Особенности моделирования асинхронного режима, синхронных качаний и КЗ в целях проверки устройства с функцией АЛАР.

Для построения устройства АЛАР этого вида используются реле сопротивления, которые включаются на ток и напряжение в месте установки АЛАР, и реле мощности [9]. Для пояснения принципов выполнения этого вида АЛАР характеристики реле сопротивления на комплексной плоскости приняты в виде окружности. В современных цифровых устройствах могут быть применены характерисики другой формы, но основные принципы выбора их расположения на комплексной плоскости остаются такими же. При использовании реле сопротивления и реле мощности недостаточно информации об изменении абсолютных значений этих величин, так как при асинхронном режиме меняются соотношения между активным и реактивным сопротивлением, измеряемым реле сопротивления Z p, а также между активной и реактивной мощностью, измеряемой реле мощности. Изменение этих величин следует рассматривать соответственно на комплексных плоскостях сопротивлений и мощности. При АР вектор Z p непрерывно изменяется и конец этого вектора прочерчивает на комплексной плоскости некоторую линию – годограф. Годографы сопротивления при АР для простой электропередачи, а именно, при отсутствии промежуточных нагрузок и подпиток и при однородном сопротивлении по всей длине ЛЭП, приведены на рис. 11.11. Реле сопротивления, для которого изображены годографы, установлено в некоторой точке электропередачи – точке А. На комплексной плоскости место установки реле сопротивления – это начало координат. В общем случае годографы сопротивления представляют собой окружности с центрами O1 или O2 и радиусами R1 или R2 соответственно. Их расположение зависит от соотношения модулей ЭДС. Конец вектора сопротивления при изменении угла скользит по годографу в направлении, указанном стрелками (рис. 11.11). Минимальное значение сопротивления, измеряемого реле сопротивления, соответствует углу 0 δ =180 и характеризует сопротивление (расстояние) до ЭЦК. Например, при E E 1 2 = и при 0 δ =180 сопротивление до ЭЦК ZЭЦК равно отрезку «А-а». Это дает возможность контролировать расположение ЭЦК. При выполнении устройств АЛАР также возникает задача отстройки от снижения сопротивления при КЗ. Для этого используются два реле сопротивления: грубое и чувствительное. Выбор характеристик реле сопротивления поясняется на рис. 11.12. Расчетным путем получают семейство годографов сопротивления на комплексной плоскости. Часть этих годографов соответствует условиям срабатывания данного устройства АЛАР, а другая часть – внешнему АР, который должен ликвидироваться другими устройствами АЛАР.

Примем, что годографы сопротивлений, соответствующие условию срабатывания данного устройства АЛАР – это годографы 3 и 4 (рис. 11.12, а). Характеристика грубого реле Zгр выбирается таким образом, чтобы расчетные годографы 3 и 4 пересекали эту характеристику. Характеристика чувствительного реле Zчув должна охватывать характеристику грубого реле. Основным ограничением для выбора этой характеристики является отстройка от максимального рабочего режима, которому соответствует вектор сопротивления Z Н. На рабочие годографы 3 и 4 наносятся моменты времени в соответствии с определенной стадией процесса. Как видно, чувствительное и грубое реле при АР срабатывают последовательно – сначала чувствительное (в момент t2), а затем грубое (момент t3) (рис. 11.12, а, б). Разброс по времени срабатывания 3 2 ∆ = − t t t различен при АР и при КЗ, так как при АР электрические величины меняются сравнительно медленно (Z АР), а при КЗ быстро (ZКЗ) (рис. 11.12, б). Это обстоятельство используется для отстройки АЛАР от КЗ путем сравнения ∆ t с некоторым постоянным временем 0 t. Если 0 ∆

Кроме этих двух признаков для повышения достоверности выявления АР используется дополнительно реле мощности, которое настраивается таким образом, чтобы изменение логического сигнала на его выходе происходило, когда грубое реле сопротивления находится в сработавшем состоянии. Для выполнения этого условия на годографы мощности, которые получены для тех же самых режимов, для которых получены годографы сопротивлений, наносятся метки времени. Это позволяет выбрать характеристику срабатывания «M-N» (рис. 11.12, в) в соответствии с приведенным выше условием согласованного действия грубого реле сопротивления и реле мощности. Несмотря на то, что, как правило, скорость изменения электрических величин при АР значительно меньше, чем при КЗ, необходимо проверить отсутствие отказа в запуске АЛАР при возможных больших частотах скольжения. Время 3 2 ∆ = − t t t в общем случае равно 3 2 S t δ − δ ∆ = ω, где 3 δ и 2 δ – значения угла в моменты времени 3 t и 2 t; ω S – частота скольжения. Как видно, при увеличении частоты скольжения ∆ t уменьшается. Возможна такая ситуация, когда при достаточно большой частоте скольжения 0 ∆ ≤ t t. Частоту скольжения, при которой данная ситуация имеет место, называют частотой скольжения отказа [4] 0 ср.гр ср.чув S отк. t δ − δ ω ≥ Уставка срабатывания грубого реле должна быть выбрана такой, чтобы характеристика реле надежно охватывала весь пучок рабочих годографов Z асинхронных режимов, при которых АЛАР должна действовать.

18. АОСЧ: назначение и состав. Общие требования.

Автоматическое ограничение снижения частоты (АОСЧ) предназначено

для предотвращения недопустимого снижения частоты в дефицитных частях

ЭС при их аварийном отделении от энергообъединения. При этом в

отделившемся дефицитном районе может иметь место не только снижение

частоты, но и снижение напряжения.

АОСЧ должна 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 питания отключенной нагрузки потребителей при

нормализации частоты.

Для выполнения этих функций АОСЧ осуществляет:

а) автоматический частотный ввод резерва (АЧВР) при снижении

частоты до верхних уставок автоматической частотной разгрузки;

б) автоматическую частотную разгрузку (АЧР) при снижении частоты

ниже 49, 0 Гц;

в) дополнительную автоматическую разгрузку (ДАР) при больших

дефицитах активной мощности, сопровождающихся большой скоростью

снижения частоты;

г) выделение электростанций (энергоблоков) на питание собственных

нужд или на сбалансированную нагрузку (частотная делительная автоматика

– ЧДА) в случае неэффективности действия АЧР;

д) частотное автоматическое повторное включение (ЧАПВ)

отключенных потребителей при нормализации частоты.

Совместное действие перечисленных выше подсистем АОСЧ должно

обеспечивать следующие временные ограничения работы энергосистемы с

пониженной частотой:

· 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.

19. АОСЧ: рекомендации по размещению и расчёту.

1.2.3.1. Автоматический частотный ввод резерва мощности

1) Все ГЭС (ГАЭС) должны быть оснащены автоматикой частотного ввода резерва. (Для ГАЭС необходимо наличие запаса оборотной воды).

2) Уставки пуска АЧВР по частоте задают такими, чтобы они превышали наибольшие уставки несовмещенных очередей АЧР2 на значение, выбираемое из диапазона от 0, 1 до 0, 2 Гц (49, 3 – 49, 4 Гц).

3) Уставки по времени срабатывания выбирают из диапазона от 1, 0 до 5, 0 сек.

4) Пуск гидроагрегатов, находящихся в резерве, осуществляется поочередно через заданные временные интервалы из диапазона от 1, 0 до 300, 0 с.

1.2.3.2. Автоматическая частотная разгрузка и частотное автоматическое повторное включение

1) Согласно стандарту ОАО «СО ЕЭС» [3] определение объёма аварийной разгрузки и расчётных дефицитов активной мощности осуществляется на основе последовательного анализа схем и режимов, начиная с аварийного отделения части энергосистемы, вплоть до разделения ЕЭС России на части. При этом должны быть рассмотрены реально возможные аварийные режимы в нормальной и ремонтной схемах.

2) При выборе расчётных условий, как правило, следует исходить:

а) для изолированно работающих энергосистем – из возможности

отключения наиболее мощной электростанции;

б) для части энергосистемы – из возможности аварийного отделения с

дефицитом мощности вследствие отключения питающих связей и/или генерирующей мощности (генератора, энергоблока, укрупнённого энергоблока), в том числе наиболее мощной электростанции;

в) для ЕЭС в целом – из возможности её аварийного разделения с дефицитом мощности в одной (или нескольких) из отделившихся частей вследствие отключения питающих межсистемных связей и генерирующих объектов (в том числе разгрузки и отключения энергоблоков АЭС всоответствии с технологическими регламентами при снижении частоты ниже 49, 0 Гц).

3) Под действие АЧР подключаются энергопринимающие устройства потребителей всех категорий надежности электроснабжения.

4) Очередность отключения нагрузки следует выбирать так, чтобы максимально уменьшать ущерб от перерыва электроснабжения, в частности должно применяться большое число устройств и очередей АЧР. Более ответственная нагрузка потребителей должна подключаться к последним очередям АЧР.

5) Мощность подключаемых к устройствам АЧР1 энергопринимающих установок потребителей в энергосистеме (части энергосистемы) определяется величиной расчетного аварийного небаланса мощности (< РГ) с учетом запаса (не менее 5 % от суммарного потребления в расчетном режиме, включая потери и потребление собственных нужд электростанций):

Р(АЧР1) ³ < РГ +0, 05. В качестве расчетного аварийного дефицита принимается максимально

возможный для энергосистемы (части энергосистемы) аварийный дефицит мощности. Мощность подключаемых к АЧР1 потребителей в любой энергосистеме должна быть не менее 50% от суммарного потребления с учетом потерь в сети и нагрузки собственных нужд электростанций. В случае, если расчетный аварийный дефицит активной мощности

превышает 0, 45 суммарного потребления, необходимо применение ДАР.

6) С учетом запаса к очередям несовмещенной АЧР2 должна подключаться мощность потребителей не менее 10 % от суммарного потребления энергосистемы (части энергосистемы) в расчетном режиме, включая потери и потребление собственных нужд электростанций:

Р(АЧР2н) ³ 0, 1.

7) Суммарная мощность, подключаемой к АЧР нагрузки (АЧР1 и несовмещенной АЧР2), с учетом запасов должна составлять: Р(АЧР) = Р(АЧР1) + Р(АЧР2н) ³ (< РГ + 0, 05) + 0, 1 = < РГ + 0, 15, но не менее 60 % от суммарного потребления с учетом потерь в сети и нагрузки собственных нужд электростанций.

8) Оценить минимально необходимые объёмы АЧР можно также по следующим выражениям:

где Рнаг. - нагрузка выделившегося района;

fmin - минимальное значение частоты при действии АЧР1;

fв – значение частоты после действия АЧР;

кн - регулирующий эффект нагрузки.

9) Суммарная мощность нагрузки потребителей, подключаемой к АЧР в отдельных частях энергосистемы, принимается по максимальному значению, полученному исходя из требований ликвидации местного и системного дефицита мощности.

10) Суммарная мощность подключаемых к ЧАПВ энергопринимающих установок потребителей не регламентируется и определяется по местным условиям работы энергосистемы.

11) При выборе очередей АЧР рекомендуется:

· применять возможно большее число равномерно распределенных по частоте (АЧР1) и времени (АЧР2) очередей с минимально различающимися параметрами срабатывания, при этом допускается неселективная работа смежных очередей;

· по возможности равномерно распределять по очередям мощность нагрузки, если не требуется иное распределение (с учетом ответственности нагрузок потребителей, для предотвращения перегрузки связей, обеспечения ресинхронизации и др.).

Допускается неравномерность распределения по очередям мощности нагрузки при условии увеличения ее доли на очередях более высоких уставок по частоте АЧР.

12) В целях уменьшения объемов подключенной к АЧР нагрузки должно предусматриваться совмещение действия части очередей АЧР1 и АЧР2 на отключение одних и тех же потребителей. При совмещении объединяется действие очередей АЧР1, имеющих меньшие уставки по частоте, с очередями АЧР2, имеющими большие уставки по времени.

13) При неполном совмещении АЧР1 и АЧР2 весь объем мощности, подключенной к устройствам АЧР1 с уставками ниже 47, 5 Гц, должен быть полностью совмещен с АЧР2.

14) Очередность включения потребителей устройствами ЧАПВ должна быть обратной очередности отключения их устройствами АЧР. При подключении к одной очереди ЧАПВ нескольких присоединений их выключатели должны включаться поочередно с интервалами времени не менее 1 секунды.

15) Рекомендуемые значения уставок для системы АЧР/ЧАПВ представлены в таблице 1. При этом 14 очередей разгрузки совмещают в себе АЧР1 и АЧР2.

16) Для предотвращения ложных срабатываний устройств частотной разгрузки в режиме синхронных качаний время действия АЧР1 выбирают из диапазона от 0, 15 до 0, 30 с. Время срабатывания принимают равным 0, 1 с, если в энергорайоне невозможно возникновение синхронных качаний.

17) Устройства ЧАПВ в первую очередь должны устанавливаться в случаях невозможности быстрого восстановления питания потребителей действиями оперативного персонала после действия устройств АЧР (на удаленных подстанциях без постоянного оперативного персонала).

18) При размещении устройств и распределении нагрузки по очередям ЧАПВ следует учитывать степень ответственности нагрузки потребителей, вероятность их отключения действием АЧР, сложность и длительность неавтоматического восстановления электропитания (исходя из принятого порядка обслуживания объектов). Как правило, очередность включения нагрузки от ЧАПВ должна быть обратной очередности отключения их устройствами АЧР.

19) При подключении к одной очереди ЧАПВ нескольких присоединений, их выключатели должны включаться поочередно с интервалами времени не менее 1 с.

20) Суммарная мощность подключаемой к ЧАПВ нагрузки не регламентируется и определяется местными условиями работы энергорайона.

1.2.3.3. Дополнительная автоматическая разгрузка

1) ДАР следует применять для ликвидации больших местных дефицитов активной мощности (более 45% от потребления) со скоростью снижения частоты более 1, 8-2, 0 Гц/сек, при которой действие АЧР может оказаться неэффективным.

2) ДАР должна быть быстродействующей и срабатывать в начале процесса снижения частоты – до начала работы АЧР1 или в процессе срабатывания ее первых очередей. Для этого рекомендуется применение устройств фиксации скорости снижения частоты с целью выявления факта возникновения большого местного дефицита мощности.

3) Устройства фиксации скорости снижения частоты рекомендуется устанавливать в узлах нагрузки, что позволяет осуществить ускоренное отключение заданного объема нагрузки потребителей по месту установки устройств без использования каналов телеотключения.

4) Мощность подключаемой к ДАР нагрузки потребителей выбирается таким образом, чтобы после действия ДАР остаточный дефицит активной мощности не превышал допустимого, при котором обеспечивается эффективность работы АЧР.

5) Допускается подключение одних и тех же потребителей к АЧР и ДАР. При этом суммарная мощность разгрузки должна быть достаточной для подъема частоты выше 49.0 Гц после срабатывания ДАР и АЧР при расчетном дефиците активной мощности.

6) Уставка по частоте для начала измерения скорости её снижения принимается в диапазоне от 49, 8 до 49, 6 Гц.

7) Уставки по скорости снижения частоты должны быть отстроены от значений скорости снижения частоты при системных авариях для характерных случаев дефицита с запасом, равным 1, 2 – 1, 7 Гц/с.

8) При снижении дефицита ниже 15% потребления должны соответственно увеличиваться значения уставок по скорости снижения частоты из расчета 0, 45 – 0, 50 Гц/с на каждые 10% дефицита активной мощности.

9) Выдержка времени алгоритма ДАР по условию отстройки от качаний и коротких замыканий должна составлять 0, 3 – 0, 4 с. Допустимо ее уменьшение до 0, 2 с при скорости снижения частоты более 3 Гц/с.

10) Для определения уточненных значений уставок ДАР необходимо рассчитать скорости снижения частоты для минимального (< PГmin) и максимального (< PГmax) дефицита мощности:

dfmin = (< PГmin·f0)/(PН·TJ), (3)

dfmax = (< PГmax·f0)/(PН·TJ), (4)

где f0 – доаварийное значение частоты;

PН – доаварийная мощность нагрузки;

TJ – постоянная механической энергии вращающихся масс энергосистемы.

ДАР с уставкой по dfmin может совмещаться (отключать тех эе потребителей) с 1-ой очередью АЧР1, а с уставкой по dfmax – с последней очередью АЧР1.

11) Минимально необходимый объём дополнительной разгрузки

определяется по формуле:

, (5)

где kЗ = 1, 1 – коэффициент запаса;

< PГ – расчетный дефицит мощности;

< PГ.ПРЕД – предельно допустимый дефицит мощности (частота

снижается ниже 46 Гц).

12) Рекомендуемые значения уставок для устройств ДАР представлены в таблице 2.

1.2.3.4. Частотная делительная автоматика

1) Автоматическое выделение электростанций или генераторов со сбалансированной нагрузкой, выделение генераторов на питание собственных нужд следует применять:

· для предотвращения полного останова электростанции при отказе или недостаточной эффективности других устройств АОСЧ путем сохранения в работе собственных нужд;

· для обеспечения питания наиболее ответственных потребителей. В отдельных случаях выделение электростанций или генераторов может производиться с дефицитом активной мощности, устраняемым последующим действием АЧР в отделившемся районе.

2) ЧДА должна устанавливаться на всех ТЭС, на которых она может быть выполнена исходя из условий их работы (схема электростанции, ее положение в сети, ограничения по теплофикационному режиму и т.п.).

3) Допускается установка ЧДА на ГЭС с целью предотвращения погашения нагрузки близлежащего района.

4) Уставки срабатывания ЧДА выбираются с учетом обеспечения устойчивой работы выделяемых электростанций (энергоблоков) и действия ЧДА после срабатывания АЧР1. При этом, как правило, применяются две тупени:

· быстродействующая ступень;

· медленная ступень (резервное действие).

5) Выбор сечения ЧДА должен проводиться с минимизацией числа отключаемых действием ЧДА выключателей.

6) При необходимости следует осуществлять предварительную подготовку первичной схемы электрической сети к выделению электростанций, генераторов со сбалансированной нагрузкой или генераторов на питание собственных нужд.

7) Делительная автоматика выполняется, как правило, двумя ступенями, имеющими следующие уставки: 46, 0 – 47, 6 Гц с выдержкой времени 0, 5 с; 47, 0 – 47, 7 Гц с выдержкой времени от 30 до 40 секунд (резервное действие).

8) Каналы по скорости снижения частоты (косвенный замер) могут настраиваться по одному из вариантов: уставки для замера скорости выбираются из диапазона 49, 7 – 49, 1 Гц, а по времени от 0, 3 до 0, 5 с для отстройки от качаний; уставки для замера скорости выбираются из диапазона 49, 5 – 50, 0 Гц, а по времени от 0, 15 до 0, 3 с для действия до АЧР1 после отделения ТЭС в режиме с минимальной генерирующей мощностью.