НЕКОММЕРЧЕСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
АЛМАТИНСКИЙ ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ
Кафедра «Электроснабжения промышленных предприятий»
«Противоаварийное оперативное и автоматическое управление электроэнергетических систем»
Конспект лекций для магистрантов специальности 6М071800 – Электроэнергетика- профильная магистратура
Алматы 2010
СОСТАВИТЕЛЬ: М.В. Башкиров. Противоаварийное оперативное и автоматическое управление электроэнергетических систем. Конспект лекций для магистрантов специальности 6М0718 – Электроэнергетика. профильная магистратура – Алматы: АИЭС, 2010. – 53 с.
В конспекте лекций по дисциплине «Противоаварийное оперативное и автоматическое управление электроэнергетических систем» приведены основные виды противоаварийной автоматики электроэнергетических систем
Содержание
Лекция 1. Назначение АПВ. Классификация устройств АПВ.
Схемы АПВ однократного действия 4
Лекция 2. Назначение АВР. Основные требования к схемам АВР.
Схема АВР секционного выключателя двухтрансформаторной
подстанции 8
Лекция 3. Автоматическая частотная разгрузка. Краткие сведения
о реле частоты РСГ11 12
Лекция 4. Назначение и классификация устройств противоаварийной
автоматики 17
Лекция 5. Возмущающие воздействия на электроэнергетические
системы и противоаварийные управляющие возмущающие
воздействия 20
Лекция 6. Понятие об устойчивости параллельной работы
энергосистем 22
Лекция 7. Пусковые органы противоаварийной автоматики.
Схема устройства фиксации отключения линии (УФОЛ) 26
Лекция 8. Автоматика наброса мощности (АНМ) 31
Лекция 9. Устройство автоматической дозировки
воздействий (АДВ) 32
Лекция 10. Асинхронный режим и устройства автоматической
ликвидации асинхронного режима. Способы ликвидации асинхронного
режима 37
Лекция 11. Принципы выполнения устройств автоматической
ликвидации асинхронного режима 39
Лекция 12. Автоматическое ограничение повышения и
снижения напряжения (АОПН, АОСН) 46
Литература 52
1 Лекция. Назначение АПВ. Классификация устройств АПВ. Схемы АПВ однократного действия
Содержание лекции: изучается назначение и виды АПВ, требования предъявляемые к схемам АПВ.
Цель лекции: изучить принцип действия автоматического повторного включения линии, электрическую схему АПВ.
1.1 Назначение АПВ
Значительная часть коротких замыканий (КЗ) на воздушных линиях электропередачи (ВЛ), вызванных перекрытием изоляции, схлестыванием проводов и другими причинами, при достаточно быстром отключении повреждений релейной защитой самоустраняется. При этом электрическая дуга, возникшая в месте КЗ, гаснет, не успевая вызвать существенных разрушений, препятствующих обратному включению линии под напряжение. Такие самоустраняющиеся повреждения принято называть неустойчивыми. Статистические данные о повреждаемости ВЛ за многолетний период эксплуатации показывают, что доля неустойчивых повреждений весьма высока и составляет 50-90%.
Обычно при ликвидации аварийного нарушения режима оперативный персонал производит опробование ВЛ обратным включением под напряжение. Эту операцию называют повторным включением. Линия, на которой произошло неустойчивое повреждение, при повторном включении остается в работе. Поэтому повторные включения при неустойчивых повреждениях принято называть успешными.
Реже на ВЛ возникают такие повреждения, как обрывы проводов, тросов или гирлянд изоляторов, падение или поломка опор и т.д. Такие повреждения не могут самоустраниться, поэтому их называют устойчивыми. При повторном включении ВЛ, на которой произошло устойчивое повреждение, вновь возникает КЗ и она вновь отключается зашитой. Поэтому повторные включения линий при устойчивых повреждениях называются неуспешными.
Для ускорения повторного включения линий и уменьшения времени перерыва электроснабжения потребителей широко используются специальные устройства автоматического повторного включения (АПВ) . Время действия АПВ обычно составляет от 0,5с до нескольких секунд.
Согласно Правилам устройств электроустановок (ПУЭ) обязательно применение АПВ на всех воздушных и смешанных (кабельно-воздушных) линиях напряжением выше 1 кВ. Автоматическое повторное включение восстанавливает нормальную схему сети также и в тех случаях, когда отключение выключателя происходит вследствие ошибок персонала или ложного действия релейной защиты.
Как показывает опыт эксплуатации, успешность действия АПВ на ВЛ 110-220 кВ достигает 75-80%, на линиях сверхвысокого напряжения 330 кВ - 65-70%, а 500-750 кВ - около 50%. Неустойчивые КЗ часто возникают не только на ВЛ, но и на шинах подстанций. Поэтому на подстанциях, оборудованных быстродействующей защитой шин, также применяется АПВ, которое производит повторную подачу напряжения на шины в случае их отключения релейной зашитой; АПВ шин имеет высокую эффективность, поскольку каждый случай успешного действия предотвращает аварийное отключение целой подстанции или ее части.
1.2. Классификация устройств АПВ. Основные требования к схемам АПВ
В эксплуатации получили применение следующие виды устройств АПВ: трехфазные, осуществляющие повторное включение трех фаз выключателя после их отключения релейной защитой; однофазные, осуществляющие включение одной фазы выключателя, отключенной релейной защитой при однофазных КЗ; комбинированные, осуществляющие включение трех фаз (при междуфазных повреждениях) или одной фазы (при однофазных КЗ).
Трехфазные устройства АПВ в свою очередь подразделяются на несколько видов: простые (ТАПВ), быстродействующие (БАПВ), с проверкой наличия напряжения (АПВНН), с ожиданием синхронизма (АПВОС), с улавливанием синхронизма (АПВУС) и др.
По виду оборудования, на которое действием устройств АПВ повторно подается напряжение, различают АПВ линий, шин, трансформаторов.
По числу циклов (кратности действия) различают АПВ однократного действия и многократного действия.
Схемы АПВ в зависимости от конкретных условий могут существенно отличаться одна от другой. Однако все они должны удовлетворять следующим основным требованиям:
а) схемы АПВ должны приходить в действие при аварийном отключении выключателя (или выключателей), находившегося в работе. В некоторых случаях схемы АПВ должны удовлетворять дополнительным требованиям, при выполнении которых разрешается пуск АПВ: например при наличии или, наоборот, при отсутствии напряжения, при наличии синхронизма, после восстановления частоты и т.д.;
б) схемы АПВ не должны приходить в действие при оперативном отключении выключателя персоналом, а также в случаях, когда выключатель отключается релейной защитой сразу после его включения персоналом (т.е. при включении выключателя на КЗ), поскольку повреждения в этом случае обычно бывают устойчивыми. В схемах АПВ должна также предусматриваться возможность запрета действия АПВ при срабатывании отдельных защит. Так, например, как правило, не допускается действие АПВ трансформаторов при внутренних повреждениях в них, когда срабатывает газовая или дифференциальная защита. В отдельных случаях не допускается действие АПВ линий при срабатывании дифференциальной защиты шин;
в) схемы АПВ должны обеспечивать определенное количество повторных включений, т.е. действие с заданной кратностью. Наибольшее распространение получило АПВ однократного действия. Применяются также АПВ двукратного, а в некоторых случаях и трехкратного действия;
г) время действия, как правило, должно быть минимально возможным, для того чтобы обеспечить быструю подачу напряжения потребителям и восстановление нормального режима работы. Наименьшая выдержка времени, с которой производится АПВ на линиях с односторонним питанием, принимается 0,3—0,5 с. Вместе с тем в некоторых случаях, когда наиболее вероятны повреждения, вызванные набросами и касаниями проводов передвижными механизмами, целесообразно для повышения успешности АПВ принимать выдержки времени порядка нескольких секунд;
д) схемы АПВ должны обеспечивать автоматический возврат в исходное положение готовности к новому действию после включения в работу выключателя, на который действует АПВ.
1.3. Устройство АПВ однократного действия
Принципиальная схема АПВ для линии с масляным выключателем приведена на рисунке 1.1. В комплектное устройство РПВ-01 входят: реле времени КТ типа РВ-01 с добавочным резистором R1 для обеспечения термической стойкости реле; промежуточное реле KL1 с двумя обмотками - параллельной и последовательной; конденсатор С (20 мкФ), обеспечивающий однократность действия АПВ; зарядный и разрядный резистор R3 (510 Ом).
В рассматриваемой схеме дистанционное управление выключателем производится ключом управления SA, у которого предусмотрена фиксация положения последней операции. Поэтому после операции включения ключ управления остается в положении "Включено" (В2), а после операции отключения — в положении "Отключено" (В1)- Когда выключатель включен и ключ управления находится в положении "Включено", к конденсатору С подводится плюс оперативного тока через контакты ключа, а минус — через зарядный резистор R2. При этом конденсатор заряжен и схема АПВ находится в состоянии готовности к действию.
При включенном выключателе реле положения "Отключено" KQT, осуществляющее контроль исправности цепей включения, током не обтекается и контакт его в цепи пуска схемы АПВ разомкнут. Пуск схемы АПВ происходит при отключении выключателя релейной защитой в результате возникновения несоответствия между положением ключа управления, которое не изменилось, и положением выключателя, который теперь отключен.
Несоответствие положений ключа и выключателя характеризуется тем, что через контакты ключа 1—3 на схему АПВ по-прежнему подается плюс оперативного тока, а ранее разомкнутый вспомогательный контакт выключателя SQ.1 переключился и замкнул цепь обмотки реле KQT, которое, сработав, подало контактом KQ.1 минус на обмотку реле времени КТ. Заметим, что вследствие большого сопротивления обмотки реле KQT и последовательно включенного с ней резистора R4 значение протекающего
Рисунок 1.1- Схема АПВ однократного действия
по этой цепи тока недостаточно для срабатывания контактора КМ.
При срабатывании реле времени размыкается его мгновенный размыкающий контакт КТ.1 и вводится в цепь обмотки реле дополнительное сопротивление (резистор R1). Это приводит к уменьшению тока в обмотке реле, благодаря чему обеспечивается его термическая стойкость при длительном прохождении тока.
По истечении установленной выдержки времени реле КТ подключает замыкающим контактом КТ.2 параллельную обмотку реле KL1 к конденсатору С. Реле KL1 при этом срабатывает от тока разряда конденсатора и, самоудерживаясь через свою вторую обмотку, включенную последовательно с обмоткой контактора КМ, подает команду на включение выключателя.
Благодаря использованию у реле KL1 последовательной обмотки обеспечивается необходимая длительность импульса для надежного включения выключателя, поскольку параллельная обмотка этого
реле обтекается током кратковременно при разряде конденсатора. Выключатель включается, размыкается его вспомогательный контакт SQ. I и возвращаются в исходное положение реле KQT, KL1 и КТ.
Если повреждение на линии было неустойчивым, она останется в работе. После размыкания контакта реле времени КТ.2 конденсатор С начнет заряжаться через зарядный резистор R2, сопротивление которого выбирается таким, чтобы время заряда конденсатора С составляло 20—25 с. Таким образом, спустя указанное время схема АПВ будет подготовлена к новому действию. Если повреждение было устойчивым, то включившийся под действием схемы АПВ выключатель вновь отключится релейной защитой и вновь сработают релe KQT и KT. Peлe KLl, однако, при этом второй раз работать не будет, так как конденсатор С, разряженный при первом АПВ, еще не успел зарядиться. Таким образом, рассмотренная схема обеспечивает однократное действие при устойчивом КЗ на линии.
При оперативном отключении выключателя ключом управления SA несоответствия не возникает и схема АПВ не действует, так как одновременно с подачей команды на отключение выключателя контактами ключа 6—8 размыкаются его контакты 1—3, чем снимается плюс оперативного тока со схемы АПВ. Поэтому сработает только реле KQT, a реле КТ и KLl не сработают. Одновременно со снятием оперативного тока контактами 1—3 SA замыкаются контакты 2—4 и конденсатор С перезаряжается через резистор R3, в результате чего напряжение на нем резко снижается, а затем конденсатор С разряжается полностью по цепи R2 — контакт КТ. 1 — обмотка реле времени КТ — контакт KQT.1.
При оперативном включении выключателя ключом управления готовность схемы АПВ к действию наступает после заряда конденсатора через 20—25 с. В случае отключения линии защитой РЗ, когда действия АПВ не требуется, через резистор R3 производится разряд конденсатора.
Для предотвращения многократного включения выключателя на устойчивое КЗ, что могло бы иметь место в случае застревания контактов реле KL1 в замкнутом состоянии, в схеме управления устанавливается специальное промежуточное реле KBS типа РП 16-4 (РП-232), имеющее две обмотки — рабочую последовательную и параллельную удерживающую.
Реле KBS срабатывает при прохождении тока по катушке отключения выключателя и удерживается в срабатываемом положении до снятия команды на включение. Цепь обмотки КМ при этом размыкается контактом KBS. 1, благодаря чему предотвращается включение выключателя.
2 Лекция. Назначение АВР. Основные требования к схемам АВР. Схема АВР секционного выключателя двухтрансформаторной подстанции
Содержание лекции: изучается назначение и виды АВР, требования предъявляемые к схемам АВР.
Цель лекции: изучить принцип действия автоматического включения резерва на примере АВР секционного выключателя двухтрансформаторной подстанции.
2.1 Назначение АВР и основные требования к схемам АВР
Для повышения надежности питания ответственных потребителей осуществляется их двустороннее электроснабжение. В этом случае при повреждении одного из питающих элементов и его отключении работа потребителей будет продолжаться по исправным звеньям энергосистемы.
Вместе с тем при двустороннем (а в ряде случаев и многостороннем) электропитании, выполненном путем кольцевания электрических сетей и параллельной работы силовых трансформаторов, релейная защита становится более сложной, осложняются условия работы аппаратуры из-за увеличения токов КЗ, утяжеляется эксплуатация параллельно работающих звеньев энергосистемы. Секционированная схема питания значительно упрощает релейную защиту, повышает четкость ее работы, увеличивает остаточные напряжения на шинах питающих подстанций при КЗ в распределительной сети и уменьшает токи КЗ, позволяет во многих случаях создать необходимые режимы по условию напряжения и перетоков мощности. Основной недостаток секционированной схемы заключается в перерыве электропитания при повреждении питающих элементов. Этот недостаток в значительной степени устраняется автоматическим включением резервирующих элементов при отключении основных элементов, по которым происходит питание потребителей в нормальных условиях.
Все устройства АВР должны удовлетворять следующим основным требованиям.
а) Схема АВР должна приходить в действие при исчезновении напряжения на шинах потребителя по любой причине, в том числе при аварийном, ошибочном или самопроизвольном отключении выключателей рабочего источника питания, а также при исчезновении напряжения на шинах, от которых осуществляется питание рабочего источника. Включение резервного источника часто допускается также при КЗ на шинах потребителя.
б) Для того чтобы уменьшить длительность перерыва питания потребителей, включение резервного источника питания должно производиться сразу же после отключения рабочего источника,
в) Действие АВР должно быть однократным, чтобы не допускать нескольких включений резервного источника на неустранившееся КЗ.
г) Схема АВР не должна приходить в действие до отключения выключателя рабочего источника, чтобы избежать включения резервного источника на КЗ в неотключившемся рабочем источнике. Выполнение этого требования исключает также в отдельных случаях несинхронное включение двух источников питания.
д) Для того чтобы схема АВР действовала при исчезновении напряжения на шинах, питающих рабочий источник, когда его выключатель остается включенным, схема АВР должна дополняться специальным пусковым органом минимального напряжения.
е) Для ускорения отключения резервного источника при его включении на неустранившееся КЗ должно предусматриваться ускорение защиты резервного источника после АВР. Это особенно важно в тех случаях, когда потребители, потерявшие питание, подключаются к другому источнику, несущему нагрузку.
Ускоренная защита обычно действует по цепи ускорения без выдержки времени. В установках же собственных нужд, а также на подстанциях, питающих большое число электродвигателей, ускорение защиты осуществляется до 0,5 с. Такое замедление ускоренной защиты необходимо, чтобы предотвратить ее неправильное срабатывание в случае кратковременного замыкания контактов токовых реле в момент включения
выключателя под действием толчка тока, обусловленного сдвигом по фазе между напряжением энергосистемы и затухающей ЭДС тормозящихся электродвигателей, который может достигать 180°.
2.2 Автоматическое включение резерва на подстанциях.
Рассмотрим принцип действия схем АВР на примере двухтрансформа-торной подстанции, приведенной на рисунке 2.1 Нормально оба трансформатора Т1 и Т2 включены и осуществляют питание потребителей секций шин низшего напряжения.
При отключении по любой причине выключателя Q1 трансформатора Т1 его вспомогательный контакт SQ1.2 размыкает цепь обмотки промежуточного реле KL1. В результате якорь реле KL1, подтянутый при включенном положении выключателя, при снятии напряжения отпадает с некоторой выдержкой времени и размыкает контакты.
Второй вспомогательный контакт SQ1.3 выключателя Q1, замкнувшись, подает плюс через еще замкнутый контакт KL1.1 на обмотку промежуточного реле KL2, которое своими контактами производит включение секционного выключателя Q5, воздействуя на контактор включения YAC.5. По истечении установленной выдержки времени реле KL1 размыкает контакты и разрывает цепь обмотки промежуточного реле KL2. Если секционный выключатель Q5 включится действием схемы АВР на неустранившееся КЗ и отключится релейной защитой, то его повторного включения не произойдет. Таким образом, реле KL1 обеспечивает однократность АВР и поэтому называется реле однократности включения. Реле KL1 вновь замкнет свои контакты и подготовит схему АВР к новому действию лишь после того, как будет восстановлена нормальная схема питания подстанции и включен выключатель Q1. Выдержка времени на размыкание контакта KL1 должна быть больше времени включения выключателя Q5, для того чтобы они успели надежно включиться.
С целью обеспечения АВР при отключении выключателя Q2 от его вспомогательного контакта SQ2. 2 подается команда на катушку отключения YAT1 выключателя Q1. После отключения Q1 схема АВР запускается и действует, как рассмотрено выше. Аналогично рассмотренному выше АВР секционного выключателя будет действовать и при отключении трансформатора Т2.
Кроме рассмотренных случаев отключения одного из трансформаторов потребители также потеряют питание, если по какой-либо причине останутся без напряжения шины высшего напряжения В (или А). Схема АВР при этом не подействует, так как оба выключателя Tl (QI и Q2) или Т2 (Q3 и Q4) останутся включенными. Для того чтобы обеспечить действие схемы АВР и в этом случае, предусмотрен специальный пусковой орган минимального напряжения, в состав которого входят реле KV1, KV2 и KV3. При исчезновении напряжения на шинах подстанции Б, а следовательно, и на шинах В минимальные реле напряжения, подключенные к трансформатору напряжения TV1 замкнут свои контакты и подадут плюс оперативного тока на обмотку реле времени КТ через контакт реле KV3. Реле КТ при этом запустится и по истечении установленной выдержки времени подаст плюс на обмотку выходного промежуточного реле KL3, которое произведет отключение выключателей Q1 и Q2 трансформатора Т1 После отключения выключателя Q1 схема АВР подействует, как рассмотрено выше.
Реле напряжения KV3 предусмотрено для того, чтобы предотвратить отключение трансформатора Т1 от пускового органа минимального напряжения в случае отсутствия напряжения на шинах высшего напряжения А резервного трансформатора, когда действие схемы АВР будет заведомо бесполезным. Реле KV3, подключенное к трансформатору напряжения TV2 шин А, при отсутствии напряжения размыкает контакт
KV3.1 и разрывает цепь от контактов KV1.1 иКУ2.1 к обмотке реле вре-мени КТ. Аналогичный пусковой орган минимального напряжения предусматривается для отключения трансформатора Т2 в случае исчезновения напряжения на шинах А
а - схема первичных соединений; б - цепи переменного напряжения; в - цепи оперативного тока
Рисунок 2.1 -Схема АВР секционного выключателя на подстанции
3 Лекция. Автоматическая частотная разгрузка. Краткие сведения о реле частоты РСГ11
Содержание лекции: изучается назначение и основные принципы выполнения АЧР, даются основные сведения о реле частоты РСГ11.
Цель лекции: ознакомить студентов с работой простейшей схемы АЧР, реализующей работу АЧР I и АЧР I I.
1.1 Назначение и основные принципы выполнения АЧР
Пока в энергосистеме имеется вращающийся резерв активной мощности, системы регулирования частоты и мощности будут поддерживать заданный уровень частоты. После того как вращающийся резерв будет исчерпан, дефицит активной мощности, вызванный отключением части генераторов или подключением новых потребителей, повлечет за собой снижение частоты в энергосистеме.
Небольшое снижение частоты (на несколько десятых герца) не представляет опасности для нормальной работы энергосистемы, хотя, как уже отмечалось выше, и влечет за собой ухудшение экономических показателей. Снижение же частоты более чем на 1—2 Гц представляет серьезную опасность и может привести к полному расстройству работы
энергосистемы.
Это в первую очередь определяется тем, что при понижении частоты снижается частота вращения электродвигателей, а следовательно, и производительность приводимых ими механизмов собственного расхода тепловых электростанций. Вследствие снижения производительности механизмов собственного расхода резко уменьшается располагаемая мощность тепловых электростанций, особенно электростанций высокого давления, что влечет за собой дальнейшее снижение частоты в энергосистеме . Таким образом, происходит лавинообразный процесс — "лавина частот ы", который может привести к полному расстройству работы энергосистемы. Следует также отметить, что современные крупные паровые турбины не могут длительно работать при низкой частоте из-за опасности повреждения их рабочих лопаток.
Процесс снижения частоты в энергосистеме сопровождается также снижением напряжения, что происходит вследствие уменьшения частоты вращения возбудителей, расположенных на одном валу с основными генераторами. Если регуляторы возбуждения генераторов и синхронных
компенсаторов не смогут удержать напряжение, то также может возникнуть лавинообразный процесс — "лавина напряжения", так как снижение напряжения сопровождается увеличением потребления реактивной мощности, что еще более осложнит положение в энергосистеме.
Аварийное снижение частоты в энергосистеме, вызванное внезапным возникновением значительного дефицита активной мощности, протекает очень быстро — в течение нескольких секунд. Поэтому дежурный персонал не успевает принять каких-либо мер, вследствие чего ликвидация аварийного режима должна возлагаться на устройства автоматики. Для предотвращения развития аварии должны быть немедленно мобилизованы все резервы активной мощности, имеющиеся на электростанциях. Все вращающиеся агрегаты загружаются до предела с учетом допустимых кратковременных перегрузок.
При отсутствии вращающегося резерва единственно возможным способом восстановления частоты является отключение части наименее ответственных потребителей. Это и осуществляется с помощью специальных устройств автоматической частотной разгрузки (АЧР), срабатывающих при опасном снижении частоты.
Устройства АЧР должны устанавливаться там, где возможно возникновение значительного дефицита активной мощности во всей энергосистеме или в отдельных ее районах, а мощность потребителей, отключаемых при срабатывании устройства АЧР, должна быть достаточной для предотвращения снижения частоты, угрожающего нарушением работы механизмов собственного расхода электростанций, что может повлечь за собой лавину частоты. Устройства АЧР должны выполняться с таким расчетом, чтобы была полностью исключена возможность даже кратковременного снижения частоты ниже 45 Гц, а время работы с частотой ниже 47 Гц не превышало 20 с, а с частотой ниже 48,5 Гц – 60 с.
При выполнении АЧР необходимо учитывать все реально возможные случаи аварийных отключений генерирующей мощности и разделения энергосистемы или энергообъединения на части, в которых может возникнуть дефицит активной мощности. Чем больший дефицит мощности может возникнуть, тем на большую мощность должно быть отключено потребителей. Для того чтобы суммарная мощность нагрузки потребителей, отключаемых действием АЧР, хотя бы примерно соответствовала дефициту активной мощности, возникшему при данной аварии, АЧР, как правило, выполняется многоступенчатой, в несколько очередей, отключающихся уставками по частоте срабатывания.
На рисунке 3.1 приведены кривые, характеризующие процесс изменения частоты в энергосистеме при внезапном возникновении дефицита активной мощности. Если в энергосистеме отсутствует АЧР, то снижение частоты, вызванное дефицитом активной мощности, будет продолжаться до такого установившегося значения, при котором за счет регулирующего эффекта нагрузки и действия регуляторов частоты вращения турбин вновь восстановится баланс генерируемой и потребляемой мощности при новом, сниженном значении частоты (кривая I).
Иначе будет протекать процесс изменения частоты при наличии АЧР (кривая II). Пусть,например,АЧР состоит из трех очередей с уставками срабатывания 48, 47,5 и 47 Гц. Когда частота снизится до 48 Гц (точка 1), сработают устройства 1-й очереди и отключают часть потребителей: дефицит активной мощности уменьшится, благодаря чему уменьшится и скорость снижения частоты. При частоте 47,5 Гц (точка 2) сработают устройства АЧР 2-й очереди и, отключая дополнительно часть потребителей, еще дольше уменьшат дефицит активной мощности и скорость снижения частоты.
Рисунок 3.1 Изменение частоты при возникновении дефицита активной мощности:
I – при отсутствии АЧР; II – при наличии АЧР
При частоте 47 Гц (точка 3) сработают устройства АЧР 3-й очереди и отключат потребителей на мощность, которая достаточна не только для прекращения снижения частоты, но и для ее восстановления до номинального или близкого к номинальному значения.
Устройства АЧР, используемые для ликвидации аварийного дефицита мощности в энергосистемах, подразделяются на три основные категории.
Первая категория автоматической частотной разгрузки - АЧРI – быстродействующая (t = 0,1 – 0,3 с.) с уставками срабатывания от 48,5 Гц до 46,5 Гц. Назначение очередей АЧРI – не допустить глубокого снижения частоты в первое время развития аварии. Уставки срабатывания отдельных очередей АЧРI отличаются одна от другой на 0,1 Гц. Мощность, подключаемая к АЧРI, примерно равномерно распределяется между очередями.
Вторая категория автоматической частотной разгрузки – АЧРII – предназначена для восстановления частоты до нормального значения, если она длительно остается пониженной, или, как говорят, «зависает» на уровне 48 Гц. Вторая категория АЧРII работает после отключения части потребителей от АЧРI, когда снижение частоты прекращается и она устанавливается на уровне около 47,5 – 48,5 Гц.
Верхний уровень уставок по частоте устройств АЧРII принимается в пределах 48,8 – 48,6 Гц на 0,2 Гц выше верхнего уровня уставок по частоте АЧРI. При этом диапазон уставок АЧРII по частоте должен быть 0,3 Гц с интервалом по очередям 0,1 Гц. Весь объем разгрузки по АЧРII разделяется на три –четыре части (например, 40%, 30% и 30% общего объема). Уставки по времени АЧРII устанавливаются возрастающими от АЧРII с максмальными уставками по частоте к АЧРII с минимальными уставками. Наиболее ответственных потребителей следует подключать к к АЧРII с минимальными уставками по частоте (максимальными уставками по времени). Выдержки времени АЧРII отличаются друг от друга на 3 с и принимаются равными 5-90 с. Большие выдержки по времени АЧРII принимаются для того, чтобы за это время были мобилизованы резервы активной мощности, имеющиеся в энергосистеме: загружены все работающие агрегаты, пущены и загружены резервные гидроагрегаты. При этом наибольшие выдержки времени (70-90с) следует принимать в условиях возможной мобилизации мощности ГЭС.
В дефицитных энергосистемах, получающих мощность от соседних энергосистем, применяется также быстродействующая специальная очередь АЧР с уставкой срабатывания 49 Гц. Эта очередь предназначена для предотвращения снижения частоты в ЕЭС до верхних уставок АЧРII в случаях, когда не удается реализовать оперативные ограничения потребителей, а также для разгрузки межсистемных связей при возникновении дефицита мощности в энергообъединении. Потребители, отключенные действием спецочереди АЧР, должны быть включены в работу не позже чем через 2 ч после их отключения.
Действие устройств АЧР должно сочетаться с другими видами автоматики. Так, например, для того чтобы АЧР было эффективным, нагрузка потребителей, отключенных при аварийном снижении частоты, не должна подхватываться устройствами АПВ и АВР. Поэтому АПВ линии, отключенной действием АЧР, должно блокироваться (не следует путать с АПВ после АЧР, т.е. с особым видом автоматики, принципы выполнения которой рассмотрены ниже). Линии и трансформаторы, обеспечивающие резервное питание в схемах АВР, должны отключаться теми же очередями АЧР, что и основные питающие линии и трансформаторы.
Схема включения статического реле частоты РСГ 11 приведена на рисунке 3.3
Пример выставление уставок срабатывания и возврата приведен в таблице 3.1.
Таблица- 3.1 Выставление уставок срабатывания и возврата
f, Гц |
Положение переключателей |
||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
45 |
|
|
+ |
|
|
|
|
|
|
46,5 |
+ |
|
+ |
|
|
|
+ |
|
|
48,0 |
+ |
+ |
|
|
|
|
|
+ |
|
48.5 |
+ |
+ |
+ |
|
+ |
|
|
+ |
|
49,5 |
+ |
|
+ |
+ |
+ |
+ |
|
+ |
|
50 |
|
|
|
|
+ |
|
+ |
+ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рисунок 3.2 -Реле статическое серии РСГ 11
|
Рисунок 3.3 - Схема включения статического реле частоты РСГ 11
4Лекция . Назначение и классификация устройств
противоаврийной автоматики
Содержание лекции: качественный анализа влияния аварийных возмущений на режим работы энергосистемы.
Цель лекции: дать представление о основных видах противоаврийной автоматики.
4.1 Классификация устройств противоаврийной автоматики.
Развитие энергосистем и соединение их в крупные объединенные энергосистемы (ОЭС), сооружение сверхмощных ТЭС и ГЭС и протяженных сильно загруженных электропередач выдвинули ряд новых требований в части дальнейшей автоматизации управления режимами энергосистем. В связи с этим возникла необходимость: непрерывного контроля за режимами линий электропередачи, нагрузка которых может внезапно возрасти; выявления моментов отключения линий, сопровождающихся набросами мощности и опасными перегрузками параллельных линий, автотрансформаторов и другого оборудования; выявления моментов разрыва электропередач, нарушения устойчивости и характера возникшего при этом асинхронного режима.
Опасность нарушения нормального режима может возникнуть также и при слабых возмущениях, например при медленном увеличении передаваемой по линии мощности, приводящем к нарушению статической устойчивости.
Нарушение нормального режима при больших возмущениях происходит весьма быстро, предотвратить и даже ликвидировать это нарушение действиями обслуживающего персонала практически невозможно. Для решения этой задачи используются различные средства ПА.
По своему назначению все устройства ПА можно разделить на несколько видов:
1) устройства автоматического предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы (АПНУ);
2) устройства автоматической ликвидации асинхронного режима (АЛАР);
3) устройства автоматического ограничения повышения частоты (АОПЧ);
4) устройства автоматического ограничения снижения частоты (АОСЧ), в том числе автоматической частотной разгрузки (АЧР);
5) устройства автоматического ограничения снижения напряжения (АОСН);
6) устройства автоматического ограничения повышения напряжения (АОПН);
7) устройства автоматической разгрузки оборудования (АРО).
Назначение различных видов противоаварийной автоматики можно
проследить на примерах качественного анализа влияния аварийных возмущений на режим работы энергосистемы, схема которой приведена на рисунке 4.1 В качестве одного из примеров рассмотрим влияние КЗ на одной из параллельных линий участка ЭСЗ—ЭС4. После отключения поврежденной линии устройствами релейной защиты мощность, ранее передававшаяся по двум линиям, будет передаваться по одной и может превысить некоторое предельное значение, следствием чего будет
Рисунок 4.1-Схема участка энергосистемы
нарушение устойчивости параллельной работы генераторов электростанций ЭС1—ЭСЗ относительно генераторов электростанции ЭС4. Для предотвращения этого нарушения применяются устройства АПНУ, действующие на ограничение мощности генераторов передающей части энергосистемы (электростанции ЭС1—ЭСЗ). Для того чтобы это ограничение мощности не вызывало снижения частоты в энергосистеме, в приемной части ее (на электростанции ЭС4) применяются устройства, действующие на увеличение загрузки работающих генераторов или отключение части потребителей.
Опасность нарушения устойчивости может возникнуть и при КЗ на линии ЭС1-ЭСЗ, поскольку мощность, вырабатываемая электростанцией ЭС1, будет передаваться по линии ЭС1-ЭС2, увеличивая ее загрузку. В этих условиях возможно нарушение устойчивости параллельной работы генераторов электростанции ЭС1 относительно остальной части энергосистемы. Для предотвращения нарушения устойчивости в рассматриваемом случае ограничение мощности следует применить на электростанции ЭС1, а увеличение загрузки работающих генераторов или отключение нагрузки потребителей — на электростанциях ЭС2-С4.
При отказах устройств АПНУ возможно нарушение устойчивости параллельной работы и как следствие — возникновение асинхронного хода, являющегося наиболее опасным нарушением режима, поскольку он сопровождается глубокими колебаниями напряжения в узловых точках энергосистемы, что неблагоприятно для работы потребителей. Кроме того, в асинхронном режиме электростанции, вышедшие их синхронизма, перестают выдавать мощность в приемную энергосистему. Последнее обстоятельство приводит к тому, что частота в передающей части энергосистемы (избыточной по мощности) увеличивается, а в приемной части (дефицитной по мощности) уменьшается.
Для прекращения асинхронного режима применяются устройства АЛАР, действующие на восстановление синхронизма (ресинхронизацию) или разделение энергосистемы на несинхронно работающие части. Для обеспечения ресинхронизации выполняются мероприятия, направленные на выравнивание частот: в передающей части энергосистемы применяется разгрузка турбин электростанций или отключение части генераторов, в приемной части энергосистемы — загрузка работающих генераторов или отключение части нагрузки.
Одним из тяжелых видов аварийного возмущения является также разрыв электропередачи, связывающей две части энергосистемы. Так, при разрыве электропередачи ЭС З—ЭС 4 (рисунок 4.1), возникающем при отключении одной из параллельных линий в условиях, когда вторая параллельная линия выведена в ремонт, в одной части энергосистемы (на электростанциях ЭС1-ЭС З) возникает избыток мощности генераторов, в другой части, питающейся от ЭС 4, -дефицит. Избыток мощности может привести к опасному повышению частоты. Для предотвращения указанного предусматриваются устройства АОПЧ, действующие на разгрузку турбин электростанций или на отключение части генераторов (в основном гидрогенераторов), или на отделение тепловых электростанций от гидроэлектростанций с примерно сбалансированной нагрузкой.
Дефицит мощности, приводящий к опасному понижению частоты, ликвидируется устройствами АОСЧ, которые действуют на автоматический частотный ввод резерва, автоматическую частотную разгрузку потребителей (АЧР) или на выделение электростанций со сбалансированной нагрузкой для сохранения их собственных нужд.
В дефицитной части энергосистемы помимо снижения частоты возможно снижение напряжения, обусловленное дефицитом реактивной мощности. Опасность снижения напряжения связана с возможностью нарушения устойчивости потребителей и возникновения лавины напряжения. Для предотвращения опасного снижения напряжения предусматриваются устройства АОСН, действующие на форсировку возбуждения генераторов, отключение шунтирующих реакторов и отключение части нагрузки.
Линии электропередачи напряжением 330 кВ и выше могут быть источниками опасного для электрооборудования электростанций и подстанций повышения напряжения при их одностороннем отключении. Для предотвращения длительного повышения напряжения применяют устройства АОПН, действующие на включение шунтирующих реакторов или отключение линии.
Отключение одной из линий, питающих нагрузку подстанции ПС5 рисунок 4.1, может вызвать перегрузку оставшейся в работе линии по условию ее термической стойкости. Для предотвращения повреждения линии используются устройства АНМ (автоматика наброса мощности), действующие на ограничение мощности питающей электростанции (если это мероприятие эффективно) или на отключение части нагрузки.
5 Лекция. Возмущающие воздействия на электроэнергетические системы и противоаврийные управляющие возмущающие воздействия
Содержание лекции: изучаются способы предотвращения нарушения динамической и статической устойчивости.
Цель лекции: изучить категории возмущающих воздействий и назначение противоаврийных возмущающих воздействий.
5.1 Возмущающие воздействия
Возмущающие воздействия вызывают внезапные скачкообразные изменения мощностей, передаваемых по линиям электропередачи, и интенсивные и в широких пределах изменения режимных параметров работы электроэнергетической системы. По степени тяжести различаются три категории или группы опасных возмущающих воздействий.
К первой группе относятся отключения линии электропередачи напряжением 500 кВ и ниже (линий связи с АЭС 750 кВ) при однофазных КЗ на землю с успешным или неуспешным однофазным автоматическим повторным включением на указанных линиях или линиях более высокого напряжения при успешном ОАПВ и отключение одного блока генератор-трансформатор, кроме наиболее мощного в ОЭС.
Вторую группу составляют отключения линий электропередачи любого напряжения при двухфазных КЗ на землю и успешном или неуспешном ТАПВ, отключение наиболее мощного синхронного генератора или двух генераторов АЭС, относящихся к одному ядерному реактору, одновременное отключение двух цепей или линий.
К третьей, наиболее тяжелой, категории относятся возмущающие воздействия, обусловленные однофазными КЗ на землю на линии или шинах любого напряжения при отказе одного из выключателей и действии устройства резервирования отказов выключателей на отключение неповрежденного элемента и отключениями синхронных генераторов одной системы (секции) шин или распредустройства одного из напряжений суммарной мощностью, составляющей половину мощности электростанции.
Возмущающие воздействия угрожают нарушениями динамической в аварийном или статической в послеаварийном режиме устойчивости электроэнергетической системы.
Противоаварийные управляющие воздействия. Для предотвращения нарушения динамической устойчивости необходимы быстродействующие, интенсивные, но кратковременные управляющие воздействия. Обеспечение статической устойчивости достигается также появляющимися практически безынерционно, однако длительно существующими управляющими воздействиями.
Поскольку противоаварийное управление производится при электромеханических переходных процессах, а опасность нарушения синхронной параллельной работы определяется развивающимися снижением и повышением частот вращения синхронных генераторов, начинающихся после возмущающего воздействия, в одной — дефицитной по мощности (обычно приемной), и в другой — избыточной по мощности (передающей) частях электроэнергетической системы соответственно, то противоаварийные управляющие воздействия должны главным образом изменять генерируемые мощности, а в крайних случаях и снижать мощности нагрузки.
Конкретно противоаварийные управляющие воздействия производят:
- повышение пропускной способности электропередачи, т.е. ее предельную передаваемую мощность;
- снижение генерируемой мощности в избыточной передающей части ЭЭС, частота вращения синхронных генераторов в которой увеличивается;
- синхронные генераторы которой уменьшают частоту своего вращения;
- уменьшение мощности, потребляемой нагрузкой приемной части электроэнергетической системы;
- увеличение нагрузки синхронных генераторов передающей части
Соответственно для предотвращения нарушения динамической устойчивости противоаварийные управляющие воздействия осуществляют:
- программную форсировку возбуждения ФВ (рисунок 8.1) синхронных генераторов — быстрое кратковременное увеличение ЭДС генераторов до допустимого по их термической стойкости уровня, обусловливающего повышение напряжений на шинах электростанции и предел передаваемой мощности электропередачи;
- интенсивное кратковременное снижение мощности, развиваемой паровыми турбинами, — импульсную разгрузку турбоагрегатов ИРТ;
- быстрое кратковременное подключение, обычно к гидрогенераторам передающей части, искусственной резистивной нагрузки — электрическое торможение ЭТ гидроагрегатов;
- быстрый перевод тиристорных преобразователей в инверторный режим накопителей электроэнергии в приемной части — их форсировку на выдачу энергии в нагрузку ФНЭЭ.
Для сохранения статической устойчивости в послеаварийном режиме используются противоаварийные управляющие воздействия, обеспечивающие:
- изменение настройки автоматических регуляторов возбуждения сильного действия ИН АРВ в целях достижения максимально возможной пропускной способности электропередачи в сложившихся после возмущающего воздействия условиях;
- увеличение емкостного сопротивления устройства продольной компенсации индуктивного сопротивления линии, повышающего предельную передаваемую мощность линии, — форсировку продольной компенсации ФПК;
- отключение реакторов ОР, повышающее напряжения в начале и в конце линии;
- отключение гидрогенераторов ОГ передающих ГЭС и длительное снижение мощности — длительную разгрузку турбоагрегатов ТЭС ДРТ-
- быстродействующую загрузку недогруженных гидрогенераторов БЗГ приемной части электроэнергетической системы и перевод гидрогенераторов из режима работы синхронным компенсатором в генераторный режим СК - Г;
- частичное программное отключение нагрузки ОН приемной части до развития процесса снижения частоты.
При недостаточности указанных воздействий для предотвращения снижения частоты производится частотный (ускоренный) пуск, самосинхронизация и быстрый набор нагрузки резервных гидрогенераторов ЧПГ и отключение нагрузки — автоматическая частотная разгрузка приемной части электроэнергетической системы.
Противоаварийные управляющие воздействия общесистемной про-тивоаварийной автоматики вырабатываются управляющим вычислительным комплексом УВК, расположенным на диспетчерском пункте ДП.
Необходимые сигналы информации о параметрах предшествующего возмущающему воздействию и послеаварийного режимов, о схеме электроэнергетической системы и о происходящих отключениях выключателей — возмущающих воздействиях и противоаварийные управляющие воздействия передаются по высокочастотным каналам связи ВЧКС, осуществляемым по проводам линий электропередачи путем установки по их концам высокочастотных заградителей в виде параллельных резонансных ZC-контуров и конденсаторов связи Ссв, устройствами телеизмерений УТИ, телесигнализации УТС и быстродействующими устройствами передачи сигналов противоаварийной автоматики БСПА.
6 Лекция. Понятие об устойчивости параллельной работы энергосистем
Содержание лекции: изучается влияние на устойчивость параллельной работы электростанции относительно приемной энергосистемы механической мощности, развиваемой турбинами станции, РТ и электрической мощности РЭ, отдаваемой генераторами.
Цель лекции: изучить понятия статической и динамической устойчивости.
6.1 Статическая устойчивость
Под статической устойчивостью понимается способность энергосистемы сохранять синхронную параллельную работу генераторов при малых возмущениях и медленных изменениях параметров режима.
На рисунке 6.2,а показана схема электрической системы, состоящей из электростанции ЭС, линии электропередачи W и приемной энергосистемы бесконечно большой мощности. Известно, что электрическая мощность Р, вырабатываемая электростанцией и потребляемая нагрузкой энергосистемы, равна
Р = (6.1)
где ЕГ — ЭДС генераторов электростанции; UС — напряжение энергосистемы; ZРЕЗ - результирующее сопротивление генераторов электростанции, линии электропередачи и энергосистемы.
Если ЭДС генераторов ЕГ, напряжение системы UС и ХРЕЗ неизменны, то электрическая мощность, передаваемая электростанцией в энергосистему, зависит от угла между векторами ЕГ и UРЕЗ (рисунок 6.1б). Эта зависимость имеет синусоидальный характер, она получила название угловой характеристики электропередачи (рисунок 6.1в)
Максимальное значение мощности, которая может быть передана в энергосистему, называется пределом статической устойчивости:
РПР.СТ = (6.2)
Это значение мощности соответствует амплитуде угловой характеристики (точка 3 на рисунке 6.1в).
Устойчивость параллельной работы электростанции относительно приемной энергосистемы определяется соотношением механической мощности, развиваемой турбинами станции, РТ и электрической мощности РЭ, отдаваемой генераторами. Нормальный установившийся режим характеризуется равенством механической мощности, развиваемой турбинами, и электрической мощности, отдаваемой генераторами: РТ = РЭ
Рисунок 6.1- Схема электропередачи (а), векторная диаграмма тока и напряжений (б) и угловая характеристика электропередачи (в)
Мощность турбины не зависит от угла δ и определяется только количеством энергоносителя, поступающего в турбину. Условию (6.3) соответствуют точки 1 и 2 на рисунке 6.1в. Точка 1 является точкой устойчивого равновесия, а точка 2 — неустойчивого равновесия. Область устойчивой работы определяется диапазоном углов δ от 0 до 90°. В области углов, больших 90°, устойчивая параллельная работа невозможна.
Работа на предельной мощности, соответствующей углу 90°, не производится, так как малые возмущения, всегда имеющиеся в энергосистеме колебания нагрузки, могут вызвать переход в неустойчивую область и нарушение синхронизма. Максимальное допустимое значение передаваемой мощности принимается меньшим предела статической устойчивости.
Запас оценивается коэффициентом запаса статической устойчивости, %:
K З.СТ = (6.3)
Запас статической устойчивости для электропередачи в нормальном режиме должен составлять не менее 20%, а в кратковременном после-аварийном режиме (до вмешательства персонала в регулирование режима) — не менее 8%.
6.2 Динамическая устойчивость
Под динамической устойчивостью понимается способность энергосистемы сохранять синхронную параллельную работу генераторов при значительных внезапных возмущениях, возникающих в энергосистеме (КЗ, аварийное отключение генераторов, линий,, трансформаторов).
Для оценки динамической устойчивости применяется метод площадей. В качестве примера рассмотрим режим работы двухцепной электропередачи, связывающей электростанцию с энергосистемой, при КЗ на одной из линий с отключением поврежденной линии и ее успешным АПВ (рисунок 6.2а).
Исходный режим электропередачи характеризуется точкой 1, расположенной на угловой характеристике I, которая соответствует исходной схеме электропередачи (рисунок 6.2б). При КЗ в точке К1 на линии W2 угловая характеристика электропередачи занимает положение II.
Снижение амплитуды характеристики II вызвано значительным увеличением результирующего сопротивления ZРЕЗ между точками приложения ЕГ и UС. В момент КЗ происходит сброс электрической мощности на величину ∆Р за счет снижения напряжения на шинах станции (точка 2 на рисунке 6.2б).
Сброс электрической мощности зависит от вида КЗ и его места. В предельном случае при трехфазном КЗ на шинах станции происходит сброс мощности до нуля. Под действием избытка механической мощности турбин над электрической мощностью роторы генераторов станции начинают ускоряться, а угол δ увеличивается. Процесс изменения мощности идет по характеристике II. Точка 3 соответствует моменту отключения поврежденной линии с двух сторон устройствами релейной защиты РЗ.
Рисунок 6.2 - Качественный анализ динамической устойчивости при КЗ на линии электропередачи:
а - схема электропередачи; б - угловые характеристики электропередачи; в -изменение угла δ во времени
После отключения линии режим электропередачи характеризуется точкой 4, расположенной на характеристике III, которая соответствует схеме электропередачи с одной отключенной линией. За время изменения угла от δ1 до δ3 роторы генераторов станции приобретают дополнительную кинетическую энергию. Эта энергия пропорциональна площади, ограниченной линией РТ, характеристикой II и ординатами в точках 1 и 3.
Эта площадь получила название площадки ускорения SУ. B точке 4 начинается процесс торможения роторов, так как электрическая мощность больше мощности турбин. Но процесс торможения происходит с увеличением угла δ. Увеличение угла δ будет продолжаться до тех пор, пока вся запасенная кинетическая энергия не перейдет в потенциальную.
Потенциальная энергия пропорциональна площади, ограниченной линией РТ и угловыми характеристиками послеаварийного режима. Эта площадь получила название площадки торможения SТ. В точке 5 по истечении некоторой паузы после отключения линии W2 срабатывает устройство АПВ (предполагается использование трехфазного быстродействующего АПВ с малой паузой). При успешном АПВ процесс увеличения угла будет продолжаться по характеристике I (точка 6), соответствующей исходной схеме электропередачи. Увеличение угла прекратится в точке 7, которая характеризуется равенством площадок Sy и ST. В точке 7 переходный процесс не останавливается: вследствие того что электрическая мощность превышает мощность турбин, будет продолжаться процесс торможения по характеристике I но только с уменьшением, угла. Процесс установится в точке 1 после нескольких колебаний около этой точки. Характер изменения угла δ во времени показан на рисунке 6.2,в.
С целью упрощения анализа мощность турбин РТ во время переходного процесса принята неизменной. В действительности она несколько меняется вследствие действия регуляторов частоты вращения турбин.
Таким образом, анализ показал, что в условиях данного примера сохраняется устойчивость параллельной работы. Необходимым условием динамической устойчивости является выполнение условий статической устойчивости в послеаварийном режиме. В рассмотренном примере это условие выполняется, так как мощность турбин не превышает предела статической устойчивости.
Устойчивость параллельной работы была бы нарушена, если бы в переходном процессе угол δ перешел значение, соответствующее точке 8. Точка 8 ограничивает справа максимальную площадку торможения. Угол, соответствующий точке 8, получил название критического δ КР . При переходе этой границы наблюдается лавинное увеличение угла δ, т.е. выпадение генераторов из синхронизма.
Запас динамической устойчивости оценивается коэффициентом, равным отношению максимально возможной площадки торможения к площадке ускорения:
k З.ДИН = (10.5)
При k З.ДИН > 1 режим устойчив, при k З.ДИН < 1 происходит нарушение устойчивости.
В случае неуспешного АПВ (включения линии на неустранившееся КЗ) процесс из точки 5 перейдет на характеристику II. Нетрудно убедиться, что в условиях данного примера устойчивость после повторного КЗ и последующего отключения линии не сохраняется.
7 Лекция. Пусковые органы противоаврийной автоматики. Схема устройства фиксации отключения линии (УФОЛ)
Содержание лекции: рассматривается схема пускового органа, фиксирующего отключение линии электропередачи по положению ее выключателя.
Цель лекции: изучить упрощенную структурную схему централизованной системы противоаварийной автоматики.
7.1 Структура устройств
В настоящее время в качестве основной принята централизованная система противоаварийного управления, включающая в себя комплекс устройств, предназначенных для предотвращения нарушения устойчивости в районе противоаварийного управления.
На рисунке 7.1 показан пример упрощенной структурной схемы централизованной системы противоаварийной автоматики. Независимо от конфигурации района противоаварийного управления, от вида возмущений, на которые реагируют устройства, от используемых средств повышения устойчивости система ПА содержит следующие взаимосвязанные основные устройства: пусковые органы ПО — выявляют аварийные возмущения в энергосистеме или переходные процессы, опасные для устойчивости, а также тяжесть этих возмущений. Тяжесть КЗ, например, оценивается его видом, длительностью, значением сброса активной мощности или снижением напряжения. При срабатывании пусковых органов на их выходах появляются сигналы А, которые используются другими устройствами ПА для формирования сигналов управляющих воздействий. Пусковые органы размещаются на объектах, где фиксируются аварийные возмущения;
Рисунок 7.1 - Структурная схема ПА района противоаварийного управления: Пр. - приемник; Пер. – передатчик
измерительные органы ИО — осуществляют измерение параметров исходного режима энергосистемы (перетоков мощности по линиям электропередачи, загрузки генераторов электростанций и т.п.) и дают информацию об исходной схеме сети (о включенном или отключенном состоянии линий электропередачи и других элементов энергосистемы). Эта информация характеризует напряженность исходного режима и используется для работы устройства автоматической дозировки управляющих воздействий АДВ; устройство АДВ - в зависимости от параметров исходного режима и схемы сети определяет для каждого возмущения, фиксируемого соответствующим пусковым органом, интенсивность управляющих воздействий, необходимую для сохранения устойчивости параллельной работы. Оно является центральным устройством ПА в районе противоаварийного управления. Устройство АДВ получает информацию от измерительных органов (сигналы И, С) и подготавливает управляющие воздействия.
Устройство АДВ является логико-вычислительным. Оно может быть выполнено с применением релейных логических элементов или ЭВМ. В последнем случае рассчитанные в устройстве АДВ значения управляющих воздействий запоминаются в отдельном устройстве автоматического запоминания дозировки АЗД. Устройство АЗД устанавливается в месте установки АДВ или в местах реализации управляющих воздействий, например на электростанции ЭС2. Устройство АЗД по сигналам настройки Н подготавливает в исходном режиме цепи для прохождения аварийных сигналов ПО на электростанцию ЭС2. Применение вынесенных устройств АЗД (по отношению к месту установки устройства АДВ) обеспечивает повышение быстродействия и надежности противоаварийного управления;
исполнительные устройства ИУ - реализуют сформированные устройством АДВ управляющие воздействия; устройство телепередачи сигналов автоматики ТСА — обеспечивают связь и взаимодействие между собой отдельных устройств системы ПА. С помощью устройств ТСА осуществляется телепередача следующих сигналов: аварийных сигналов, передаваемых от ПО и АДВ или к АЗД; сигналов управляющих воздействий, передаваемых от АДВ или от АЗД к ИУ; информации об исходном режиме и схеме сети, передаваемой от ИО к АДВ; сигналов настройки вынесенных устройств АЗД, передаваемых от АДВ к АЗД; сигналов контроля положения элементов устройств АЗД, передаваемых от АЗД к АДВ.
Сигналы пусковых органов и сигналы управляющих воздействий составляют аварийную информацию. Она должна передаваться по возможности быстро, без задержки. Для этой цели используется аппаратура быстродействующей телепередачи сигналов Остальные сигналы составляют доаварийную информацию. Эта информация передается непрерывно с помощью различных устройств телемеханики.
7.2 Схема пусковых органов устройств ПА
В зависимости от вида аварийных возмущений в энергосистеме применяют различные пусковые органы.
Пусковой орган, фиксирующий отключение линии электропередачи по положению ее выключателей, срабатывает при отключении линии тремя фазами по любой причине. Пусковыми элементами устройства являются контакты реле блокировки от многократного включения трех фаз KBS.A, KBS.B, KBS.C и реле положения "Отключено" трех фаз KQT.A, KQT.B, KQT.C из схемы управления выключателем (рисунок 7.2, катушки указанных реле на схеме не показаны). Схема составлена в предположении пофазного управления выключателем Q.
Использование реле KBS обеспечивает срабатывание пускового органа еще до отключения выключателя линии, чем обеспечивается ускорение действия ПА. Реле KBS в пусковой цепи помимо быстродействия существенно повышает надежность работы пускового органа, обеспечивая его срабатывание при неполнофазном отключении выключателя. В этих условиях пусковая цепь с контактами реле положения «Отключено» оказывается неработоспособной, так как реле KQT поврежденной фазы не срабатывает.
Реле KQT трех фаз выключателя позволяют получить сигнал об отключении выключателя в течение всего времени, пока он отключен.
Рисунок 7.2 -Схема пускового органа, фиксирующего отключение линии электропередачи по положению ее выключателя
Устройство работает следующим образом. При отключении линии W пусковая цепь устройства вызывает срабатывание быстродействующего промежуточного реле KL1, а также двухпозиционного реле KL2, которое фиксирует отключенное положение выключателя. Положение контактов реле KL2, показанное на рисунке 7.2, соответствует включенному положению выключателя.
Реле KL1 при своем срабатывании самоудерживается с помощью контакта KL1.1 до момента срабатывания реле KL2, чем предотвращается срыв сигнала об отключении, возможный при возврате реле KBS раньше срабатывания реле KL2. Цепь RC, включенная параллельно катушке реле KL1, создает дополнительную задержку при возврате KL1, чем обеспечивается надежное срабатывание реле KL2. Промежуточное реле KL2 с фиксированным положением якоря позволяет сохранить информацию об отключении выключателя, выведенного в ремонт, когда может быть снято напряжение оперативного тока в цепях управления выключателем.
Сигнал аварийного отключения линии, используемый устройством АДВ, формируется с помощью выходного промежуточного реле KL5, которое срабатывает после замыкания контакта KL1.2. Так как реле KL1 срабатывает кратковременно, выходной сигнал удлиняется использованием контакта KL2.4. Обычно длительность сигнала пускового органа ограничивается. Это ограничение выполнено с помощью промежуточного реле KL4, имеющего задержку при своем возврате. В нормальном режиме, когда линия включена, реле КТ2 и KL4 находятся под напряжением, обеспечивая готовность выходной цепи. После отключения линии эти реле возвращаются. Реле времени КТ2, задерживая подготовку к действию выходной цепи устройства после включения линии, исключает срабатывание пускового органа в условиях оперативного включения линии из ремонтного состояния на короткое замыкание и ее последующего отключения релейной защитой. Выдержка времени реле КТ2 должна превышать время отключения линии релейной защитой.
Реле KL2 возвращается в исходное положение после включения выключателя Q, а также его разъединителей QS1 и QS2, для чего используются последовательно включенные контакты реле положения «Включено» отдельных фаз выключателя KQC.A, KQC.B, KQC.C и вспомогательные контакты разъединителей QS1 и QS2. Последние исключают возврат реле KL2 в условиях, когда выключатель находится в ремонте и реле положения выключателя KQT и KQC могут находиться в произвольном положении.
Рассматриваемая схема формирует не только сигнал об аварийном отключении линии, но и сигнал о ремонтном состоянии линии. Сигнал о ремонте линии используется для перестройки устройства АДВ, поскольку в ремонтной схеме электрической сети меняются условия дозировки управляющих воздействий ПА.
Ремонтное состояние линии фиксируется после ее отключения с выдержкой времени, превышающей время трехфазного АПВ. Для этой цели используются реле времени КТ1 и промежуточное реле фиксации ремонта KL3. Реле времени КТ1, а затем и реле KL3 срабатывают не только после отключения линии на той ее стороне, где установлено устройство (цепь с контактом KL2.2), но и при одностороннем отключении линии с противоположного конца, где также устанавливается пусковой орган фиксации отключения линии. Сигналы о состоянии линии с противоположной стороны передаются по каналу связи и принимаются приемником аппаратуры ТСА. При этом контакт реле приемника К 1.1 замыкается при приеме сигнала об отключении линии, контакт К1.2 замыкается при приеме сигнала о включении линии.
Двухпозиционное реле KL3 позволяет сохранить длительный сигнал о ремонте линии при пропадании напряжения оперативного тока.
Реле времени КТ1 включено по схеме несоответствия положения реле KL2 (или реле К1 приемника ТСА) и положения реле KL3. Реле КТ1 работает в кратковременном режиме: после срабатывания КТ1 и переориентации реле KL3 реле КТ1 возвращается в исходное положение.
Возврат реле KL3 осуществляется после включения линии с двух сторон, для чего используются последовательно включенные контакты KL2.3 и К1.2. Возврат реле KL3 выполняется без выдержки времени, так как включение линии производится поочередно, сначала с одной стороны, а затем после успешного включения с данной стороны включается линия с противоположной стороны.
На линиях высокого напряжения чаще всего устанавливаются два выключателя с каждой стороны. Схема пускового органа при двух линейных выключателях аналогична рассмотренной. Предусматриваются элементы пускового органа для каждого из выключателей. Элементы питаемые от источника оперативного тока, относящегося к линии (± W) являются общими для обоих выключателей. В эту часть схемы добавляются элементы фиксации отключения второго выключателя.
Иногда линия с двумя выключателями дополнительно оборудуется линейным разъединителем. В этом случае ремонтное состояние линии может существовать при включенных выключателях линии, шинных разъединителях, но при отключенном линейном разъединителе. Для исключения возврата реле KL3 в его цепь возврата включаются замыкающие вспомогательные контакты линейного разъединителя.
Лекция 8. Автоматика наброса мощности (АНМ)
Содержание лекции: на примере схемы АНМ изучается действие автоматики на на разгрузку линии действием на отключение генераторов (ОГ), отключение нагрузки (ОН) и шунтирующих реакторов (ШР).
Цель лекции: изучить способы разгрузки линий в аварийных ситуациях.
В аварийных ситуациях, когда происходит перегрузка линии, по мощности, которая может привести к нарушению устойчивости энергосистемы, происходит пуск схемы автоматики наброса мощности (АНМ), имеющей, как правило, 2 ступени (рисунок 8.1). Первая ступень, в которую входят реле мощности KW1, KW2,KW3 фиксирующие наброс мощности с контролем снижения напряжения до 460кВ ( реле напряжения KV1, KV2, KV3), действует на отключение шунтирующих реакторов (ШР) на линии и на шинах подстанции. Отключение шунтирующих реакторов приводит к повышению напряжения и как следствие увеличению пропускной способности линии. Если наброс мощности вызвал снижение напряжения на линии до уставки 440кВ, то срабатывает 1 ступень АНМ уже на отключение генераторов (ОГ) в избыточной части энергосистемы и отключение нагрузки (ОН) в дефицитной части энергосистемы, тем самым разгружая перегруженную линию.
Действие второй ступени АНМ, в которую входят реле мощности KW5, KW6, KW3, фиксирующие недопустимый наброс мощности, приводит к отключению перегруженной линии.
а)
б)
в)
а) Цепи переменного тока; б) контроль цепи напряжения 460кВ; в) контроль цепи напряжения 440кВ;
Рисунок 8.1- Фрагмент схемы автоматики наброса мощности (АНМ, 1 и 2 ступени)
9 Лекция. Устройство автоматической дозировки воздействий (АДВ)
Содержание лекции: изучается упрощенная схема устройства АДВ на два пусковых органа.
Цель лекции: изучить устройство телепередачи аварийных сигналов автоматики и принципы работы устройств дозирующих воздействий.
9.1 Устройство автоматической дозировки управляющих
воздействий
Наибольшее распространение получили устройства АДВ, которые определяют интенсивность управляющих воздействий в исходном режиме до возникновения аварии, для каждого из фиксируемых пусковыми органами аварийных возмущений.
На рисунке 9.1 в качестве примера показаны зависимость мощности отключаемых генераторов Ро г от одного параметра — мощности, передаваемой по линии электропередачи в исходном режиме, Рисх для двух пусковых органов (характеристики 1 и 2) при неизменных остальных параметрах энергосистемы. Эти характеристики можно построить по результатам расчетов устойчивости. Точки пересечения характеристик с осью Рисх определяют пределы передаваемой мощности, при которых расчетные повреждения не требуют исключения генераторов для сохранения устойчивости. При больших значениях передаваемой мощности для сохранения устойчивости требуется ограничение мощности на определенное значение.
Рисунок 9.1- Характеристики дозировки мощности отключаемых генераторов в зависимости от передаваемой мощности в исходном режиме
Наиболее простой вариант устройства АДВ выполняется с помощью дискретных (релейных) элементов. Изменение мощности Рисх фиксируется с помощью нескольких реле активной мощности, настроенных на различные мощности срабатывания. Диапазон мощности, в котором работают реле, ограничен значениями Рисх1 и максимально возможной передаваемой мощностью Рперmах. Каждой ступени исходной мощности соответствует определенная мощность отключаемых генераторов. Таким образом, расчетные характеристики 1и 2 с помощью аналого-релейного преобразователя (АРП) аппроксимируются в ступенчатые характеристики 1' и 2'. Значения мощности срабатывания ступеней Рисх определены по значениям мощностей отключаемых генераторов. Чем больше число ступеней Рог и Рисх, тем точнее аппроксимация. Одно из требований, предъявляемых к АРП, состоит в том, чтобы он фиксировал («запоминал») в течение некоторого времени значение активной мощности, передаваемой в предшествующем повреждению режиме. Ступени АРП не должны возвращаться в исходное положение при кратковременном снижении мощности, что может иметь место при КЗ и качаниях.
Упрощенная схема устройства АДВ на два пусковых органа ПО1 и ПО2 показана на рисунке 9.2. Устройство АДВ дозирует мощность отключаемых генераторов только в зависимости от одного параметра — передаваемой мощности. Устройство реализует характеристики на рисунке 9.1. Аналого-релейный преобразователь (АРП) содержит шесть реле активной мощности KW1—KW6 и соответственно шесть выходных реле KL1—KL6. Реле мощности с большим номером настроены на большую мощность срабатывания. Контакты выходных реле используются для создания ступеней дозировки мощности отключаемых генераторов.
Для настройки устройства на требуемую ступень отключения генераторов предусмотрен шинный коммутатор SC, который представляет собой коммутационное поле, состоящее из ряда горизонтальных и вертикальных шинок. К горизонтальным шинкам подключаются цепи контактов выходных реле АРП, вертикальные шинки являются входными цепями исполнительного устройства. Каждая горизонтальная шинка может быть соединена электрически с любой вертикальной. Для этого нужно вставить штырь контактного разъема в гнездо на пересечении шинок (на рисунке 9.2,в штыри контактного разъема условно показаны в виде стрелок). В штыри контактного разъема встроены диоды VD (рисунок 9.2, г), исключающие образование обходных цепей (разделяющие цепи дозировки различных пусковых органов).
Недостаток устройства АДВ в релейном исполнении состоит в том, что оно определяет значения управляющих воздействий с погрешностью, обусловленной ступенчатостью аппроксимирующей характеристики. Если значение управляющих воздействий зависит не от одного, а от большинства параметров энергосистемы и если требуется определять значения управляющих воздействий для большого числа пусковых органов, то и устройства АДВ, использующие релейные элементы, становятся сложными и громоздкими. В этих условиях целесообразно в качестве устройства АДВ использовать компьютерах, которые начинают внедряться в энергосистемах.
|
а - схема цепей переменного тока и напряжения; б - схема фиксации мощности исходного режима; в - схема цепей дозировки; г - схема включения штыря контактного разъема шинного коммутатора. Рисунок 9.2- Схема устройства автоматической дозировки управляющих воздействий
9.2 Устройство телепередачи аварийных сигналов автоматики
Для телепередачи информации о срабатывании пусковых органов, команд управления и других аварийных сигналов ПА широкое применение получил комплекс аппаратуры, обладающий высоким быстродействием и повышенной надежностью функционирования. Комплекс аппаратуры для телепередачи аварийных сигналов автоматики включает в себя:
аппаратуру низкочастотных каналов автоматики типа АНКА, предназначенную для образования низкочастотных сигналов автоматики;
высокочастотную аппаратуру типа АВПА (аппаратура высокочастотная для противоаварийной автоматики), предназначенную для преобразования низкочастотных сигналов аппаратуры АНКА в высокочастотные.
Этот комплекс аппаратуры обеспечивает передачу сигналов по ВЧ каналу, образованному линией электропередачи. Схема подключения аппаратуры к воздушной линии W электропередачи показан на рисунке 9.3. На передающем пункте ПС1 устанавливаются передатчики аппаратуры АНКА и АВПА, осуществляющие передачу сигналов пусковых органов ПО. На приемном пункте ПС2 с помощью приемников АВПА и АНКА осуществляются прием переданных сигналов и реализация их в исполнительном устройстве ИУ.
Если в качестве канала связи используется специальная проводная линия связи (кабель связи), то для передачи сигналов автоматики достаточно использования одной аппаратуры АНКА. В этом состоит преимущество раздельного исполнения тональной части и ВЧ части аппаратуры.
Аппаратура АНКА предназначена для преобразования дискретных сигналов автоматики, сигналов телемеханики или фазы напряжения промышленной частоты в частотно-модулированные сигналы низкой частоты в передатчике и для обратного преобразования этих сигналов в приемнике.
Имеются две модификации аппаратуры: АНКА-14 - для передачи и приема 14 сигналов и АНКА-4 - для передачи и приема четырех сигналов автоматики.
Для передачи сигналов телемеханики на приемном и передающем пунктах должна использоваться соответствующая аппаратура телемеханики (аппаратура ТМ на рисунке 9.3). Кроме того, на приемном пункте дополнительно должен использоваться приемник аппаратуры передачи телеинформации АПТ, предназначенный для преобразования частотно- модулированных колебаний сигналов телемеханики в посылки постоянного тока, используемые далее в приемнике телемеханики.
Рисунок 9.3- Схема присоединения ВЧ аппаратуры к линии электропередачи
Передача аварийных сигналов автоматики осуществляется одночастотным импульсным кодом, т.е. каждому сигналу автоматики соответствует импульс определенной частоты. В режиме покоя (при отсутствии аварийных сигналов) генератор частоты непрерывно вырабатывает контрольную частоту. При передаче контрольной частоты непрерывно осуществляется контроль исправности канала связи, чем обеспечивается готовность аппаратуры для передачи аварийных сигналов. При подаче на вход передатчика рабочих сигналов автоматики передача контрольной частоты прекращается и осуществляется передача соответствующих частот сигналов автоматики.
Минимальное время передачи одного сигнала с момента подачи управляющего сигнала на вход передатчика до момента срабатывания выходного реле приемника не превышает 20 мс (при отключенном устройстве задержки в приемнике).
Передатчик АНКА позволяет передавать вместо сигналов ТИ-ТС фазу напряжения промышленной частоты. Передача фазы напряжения производится также методом частотной манипуляции. Передача сигналов ТИ-ТС или фазы напряжения производится непрерывно. В случае появления аварийных сигналов автоматики передача сигналов телемеханики или фазы прерывается на время подачи аварийных сигналов, т.е. отдается предпочтение аварийным сигналам.
10 Лекция. Асинхронный режим и устройства автоматической ликвидации асинхронного режима. Способы ликвидации асинхронного режима
Содержание лекции: даны основные характеристики асинхронного режима и способы ликвидации асинхронного режима.
Цель лекции: выяснить признаки асинхронного режима и изучить
способы ликвидации асинхронного режима.
10.1 Асинхронный режим
Асинхронный режим является следствием нарушения устойчивости параллельной работы отдельных частей энергосистемы. Причинами нарушения устойчивости могут быть отказ быстродействующих защит и отключение коротких замыканий резервными защитами, нерасчетные повреждения, непредвиденное развитие аварии (цепочечные аварии), отказ ПА, несинхронное АПВ.
Характерными признаками асинхронного режима являются периодические изменения угла между эквивалентными ЭДС, несинхронно работающих частей энергосистемы, напряжения в различных точках электропередачи, тока и активной мощности электропередачи, сопротивления на зажимах реле сопротивления. Графики изменения указанных параметров показаны на рисунках 10.1 и 10.2.
Периодическое уменьшение напряжения может вызвать расстройство работы потребителей, особенно если они подключены вблизи электрического центра качаний (ЭЦК); кроме того, снижение напряжения может представлять опасность нарушения устойчивости параллельной работы внутри синхронно работающих частей энергосистемы. Периодическое увеличение тока и снижение напряжения могут вызвать неселективную работу релейной защиты. Колебания активной мощности приводят к прекращению выдачи мощности электростанцией в приемную дефицитную энергосистему; кроме того, эти колебания приводят к дополнительным механическим усилиям на вал турбины. Повышение частоты в одной части энергосистемы и ее снижение в другой части представляют опасность для работы потребителей и генераторов.
Рисунок 10.1-Изменение угла между ЭДС Е1 и Е2 (а), напряжения в различных точках электропередачи (б) и активной мощности (в) в асинхронном режиме
Рисунок 10.2- Изменение сопротивления на зажимах реле сопротивления в асинхронном режиме:
1 и 2 - конечные точки в схеме замещения сопротивлений электропередачи; А - место установки автоматики; С - центр качаний
10.2 Способы ликвидации асинхронного режима
Существуют два способа ликвидации асинхронного режима: ресинхронизация и разделение асинхронно работающих частей энергосистемы.
Ресинхронизацией называется процесс восстановления синхронизма из состояния асинхронного режима. Дня обеспечения ресинхронизации должны быть приняты меры, направленные на выравнивание частот несинхронно работающих частей энергосистемы. Для этого в энергосистеме, работающей с повышенной частотой, производится быстрая разгрузка генераторов или отключение части генераторов. В энергосистеме, работающей с пониженной частотой, производится быстрая загрузка работающих генераторов, имеющих резерв мощности, частотный пуск гидрогенераторов или перевод гидрогенераторов из режима синхронных компенсаторов в генераторный режим и затем, при большом снижении частоты, отключение части потребителей от устройств АЧР или устройств автоматической ликвидации асинхронного режима. Для ускорения ресинхронизации в некоторых случаях производится деление энергосистемы, имеющей повышенную частоту, а затем разгрузка генераторов выделенной части. Процессу ресинхронизации способствует действие автоматических регуляторов частоты вращения турбин.
Разделение асинхронно работающих частей энергосистемы выполняется в тех случаях, когда недопустим длительный асинхронный режим или когда ресинхронизация невозможна. Такое деление сети немедленно ликвидирует асинхронный режим, не требуя дальнейшей ресинхронизации. Сечение деления должно быть выбрано таким, чтобы деление по нему создавало минимальный небаланс в разделившихся частях энергосистемы.
11Лекция. Принципы выполнения устройств автоматической ликвидации асинхронного режима
Содержание лекции: подробно рассматривается работа ступеней схемы АЛАР.
Цель лекции: изучить структурную схему и работу выявительного органа устройства автоматической ликвидации асинхронного режима (АЛАР).
11.1 Принципы выполнения устройств автоматической ликвидации асинхронного режима.
В энергосистемах применяется большое количество различных устройств автоматической ликвидации асинхронного режима, отличающихся способом выявления асинхронного режима и параметрами, на которые они реагируют.
В соответствии с характерными признаками асинхронного режима, рассмотренными в начале параграфа, применяются устройства, реагирующие на изменение тока, активной мощности в линии электропередачи, напряжения на шинах подстанции, сопротивления на зажимах реле сопротивления. Часто применяются комбинированные устройства, с помощью которых осуществляется контроль изменения не одного, а нескольких режимных параметров. К устройствам, выявляющим асинхронный режим, предъявляются следующие основные требования: селективность, чувствительность к асинхронному режиму, быстрота срабатывания, способность определения знака скольжения.
Под селективностью понимается свойство устройства отличать асинхронный режим в данном сечении электрической сети от асинхронного режима в смежных сечениях. Синхронные качания представляют значительно меньшую опасность, чем асинхронный режим, так как существуют кратковременно и характеризуются менее глубокими колебаниями режимных параметров.
В зависимости от знака скольжения выбираются мероприятия, которые необходимо выполнить для достижения ресинхронизации.
Ниже рассматривается устройство, разработанное институтом «Энерго-сетьпроект», которое в основном удовлетворяет поставленным требованиям.
На рисунке 11.1 показана структурная схема этого устройства. Устройство имеет трехступенчатое исполнение. Первая ступень (I) выявляет асинхронный режим на первом его цикле, вторая ступень (II) действует по истечении двух—четырех циклов асинхронного режима, третья ступень (III) действует с дополнительной выдержкой времени t2 после срабатывания второй ступени. Асинхронный режим выявляется путем фиксирования изменения сопротивления на зажимах реле сопротивления, а также знака мощности электропередачи в этом режиме. Для этой цели в устройстве используется комплект реле сопротивления типа КРС-2, содержащий три направленных реле сопротивления KZ1 - KZ3. максимальное реле мощности KW1 с двумя контактами KW1.1 и KW1.2.
Рисунок 11.1- Структурная схема устройства автоматической ликвидации асинхронного режима
KZ1-KZ3 - минимальные реле сопротивления; KW1 - максимальное реле мощности; t1,t2 - элементы выдержки времени; Запрет - логический элемент, в котором сквозной сигнал блокируется сигналом со знаком минус; И - логический элемент; nц - счетчик циклов; Ts > Тк„ - элемент контроля периода асинхронного режима Ts, срабатывающий при условии, что значение Ts превышает критическое значение Ткр, I.У, I..Т, II.У, III - выходные цепи трех ступеней устройства с фиксацией ускорения (У) или торможения (Т) генераторов энергосистемы
Применение реле сопротивления обеспечивает повышенную чувствительность по сравнению с другими видами пусковых органов и, кроме того, позволяет определить сечение асинхронного режима, в котором размещается электрический центр качаний. Реле сопротивления имеют независимую настройку и могут иметь в устройстве различное применение в зависимости от вида и расположения характеристики изменения сопротивления на зажимах реле Zp в асинхронном режиме. В качестве примера на рисунке 11.2,в показаны характеристики реле сопротивления для одного из вариантов их использования.
Первая ступень устройства. Необходимость действия устройства на первом цикле возникает при нарушении устойчивости, которое сопровождается глубоким снижением напряжения, грозящим серьезным расстройством работы
а - схема цепей переменного тока и напряжения; б — схема оперативных цепей выявительного органа второй ступени устройства; в — характеристики срабатывания реле сопротивления; г - угловая диаграмма работы реле
Рисунок 11.2- Выявительный орган устройства автоматической ликвидации асинхронного режима
потребителей или дополнительным выходом из синхронизма генераторов в другом узле энергосистемы. Принцип действия первой ступени устройства, выявляющей асинхронный режим на первом цикле, основан на измерении скорости изменения сопротивления на зажимах реле сопротивления. Эта скорость фиксируется с помощью двух реле сопротивления KZ1 и KZ2, имеющих различные характеристики срабатывания (рисунки 11.1и 11.2,в).
При нарушении синхронизма годограф сопротивления на зажимах реле сопротивления Z последовательно входит сначала в зону срабатывания чувствительного реле сопротивления KZ1, а затем грубого реле KZ2. При срабатывании KZ1 (точка 1 на рисунке 11.2,в) пускается элемент времени t1, имеющий выдержку времени 0,1-0,2 с. Дальнейшее изменение Zp приводит к срабатыванию реле KZ2 (точка 2 на рисунок 11.2,в) и появлению логического сигнала на выходе первого элемента И. Чтобы этот сигнал не исчезал вследствие срабатывания элемента Запрет, предусмотрено удерживание сигнала с помощью обратной связи, соединяющей выход элемента И с входом элемента t1. Поочередное срабатывание двух реле сопротивления означает, что происходит процесс снижения сопротивления, не свойственный процессу снижения сопротивления при коротких замыканиях или неисправности в измерительных цепях напряжения. Однако поочередного срабатывания двух реле сопротивления недостаточно для селективного определения нарушения синхронизма, это срабатывание может иметь место при синхронных качаниях.
Вторым условием срабатывания первой ступени устройства является прохождение угла δ между векторами ЭДС двух частей энергосистемы через критическое значение. Сигнал о прохождении угла δ через критическое значение поступает от выявительного органа второй ступени устройства на входы элементов И первой ступени, причем этот сигнал существует в одном из двух видов в зависимости от того, ускоряются или тормозятся генераторы той части энергосистемы, в которой установлено устройство. Если имеет место ускорение генераторов, на выходе устройства появляется сигнал I.У, если имеет место торможение генераторов - сигнал I. Т. Характеристика срабатывания реле KZ2 выбирается такой, чтобы обеспечивалось селективное действие устройства при условии расположения ЭЦК в сечении, контролируемом данным устройством. Исходя из этого сопротивление срабатывания реле, фиксирующих ЭЦК, выбирается по двум условиям: по условию отстройки от минимального сопротивления при внешних асинхронных режимах и по условию отстройки от сопротивления в максимальном рабочем режиме. Характеристика срабатывания реле KZ1 согласовывается с характеристикой реле KZ2 с учетом принятого времени t1. При коротком замыкании, сопровождающемся срабатыванием реле KZ1 и KZ2, элемент времени t1 не успевает сработать, так как реле KZ2 с помощью элемента «Запрет» снимает сигнал с его входа, в результате сигнал на выходе устройства не создается. Следует отметить, что первая ступень устройства может отказать в действии при быстром выпадении генераторов из синхронизма, когда реле KZ2 срабатывает раньше, чем элемент t1. В этом случае асинхронный режим должен быть прекращен действием второй ступени устройства.
Первая и вторая ступени устройства могут иметь различное использование с целью ликвидации асинхронного режима. Возможны три способа ликвидации асинхронного режима; способ ресинхронизации, способ деления энергосистемы по сечению асинхронного хода на несинхронно работающие части и комбинированный способ, заключающийся в том, что первоначально производится отключение части электрических связей в энергосистеме с целью упрощения схемы энергосистемы и облегчения ресинхронизации, а затем выполняются мероприятия по ресинхронизации, различные в зависимости от того, ускоряются или тормозятся выделенные генераторы.
Вторая, ступень устройства. Во второй ступени устройства используется комбинированный выявительный орган, реагирующий на изменение сопротивления на зажимах реле сопротивления и знака мощности электропередачи. Характеристики срабатывания реле сопротивления, приведенные в качестве примера на рисунке 11.2,в, показывают, что возможны асинхронные режимы с ЭЦК, расположенным как в первом квадранте (на линии электропередачи, где включено устройство), так и в третьем квадранте (за шинами подстанции). Поэтому в таком выявительном органе должны использоваться два реле сопротивления KZ1 и KZ3, контакты которых включаются параллельно (рисунок 11.2б; на структурной схеме устройства —рисунок 11.1 —показано применение только одного реле KZ3). Условия выбора сопротивления реле KZ3 такие же, как и у реле KZ2. Дополнительное требование к реле KZ1 и KZ3 состоит в том, что их характеристики должны быть согласованы с характеристикой срабатывания реле мощности KW1. Характеристика срабатывания реле мощности KW1 должна быть выбрана такой, чтобы переориентация реле KW1 происходила при максимальном значении критического угла δ (≈ 180°), что свидетельствует о нарушении синхронизма. Для того чтобы отличить переориентацию реле KW1 при δ ≈ 180° от переориентации при δ ≈ 0°, осуществляется контроль положения реле сопротивления: при δ ≈ 180° реле сопротивления KZ1 и KZ3 должны находиться в положении срабатывания, а при δ ≈ 0° — в положении возврата. Таким образом, сочетанием поведения реле мощности и реле сопротивления можно проконтролировать изменение угла δ в цикле асинхронного режима и переход его за критическое значение.
Требуемая характеристика реле мощности достигается путем применения реле активной или реактивной мощности и выбора фазы напряжения измерительного трансформатора напряжения. Выбор фазы напряжения, подводимого к обмотке напряжения реле KW1 от трансформатора TV, производится с помощью перемычек SX (рисунок 11.2а). Работу выявительного органа второй ступени устройства можно проследить по структурной схеме (см. рисунок 11.1), а также по принципиальной схеме (рисунок 11.2,а,б). Принцип работы выявительного органа основан на фиксировании последовательного срабатывания и возврата реле сопротивления в реле мощности в процессе изменения угла δ. На рисунке 11.2,г показаны угловые зоны работы реле. При ускорении генераторов энергосистемы с эквивалентной ЭДС Е1 относительно генераторов энергосистемы с эквивалентной ЭДС Е2 процесс последовательного срабатывания идет в направлении против часовой стрелки, при торможении — по часовой стрелке.
В исходном доаварийном режиме при направлении активной мощности от шин в линию замкнут замыкающий контакт KW1.1. Реле сопротивления KZ1 и KZ3, входящие в комплект AKZ, а следовательно, выявительный орган в целом не работают. При возникновении асинхронного режима, при котором вектор ЭДС Е1 ускоряется относительно ЭДС Е2, происходит увеличение угла δ. При достижении вектором Е1 положения 0—б срабатывает реле сопротивления KZ1, которое вызывает срабатывание промежуточного реле KL1. Последнее, самоудерживаясь, подготавливает к срабатыванию выходное реле выявительного органа KL3 и блокирует работу промежуточного реле KL2. На структурной схеме самоудерживание показано в виде обратной связи на элементе И, управляемом контактом KW1.1. Когда вектор Е1займет положение 0—в, реле мощности Е1 переориентируется, при этом контакт KW1.1 разомкнётся, а через небольшое время, необходимое для переключения реле мощности, в момент, когда вектор Е1 достигнет положения 0-г, замкнется контакт KW1.2, при этом сработает выходное реле KL3, управляющее счетчиком циклов nц. Состояние реле KL1 при переключении мощности не изменяется. При дальнейшем увеличении угла б до значения, определяемого линией 0-д, происходит возврат реле сопротивления KZ1 и вслед за ним возврат промежуточных реле KL1 и KL3. Рассматриваемый порядок работы реле выявительного органа повторяется в каждом цикле асинхронного режима. Промежуточное реле KL2 в этом режиме не действует.
Если асинхронный режим возникает с торможением вектора Е1относительно вектора Е2, выявительный орган работает аналогично, только за время полного поворота вектора Е1 срабатывают реле Е1; реле KL1не действует. Таким образом, промежуточное реле KL1 фиксирует ускорение генераторов энергосистемы с ЭДС Е1а промежуточное реле KL2 — торможение этих генераторов.
Выходное реле выявительного органа KL3 управляет работой счетчика циклов (СЦ) асинхронного режима nц. По истечении двух-чётырех циклов (число циклов устанавливается предварительно с помощью перемычек в схеме счетчика) производится контроль положения ЭЦК. Если ЭЦК располагается в контролируемом сечении энергосистемы, то срабатывают реле сопротивления, фиксирующие ЭЦК. В результате с помощью счетчика циклов, реле фиксации ЭЦК и реле фиксации ускорения или торможения генераторов формируются выходные сигналы второй ступени устройства II.У и II.Т. В качестве реле фиксации ЭЦК в рассматриваемом примере (рисунок11.2,е) следует применять два реле сопротивления KZ2 и KZ3 (на рисунке 11.1 показано использование одного реле KZ2). По цепям II.У и II.Т. производится действие, направленное на ресинхронизацию, или, если ресинхронизация недопустима, на разделение энергосистемы на несинхронно работающие части. В последнем случае допустимо не фиксировать знак скольжения.
В процессе работы счетчика циклов осуществляется контроль длительности каждого цикла. Если длительность цикла превышает некоторое критическое значение, при котором наступает ресинхронизация, устройство блокируется: производятся сброс счетчика циклов и отключение выявительного органа. Счетчик циклов использует принцип поочередной фиксации срабатывания и возврата выходного реле выявительного органа KL3. Каждый цикл фиксируется с помощью двух промежуточных реле. На рисунке 11.3 показана схема фиксации одного цикла асинхронного режима. Первое реле счетчика KL1, срабатывая после срабатывания выходного реле выявительного органа KL3 (рисунок11.2,б), фиксирует половину цикла асинхронного режима. Второе реле счетчика KL2 фиксирует полный цикл. Оно срабатывает после возврата KL3 с контролем срабатывания первого реле. Сработав, реле KL2 самоудерживается, при этом оно размыкает цепь катушки первого реле, чем исключает его действие в последующих циклах, и подготавливает к действию первое реле последующего цикла. Контур RC, включенный параллельно катушке реле KL1, создает небольшую задержку на возврат, чем обеспечивается надежное срабатывание реле KL2.
Рисунок 11.3- Схема, поясняющая принцип выполнения счетчика циклов асинхронного режима
Третья ступень устройства применяется в том случае, если первая или вторая ступень действует на ресинхронизацию. В этих условиях третья ступень резервирует действие первых двух. Если в результате управляющих воздействий, направленных на ресинхронизацию, асинхронный режим не ликвидирован, третья ступень устройства с выдержкой времени t2 действует на разделение энергосистемы на несинхронно работающие части. Выдержка времени t2 должна превышать возможную продолжительность ресинхронизации и должна быть меньше допустимой продолжительности асинхронного режима. Обычно эта выдержка времени составляет приблизительно 10—20 с. Наличие асинхронного режима по истечении выдержки времени t2 проверяется по факту повторного срабатывания второй ступени устройства со счетчиком циклов (на структурной схеме на рисунке 11.1 фиксация повторного срабатывания второй ступени устройства не показана).
12 Лекция. Автоматическое ограничение повышения и снижения напряжения (АОПН, АОСН)
Содержание лекции: изучаются причины повышения и снижения напряжений высоковольтных линий и способы их ограничений.
Цель лекции: дать сведения о способах ограничения повышения и снижения напряжений, изучить работу схемы автоматического ограничения повышения напряжений (АОПН).
12.1 Автоматическое ограничение повышения напряжения (АОПН)
В электрических сетях энергосистем возможны режимы, характеризующиеся перенапряжениями на электрооборудовании. Эти перенапряжения в основном вызваны внезапным изменением установившегося режима работы электроустановок, отключением электрических цепей, содержащих индуктивности, емкости, например, линий, трансформаторов, установок продольной емкостной компенсации. Такие перенапряжения получили название внутренних (в отличие от атмосферных перенапряжений, источником которых являются грозовые атмосферные разряды). Внутренние перенапряжения делятся на коммутационные и резонансные.
Коммутационные перенапряжения возникают в момент отключения электрических цепей, их действие кратковременно. Продолжительность коммутационных перенапряжений составляет доли секунды, максимум перенапряжений возникает в момент времени 0,01-0,03 с после начала коммутации. Амплитуда перенапряжений зависит от большого числа факторов: от момента коммутации, от быстродействия выключателей, от очередности отключения отдельных фаз выключателя.
Резонансные перенапряжения обусловлены наличием индуктивных и емкостных элементов, которые создают условия резонанса. Резонансные перенапряжения могут существовать более длительное время до тех пор, пока не будет изменена схема сети, не вступят в работу регуляторы возбуждения и напряжения, не подействуют другие устройства автоматики.
Основным средством ограничения коммутационных перенапряжений являются разрядники, ограничивающие уровень перенапряжений до допустимых значений. Так, например, в сетях 500 кВ установившееся значение перенапряжения в месте установки комбинированного разрядника не должно превышать 1,7 Uф. Однако для изоляции электрооборудования опасными являются и меньшие уровни напряжения, если они существуют более длительное время, т.е. существует зависимость допустимых перенапряжений от длительности их воздействия. На линиях 330—500 кВ не рекомендуется иметь длительные (свыше 20—30 мин) повышения напряжения сверх 1,15 Uф по условиям помех от короны на высокочастотные каналы связи, организуемые по этим линиям.
Основным средством ограничения резонансных перенапряжений являются шунтирующие реакторы, подключаемые к линиям электропередачи или к шинам подстанций. Включение шунтирующих реакторов приводит к ликвидации резонанса или к существенному его ослаблению.
Ниже будут рассматриваться только установившиеся перенапряжения резонансного характера и устройства автоматического ограничения данного вида повышения напряжения (АОПН).
Наиболее значительные повышения напряжения возникают при подключении линии к источнику напряжения только с одной стороны (режим одностороннего включения). Режим одностороннего включения линии может иметь место при включении линии для синхронизации, при этом длительность такого режима может составлять 5—10 мин и более. Этот режим может возникнуть также при аварийном отключении линии с одной стороны или при действии АПВ на одной стороне линии.
Ориентировочную оценку перенапряжений в режиме одностороннего включения линии можно дать, используя Т-образную схему замещения линии (рисунок 12.2,б), в которой XС представляет собой эквивалентное сопротивление равномерно распределенной емкости линии относительно земли. Ток в линии в режиме ее одностороннего включения определяется емкостной проводимостью линии относительно земли:
|
|
|
Из выражений (12.1) и (12.3) следует, что напряжение на отключенном и включенном концах линии электропередачи больше значения ЭДС энергосистемы Е1. Это повышение напряжения тем выше, чем меньше мощность питающей энергосистемы (больше сопротивление системы X1) и чем больше длина линии. Указанные выражения показывают также, что напряжение в начале линии U1 меньше напряжения в конце линии U2. Данные соотношения напряжений иллюстрируются векторной диаграммой на рисунке 12.2,в. Рассчитанные по выражениям (12.1) и (12.3) напряжения на линии могут значительно превышать ЭДС энергосистемы. Однако в реальных условиях уровень перенапряжений не превышает трехкратных значений. Уже начиная с напряжения (1,2 — 1,5) UФ на линии появляется корона, которая существенно изменяет характеристики линии электропередачи:
Рисунок 12.2- Схема электропередачи (д), расчетная схема замещения (б), векторная диаграмма (в), поясняющие возникновение резонансных перенапряжений в режиме одностороннего включения линии
значительно увеличивается активная проводимость линии и емкость линии относительно земли. Ниже рассмотрены схемы устройств автоматического ограничения повышения напряжения при одностороннем включении линии.
12.2 Устройство автоматического ограничения повышения напряжения на пинии
Устройство автоматического ограничения повышения напряжения (АОПН) на линии включает в себя три основных органа: пусковой орган, избирательный орган реактивной мощности, орган выдержки времени. Поскольку существует вольт-секундная зависимость допустимых перенапряжений, устройство АОПН имеет двухступенчатое исполнение. В качестве пускового органа используются максимальные реле напряжения чувствительной ступени КVI - KV3 и грубой ступени KV4 -KV6, включенные на фазные напряжения измерительных трансформаторов напряжения линии (рисунок 12.3).
Напряжение срабатывания чувствительной ступени отстраивается от максимального рабочего напряжения
|
где kотс = 1,05 ÷1,1 - коэффициент отстройки; Upаб max - максимальное рабочее напряжение; кв — коэффициент возврата реле напряжения.
Рисунок 12.3- Схема устройств автоматического ограничения повышения напряжения
Для повышения чувствительности первой ступени устройства АОПН желательно использовать реле напряжения с более высоким коэффициентом возврата. Выпускаемое электропромышленностью реле напряжения типа РН-58 имеет коэффициент возврата не менее 0,95. Имеются разработки измерительных органов максимального напряжения с более высокими значениями коэффициента возврата.
Напряжение срабатывания второй, грубой ступени пускового органа выбирается таким, чтобы это напряжение было допустимым в течение времени действия первой ступени. Это напряжение обычно принимается равным
UС2= (1,2÷1,4) UРАБ max. (12.5)
Избирательный орган устройства АОПН определяет односторонне отключенную линию, которая явилась причиной повышения напряжения. Принцип выявления односторонне отключенной линии состоит в том, что со стороны включенного конца этой линии реактивная мощность направлена к шинам подстанции, а реактивная мощность остальных линий, отходящих от подстанции, направлена от шин.
В качестве органа реактивной мощности используются реле реактивной мощности KW1 - KW3, пофазно фиксирующие реактивную мощность, направленную к шинам подстанции. Мощность срабатывания должна соответствовать такому значению реактивной мощности Q1 принимаемой энергосистемой с ЭДС Е1 (см. рисунок 12.2б), которая создает на шинах подстанции повышенное напряжение, равное напряжению возврата чувствительной ступени устройства АОПН UB. Этому условию соответствует значение Q1 определяемое по следующему выражению:
|
Вторым условием выбора мощности срабатывания реле является обеспечение их чувствительности к стоку реактивной мощности линии Qл:
(12.7)
где bo — удельная емкостная проводимость линии; l- длина линии. Мощность срабатывания органов реактивной мощности определяется по выражению
Q = (12.8)
где Qpacч — расчетное значение контролируемой мощности, принимаемое равным Q1 или Qл; kч = 1,5 — коэффициент чувствительности. В устройстве АОПН применяются реле реактивной мощности типа РБМ-276, имеющие регулируемый угол максимальной чувствительности φм ч в диапазоне 75—105 . Угол максимальной чувствительности реле выбирается таким, чтобы для включенной и загруженной линии передаваемая активная мощность создавала тормозное действие на реле. При такой настройке уменьшается вероятность излишнего срабатывания реле в нормальных режимах работы электропередачи. При направлении активной мощности от шин в линию этому условию соответствует характеристика 2 на рисунке 12.4.
Рисунок 12.4- Характеристики органа реактивной мощности в устройстве АОПН
Штриховкой обозначена зона срабатывания реле. Для устройства АОПН, установленного на противоположном конце линии, где активная мощность имеет направление от линии к шинам, реле настраиваются по характеристике 3. Если же возможен реверсивный режим работы электропередачи, реле настраивается по характеристике 1 с углом максимальной чувствительности 90°. В этих условиях для исключения возможности срабатывания реле в нормальном режиме вводится блокировка по току, которая выводит из действия устройство АОПН работающей линии. Блокировка выполнена с помощью реле тока КА1 — КАЗ, контролирующих ток в каждой фазе линии. Ток срабатывания реле тока отстраивается от максимального тока в условиях действия устройства АОПН.
Устройство АОПН имеет двухступенчатое управление. С первой выдержкой времени, создаваемой проскальзывающим контактом КТ1.2 реле времени КТ1 чувствительной ступени АОПН, производится включение шунтирующего реактора с помощью промежуточного реле KL2. Эта выдержка времени отстраивается от возможных непродолжительных перенапряжений, например при качаниях на электропередаче, при несимметричных КЗ. Если включение шунтирующего реактора не привело к снижению перенапряжений до допустимого значения, с большей выдержкой времени, создаваемой упорным контактом реле времени КТ1.3, производится отключение линии, являющейся источником перенапряжений.
Вторая ступень устройства АОПН, фиксирующая повышение напряжения сверх (1,2 - 1,4) Uрабmax, действует с небольшой выдержкой времени, создаваемой реле времени КТ2, на отключение линии. Эта выдержка времени отстраивается от кратковременных коммутационных перенапряжений и составляет 0,1—0,5 с. Отключение линии сопровождается запретом АПВ.
12.3 Автоматическое ограничение снижения напряжения (АОСН ). Автоматика ограничения снижения напряжения (АОСН), происходящего вследствие возникновения дефицита мощности и угрожающего развитием лавины напряжений, выполняется многоступенчатой. Каждая ступень содержит по два минимальных реле напряжения с близким к единице коэффициентом возврата (Кв = 1,03-1,05), обеспечивающим мелкоступенчато разнесенную настройку измерительной части устройства на установленные напряжения срабатывания, например, трех ступеней
Uср = (0,75; 0,8; 0,85 ) (12.9)
Логическая часть содержит реле времени с минимальной выдержкой времени первой ступени, отстроенной от времени действия АУРЗ и АПВ или АВР, поскольку при снижениях (вплоть до нуля) напряжения в процессе возникновения и ликвидации или отключения КЗ автоматика ограничения снижения напряжения не должна отключать нагрузку. Мелкоступенчатая настройка обеспечивает некоторую адаптацию к степени снижения напряжения производимых АОСН отключений нагрузки.
Список литературы
1. Овчаренко Н.И. Автоматика электрических станций и электроэнергетических систем: Учебник для вузов / под. ред. А.Ф. Дьякова.- М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2000.- 504с.
2. Окин А.А. Противоаварийная автоматика.- М.: Изд-во МЭИ, 1995.
3. Александров В.Ф., Езерский В.Г., Захаров О.Г., Малышев В.С. Частотнач разгрузка в энергосистемах. Ч1,2 М.: НТФ «Энергопрогресс», 2007.- 176 с. Библиотечка электротехника, приложение к журналу «Энергетик». Вып. 8 (104), 9 (105)
4. М.А.Беркович, А.Н.Комаров, В.А.Семенов Основы автоматики энергосистем. - М.: Энергоиздат, 1991.
5. Рабинович Р.С. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем. – М: Энергоатомиздат, 1989.-352 с.