Общая структура ПА

Средства противоаварийной автоматики

(наименование темы реферата)

РЕФЕРАТ

по дисциплине (специализации) «Введение в направление»

(наименование дисциплины)

Проверил,

Булатов Б.Г.________2015 г.

Автор работы (проекта)

студент группы ЗИЭФ-165

Баженов И.Н

__________________2015 г.

Реферат защищен

с оценкой (прописью, цифрой)

________________________

__________________2015 г.

Челябинск 2015

СОДЕРЖАНИЕ.

Введение

1. Общая структура ПА

2. АПНУ - предотвращение нарушения устойчивости параллельной работы.

3. АЛАР - ликвидация асинхронного режима.

4. АОСЧ - ограничение снижения частоты.

5. АЧР

6. АРО

7. АОСН - ограничение снижения напряжения.

Заключение

Список используемой литературы

ВВЕДЕНИЕ

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

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

· структуры сети ЭЭС, жесткости ее связей с Единой Энергосистемой, возможности реверса потоков мощности по системообразующим ЛЭП;

· режимных и структурных различий для всех характерных режимов года — зимнего максимума нагрузки, периода паводка ГЭС, летнего минимума нагрузки;

· специфики нетиповых ремонтных схем или нерасчетных режимов при выборе режимных параметров настройки противоаварийной автоматики (ПА).

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

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

ОБЩАЯ СТРУКТУРА ПА

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

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

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

· предотвращение нарушения устойчивости параллельной работы (АПНУ),

· ликвидацию асинхронного режима (АЛАР),

· ограничение снижения частоты (АОСЧ),

· ограничение повышения частоты (АОПЧ),

· ограничение снижения напряжения (АОСН),

· разгрузку (предотвращение недопустимой перегрузки) оборудования (АРО)

Подсистемы ПА, функционируя совместно, взаимно дополняют и резервируют друг друга и образуют, таким образом, эшелонированную систему ПА, обеспечивающую требуемый уровень живучести энергосистемы. На подсистему АПНУ, представляющую собой первый эшелон этой системы, возлагается задача обеспечения устойчивости энергосистемы. Если по каким-либо причинам нарушение устойчивости все же произойдет, то подсистема АЛАР должна обеспечить прекращение асинхронного режима путем ресинхронизации или деления электрической сети.

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

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

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

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

· фиксация аварийного возмущения или нарушения контролируемыми параметрами электрического режима заданных ограничений;

· запоминание предаварийного состояния энергосистемы: схемы и текущего режима в момент фиксации возмущения или нарушения параметрами режима данных ограничений;

· оценка степени тяжести аварийного возмущения и необходимости осуществления управляющих воздействий для зафиксированного предаварийного состояния энергосистемы;

· выбор видов, объемов и мест реализации управляющих воздействий;

· реализация управляющих воздействий.

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

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

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

АПНУ

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

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

Подсистема АПНУ включает следующие виды автоматики разгрузки при:

· отключении одной или двух линий электропередачи (АРОЛ, АРОДЛ);

· статической перегрузке электропередачи (АРСП);

· динамической перегрузке электропередачи (АРДП);

· близких или затяжных коротких замыканиях (АРКЗ).

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

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

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

· отключение турбогенераторов (ОГ);

· кратковременную (импульсную) и длительную разгрузки турбин (ИРТ, ДРТ);

· отключение части нагрузки потребителей (ОН);

· частотный пуск гидрогенераторов (ЧП) и перевод их из режима синхронного компенсатора в активный режим;

· загрузку гидро- и турбогенераторов (ЗГ);

· электрическое торможение (ЭТ) агрегатов путем включения нагрузочных активных сопротивлений.

Ввиду меньшей эффективности относительно повышения пределов устойчивости дополнительными считаются:

· воздействия на отключение шунтирующих реакторов (ОР);

· форсировка устройств продольной и поперечной компенсации (ФК); форсировка возбуждения (ФВ) и изменение уставки АРВ по напряжению (ИУН).

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

АЛАР

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

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

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

· Выявить возможные сечения асинхронного режима, его параметры и влияние на элементы системы;

· Оценить допустимость краткосрочного асинхронного режима, условия ресинхронизации или воздействия, необходимые для облегчения ресинхронизации;

· Определить параметры процесса, на которые должны реагировать устройства АЛАР, их уставки срабатывания.

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

· скорость снижения сопротивления;

· повышение фазового угла электропередач;

· циклы асинхронного режима;

· колебания фазного тока.

АОСЧ

Автоматическое ограничение снижения частоты (АОСЧ) предназначено для обеспечения живучести ЕЭС России при возникновении значительного дефицита активной мощности в отдельных ее частях (регионах) с их аварийным отделением и глубоким (ниже 49, 0 Гц) снижением частоты (и напряжения, как следствие снижения частоты), создающих угрозу повреждения оборудования электростанций, безопасности работы АЭС, нарушения нормальной работы энергопринимающих установок потребителей, а также возникновения лавины частоты и напряжения с полным прекращением электроснабжения.

АОСЧ должно обеспечивать прекращение процесса аварийного снижения частоты и подъем ее до уровня, при котором энергосистема по условиям работы оборудования и собственных нужд электростанций может работать длительное время (выше 49, 0 Гц), а также частичное или полное восстановление электроснабжения отключенной нагрузки потребителей при

нормализации частоты.

Для выполнения этих функций АОСЧ осуществляет:

· автоматический частотный ввод резерва (АЧВР) при снижении частоты ниже минимально допустимых значений, до верхних уставок АЧР;

· автоматическую частотную разгрузку (АЧР) при снижении частоты ниже 49, 0 Гц;

· дополнительную автоматическую разгрузку (ДАР) при местных дефицитах активной мощности с большой скоростью снижения частоты;

· выделение электростанций (энергоблоков) на питание собственных нужд или на сбалансированную нагрузку (частотная делительная автоматика – ЧДА) в случае неэффективности действия АЧР;

· частотное автоматическое повторное включение (ЧАПВ) отключенных потребителей при нормализации частоты.

Настройка устройств, входящих в АОСЧ, должна быть такой, чтобы глубина и длительность цикла снижения и подъема частоты не приводили к нарушению технологического режима работы ТЭС и требований действующих ГОСТ по эксплуатации турбин.

Исходя из этих требований АОСЧ должна выполняться на основании следующих расчетных условий работы энергосистемы:

· с частотой ниже 49, 0 Гц – не более 40 с;

· с частотой ниже 47, 0 Гц – не более 10 с;

· с частотой ниже 46, 0 Гц – не допускается.

АОСЧ обеспечивает выполнение требований за счет использования резервов генерирующей мощности и отключения нагрузки потребителей. При этом мощность отключаемой нагрузки не должна превышать возникший аварийный дефицит мощности.

Для выполнения своих функций устройства, входящие в АОСЧ, контролируют:

· величину, продолжительность и/или скорость снижения частоты;

· факторы, характеризующие возникновение местного дефицита активной мощности без контроля изменения частоты: отключение генерирующего оборудования, питающей линии электропередачи или трансформаторного оборудования (с контролем величины и направления мощности в предшествующем режиме) и т.д.

АЧР

Автомати́ ческая часто́ тная разгру́ зка (АЧР) — один из методов противоаварийной автоматики, направленный на повышение надежности работы электроэнергетической системы путем предотвращения образования лавины частоты и сохранения целостности этой системы. Метод заключается в отключении наименее важных потребителей электроэнергии при внезапно возникшем дефиците активной мощности в системе.

Основное назначение АЧР - путем отключения части менее ответственных потребителей сохранить в работе электрические станции и в той мере, в какой это возможно, — наиболее ответственных потребителей. Сохранение в работе электрических станций дает возможность после ликвидации аварийной ситуации достаточно быстро восстановить питание потребителей.

Отсутствие или недостаточный объем АЧР могут привести к остановке всех или значительной части электрических станций, вследствие чего будет нарушено питание существенной доли или всех потребителей, Восстановление их электроснабжения потребует значительного времени.

В последние годы основная задача АЧР стала формулироваться более широко - не только предотвратить снижение частоты ниже соответствующих уровней на время больше допустимого, но и обеспечить подъем частоты до уровня, дающего возможность автоматически быстро восстановить нормальную работу энергосистемы.

Задача ликвидации аварийной ситуации с дефицитом мощности и восстановления электроснабжения потребителей наряду с АЧР решается также такими мероприятиями, как пуск резервных гидроагрегатов при снижении частоты (частотный пуск), перевод по этому же фактору гидрогенераторов из режима синхронного компенсатора в режим выдачи активной мощности, автоматическое повторное включение потребителей, отключенных устройствами АЧР, при повышении частоты (ЧАПВ), различные виды АПВ линий.

Первая категория (АЧР1) быстродействующая, с уставками срабатывания по частоте от 48, 5 до 46, 5 Гц. Назначение очередей АЧР1 — не допустить глубокое снижение частоты в первое время развития аварийного нарушения режима. Уставки срабатывания очередей АЧР1 отличаются одна от другой на 0, 1 Гц. Мощность нагрузки, подключаемой к АЧР1, примерно равномерно распределяется между очередями.

Вторая категория (АЧP2) предназначена для восстановления частоты до нормального значения, если она длительно остается пониженной или, как говорят, “зависает” на уровне около 48 Гц. Вторая категория вступает в действие после отключения части потребителей от АЧP1, когда снижение частоты прекращается и она устанавливается на уровне 47, 5 — 48, 5 Гц. Верхний уровень уставок по частоте устройств АЧР2 принимается в пределах 48, 8 — 48, 6 Гц, на 0, 2 Гц выше верхнего уровня уставок по частоте АЧР1. При этом диапазон уставок AЧP2 должен быть 0, 3 Гц с интервалом по очередям 0, 1 Гц. Весь объем разгрузки АЧP2 разделяется на три-четыре части (например, 40, 30 и 30 % общего объема).

Уставки по времени очередей AЧP2 устанавливаются возрастающими от AЧP2 с максимальными уставками по частоте к AЧP2 с минимальными уставками. Наиболее ответственных потребителей при этом следует подключать к AЧP2 с минимальными уставками по частоте (максимальными уставками по времени). Выдержки времени АЧР2 отличаются на 3 с и принимаются 5 - 90с. Большие выдержки времени AЧP2 принимаются для того, чтобы за это время были мобилизованы резервы активной мощности, имеющиеся в энергосистеме: загружены все работающие агрегаты, пущены, включены в сеть и загружены резервные гидроагрегаты.

Действие устройств АЧР должно сочетаться с другими видами автоматики энергосистем. Так, для того чтобы АЧР была эффективной, нагрузка потребителей, отключенных при аварийном снижении частоты, не должна подхватываться устройствами АПВ и АВР. Поэтому АПВ ЛЭП, отключенной действием АЧР, должна. Линии электропередачи и трансформаторы, обеспечивающие резервное питание в схемах АВР, должны отключаться при срабатывании тех же очередей АЧР, что и питающие ЛЭП и трансформаторы.

Развитие энергосистем страны идет по пути их объединения на параллельную работу. В этих условиях, по мнению некоторых специалистов, роль АЧР как средства противоаварийной автоматики уменьшается, поскольку в таких крупных энергообъединениях менее вероятна глубокое снижение частоты. Это ошибочное утверждение. Роль АЧР еще более возрастает в силу следующих причин.

Во-первых, с объединением энергосистем на параллельную работу существенно увеличивается число узлов и районов, получающих мощность по связям с энергообъединением, т. е. возрастает вероятность локальных дефицитов мощности.

Во-вторых, в условиях крупных энергообъединений существенно возрастает число возможных аварийных ситуаций с дефицитом мощности. Такие аварии могут быть вызваны самыми разными причинами: отключением линий, генераторов, выпадением из синхронизма отдельных генераторов или электростанций, нарушениями работы собственных нужд электростанций, неправильными действиями персонала и т. д. Значительное число аварийных ситуаций c дефицитом мощности является следствием наложения ряда таких событий. Возможность возникновения дефицитов мощности в отдельных частях ЕЭС и ОЭС усугубляется наличием длинных линий электропередачи с большим транспортом электроэнергии, возрастающей вероятностью как заранее предусмотренного, так и случайного разделения энергообъединения на части при возникновении аварийной ситуации. На практике имели место случаи, когда нарушение, сопровождавшееся возникновением избытка мощности, в силу тех или иных причин развивалось в конечном итоге в аварийную ситуацию с отключением генераторов и понижением частоты. Опыт эксплуатации показывает, что в условиях современных энергообъединений аварии могут развиваться так сложно, что заранее предусмотреть характер их развития не представляется возможным, они определяются большим числом случайных факторов. Задача определения места возникновения нарушения, характера аварии в условиях современных энергообъединений становится задачей вероятностной.

В-третьих, условия работы энергосистем с точки зрения возможности развития лавины частоты в последние годы стали более тяжелыми из-за того, что основная часть мощности сейчас вырабатывается агрегатами блочных ТЭС высокого и сверхвысокого давления и АЭС, допустимая длительность работы которых при пониженной частоте меньше, чем у агрегатов ТЭС низкого и среднего давления с общим паропроводом.

В-четвертых, как указывалось выше, на АЧР часто возлагается задача создания условий для автоматического восстановления нормального режима энергосистемы, района и, в частности, обеспечения ресинхронизации, работы АПВ с улавливанием синхронизма и т. д.

Таким образом, в условиях современных крупных по мощности и сложных по конфигурации энергообъединений роль АЧР по-прежнему велика, но существенно меняются требования, предъявляемые к ней.

АРО

Автоматическая разгрузка оборудования (АРО). Устройство АРО устраняет опасную перегрузку оборудования для предотвращения его повреждения при значительной перегрузке по току. Как правило, АРО, реагирующее на опасное повышение тока в контролируемом электрооборудовании, выполняет следующие функции:

· срабатывает, если ток превосходит допустимое значение в течение более 20 мин;

· снижает ток в контролируемом электрооборудовании, воздействуя на разгрузку ЭС (разгрузку турбин, отключение генераторов), а также отключение нагрузки, деление электрической сети либо отключение перегруженного оборудования;

· может иметь ступенчатое исполнение по контролируемому току и выдержкам времени.

Подсистема АРО предназначена для защиты оборудования от повреждений, вызываемых перегрузкой по току. В то же время должны исключаться излишние действия этой подсистемы, так как они могут привести к каскадному развитию аварии в энергосистеме вследствие перегрузки других элементов электрической сети и нарушения устойчивости.

АОСН

Подсистема АОСН предназначена для предотвращения нарушения устойчивости нагрузки и расстройства технологических процессов собственных нужд электростанций при аварийных возмущениях, сопровождающихся снижением напряжения.

Устройства АОСН предназначены для предотвращения снижения в послеаварийных режимах напряжений в контролируемых точках электрической сети до значений, недопустимых по условиям устойчивости нагрузки и возникновения лавины напряжения. В качестве ПО в устройстве АОСН используются два реле напряжения с высоким коэффициентом возврата, включенных на разные ТН, и реле времени. Автоматика, отстроенная по выдержке времени от действия АПВ и АВР, для ликвидации дефицита реактивной мощности воздействует на:

· форсировку емкостной компенсации;

· отключение шунтовых реакторов;

· отключение нагрузки или питающих ее ЛЭП.

Кроме того, для ликвидации потерь реактивной мощности от транзитных перетоков, которые вызывают снижение напряжения, может применяться деление сети. Отключение нагрузки допускается в случае невозможности или неэффективности применения других мероприятий. При отсутствии в данном узле потребителя, который может быть отключен, возможно отключение менее ответственных потребителей в смежных узлах. Как правило, устройство АОСН выполняется с пуском при напряжении ниже 0, 85 Uном ступенями с разными выдержками времени в диапазоне 5 — 15 с.

Меньшая выдержка времени должна обеспечить отстройку автоматики от действия АПВ и АВР, при этом следует свести к минимуму вероятность неправильного срабатывания устройств при полной потере напряжения вследствие неуспешных АПВ, отключений ЛЭП и т. п. Допускается АОСН с более высокими уставками по напряжению для остродефицитных районов или в случае воздействия устройства только на ОШР.

Обоснование применения устройства АОСН следует производить с учетом зависимости потребления от напряжения, наличия АРН на понижающих трансформаторах, наличия конденсаторных батарей, длинных и сильно загруженных ЛЭП.