная делительная автоматика теплоэлектростанций

Статья просмотрена: 2626 раз
Дата публикации: 10.10.2021

УДК 621.311

ЧАСТОТНАЯ ДЕЛИТЕЛЬНАЯ АВТОМАТИКА ТЕПЛОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Школенко Александр Юрьевич

студент 2 курса магистратуры

кафедра электромеханики, факультет авионики , энергетики и инфокоммуникаций

Уфимский государственный авиационный технический университе , г .У фа

Аннотация. Высокая надежность электроснабжения потребителей – это главная цель работы электроэнергетической системы. Для устойчивой работы электроэнергетической системы необходимо своевременно выявлять аварийные режимы, предотвращать их развитие и ликвидировать в минимально возможные сроки. С этой целью существует противоаварийная автоматика, в частности, частотная делительная автоматика теплоэлектростанций.

Ключевые слова: Единая энергетическая система, Системный оператор, противоаварийная автоматика, частотная делительная автоматика, теплоэлектростанция.

Единая энергетическая система и её автоматика

В Единой энергетической системе (ЕЭС) России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах должно быть организовано автоматическое противоаварийное управление, предназначенное для выявления, предотвращения развития и ликвидации аварийного режима электроэнергетической системы.

Одной из таких специальных противоаварийных автоматик (ПА) является частотная делительная автоматика (ЧДА), она входит в вид автоматики ограничения снижения частоты (АОСЧ) [1].

АОСЧ предназначена для предотвращения недопустимого по условиям устойчивой работы генерирующего оборудования и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии снижения частоты электрического тока и полного погашения (отключения) электроэнергетической системы или её части при возникновении дефицита активной мощности, в том числе при аварийном выделении электроэнергетической системы или её части на изолированную работу.

Принцип действия и цель ЧДА

ЧДА предназначена для предотвращения полного останова теплоэлектростанций (ТЭС) при недопустимом снижении частоты электрического тока в электроэнергетической системе. Условием для срабатывания ЧДА является снижение частоты электрического тока [2].

ЧДА осуществляет выделение ТЭС, их частей или отдельных энергоблоков (генераторов):

на собственные нужды отдельного энергоблока (энергоблоков);
на собственные нужды всех энергоблоков ТЭС;
на изолированный район нагрузки (собственные нужды отдельного энергоблока (энергоблоков) в сумме с объемом потребителей электрической энергии, находящихся вне ТЭС (к примеру тупиковые подстанции, питание которых осуществляется с шин распределительных устройств ТЭС)).

Выделение электростанций, их частей или отдельных энергоблоков (генераторов) на изолированный район нагрузки допускается осуществлять при проектном обосновании. Процесс выделения производится путём команд от ПА на отключение высоковольтных выключателей.

Следует уточнить, что испытания ЧДА являются достаточно объемными по содержанию. Данные испытания необходимы для каждой ТЭС в ЕЭС России, так как успешность испытаний напрямую влияет на устойчивость отдельных участков электроэнергетической системы , самой ТЭС, на безаварийную подачу электрической энергии потребителям, которые входят в район выделения ЧДА.

Регламент проведения, анализ испытаний ЧДА

Системным оператором (СО) ЕЭС 17.02.2021 был утвержден актуализированный «Регламент проверки выполнения условий устойчивой работы генерирующего оборудования тепловых электростанций при его выделении действием ЧДА на изолированную нагрузку» (далее – Регламент) взамен старого, который был утвержден 12.03.2013 [3].

Регламент описывает 3 этапа проведения испытаний ЧДА [3, с. 4]:

проведение испытаний по определению величины допустимого небаланса активной мощности при выделении генерирующего оборудования на изолированную нагрузку;
проверка прохождения по каналам ПА команд ЧДА на отключение высоковольтных выключателей (выключатель в данном случае – это важнейший элемент электроэнергетический системы, с помощью которого производится отделение генерирующего оборудования ТЭС от электроэнергетической системы);
анализ балансов активной мощности при выделении генерирующего оборудования ТЭС действием ЧДА на изолированную нагрузку с учётом определённой по результатам испытаний величины допустимого небаланса с выдачей заключения о работоспособности существующей (их) схемы (схем) выделения ЧДА или необходимости её (их) корректировки.

Необходимо уточнить, что на ТЭС возможно осуществление нескольких алгоритмов ЧДА, которые запускаются в зависимости от параметров электроэнергетической системы. Каждый алгоритм осуществляется в отдельности. Совмещение нескольких алгоритмов недопустимо.

Пояснение по 1 буллиту вышеописанных этапов проведения испытаний: расчетный небаланс активной мощности считается СО по данным зимнего и летнего контрольного замера [3, с. 12]:

P _{расч .н еб.} = P _Гmax — ( P _потр _. — P _АЧР) — P_СН,

где P _Г _max – максимум регулировочного диапазона генерирующего оборудования, входящего в схему выделения ЧДА;

P _потр _. – потребление в выделяемом действием ЧДА районе по данным контрольного замера (зима и лето);

P _АЧР – сумма нагрузок потребления, подключённых под действие
автоматической частотной разгрузки (АЧР) в выделяемом действием ЧДА районе по данным контрольного замера (зима и лето);

P _СН – нагрузка потребления электроприёмников собственных нужд генерирующего оборудования, входящего в схему выделения ЧДА.

В Регламенте существуют следующие критерии успешных или не успешных испытаний ЧДА [3, c . 13]:

если расчётный небаланс для часов максимума и минимума потребления по данным последнего летнего и зимнего контрольных замеров не превышает допустимого небаланса активной мощности, определённого по результатам испытаний ЧДА, то условия устойчивой работы генерирующего оборудования электростанции при его выделении действием ЧДА на изолированную нагрузку выполняются;
если расчётный небаланс для часов максимума и минимума потребления по данным последнего летнего и зимнего контрольных замеров превышает допустимый небаланс мощности, определённый по результатам испытаний, то условия устойчивой работы генерирующего оборудования электростанции при его выделении действием ЧДА на изолированную нагрузку не выполняются.

В новом Регламенте есть существенные изменения. Раньше испытания ЧДА проводились до достижения технического минимума ( минимально допустимый уровень нагрузки генерирующего оборудования по условиям стабильности работы генерирующего оборудования ), теперь испытания ЧДА должны проводиться до достижения технологического минимума (нижний предел регулировочного диапазона в конденсационном режиме, определяемый исходя из требований устойчивости работы блочного оборудования при минимально допустимом составе вспомогательного оборудования и сохранении автоматического регулирования или отдельных регуляторов).

Технический минимум меньше технологического, он позволял разгрузить (при необходимости) генерирующее оборудование ТЭС до значения генерации активной мощности, которое максимально близко к уровню потребления активной мощности в выделяемом ЧДА районе, теперь же разгрузка до технологического уровня ставит проблему баланса генерации и потребления, так как уровень генерации может быть существенно выше потребления в выделяемом ЧДА районе.

Регламент представляет несколько путей решения проблемы неуспешных испытаний ЧДА в этом случае [3, с.14]:

изменение состава выделяемого генерирующего оборудования;
использование действия ЧДА на отключение генераторов;
изменение настроек систем автоматического управления выделяемого генерирующего оборудования;
использование БРОУ или РОУ (быстродействующая редукционно-охладительная установка или редукционно-охладительная установка) импульсно-предохранительных клапанов для сброса избытков пара при выделении генерирующего оборудования действием ЧДА;
разрешение вмешательства оперативного персонала в действия автоматических регуляторов (перевод на ручное управление) и изменения состава вспомогательного оборудования с целью обеспечения возможности разгрузки генерирующего оборудования ниже технологического минимума при выделении действием ЧДА (с разработкой соответствующей станционной инструкции для оперативного персонала);
использование другого района выделения;
использование схемы выделения генерирующего оборудования на его собственные нужды (объем нагрузки собственных нужд ТЭС зачастую меньше потребления какого-либо района);
снижение объема нагрузки потребителей, подключенных под действие АЧР в выделяемом районе.

Открытые вопросы по новому Регламенту

По приведенным выше способам остаются открытыми следующие вопросы:

какие пути решения собственник ТЭС должен рассматривать в первую очередь в случае неудачных испытаний?
должен ли СО требовать от собственника рассмотрение каких-либо способов в первую очередь, или это остается на усмотрение владельца ТЭС?

В Регламенте также сказано, что, если общий паровой коллектор острого пара ТЭС разделен на несколько секций , допускается проводить испытания отдельно для каждой секции (с одновременным нанесением возмущения на турбины секции), а итоговый допустимый небаланс определять путём суммирования допустимых небалансов, определенных для отдельных секций.

Вопрос состоит в том, что подразумевается под «разделением на несколько секций», закрытие секционных задвижек при аварийном или ремонтном режиме, либо полное, с физической точки зрения, разделение коллектора острого пара на несколько невзаимосвязанных частей?

Решение вопросов к Регламенту, выводы

Вышеописанные, а также другие вопросы (не представлены в статье) подготовлены Филиалом АО «СО ЕЭС» « Региональное диспетчерское управление энергосистемы Республики Башкортостан» (далее – Башкирское РДУ) для рассмотрения в Филиале АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Урала» к предстоящей видео-конференц-связи, которая будет проходить в ближайшее время.

По полученным результатам конференции Башкирское РДУ будет актуализировать существующие инструкции по выполнению ЧДА на ТЭС в своей операционной зоне. Будет организовано взаимодействие с собственниками ТЭС для объяснения имеющихся у них вопросов по новому Регламенту, с целью недопущения ошибок при составлении программ испытаний ЧДА в будущем.

ГОСТ Р 55105-2019 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Нормы и требования». М.: Стандартинформ, 2020, 38 с.;
ГОСТ Р 58335-2018 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Автоматическое ограничение снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности. Нормы и требования». М.: Стандартинформ, 2019, 9 с.;
«Регламент проверки выполнения условий устойчивой работы генерирующего оборудования тепловых электростанций при его выделении действием ЧДА на изолированную нагрузку», утвержденный Заместителем Председателя Правления АО «СО ЕЭС». М. 2021, 60 с.

Чда что это в энергетике

АПНУ (автоматика прекращения нарушения устойчивости) представляет собой совокупность устройств ПА, обеспечивающих сохранение параллельной работы энергосистем, либо отдельных регионов с одним из объединений при возникновении различных аварийных возмущений в сети 500-220 кВ. Пусковыми устройствами для АПНУ являются:

— устройства ФОЛ фиксирующие отключение ВЛ со своей стороны; — цепи приема ФОЛ по ВЧ каналам или каналам ВОЛС, фиксирующие отключение ВЛ с противоположной стороны.

Пускодозирующим устройством для АПНУ являются устройства фиксации перегруза ВЛ по мощности, имеющие также второе название автоматики наброса мощности (АНМ).

АДВ (автоматика дозировки воздействия) также входит в подсистему АПНУ. Устройство АДВ формируют сигналы противоаварийного управления, в следующих случаях:

— отключение отходящих или удаленных ВЛ-500 кВ с контролем предшествующего перетока мощности по ВЛ или по сечению; — при набросе мощности на отходящих ВЛ; — при приеме управляющих сигналов ПА, сформированных на других объектах.

Устройства АДВ могут действовать на отключение генераторов электростанций (пуск команды ОГ) или отключение нагрузки (пуск команды ОН).

Реализация сигналов ОГ осуществляется воздействием на закрытие стопорных и регулирующих клапанов турбины с последующим отключением выключателей от технологических защит.

АЧР (автоматическая частотная разгрузка) входит в подсистему АОСЧ (автоматика ограничения снижения частоты) и действует на отключение части потребителей для предотвращения глубокого снижения частоты при возникновении значительного дефицита мощности.

Отключение происходит несколькими очередями, отличающимися уставками по частоте и времени. После восстановления частоты происходит обратное включение потребителей действием ЧАПВ (частотное АПВ).

Система АЧР выполнена «самонастраивающейся», т. е. при любом снижении частоты и дефиците активной мощности отключается необходимое количество потребителей с некоторым запасом в 5–10 %. Отключение и подключение потребителей осуществляется с соблюдением их категории надежности . По принципу действия и назначению система АЧР делится на две очереди:

— АЧР-1 – быстро действующая категория разгрузки, предназначенная для быстрого отключения значительной части нагрузки. Выполняется с минимальной выдержкой времени при глубокой посадке частоты с разбивкой на очереди, через 0,1–0,2 Гц. — АЧР-2 – медленно действующая категория разгрузки. Предназначена для подъема частоты в узле, после действия АЧР-1, а также для предотвращения зависания частоты на недопустимом уровне, менее 46 Гц, выполнена в узком диапазоне частот и в интервале времени от 5 сек. до нескольких минут с разбивкой по очереди через 5–10 сек.

При возникновении большого дефицита активной мощности, сопровождающегося глубокой посадкой частоты, требуется быстрое отключение нагрузки. Здесь действует АЧР-1 со своими очередями, а АЧР-2 работает на отключение потребителей с целью поднятия частоты.

При незначительном дефиците мощности, когда частота не снижается до уставок АЧР-1, работает только АЧР-2, балансируя потребление и затем, отключая не совмещенного потребителя, поднимает частоту. Указанные выше оба случая являются идеальными. Авария, как правило, сопровождается действием почти всех очередей обеих категорий АЧР.

ЧДА (частотная делительная автоматика ) – входит в подсистему АОСЧ и предназначена для отделения электростанций со сбалансированной нагрузкой при снижении частоты в энергосистеме, которое может привести к развитию аварии с потерей собственных нужд и полным остановом станции.

Устройства АСН (автоматика ограничения снижения напряжения) предназначены для автоматического увеличения пропускной способности транзитных связей 500 кВ и действуют на отключение линейных или шинных реакторов 500 кВ.

Для предотвращения ложной работы АСН при потере цепей напряжения или при выводе в ремонт ВЛ, в устройствах АСН предусмотрена автоматическая блокировка по факту снижения напряжения до величины 0,2–0,4 Uн.

АРЛ (автоматика разгрузки линии), входит в подсистему АРО (автоматика разгрузки оборудования). АРЛ фиксирует возрастание тока по электропередаче, выше допустимого значения, из расчета сечения провода с выдержкой времени производит отключение передачи в месте установки. В АРЛ предусмотрены режим «зима» и «лето», для режима «зима» значение допустимой мощности больше на 25%.

САОН (специальная автоматика отключения нагрузки) служит для предотвращения нарушения устойчивости энергосистемы либо отдельного энергоузла, при аварийном отключении или перегрузке питающих линий электропередачи.

САОН действует на отключение части менее ответственных потребителей с последующим их включением по решению соответствующего диспетчерского управления. Работа САОН может быть вызвана приемом команды ПА или по местным факторам, например снижение напряжения на шинах ПС.

Автоматизированная система контроля эффективности действия частотной делительной автоматики Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

Аннотация научной статьи по электротехнике, электронной технике, информационным технологиям, автор научной работы — Карпов Алексей Сергеевич, Кравченко Илья Владимирович, Костин Владимир Николаевич, Попков Евгений Николаевич

Сформулированы принципы построения автоматизированной системы контроля эффективности действия частотной делительной автоматики , основанной на оценке текущего баланса мощности генерации, нагрузки и мощности, подведенной под действие системы автоматической частотной разгрузки .

Текст научной работы на тему «Автоматизированная система контроля эффективности действия частотной делительной автоматики»

Рис. 3. Зависимости количества, средней длительности и средней частоты выбросов от значения заявленного максимума

Проведенные исследования показывают, что выбросы нагрузки выше заявленного максимума наблюдались на 20 % из обследованных под-

станций. В 10 % случаев заявленный максимум активной мощности меньше среднего значения мощности, что обусловливает появление выбросов нагрузки в часы экстремальных нагрузок энергосистемы с вероятностью 0,8—0,9. Частота выбросов при этом достигает 0,3 ч-1, средняя длительность 1—2 часа.

По полученным данным были построены зависимости количества выбросов, их средней длительности и средней частоты от относительного уровня заявленного максимума (рис. 3):

Анализ полученных зависимостей показывает, что наибольшее число выбросов наблюдается в диапазоне изменения нагрузки (0,95— 1,0)Р3 м. При этом средняя частота колеблется от 0,02 до 0,085 час-1, а средняя длительность выбросов составляет 1,15—4,8 ч.

Для снижении Р3 м на предприятиях нефтедобычи актуальна задача более точного определения Рзм, разработка методов и алгоритмов управления нагрузкой с выделением потребителей-регуляторов при обеспечении бесконфликтности с технологическим процессом.

A.C. Карпов, И.В. Кравченко, В.Н. Костин, E.H. Попков

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА КОНТРОЛЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЙСТВИЯ ЧАСТОТНОЙ ДЕЛИТЕЛЬНОЙ АВТОМАТИКИ

Частотная делительная автоматика (ЧДА) применяется для сохранения в работе собственных нужд и предотвращения полного останова электростанций при отказе или недостаточной эффективности автоматического частотного ввода резерва, частотной (АЧР) и дополнительной (ДАР) автоматических разгрузок, а также для обеспечения питания отдельных групп потребителей, не допускающих перерывов электроснабжения [ 1 ]. Сохранение в работе части генераторов при действии ЧДА позволяет ускорить

восстановление электроснабжения потребителей в послеаварийном режиме.

Для обеспечения эффективности действия ЧДА при аварийном выделении какого-либо энергорайона мегаполиса необходима достоверная оценка следующей предшествующей выделению информации:

о величине генерации электростанций района; величине нагрузки потенциально выделяемого района;

объеме нагрузки, подведенной под АЧР;

схеме электрической сети района;

составе генерирующего оборудования.

Оценивать указанную информацию необходимо в темпе реального времени. Автоматизация этого процесса обеспечит принятие обоснованных решений по выбору направления действия ЧДА и соответственно повысит надежность энергосистемы мегаполиса.

В настоящее время сотрудниками Ленинградского РДУ (филиал ОАО «СО ЕЭС») и кафедрой электрических систем и сетей СПбГПУ планируется осуществить разработку программного комплекса (ПК) «Система контроля эффективности действия ЧДА» для мониторинга всех районов потенциального выделения при действии ЧДА в энергосистеме Санкт-Петербурга и Ленинградской области.

В соответствии с требованиями [ 1 ] при отделении электростанции на примерно сбалансированную нагрузку предпочтительнее образование небольшого избытка генерируемой мощности, т. е. выполнение условия

где Рг — генерация электростанций, входящих в район потенциального выделения, до возникновения частотной аварии; Ртг — суммарная нагрузка района потенциального выделения до возникновения частотной аварии; РАЧР — суммарный объем нагрузки, подведенной под АЧР в районе потенциального выделения.

Следует отметить, что, несмотря на сохраняющуюся общую недостаточность наблюдаемости параметров режима работы энергосистемы, в условиях развивающегося рынка электроэнергии и мощности режим работы электростанций, состав генерирующего оборудования и текущая генерация каждого из генераторов станций в достаточной мере фиксируются средствами телеизмерений (ТИ) и передаются по выделенным каналам.

Таким образом, величина мощности генераторов, остающихся в работе в выделившемся районе после действия ЧДА, может использоваться в разрабатываемом ПК «Система контроля эффективности действия ЧДА» благодаря созданию интерфейса для одной из подпрограмм оперативно-информационного комплекса (ОИК).

Информация о схеме электрической сети района потенциального выделения может быть получена достаточно точно с помощью суще-

ствующей системы ТИ и имеющихся в распоряжении диспетчера программных средств, например ПК «Заявка».

Состав генерирующего оборудования определяет возможность изменения величины генерации после выделения энергорайона. В частности, для энергоагрегатов станций, не участвующих в общем первичном регулировании частоты, генерация в доаварийном и послеаварийном режимах не меняется Ргпослсав = РГДОяв-а Для энергоагрегатов ТЭЦ с маневренными турбинами в соответствии с исследованиями [2] имеем Рг послеав

Определение текущей нагрузки района осуществляется с помощью ТИ перетоков мощности Рсв по элементам связи с энергосистемой района потенциального выделения:

Знак «плюс» в выражении (2) относится к районам с дефицитом генерируемой мощности, знак «минус» — к районам с избытком этой мощности.

С учетом незначительного изменения нагрузки внутри шага квантирования по времени (10 минут) получаемые данные вполне достаточны для объективной оценки величины нагрузки района.

Полученные данные по нагрузке будут экспортироваться из ОИКв ПК«Система контроля эффективности действия ЧДА».

С целью повышения достоверности информации о текущей нагрузке района потенциального выделения следует использовать данные контрольных замеров, осуществляемых не реже двух раз в год — в рабочий и выходной дни июня и декабря.

Непосредственное использование результатов контрольных замеров не гарантирует достаточной точности. Кроме того, в весенне-летний период проведения ремонтных работ на электроэнергетическом оборудовании схема и направление действия ЧДА может существенно изменяться. В этих условиях для выбора направления действия ЧДА, обеспечивающего ее эффективную работу, необходимо тщательно отслеживать текущее состояние схемы и проводить многочисленные расчеты по определению требуемого баланса генерации и потребления.

Поскольку в дни проведения замеров нагрузки определяется ежечасно, то для каждой под-

станции района в конкретный день измерений формируется массив значений нагрузок:

Для расчета нагрузки района в произвольный день месяца и час суток целесообразно использовать методы интерполяции функции Рнжр(/) =Дчас, месяц) двух переменных. В частности, интерполяция сплайнами двух переменных широко используется для задания поверхностей в различных системах компьютерного моделирования.

Принимая во внимание, что результаты расчета текущей нагрузки подстанции будут использоваться в будущем, необходимо производить корректировку нагрузки с учетом ее естественного прироста, т. е. вводить соответствующий поправочный коэффициент.

Для проверки достоверности значений Рнжр(/) целесообразно осуществить сравнение величины мощности нагрузки, полученной на основе ТИ, с результатами расчета, полученными интерполяцией контрольных замеров на текущий момент времени. В случае их существенного расхождения (более 10 %) необходимо проверить достоверность телеизмерений.

В отличие от нагрузки района выделения, сравнительно легко наблюдаемой с помощью средств ТИ, наблюдаемость нагрузки, подведенной под АЧР в операционной зоне диспетчерских центров, существенно ниже. Комплекты АЧР устанавливаются, как правило, на фидерах 6— 10 кВ, количество которых на одной подстанции может достигать нескольких десятков. В условиях мегаполиса количество подстанций и комплектов АЧР, реализованных на этих подстанциях, входящих в зону действия ЧДА, может достигать сотни и более. Поэтому обеспечение наблюдаемости объема нагрузки, подведенной под АЧ Р, с помощью средств ТИ — весьма дорогостоящее мероприятие.

В этой связи для подстанций района выделения единственный метод определения величины РАцр(0 текущего суммарного объема АЧР — расчет по данным контрольных замеров с последу-

ющей интерполяцией результатов на текущий момент времени.

Исходя из данных о текущей нагрузке района, Рнаф(/), и текущей нагрузке , подведенной под АЧР, РАцр(0, нетрудно определить величину оставшейся нагрузки в районе после действия ЧДА и на основании информации о текущей генерации, составе генерирующего оборудования, его типе и технических характеристиках сделать вывод о сбалансированности района, потенциально выделяемого действием ЧДА

В дополнение к расчету баланса мощности необходимо осуществить контроль состояния элементов схемы района выделения, что достаточно легко реализуется существующими программными средствами, например ПК «Заявка».

Комплексный анализ состояния схемы и сбалансированности района потенциального выделения позволяет получить информацию о необходимости ввода/вывода ЧДА на текущий момент времени.

Ниже рассмотрены основные особенности построения ПК «Система контроля эффективности действия ЧДА» как программного продукта для энергосистемы Санк-Петербурга и Ленинградской области.

Районы потенциального выделения. Энергосистема Санкт-Петербурга и Ленинградской области включает в себя следующие районы и электростанции потенциального выделения на изолированную работу действием ЧДА:

район «Севера», в том числе Выборгская ТЭЦ (ТЭЦ-17) и Северная ТЭЦ (ТЭЦ-21);

район «Юга», в том числе Василеостровская ТЭЦ (ТЭЦ-7), Первомайская ТЭЦ (ТЭЦ-14) и Автовская ТЭ Ц (ТЭ Ц-15);

Центральная ТЭЦ (ЭС-2);

Правобережная ТЭЦ (ТЭЦ-5);

Светогорская ГЭ С (ГЭ С-11);

Нарвская ГЭС (ГЭС-13);

Южная ТЭЦ (ТЭЦ-22);

Описание схемы энергорайона и исходных данных. Графическое описание и текущая корректировка электрических схем районов, которые потенциально могут быть выделены действием ЧДА, согласно требованиями [3] с целью унификации будут осуществляться в графическом

редакторе Microsoft Office Visio, использующем векторную графику На схемах достаточно отражать только основное оборудование: генераторы электростанций; линии электропередач; трансформаторы; силовые выключатели.

Графические обозначения элементов схем должны соответствовать требованиям ЕСКД и стандарту [3]. В соответствии с этими документами все условные графические обозначения линий электропередачи, электрооборудования энергообъектов, а также электрические соединения между ними в соответствии с классом напряжения должны:

выделяться цветом согласно аддитивной цветовой модели RGB (см. таблицу);

иметь соответствующую толщину линий условных графических обозначений (см. таблицу).

ВПК «Система контроля эффективности действия ЧДА» предусматривается выделение элементов подстанций и участков сети, не находящихся под напряжением, одним цветом, а при заземлении этих элементов используется другой цвет, при выведении оборудования в ремонт — третий цвет.

Включенное/отключенное положение динамических элементов схемы (силовые выключатели) будет отображаться на электрической схеме индикацией в соответствии с указанной выше палитрой цветов для различных классов напряжения.

Массивы исходных данных о генерации в районах потенциального выделения и потоках активной и реактивной мощностей по линиям электропередач, трансформаторам и внешним

связям рассматриваемых районов будут формироваться на основе данных ТИ с настраиваемой периодичностью. Минимальную периодичность следует принять не более 1 мин.

Как было отмечено выше, массивы исходных данных о величинах нагрузки районов потенциального выделения формируются следующим образом:

расчетом сальдо между генерацией в рассматриваемых районах и потоками активной мощности по внешним связям (см. выражение (2));

на основе ежегодных контрольных замеров с последующей интерполяцией результатов на текущий момент времени.

В процессе сбора и обработки исходных данных должна быть предусмотрена система сравнения расчетных величин нагрузки обоими способами. В случае возникновения значительных отличий в полученных результатах (более 10 %) должна срабатывать система цветовой сигнализации.

Массив исходных данных о величинах нагрузки, подведенной под АЧР, формируется на основе ежегодных контрольных замеров с последующей интерполяцией результатов на текущий момент времени.

Основное содержание работ. Интерфейс пользователя ПК, который позволит в удобной форме осуществлять контроль эффективности действия ЧДА в режиме реального времени, должен включать в себя:

главное меню пользователя; информационные файлы второго уровня.

Требования к графическим обозначениям элементов схем электрических систем

Напряжение, кВ Цвет Толщина линий, pt

750 темно-синий (0:0:168) 4,08

500 красный (213:0:0) 3,12

330 зеленый (0:170:0) 3,12

220 коричнево-зеленый (128:128:0) 2,16

110 голубой (0:153:255) 1,2

генераторное темно-серый (95:95:95) 0,72

П р и м с ч а н и с. В круглых скобках приведены числовые значения Red, Green, Blue — красной, зеленой и синей — цветовых спектральных составляющих соответствующего цвета

Главное меню должно обеспечивать: световую сигнализацию об условиях эффективности работы ЧДА (световые сигналы: зеленый — условие эффективной работы ЧДА; желтый — режим частичного выполнения условий эффективности работы ЧДА; красный — условие необходимости вывода ЧДА из работы; фиолетовый — ЧДА выведена из работы);

доступ к информационным файлам второго уровня, отражающим топологию сети района потенциального выделения электростанций с графическим представлением данных;

возможность изменения направления действия ЧДА (введено/выведено).

Информационные файлы второго уровня для каждого из районов потенциального выделения должны содержать:

электрическую схему выделенного района с индикацией текущего состояния каждого элемента (рабочее/нерабочее) и указанием для каж-

дого элемента текущих значений потоков активной и реактивной мощностей;

графическую информацию об изменении величины генерируемой мощности, величине мощности нагрузки и объеме нагрузки, подведенной под АЧР (вывод данных настраивается пользователем с минимальной периодичностью 1 мин);

графическое отображение временных интервалов, для которых обеспечиваются условия эффективного действия ЧДА.

Кроме того, ПК должен допускать возможность проводить для выделенного района в перспективном интервале времени до 2-х месяцев графический анализ величин генерируемой мощности, мощности нагрузки и объема нагрузки, подведенной под АЧР.

Требования к функционированию ПК. ПК должен разрабатываться как шеЬ-приложение, обеспечивать регулярную загрузку данных из ОИК с настраиваемой периодичностью, быть

Принципиальная схема взаимодействия между модулями ПК

совместимым с операционными системами и базами данных.

Серверная часть программного обеспечения развертывается на всех 32—64 разрядных серверных операционных системах Windows с предустановленным Internet Information Server и платформой NET 4.0: Windows Server 2003; Windows Server 2008, 2008 R2.

Для серверной части необходимо предусмотреть использование системы управления базами данных Microsoft SQL Server 2005-2008.

Для работы с клиентской частью может использоваться любая операционная система с установленным пакетом Silver Light 3 и выше.

Для совместимости с офисными средствами обмен данными должен выполняться с использованием табличного процессора Microsoft Excel различных версий.

Все отчеты должны сохраняться в форматах табличного Microsoft Excel или текстового Microsoft Word процессоров.

Для функционирования ПК необходимо обеспечить наличие в сети разделяемой файловой области на любом закрытом сервере, где будут располагаться исполняемые и конфигурационные файлы ПКи информационные файлы для загрузки в базу данных.

Для организации регулярной автоматической загрузки данных из ОН К в базу данных П К должна быть обеспечена круглосуточная работа сервера приложений (под управлением любой серверной операционной системы Windows), на котором будет регулярно запускаться модуль передачи данных. Периодичность этого запуска должна быть настраиваемой в расчете на автоматический режим загрузки. Также должна присутствовать возможность ручного принудительного запуска загрузки данных из О И К.

Для доступа к ПК с любого компьютера должно быть разработано web-приложение, которое устанавливается на компьютере (сервере), доступ к которому разрешен в локальной сети или через internet. На сервере устанавливается серверная часть приложения и база данных.

При этом у пользователей должен быть доступ к серверу, установлен браузер, через который они и будут работать. Пользователю выдается логин и пароль, посредством которых обеспечивается авторизация.

Принципиальная схема взаимодействия между различными частями (модули) комплекса представлена на рисунке.

Разработана концепция автоматизированной системы контроля эффективности действия ЧДА с оценкой текущей генерируемой мощности, мощности нагрузки и объема АЧР в районах потенциального выделения при действии ЧДА. Оценку текущих значений генерируемой мощности предполагается осуществлять средствами телеизмерений, оценку мощностей нагрузки и объема АЧР при отсутствии или недостаточности средств телеизмерений — путем интерполяции на текущий момент времени результатов ежегодных контрольных замеров нагрузки.

Сформулированы основные требования к функционированию программного комплекса автоматизации системы контроля эффективности действия ЧДА.

Осуществляется разработка программного комплекса для мониторинга всех районов потенциального выделения действием ЧДА энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области.

1. Стандарт ОАО «СО ЕЭС». Технические правила организации в ЕЭС России автоматического ограничения снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности |Текст] / ОАО «СО ЕЭС»,- М„ 2009.

2. Катаев, Б. О повышении живучести мегаполисов [Электронный ресурс] / Б. Катаев, И. Катаев // Электронный журнал «Энергосистема»,—

3. Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» СТО 56947007-29.240.10.035-2009. Правила оформления нормальных схем электрических соединений подстанций и графического отображения информации посредством программно-технических комплексов |Текст] / ОАО «ФСК ЕЭС»,- М„ 2009.,

Частотно делительная автоматика ЧДА (Страница 1 из 2)

При эксплуатации завода возникают трудности из за аварий во внешней энергосистеме (CASE1). Часто отключается линия, которая указана как R3 в приложенном чертеже. В нормальном режиме на этой линии переток мощности 100-150 мВт. Из-за отключения этой линии частота повышается до 52 Гц. Кратковременно меняется переток мощности из за небаланса мощности в энергосистеме на GRID 2 (breakerM2) (в нормальном режиме 1,5 мВт экспорт), (во время аварии на M2 импорт около 18 мВт).
1. Просим вас дать рекомендации по уставкам релейной защиты на повышение частоты на секционном выключателе 35кВ.
2. можно ли установить защиту 81OF&df/dt rising-(0.2

0.5)Hz/sec.
81Overfreq. F1= 52.5 Hz – 2sec. F2=54Hz — 0sec.
81 Underfreq. F3=49.3&df/dt falling-0.5 Hz/sec. F4= 49.0 Hz0 sec.
установленные уставки защиты на понижение частоты срабатывают своевременно.
Ранее сделанные расчеты были произведены, с учетом того что, мощность завода 70 мВт. Практика показала, что обычная нагрузка завода зимой 45 мВт.

dfdt.png 500 Кб, 5 скачиваний с 2016-11-02

You don’t have the permssions to download the attachments of this post.

2 Ответ от ПАУтина 2016-11-02 14:54:58

ПАУтина
Пользователь
Неактивен

Зарегистрирован: 2013-12-27
Сообщений: 2,681
Репутация : [ 4 | 0 ]

Re: Частотно делительная автоматика ЧДА

Надо разобраться.
Вопросы
А почему такая схема генераторы на одной секции, оба Тр на другой, а нагрузки распределены?
Что за элемент как генератор 110 kV — PP?
Не понятно почему частота увеличивается если дефицит мощности 1,5 + 20 МВт.
При отключении R3 частота должна не много просесть, а потом выровняться так как запас по генерации 46,5 МВт. Почему воздействие на секционный выключатель, для всех частотных аварий я бы просто отделял бы по S1 и S2.
Уставки для АОПЧ нормальные, для АОСЧ не много странные: точнее, я так понял, АЧР нет вообще, а для
для ЧДА должны быть 48,5Гц — 30..40с, и 46,5Гц — 0,5с

3 Ответ от batyrallashov 2016-11-03 09:11:08

batyrallashov
Пользователь
Неактивен

Зарегистрирован: 2015-03-26
Сообщений: 11
Репутация : [ 0 | 0 ]

Re: Частотно делительная автоматика ЧДА

на всех отходящих фидерах есть АЧР на понижение. отстроена от уставок BT

Добавлено: 2016-11-03 11:11:08

BT как делительная автоматика. при аварии во внешней системе делительная автоматика должна изолировать в автономный режим. два трансформатора связующие с энергосистемой. PP -power plant Генераторы максимальная вырабатываемая 480МВт.
наоборот избыток мощности 100-150 МВт поэтому очень быстро поднимается частота из за избытка не баланса, потом срабатывает АЧР..
моя задача сохранить нормальный режим завода. и трех ГТУ выделенный красным.
вопрос в том чтобы не переборщить с чувствительностью уставок по частоте.
переток на секционном выключателе держим 1,5 МВт чтобы сохранить динамическую устойчивость системы

» ЧДА должны быть 48,5Гц — 30..40с, и 46,5Гц — 0,5с»- До этого сработают АЧР на отходящих фидерах.
есть двигатели Асинхронные по 6 МВт. 49минимум — 54максимум

dfdtф.jpg 510.55 Кб, 2 скачиваний с 2016-11-03

You don’t have the permssions to download the attachments of this post.

4 Ответ от Danilov21 2016-11-03 10:02:24

Re: Частотно делительная автоматика ЧДА

PP -power plant Генераторы максимальная вырабатываемая 480МВт.
наоборот избыток мощности 100-150 МВт поэтому очень быстро поднимается частота

а система регулировки частоты на этих генераторах не предусмотрена ?

5 Ответ от batyrallashov 2016-11-03 10:08:08

batyrallashov
Пользователь
Неактивен

Зарегистрирован: 2015-03-26
Сообщений: 11
Репутация : [ 0 | 0 ]

Re: Частотно делительная автоматика ЧДА

система регулировки частоты очень медленная 60х годов. она ориентирована на работу с системой. при автономной работе «плавает». и продавливает наши ГТУ так как мощность меньше мы «плывем» вместе сними .

6 Ответ от ПАУтина 2016-11-03 15:10:51

ПАУтина
Пользователь
Неактивен

Зарегистрирован: 2013-12-27
Сообщений: 2,681
Репутация : [ 4 | 0 ]

Re: Частотно делительная автоматика ЧДА

АОПЧ никогда не ставится одна.
Основная на мощной и быстрой, а резервная на меньшей мощности но манёвренной.
Такое сочетание выполняется для ГЭС и ТЭС.
При избытке мощности гидрогенераторы, так как не могут с этим справиться быстро, сразу «улетают», поэтому их и отключают первыми их и включить можно быстрей, а тепловые манёвренные и некоторое время ещё как-то справляются, но если частота всё же повышается, то отключается один или часть генераторов, а если и дальше частота растёт то станция отделяется на примерно сбалансированную нагрузку.
В вашей же ситуации Вы хотите своей маломощной станцией, которая работает ещё и не на полную мощность компенсировать избыток больше мощности станции?!
Пусть ставят АОПЧ до вашего предприятия-станции это их проблема, так как единственное по всем требованиям при аварии с повышением частоты ваша станция должна просто отделяться, причем я бы даже АЧР не ставил, так как ваша станция вместо того, что гасить нагрузку может выдать мощность в ЭС, поэтому и при этой аварии она должна просто отделяться. Вообще, что за маразм, не понятно при снижении частоты станция, что должна выйти на полную мощность и ещё отключить свою нагрузку, тогда вопрос, а на хрена она вообще нужна, если с её нагрузкой поступают так же как и на обыкновенной подстанции?!
По поводу ДУ, а что она нарушается? Очень странно. генераторы не на полной мощности . странно. и тем более странно, что генераторы сидят на одной секции.

7 Ответ от Sm@rt 2016-11-03 20:31:24

Re: Частотно делительная автоматика ЧДА

то станция отделяется на примерно сбалансированную нагрузку.

Не вводите людей в заблуждение. Никакого отделения при повышении частоты не предусматривается.
ГОСТ Р 55105-2012
5.4.4 Устройства АОПЧ должны действовать на ОГ.

8 Ответ от ПАУтина 2016-11-04 05:19:22 (2016-11-04 05:29:18 отредактировано ПАУтина)

ПАУтина
Пользователь
Неактивен

Зарегистрирован: 2013-12-27
Сообщений: 2,681
Репутация : [ 4 | 0 ]

Re: Частотно делительная автоматика ЧДА

Не вводите людей в заблуждение. Никакого отделения при повышении частоты не предусматривается.
ГОСТ Р 55105-2012
5.4.4 Устройства АОПЧ должны действовать на ОГ.

Ну наверно Вы правы, так и нужно делать: бездумно выполнить НД отключить 2-а генераторы, чем собственно выполнить ГОСТ и прикрыть свой «зад медным тазиком», а то что частота продолжает расти так это уже и не важно.
Я считаю, что если узел сбалансирован, то при аварии он всегда должен отделяться не зависимо от повышения или понижения частоты.
А отделение может предусматриваться и по другим причинам: ограничение потребления или выдачи мощности, в чём возникает необходимость как раз при частотных авариях.
И ещё не выдёргивайте, писалось, что должна быть АОПЧ на большой станции, а если её там нет, то отделение — это единственный вариант, так как если отключить 2 генератора, то избыток всё равно останется 120 — 45 = 75 МВт!

9 Ответ от batyrallashov 2016-11-04 07:32:42

batyrallashov
Пользователь
Неактивен

Зарегистрирован: 2015-03-26
Сообщений: 11
Репутация : [ 0 | 0 ]

Re: Частотно делительная автоматика ЧДА

да я тоже за отделение от системы.
АЧР на наших фидерах вовсе не связан с системой, это при случае если откажет наш генератор, сохранить основную нагрузку на одном генераторе.

так как же посчитать уставку для моего режима по повышению и понижению частоты. df/dt, dU/dt посоветуйте пожалуйста.
генераторы сидят на одной шине так как во время возникновения аварии во внешней сети при отделении от системы наши генераторы должны работать параллельно. если посадить хоть один генератор на другую шину, то не имеет смысла ЧДА на BT(BUS TIE)

10 Ответ от ПАУтина 2016-11-04 12:48:11

ПАУтина
Пользователь
Неактивен

Зарегистрирован: 2013-12-27
Сообщений: 2,681
Репутация : [ 4 | 0 ]

Re: Частотно делительная автоматика ЧДА

да я тоже за отделение от системы.
АЧР на наших фидерах вовсе не связан с системой, это при случае если откажет наш генератор, сохранить основную нагрузку на одном генераторе.

так как же посчитать уставку для моего режима по повышению и понижению частоты. df/dt, dU/dt посоветуйте пожалуйста.
генераторы сидят на одной шине так как во время возникновения аварии во внешней сети при отделении от системы наши генераторы должны работать параллельно. если посадить хоть один генератор на другую шину, то не имеет смысла ЧДА на BT(BUS TIE)

По поводу расчёта, я считаю на MathCad. Формулы из Рабиновича «автоматическая частотная разгрузка». Сложности найти правильно постоянные инерции всех генераторов. В формулу подставляется дефицит или избыток мощности. через определённое время отключение нагрузки или генератора. Если взять производную, то можно построить ещё и график изменения скорости.
ЧДА тут не причём. схема должна обеспечивать надёжность, а у Вас при КЗ на любой секции вся нагрузка отключается, при равномерном распределении потеряете только половину. Да и к тому же ЧДА должно действовать на отделение станции на сбалансированную нагрузку, поэтому и получается, что только отделение. При таком составе ЧДА как раз и имеет смысл при отделении всей станции или части станции, но опять же только при распределении генераторов и нагрузки по шинам оставите только самые ответственные, да и генераторы не будут на хх.
У вас схема маленькая попробуйте посчитать на MatLab-e.

11 Ответ от Sm@rt 2016-11-04 12:52:44

Re: Частотно делительная автоматика ЧДА

для ЧДА должны быть 48,5Гц — 30..40с, и 46,5Гц — 0,5с

Из того же ГОСТА:
— 1-я ступень: от 46,0 до 47,0 Гц / от 0,3 до 0,5 с;
— 2-я ступень: от 47,0 до 47,5 Гц / от 30 до 40 с.
Прикрывать «медным тазиком» ничего не нужно.
Если это было бы в России, то при согласовании условий на технологическое присоединение, не допустили бы отклонений от стандарта.
По собственному опыту знаю, нас даже заставили убрать очереди АЧР, предназначенные для балансировки после отделения.
Согласен, что бездумное буквоедство сейчас процветает, но с ним можно бороться только знанием и правильной трактовкой НТД.

Если по теме, то считаю что нужно во первых выяснить до какого предела по частоте возможна работа собственных ГТУ.
Обычно есть технологические защиты 54,0 Гц (на паровых турбинах автоматы безопасности). Вы указали, что асинхронные двигатели нагрузки так же допускают заброс частоты до 54 Гц.
Уставку по скорости изменения частоты я бы делать не стал, потому что не понятно как считать, к тому же неизвестны характеристики нагрузки по частоте , а выставил бы 52-53 Гц , 2с. Хотя если есть осциллограммы предыдущих аварий можно по ним оценить с какой скоростью возрастала частота и выбрать уставки df/dt.
После отделения, должна отработать система регулирования своих ГТУ сбалансировать узел при выделении с небольшим избытком генерации (1,5 МВт). Так же Вы указали, что существуют очереди АЧР для балансировки в случае выделения с дефицитом генерации.

12 Ответ от batyrallashov 2016-11-04 14:12:02

batyrallashov
Пользователь
Неактивен

Зарегистрирован: 2015-03-26
Сообщений: 11
Репутация : [ 0 | 0 ]

Re: Частотно делительная автоматика ЧДА

Из того же ГОСТА:
— 1-я ступень: от 46,0 до 47,0 Гц / от 0,3 до 0,5 с;
— 2-я ступень: от 47,0 до 47,5 Гц / от 30 до 40 с.
Прикрывать «медным тазиком» ничего не нужно.
Если это было бы в России, то при согласовании условий на технологическое присоединение, не допустили бы отклонений от стандарта.
По собственному опыту знаю, нас даже заставили убрать очереди АЧР, предназначенные для балансировки после отделения.
Согласен, что бездумное буквоедство сейчас процветает, но с ним можно бороться только знанием и правильной трактовкой НТД.

Если по теме, то считаю что нужно во первых выяснить до какого предела по частоте возможна работа собственных ГТУ.
Обычно есть технологические защиты 54,0 Гц (на паровых турбинах автоматы безопасности). Вы указали, что асинхронные двигатели нагрузки так же допускают заброс частоты до 54 Гц.
Уставку по скорости изменения частоты я бы делать не стал, потому что не понятно как считать, к тому же неизвестны характеристики нагрузки по частоте , а выставил бы 52-53 Гц , 2с. Хотя если есть осциллограммы предыдущих аварий можно по ним оценить с какой скоростью возрастала частота и выбрать уставки df/dt.
После отделения, должна отработать система регулирования своих ГТУ сбалансировать узел при выделении с небольшим избытком генерации (1,5 МВт). Так же Вы указали, что существуют очереди АЧР для балансировки в случае выделения с дефицитом генерации.

на ГТУ 54Гц есть.
F1= 52.5 Hz – 2sec. F2=54Hz — 0sec. уже выставлено. но при такой ситуации мы начинаем импортировать около 20 МВт. превышает заявленную. система АСКУЭ фиксирует и нас заставляют платить за это.
после отделения +-4 МВт на практике выяснилось, что регулирование ГТУ справляется с этим. вы правильно отметили что постоянную инерции трудновато найти.
8-10 МВт не рисковал. если просят больше переводим на другую секцию один ГТУ и оттуда выдаем.

по осциллограммам могу сказать что в зависимости от аварии в системе изменение частоты 0,3гц/сек. 1Гц/сек были моменты когда в течении 23 секунд частота от 50 гц(1сек) поднималась до 51гц потом (10сек) снижалась до 47 потом опять (12сек) возрастает до 51гц после опять толчки . на асинхронный ход не похоже. на 47 сработала наша делилка

Чда что это в энергетике

Октябрь, 2021 / Международный научный журнал
«Наука через призму времени» №10 (55) 2021

Статья просмотрена: 619 раз
Дата публикации: 10.10.2021

УДК 621.311

ЧАСТОТНАЯ ДЕЛИТЕЛЬНАЯ АВТОМАТИКА ТЕПЛОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Школенко Александр Юрьевич

студент 2 курса магистратуры

кафедра электромеханики, факультет авионики , энергетики и инфокоммуникаций

Уфимский государственный авиационный технический университе , г .У фа

Единая энергетическая система и её автоматика

Принцип действия и цель ЧДА

ЧДА осуществляет выделение ТЭС, их частей или отдельных энергоблоков (генераторов):

на собственные нужды отдельного энергоблока (энергоблоков);
на собственные нужды всех энергоблоков ТЭС;
на изолированный район нагрузки (собственные нужды отдельного энергоблока (энергоблоков) в сумме с объемом потребителей электрической энергии, находящихся вне ТЭС (к примеру тупиковые подстанции, питание которых осуществляется с шин распределительных устройств ТЭС)).

Регламент проведения, анализ испытаний ЧДА

Регламент описывает 3 этапа проведения испытаний ЧДА [3, с. 4]:

проведение испытаний по определению величины допустимого небаланса активной мощности при выделении генерирующего оборудования на изолированную нагрузку;
проверка прохождения по каналам ПА команд ЧДА на отключение высоковольтных выключателей (выключатель в данном случае – это важнейший элемент электроэнергетический системы, с помощью которого производится отделение генерирующего оборудования ТЭС от электроэнергетической системы);
анализ балансов активной мощности при выделении генерирующего оборудования ТЭС действием ЧДА на изолированную нагрузку с учётом определённой по результатам испытаний величины допустимого небаланса с выдачей заключения о работоспособности существующей (их) схемы (схем) выделения ЧДА или необходимости её (их) корректировки.

P _потр _. – потребление в выделяемом действием ЧДА районе по данным контрольного замера (зима и лето);

В Регламенте существуют следующие критерии успешных или не успешных испытаний ЧДА [3, c . 13]:

если расчётный небаланс для часов максимума и минимума потребления по данным последнего летнего и зимнего контрольных замеров не превышает допустимого небаланса активной мощности, определённого по результатам испытаний ЧДА, то условия устойчивой работы генерирующего оборудования электростанции при его выделении действием ЧДА на изолированную нагрузку выполняются;
если расчётный небаланс для часов максимума и минимума потребления по данным последнего летнего и зимнего контрольных замеров превышает допустимый небаланс мощности, определённый по результатам испытаний, то условия устойчивой работы генерирующего оборудования электростанции при его выделении действием ЧДА на изолированную нагрузку не выполняются.

Регламент представляет несколько путей решения проблемы неуспешных испытаний ЧДА в этом случае [3, с.14]:

изменение состава выделяемого генерирующего оборудования;
использование действия ЧДА на отключение генераторов;
изменение настроек систем автоматического управления выделяемого генерирующего оборудования;
использование БРОУ или РОУ (быстродействующая редукционно-охладительная установка или редукционно-охладительная установка) импульсно-предохранительных клапанов для сброса избытков пара при выделении генерирующего оборудования действием ЧДА;
разрешение вмешательства оперативного персонала в действия автоматических регуляторов (перевод на ручное управление) и изменения состава вспомогательного оборудования с целью обеспечения возможности разгрузки генерирующего оборудования ниже технологического минимума при выделении действием ЧДА (с разработкой соответствующей станционной инструкции для оперативного персонала);
использование другого района выделения;
использование схемы выделения генерирующего оборудования на его собственные нужды (объем нагрузки собственных нужд ТЭС зачастую меньше потребления какого-либо района);
снижение объема нагрузки потребителей, подключенных под действие АЧР в выделяемом районе.

Открытые вопросы по новому Регламенту

По приведенным выше способам остаются открытыми следующие вопросы:

какие пути решения собственник ТЭС должен рассматривать в первую очередь в случае неудачных испытаний?
должен ли СО требовать от собственника рассмотрение каких-либо способов в первую очередь, или это остается на усмотрение владельца ТЭС?

Решение вопросов к Регламенту, выводы

Чда что это в энергетике

Октябрь, 2021 / Международный научный журнал
«Наука через призму времени» №10 (55) 2021

Статья просмотрена: 1716 раз
Дата публикации: 10.10.2021

УДК 621.311

ЧАСТОТНАЯ ДЕЛИТЕЛЬНАЯ АВТОМАТИКА ТЕПЛОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Школенко Александр Юрьевич

студент 2 курса магистратуры

кафедра электромеханики, факультет авионики , энергетики и инфокоммуникаций

Уфимский государственный авиационный технический университе , г .У фа

Единая энергетическая система и её автоматика

Принцип действия и цель ЧДА

ЧДА осуществляет выделение ТЭС, их частей или отдельных энергоблоков (генераторов):

на собственные нужды отдельного энергоблока (энергоблоков);
на собственные нужды всех энергоблоков ТЭС;
на изолированный район нагрузки (собственные нужды отдельного энергоблока (энергоблоков) в сумме с объемом потребителей электрической энергии, находящихся вне ТЭС (к примеру тупиковые подстанции, питание которых осуществляется с шин распределительных устройств ТЭС)).

Регламент проведения, анализ испытаний ЧДА

Регламент описывает 3 этапа проведения испытаний ЧДА [3, с. 4]:

проведение испытаний по определению величины допустимого небаланса активной мощности при выделении генерирующего оборудования на изолированную нагрузку;
проверка прохождения по каналам ПА команд ЧДА на отключение высоковольтных выключателей (выключатель в данном случае – это важнейший элемент электроэнергетический системы, с помощью которого производится отделение генерирующего оборудования ТЭС от электроэнергетической системы);
анализ балансов активной мощности при выделении генерирующего оборудования ТЭС действием ЧДА на изолированную нагрузку с учётом определённой по результатам испытаний величины допустимого небаланса с выдачей заключения о работоспособности существующей (их) схемы (схем) выделения ЧДА или необходимости её (их) корректировки.

P _{расч .н еб.} = P _Гmax — ( P _потр _. — P _АЧР) — P_СН,

P _потр _. – потребление в выделяемом действием ЧДА районе по данным контрольного замера (зима и лето);

В Регламенте существуют следующие критерии успешных или не успешных испытаний ЧДА [3, c . 13]:

если расчётный небаланс для часов максимума и минимума потребления по данным последнего летнего и зимнего контрольных замеров не превышает допустимого небаланса активной мощности, определённого по результатам испытаний ЧДА, то условия устойчивой работы генерирующего оборудования электростанции при его выделении действием ЧДА на изолированную нагрузку выполняются;
если расчётный небаланс для часов максимума и минимума потребления по данным последнего летнего и зимнего контрольных замеров превышает допустимый небаланс мощности, определённый по результатам испытаний, то условия устойчивой работы генерирующего оборудования электростанции при его выделении действием ЧДА на изолированную нагрузку не выполняются.

Регламент представляет несколько путей решения проблемы неуспешных испытаний ЧДА в этом случае [3, с.14]:

изменение состава выделяемого генерирующего оборудования;
использование действия ЧДА на отключение генераторов;
изменение настроек систем автоматического управления выделяемого генерирующего оборудования;
использование БРОУ или РОУ (быстродействующая редукционно-охладительная установка или редукционно-охладительная установка) импульсно-предохранительных клапанов для сброса избытков пара при выделении генерирующего оборудования действием ЧДА;
разрешение вмешательства оперативного персонала в действия автоматических регуляторов (перевод на ручное управление) и изменения состава вспомогательного оборудования с целью обеспечения возможности разгрузки генерирующего оборудования ниже технологического минимума при выделении действием ЧДА (с разработкой соответствующей станционной инструкции для оперативного персонала);
использование другого района выделения;
использование схемы выделения генерирующего оборудования на его собственные нужды (объем нагрузки собственных нужд ТЭС зачастую меньше потребления какого-либо района);
снижение объема нагрузки потребителей, подключенных под действие АЧР в выделяемом районе.

Открытые вопросы по новому Регламенту

По приведенным выше способам остаются открытыми следующие вопросы:

какие пути решения собственник ТЭС должен рассматривать в первую очередь в случае неудачных испытаний?
должен ли СО требовать от собственника рассмотрение каких-либо способов в первую очередь, или это остается на усмотрение владельца ТЭС?

Решение вопросов к Регламенту, выводы

АЧР энергосистем — Делительная автоматика по частоте

В ряде районов, энергосистем, где возможно возникновение больших местных дефицитов мощности, выполнение дополнительной разгрузки может быть связано с большими трудностями. Такое положение может возникать, если, во- первых, нагрузки рассредоточены по энергосистеме и нет достаточно крупной питающей линии, отключение которой решало бы задачи дополнительной разгрузки, и, во-вторых, если из-за наличия высокоответственных потребителей нельзя отключить целиком крупную подстанцию или питающую линию Иногда не удается простыми техническими средствами выявить помимо частоты фактор действия дополнительной разгрузки или обеспечить необходимое быстродействие автоматики.
В подобных случаях задачи ликвидации больших дефицитов мощности целиком возлагаются на АЧР, однако в этих условиях действие АЧР может оказаться неэффективным из-за недостаточного быстродействия устройств разгрузки или их возможного отказа при глубоком снижении напряжения, как правило, имеющем место одновременно с глубоким снижением частоты. Кроме того, даже при небольших дефицитах мощности никогда не исключено такое протекание аварийных процессов, когда действие АЧР по каким-либо причинам оказалось неэффективным (например, из-за отказов ряда устройств, неправильного их размещения, недостаточного объема разгрузки) и частота снижается до опасных уровней на длительное время.
Для обеспечения живучести энергосистем и сохранения в работе электрических станций при глубоком или длительном снижении частоты согласно директивным материалам [30, 54] на тепловых электростанциях должна выполняться делительная автоматика по частоте, осуществляющая отделение от энергосистемы всей электростанции или ее части с примерно сбалансированной нагрузкой или же отдельных агрегатов на нагрузку собственных нужд. Делительная автоматика по частоте заменяет дополнительную разгрузку, когда последняя не может быть выполнена или по каким-либо причинам отсутствует, и резервирует действие АЧР и дополнительной разгрузки, когда последняя введена в работу. Делительная автоматика по частоте является важнейшим звеном и «последним рубежом» в комплексе средств противоаварийной автоматики, предназначенных для ликвидации аварийных дефицитов мощности. Она позволяет сохранить в работе электрические станции и после ликвидации аварийной ситуации быстро восстановить питание потребителей. Отсутствие или неэффективное действие делительной автоматики по частоте приводит к полному погашению электростанций, существенному увеличению времени ликвидации аварий и народнохозяйственного ущерба.
Делительная автоматика по частоте согласно [30, 54] должна устанавливаться на всех ТЭС, на которых она может быть выполнена исходя из условий их работы (схемы электростанции, ее положения в сети, теплофикационного режима и т. д.). Делительную автоматику следует выполнять с двумя пусковыми органами — одним с частотой срабатывания 45—46 Гц, т. е. примерно на I Гц меньше нижней уставки по частоте АЧР1, и временем 0,5 с (для предотвращения погашения электростанций при глубоком снижении частоты) и другим — с частотой срабатывания около 47 Гц и временем 30-40 с (для предотвращения погашения электростанций при длительном зависании частоты на низком уровне).
Делительную автоматику по частоте следует выполнять таким образом, чтобы отделение электростанции с частью нагрузки происходило или с небольшим избытком генерирующей мощности, ликвидируемым впоследствии действием АРЧВ турбин (что является более предпочтительным), или с небольшим «остаточным» дефицитом мощности, при необходимости ликвидируемым действием еще не сработавших устройств АЧР в выделившемся районе.
В тех случаях, когда не удается выполнить делительную автоматику по частоте, отделяющую всю электростанцию или ее часть с примерно сбалансированной нагрузкой, должно осуществляться действие делительной автоматики на выделение одного или нескольких агрегатов на нагрузку собственных нужд всей электростанции или хотя бы этих агрегатов. При этом должна быть обеспечена и экспериментально проверена надежная работа энергоблока с нагрузкой собственных нужд в течение не менее 15 мин при возможных режимах и технологических схемах электростанции [54].
Особо следует обратить внимание на необходимость выполнения делительной автоматики по частоте в районах, где по каким-либо причинам временно имеет место недостаточный объем разгрузки. Уставка по частоте такой автоматики выбирается по местным условиям и может быть принята более высокой—46,5—47,5 Гц, а выдержка времени не более 1 с. Это означает, что в таких условиях допускается в ряде случаев неселективное по отношению к АЧР действие делительной автоматики, т. е. ее срабатывание до того момента, как полностью сработали все очереди АЧР1.

Действие делительной автоматики становится особо эффективным, если наряду с сохранением в работе электростанции в результате ее действия обеспечивается питание потребителей, имеющих наиболее высокую степень ответственности, а нагрузка, отключаемая действием АЧР до или после отделения электростанции, менее ответственна.
Учитывая, что срабатывание делительной автоматики по частоте происходит, как правило, в условиях одновременного снижения частоты и напряжения, а также ответственность этой автоматики, ее целесообразно выполнять на полупроводниковом реле частоты РЧ-1, работоспособном при глубоких снижениях напряжения, а при ее выполнении на индукционном реле ИВЧ следует в обязательном порядке осуществить мероприятия по стабилизации напряжения на реле частоты.
С целью повышения надежности работы делительной автоматики следует стремиться, чтобы по возможности ее воздействие осуществлялось на минимальное число выключателей и были сведены до минимума сложные переключения и телеотключения. Для обеспечения селективности действия автоматики целесообразно применять дополнительные пусковые или блокирующие сигналы, например по направлению мощности по линиям связи электростанции с системой или по трансформаторам, Повышение эффективности и селективности автоматики может быть достигнуто введением в нее сигналов по уровню воды в барабанах котлов, интегралу отклонения частоты [58, 61 ], снижению активной мощности собственных нужд за заданный интервал времени [18, 19]. Если одновременно с дефицитами активной мощности могут возникать значительные дефициты реактивной мощности и глубокие снижения напряжения на шинах электростанций, приводящие к нарушению устойчивости или отключению электродвигателей собственных нужд, целесообразно дополнить делительную автоматику пусковыми органами по снижению напряжения. Эффективность факторов пуска и уставки делительной автоматики в каждом конкретном случае должна проверяться расчетами или натурными экспериментами.
Наиболее просто задачу отделения электростанции с примерно сбалансированной нагрузкой удается решить на ГРЭС среднего или низкого давления, имеющих, как правило, значительную местную нагрузку. Наибольшие трудности при выполнении делительной автоматики возникают на блочных ГРЭС высокого и сверхвысокого давления, имеющих незначительную местную нагрузку и выдающих основную мощность в энергосистему, а также на ТЭЦ, имеющих значительную тепловую нагрузку [6].
Для осуществления выделения целиком крупной блочной ГРЭС вместе с районом нагрузки, как правило, требуется сложный комплекс автоматики с устройствами телеотключения и воздействием на большое число выключателей. С другой стороны, выделение только одного агрегата ГРЭС со своими собственными нуждами приводит к потере значительной части генерирующей мощности. В ряде случаев наиболее целесообразным является выделение части электростанции (например, агрегатов, работающих на шины среднего напряжения) с нагрузкой собственных нужд и прилегающего района (например, отключением транзитных связей на самой электростанции и примыкающих подстанциях, а также связей между шинами различных напряжений на электростанции). Для формирования отделяемого района делительная автоматика может выполняться несколькими (двумя-тремя) ступенями [69]. Первая ступень, действующая при более высоких значениях частоты (например, 48—48,5 Гц), осуществляет предварительную подготовку схемы выделения отключением соответствующих транзитных связей, разделением шин ряда подстанций и т. д. Последняя ступень, имеющая регламентированные директивными материалами уставки, производит отключение соответствующих последних связей отделяемого района и электростанции с энергосистемой.
Если выделение части ГРЭС или ТЭЦ с районом нагрузки осуществить не удается или оно связано со значительным усложнением автоматики, необходимостью отключения большого числа выключателей, что существенно снижает надежность работы автоматики, то, как указывалось выше, следует производить выделение одного-двух агрегатов электростанции на нагрузку собственных нужд. Следует по возможности стремиться к сохранению собственных нужд большего числа агрегатов. При этом, с одной стороны, нагрузка собственных нужд не должна превосходить Мощность выделяемых генераторов и, с другой стороны, необходимо обеспечить перевод на выделяемые генераторы только такого числа двигателей собственных нужд, самозапуск которых обеспечивается. Для обеспечения последовательного самозапуска этих двигателей на большом числе секций может потребоваться большое время (до 10—15 с), поэтому в ряде случаев целесообразно либо сократить число агрегатов, собственные нужды которых переводятся на выделяемый генератор, либо автоматическую подготовку схемы собственных нужд начинать до срабатывания делительной автоматики, например при более высоких частотах (47,5 —48,5 Гц), что существенно облегчает условия самозапуска, уменьшает отклонения режимных параметров, увеличивает объем нагрузки, для которой обеспечивается успешный самозапуск.
Трудности в выполнении делительной автоматики по частоте на ТЭЦ связаны с необходимостью обеспечения после отделения электростанции или отдельных агрегатов баланса не только по электрической мощности, но и по тепловой нагрузке агрегатов, существенные сбросы или набросы которой могут привести к их остановке. С другой стороны, на ТЭЦ, имеющих поперечные связи и котлы· барабанного типа, практически всегда есть резервы по питательной воде и пару, а значительные объемы пара в коллекторах и паропроводах снижают в переходных процессах при снижении частоты эффект падения уровня в барабанах котлов.
Наиболее сложно, как правило, выполнить делительную автоматику на ТЭЦ, агрегаты которых постоянно или определенные периоды времени работают в чисто теплофикационном режиме, существенно ухудшающем их регулировочные возможности. Например, в Мосэнерго ТЭЦ составляют большую часть электростанций, причем значительное их число в осенне-зимний период работает с противодавлением или на встроенных пучках. В связи с этим на ТЭЦ Мосэнерго принято, что при выполнении делительной автоматики с действием на выделение нескольких агрегатов хотя бы один из них в исходном нормальном режиме должен работать с подачей циркуляционной воды в конденсатор, а при действии автоматики на выделение одного агрегата он не должен в нормальном режиме работать с противодавлением. Повышая надежность действия делительной автоматики, это, однако, приводит к некоторому снижению экономичности работы ТЭЦ. Для обеспечения более надежного питания собственных нужд ТЭЦ при выделении одного или нескольких агрегатов целесообразно, если позволяет схема станции, заблаговременно или автоматически при более высоких, чем уставки автоматики деления, уровнях частоты создавать блочные схемы, управляющие запорной арматурой по пару и питательной воде. При этом необходимо предусматривать питание соответствующей арматуры от выделяемых на автономную работу секций собственных нужд.
Вопрос о том, должна ли делительная автоматика по частоте на ГРЭС и ТЭЦ действовать на выделение всей станции, ее части или отдельных агрегатов, должен решаться исходя из конкретных схемных и режимных условий работы электростанции. При анализе эффективности автоматики и выборе схемы деления должны быть тщательно проанализированы все возможные режимы и схемы работы электростанций в различные периоды суток и года, их состав оборудования, а также состав и значения электрических и тепловых нагрузок потребителей. При оценке возможных небалансов электрической и тепловой нагрузки необходимо учитывать действие АЧР, отключающей часть местной нагрузки на шинах электростанции или в отделяющихся с ней районах, а также возможный сброс тепловой нагрузки потребителей при работе АЧР. Возможно выполнение делительной автоматики в две ступени, первая из которых, имеющая более высокую уставку по частоте, действует на выделение всей станции или ее части с примерно сбалансированной нагрузкой, а вторая—на выделение одного- двух генераторов с нагрузкой собственных нужд, если действие первой ступени автоматики оказалось неэффективным и частота продолжает снижаться или зависает на низком уровне.
Опыт эксплуатации показывает, что задача выполнения делительной автоматики на ТЭС, и в первую очередь на ГРЭС с крупными блочными агрегатами высокого давления, решается медленно. Это обусловлено как рядом объективных технических трудностей, так и в ряде случаев неудовлетворительным состоянием оборудования и систем регулирования агрегатов и механизмов. Учитывая особую важность этой автоматики с точки зрения обеспечения живучести электростанций и энергосистемы в целом, необходимо форсировать работы по осуществлению комплекса необходимых мероприятий, позволяющих ввести эту автоматику в работу
Как показывает анализ ряда тяжелых аварий, отсутствие или неправильный выбор уставок (как правило, большие выдержки времени) делительных автоматик по частоте на ряде электростанций явились причиной их полного погашения при возникновении больших дефицитов мощности в некоторых районах и энергосистемах.

Рис 3 6 Принципиальная схема (а), схема замещения района (б) и зависимость при возникновении дефицита мощности (в)
1— авария, 2— расчет

В качестве примера такой аварии можно привести следующий случай. В одном из районов крупного энергообъединения (рис. 3.6) работали три тепловые электростанции среднего давления, мощность которых составляла 0,455 мощности нагрузки данного района. Недостающая мощность в этот район поступала из энергообъединения по двум линиям 220 и одной линии 110 кВ. Объем АЧР и этом районе составлял 0,34 мощности нагрузки, т. е. был недостаточным, дополнительная разгрузка отсутствовала. На двух электростанциях не была выполнена делительная автоматика по частоте, на третьей электростанции она имела уставки 46 Гц, 11с.
При операциях на подстанции 220 кВ по вводу в работу после ремонта одной из двух систем шин произошла поломка шинного разъединителя, возникло короткое замыкание и действием дифференциальной защиты шин район оказался отделенным от сети 220 кВ На оставшуюся в работе линию 110 кВ, связывающую район с энергообъединением, произошел большой наброс мощности, нарушилась устойчивость электростанций района относительно энергообъединения, и частота в районе стала резко снижаться. Кривая изменения частоты во время этой аварии приведена на рис. 3.6, в. Сработала АЧР, но из-за недостаточного объема разгрузки и увеличения дефицита вследствие больших активных потерь а линии 110 кВ продолжалось быстрое и глубокое (ниже 40 Гц) снижение частоты, в результате этого три станции района остановились полностью, в том числе и та, где имелась делительная автоматика с временем 11 с, поскольку отделение станции произошло уже при частоте 41 Гц и не могло ее спасти.
Вопрос выполнения делительной автоматики является очень актуальным и для АЭС. Обеспечение живучести этих станций при аварийном снижении частоты — важнейшая задача. Она должна решаться в комплексе с другой важнейшей задачей — обеспечения радиационной безопасности АЭС при значительных аварийных возмущениях, связанных с глубоким или длительным снижением частоты. Проблема выполнения делительной автоматики на АЭС в настоящее время еще детально не исследована. В то же время необходимость такой автоматики диктуется опытом эксплуатации. Наиболее универсальным и надежным представляется выделение в аварийных условиях агрегатов АЭС на нагрузку своих собственных нужд. В тех случаях, когда это позволяют схема и режим работы станции и прилегающего района нагрузки, целесообразно выделять на этот район один или несколько агрегатов АЭС. Необходимо провести комплекс работ и исследований, на основании которых могут быть разработаны принципы выполнения такой автоматики и обоснованы ее уставки, и в частности работы по обеспечению надежного функционирования агрегатов АЭС при сбросах их нагрузки до значений, близких к нагрузке холостого хода, исследования по оценке работоспособности оборудования АЭС, включая механизмы собственных нужд и системы управления и защиты агрегатов, при аварийных отклонениях частоты.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Делительная автоматика по частоте для отделения тепловой электростанции ( или ее части) с примерно сбалансированной нагрузкой выполняется с двумя пусковыми органами: одним с частотой срабатывания около 45 — 46 Гц и временем срабатывания 0 5 с и другим с частотой срабатывания около 47 Гц и временем срабатывания 30 — 40 с. При этом на блочных электростанциях для устройств автоматики с малой выдержкой времени следует принимать по возможности меньшие уставки по частоте, а для устройств с уставкой около 47 Гц — по возможности большие выдержки времени в указанных выше пределах. [1]

Делительная автоматика должна действовать только в тех случаях, когда после отделения электростанции от системы в отделившейся части возникает опасный дефицит мощности. При отделении с нагрузкой, которую может покрыть отделившаяся электростанция, делительная автоматика работать не должна. [2]

Делительная автоматика не должна действовать при коротких замыканиях на линиях, отключение которых не приводит к отделению электростанции от системы. Например, делительная автоматика, установленная на выключателях В-1, В-2 или В-3, не должна срабатывать при коротких замыканиях на линии Л-3. Для удовлетворения этого требования делительная автоматика должна обладать селективностью, а в ряде случаев и направленностью действия. [3]

Делительная автоматика , действующая при снижении частоты. [4]

Делительная автоматика предназначена для деления-системы в течение первого цикла асинхронного режима в случаях, когда такой режим недопустим. Статические устройства реагируют на значение угла di z ( см. рис. 11.2), достижение которым некоторого значения считается показателем угрозы нарушения устойчивости. Как указывалось, прямое измерение угла 6i 2 затруднительно. [5]

Делительная автоматика , обеспечивающая сохранение питания собственных нужд тепловых электростанций, выполняется с двумя пусковыми органами — одним с частотой срабатывания 45 Гц и временем 0 5 с и вторым — с частотой срабатывания 47 Гц и временем 30 — 40 с; делительная автоматика для сохранения электропитания особо ответственных потребителей может выполняться с уставкой по частоте 46 5 — 47 5 Гц и временем действия не более 1 с; при этом допускается ее неселективное действие по отношению к устройствам АЧР энергосистемы. [6]

Часто делительная автоматика выполняется комбинированной и состоит из нескольких устройств. [7]

Схемы делительной автоматики , действующей при снижении частоты, аналогичны схемам АЧР ( см. гл. [8]

Успешное действие делительной автоматики по частоте обеспечивает при развале энергосистемы ( района, части энергообъединения) сохранение в работе выделенных генерирующих мощностей и электроснабжение части наиболее ответственных потребителей. Создается возможность быстрой ликвидации аварии с разворотом и загрузкой остановившихся агрегатов, подачей напряжения на обесточенные участки и восстановлением схемы и режима энергосистемы; соответствующие действия оперативного персонала всех ступеней управления предусмотрены диспетчерскими инструкциями. [9]

Успешное действие делительной автоматики по чзсготе обеспечивает при развале энергосистемы ( района, части энергообъединения) сохранение в работе выделенных генерирующих мощностей и электроснабжение части наиболее ответственных потребителей. Создается возможность быстрой ликвидации аварли с разворотом и загрузкой остановившихся агрегатов, подачей напряжения на обесточенные участки и восстановлением схемы и режима энергосистемы; соответствующие действия оперативного персонала всех ступеней управления предусмотрены диспетчерскими инструкциями. [10]

Место установки делительной автоматики зависит от баланса мощности электростанции и нагрузки. [12]

Они устанавливают делительную автоматику мгновенного действия , разделяющую систему на несинхронно работающие подсистемы. При этом возникает необходимость дейстоия АЧР и отключения в дефицитной подсистеме части потребителей, а в избыточной — генераторов. Таким образом, проблема выбора — асинхронный режим или разделение системы на части — представляется актуальной задачей, особенно для слабых межсистемных связей, где вероятность возникновения асинхронного хода очень высока. [13]

В этих случаях делительная автоматика должна действовать на отключение выключателя В-2 или В-3 и одновременно производить разгрузку электростанции ЭС отключением части менее ответственных потребителей для обеспечения баланса мощности генераторов и подключенной к ним нагрузки. [14]

Похожие публикации:

Candy e16 ошибка что
Sdin5d2 2g чем заменить
В чем измеряется магнитная индукция
Как определить цену деления ваттметра

Делительная автоматика для электростанции небольшой мощности

Часто параллельно с энергосистемами работают электростанции небольшой мощности, к шинам которых подключена нагрузка, превышающая их мощность, если при этом электростанция имеет с энергосистемой слабую связь, то при ее отключении возникает опасность аварии с полным остановом электростанции.

схема электрической связи электростанции ЭС

На рисунке приведена в качестве примера схема электрической связи электростанции ЭС с энергосистемой С. Из схемы видно, что при отключении линии Л1 на электростанцию выделяется суммарная нагрузка, разная Р1+Р2+Р3+Р4+Р5 которая может значительно превышать ее мощность. При отключении линии Л2 на электростанцию выделяется нагрузка Р3+Р4+Р5 и в отделившейся части также может возникнуть дефицит мощности.

Для предотвращения развития аварии при отделении от энергосистемы электростанции с нагрузкой, превышающей ее мощность, правила устройства электроустановок и директивная документация предусматривают установку специальной делительной автоматики. Место установки автоматики зависит от баланса мощности электростанции и нагрузки. Так если мощность электростанции балансируется нагрузкой Р3+Р4+Р5, то делительная автоматика должна действовать на отключение выключателя В1. Если же мощность электростанции балансируется только с нагрузкой Р3, то делительная автоматика должна действовать на отключение выключателя В2 или В3.

Возможны также случаи, когда мощность электростанции не балансируются даже с нагрузкой Р3. В этих случаях делительная автоматика должна действовать на отключение выключателя В2 или В3 и одновременно на отключение части нагрузки, подключенной к шинам электростанции.

Разгрузка электростанции в последнем случае может производиться также с помощью устройств АЧР.
Вторым назначением делительной автоматики является предотвращение несинхронного включения генераторов электростанции при АПВ линий Л1 или Л2. В тех случаях, когда несинхронное АПВ недопустимо, делительная автоматика должна до АПВ отделить электростанцию отключением выключателей В2 или В3.

В зависимости от назначения делительной автоматики могут использоваться различные принципы ее включения. Как правило, для автоматического отделения электросетей малой мощности применяются устройства, реагирующие на снижение частоты или напряжения в отделившейся части и устройства, действующие при КЗ.

Чда что это в энергетике

Чда что это в энергетике

Чда что это в энергетике

Чда что это в энергетике

Текст научной работы на тему «Автоматизированная система контроля эффективности действия частотной делительной автоматики»

Частотно делительная автоматика ЧДА (Страница 1 из 2)

2 Ответ от ПАУтина 2016-11-02 14:54:58

Re: Частотно делительная автоматика ЧДА

3 Ответ от batyrallashov 2016-11-03 09:11:08

Re: Частотно делительная автоматика ЧДА

4 Ответ от Danilov21 2016-11-03 10:02:24

Re: Частотно делительная автоматика ЧДА

5 Ответ от batyrallashov 2016-11-03 10:08:08

Re: Частотно делительная автоматика ЧДА

6 Ответ от ПАУтина 2016-11-03 15:10:51

Re: Частотно делительная автоматика ЧДА

7 Ответ от Sm@rt 2016-11-03 20:31:24

Re: Частотно делительная автоматика ЧДА

8 Ответ от ПАУтина 2016-11-04 05:19:22 (2016-11-04 05:29:18 отредактировано ПАУтина)

Re: Частотно делительная автоматика ЧДА

9 Ответ от batyrallashov 2016-11-04 07:32:42

Re: Частотно делительная автоматика ЧДА

10 Ответ от ПАУтина 2016-11-04 12:48:11

Re: Частотно делительная автоматика ЧДА

11 Ответ от Sm@rt 2016-11-04 12:52:44

Re: Частотно делительная автоматика ЧДА

12 Ответ от batyrallashov 2016-11-04 14:12:02

Re: Частотно делительная автоматика ЧДА

Чда что это в энергетике

Чда что это в энергетике

АЧР энергосистем — Делительная автоматика по частоте

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Делительная автоматика для электростанции небольшой мощности

Добавить комментарий Отменить ответ