Рис. 1.9. Обобщенная функциональная схема алгоритма ЧАПВ

Для исключения срабатывания алгоритма ЧАПВ при пониженном напряжении сети в обобщенную функциональную схему алгоритма должен быть введен элемент, контролирующий напряжение сети и дающий разрешение на включение нагрузки только при определенном значении U>.

В обобщенной функциональной схеме алгоритма ЧАПВ (рис. 1.9) предусмотрен специальный ключ SA1, позволяющий дополнить данный алгоритм узлом контроля напряжения и тем самым учесть особенности работы энергосистемы.

В функциональной схеме предусмотрено использование внешнего, не связанного с работой алгоритма, сигнала "Запрет ЧАПВ", блокирующего работу алгоритма ЧАПВ.

При настройке работы алгоритма в реальных условиях необходимо задать следующие уставки:

Fчапв > — по частоте запуска (возврата) алгоритма ЧАПВ (элемент A3);

U> — по напряжению разрешения срабатывания алгоритма ЧАПВ при нижнем положении контакта программного ключа SA1 (элемент A4);

T — по выдержке времени алгоритма ЧАПВ (элемент А6).

Выдержка времени канала по напряжению (элемент A5) не регулируется и предназначена для устранения срабатываний при кратковременных изменениях напряжения UK.

1.6 Ограничение повышения частоты (АОПЧ)

Отделение избыточной по нагрузке энергосистемы или ее части, а также отключение значительной нагрузки приводит к повышению частоты в энергосистеме. Вместе с генераторами ГЭС увеличивают частоту вращения и работающие параллельно с ними на общую сеть турбогенераторы, что представляет опасность для турбин, приводящих их во вращение. Срабатывание автоматов безопасности турбин часто не предотвращает увеличения частоты их вращения сверх допустимой, так как после прекращения подачи пара генераторы могут перейти в режим синхронного двигателя и начать вращать турбины с частотой, соответствующей частоте сети, задаваемой гидрогенераторами.

Пусть частота изменяется в соответствии с линией 2 (рис. 1.10), достигая значения Fп аопч в момент t3, что приводит к пуску алгоритма ограничения повышения частоты. Если и дальше частота в энергосистеме будет повышаться, то после истечения выдержки времени Таопч в момент времени t7 алгоритм сформирует сигнал на исполнительный элемент для отключения генераторов электростанции.

Рис. 1.10. Графики изменения частоты, характеризующие работу алгоритма АОПЧ

Рис. 1.9. Обобщенная функциональная схема алгоритма АОПЧ

Возможно и другое развитие событий. Частота f, изменяясь в соответствии с линией 4 на рис. 1.10, в момент времени t6 достигает значения Fп аопч, но через промежуток времени t < Таопч уменьшится до значения Fв аопч (момент времени t8), что должно привести к блокированию устройства, так как условие формирования сигнала исполнительного элемента с этого момента отсутствует.

Если учесть сказанное ранее о целесообразности контроля такого параметра энергосистемы, как скорость изменения частоты, то при составлении обобщенной функциональной схемы алгоритма АОПЧ необходимо рассмотреть еще два варианта изменения частоты (см. графики 1 и 3 на рис. 1.10).

Пусть при разгрузке частота в системе изменяется в соответствии с линией 1, тогда в момент времени t1 будет выполнено условие f'>F'п и алгоритм АОПЧ должен подать сигнал на исполнительный орган. Можно представить и иной процесс изменения частоты — монотонное ее возрастание с небольшой скоростью до значения Fп аопч (линия 3 на рис. 1.10, момент t4), когда запускается алгоритм АОПЧ, а затем быстрое снижение со скоростью f ' > F'в. В этом случае работу алгоритма необходимо остановить в момент времени t5.

Обобщенная функциональная схема алгоритма АОПЧ, отвечающая рассмотренным условиям, приведена на рис. 1.11. В ней можно выделить две части — одна из них обеспечивает включение АОПЧ, а вторая — отключение.

Элементы, измеряющие частоту и скорость ее изменения, являются общими для этих частей, поэтому сигналы с их выходов поступают на все пороговые элементы (элементы А3 — А7) выделенных частей.

Для исключения ложных срабатываний алгоритма в обобщенную функциональную схему введены не только традиционные элементы временных задержек (А8, А10—А12), но и пороговый элемент А4. Поэтому алгоритм не реагирует на скорость изменения частоты в тех случаях, когда абсолютное значение частоты, измеряемое этим элементом, меньше 50,3 Гц.

В схему введены ключи SA1 и SA2 для того, чтобы при необходимости можно было исключать из алгоритма АОПЧ канал по скорости изменения частоты.

При настройке этого алгоритма в реальных энергосистемах необходимо задать следующие уставки:

Fп АОПЧ вкл— по частоте пуска алгоритма АОПЧ (элемент A3);

FАОПЧ откл — по частоте пуска алгоритма АОПЧ (элемент А6);

F'> — по скорости увеличения частоты (элемент А5);

F'< — по скорости уменьшения частоты (элемент А7);

Твкл — по времени срабатывания алгоритма АОПЧ (элемент А8);

Тоткл — по времени срабатывания алгоритма АОПЧ (элемент А10).

Неизменяемые временные задержки, создаваемые элементами А11 и А12, предназначены для исключения случайных срабатываний алгоритма при кратковременных колебаниях скорости изменения частоты.

2.1 Расчет мощности нагрузки, подключаемой к АЧР

В случае возникновения аварийного дефицита активной мощности ограничение режима потребления, включая использование противоаварийной автоматики, определено Федеральным законом "Об электроэнергетике" (статья 38, пункт 8).

При этом участие нагрузки потребителей в автоматической разгрузке при аварийном дефиците активной мощности должно отражаться в договорах на технологическое присоединение к электрическим сетям и электроснабжение.

Потребителей, включенных в графики ограничений и аварийных отключений, по возможности следует подключать к первым очередям АЧР.

Устройства АЧР, установленные у потребителей, рекомендуется резервировать на питающих энергообъектах устройствами с меньшими уставками по частоте или большими уставками по времени срабатывания. При этом в суммарных отчетных данных одна и та же нагрузка, подключенная к основному и резервному устройствам АЧР, должна учитываться только один раз.

Действие устройств автоматического включения резерва (АВР) должно быть увязано с действием АЧР таким образом, чтобы действием АВР не восстанавливалось питание отключенной от АЧР нагрузки от тех же или других электрически связанных источников питания.

Запрещается переключать нагрузки, отключенные устройствами АЧР, на оставшиеся в работе электрически связанные источники питания. Нагрузка потребителей, не допускающих длительного перерыва в электроснабжении, должна быть переключена на автономные (независимые) источники питания.

При наличии в энергосистеме крупных потребителей тепловой энергии от турбин электростанций следует, по возможности, не подключать к АЧР потребителей пара от электростанций из-за опасности уменьшения генерируемой мощности вследствие полного или частичного прекращения потребления пара.

Длительность отключения потребителей действием автоматической разгрузки определяется временем ликвидации аварийной ситуации и должна быть минимально возможной.

Мощность нагрузки, подключаемой к АЧР, должна выбираться из условий ликвидации расчетных дефицитов активной мощности и приниматься с некоторым запасом, необходимость которого обусловлена:

· возможностью возникновения аварийного дефицита активной мощности, превышающего расчетный;

· возможностью снижения мощности нагрузки в режимах выходных и праздничных дней, ночных и дневных часов и т.д.

Расчет аварийной разгрузки и определение расчетных дефицитов активной мощности осуществляется на основе последовательного анализа схем и режимов, начиная с аварийного отделения энергорайона, двух смежных энергорайонов и т.д., вплоть до разделения ЕЭС на части. При этом должны быть рассмотрены реально возможные аварийные режимы в нормальной и ремонтных схемах.

При выборе расчетных условий, как правило, следует исходить:

а) для изолированно работающих энергосистем – из возможности отключения наиболее мощной электростанции;

б) для небольшого энергорайона – из возможности его аварийного отделения с дефицитом мощности вследствие отключения питающих связей и/или наиболее мощного генератора (энергоблока);

в) для более крупного энергорайона или нескольких смежных энергорайонов - из возможности аварийного отделения с дефицитом мощности вследствие отключения питающих связей и/или наиболее мощной электростанции;

г) для ЕЭС в целом – из возможности аварийного ее разделения на части с дефицитом мощности в отделившейся части вследствие отключения питающих межсистемных связей и генерируемой мощности (в том числе разгрузки и отключения энергоблоков АЭС в соответствии с технологическим регламентом при снижении частоты ниже 49,0 Гц).

Мощность, подключаемых к АЧР1 потребителей в любом энергорайоне с учетом запаса определяется по выражению:

Р(АЧР1) ³ DРг + 0,05;

где DРг и 0,05 – соответственно расчетный дефицит активной мощности и необходимый запас (в относительных единицах от суммарного потребления в исходном режиме).

В качестве расчетного принимается максимально возможный для энергорайона аварийный дефицит мощности.

Подключаемая к АЧР мощность нагрузки должна распределяться равномерно по очередям.

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

Мощность нагрузки, подключаемой к несовмещенной АЧР2, рассчитывается по условию достаточности для подъема частоты от нижней границы уставок АЧР1 до заданной частоты возврата несовмещенной АЧР2 (выше 49,0 Гц).

С учетом запаса к очередям несовмещенной АЧР2 должна подключаться мощность потребителей:

Р(АЧР2) ³ 0,1.

Суммарная мощность, подключаемой к АЧР нагрузки (АЧР1 и несовмещенной АЧР2), с учетом запасов составляет:

Р(АЧР) = Р(АЧР1) + Р(АЧР2) ³ (DРг + 0,05) + 0,1 = DРг + 0,15

Суммарная мощность нагрузки потребителей, подключаемой к АЧР в отдельных энергорайонах, принимается по наиболее жесткому из требований ликвидации местного и системного дефицита мощности.

ЧАПВ восстанавливает питание отключенных от АЧР потребителей при подъеме частоты в результате мобилизации резервов генерирующей мощности и восстановления отключившихся связей.

Суммарная мощность подключаемой к ЧАПВ нагрузки не регламентируется и определяется по местным условиям работы энергорайона.

Устройства ЧАПВ устанавливаются, в первую очередь, в случаях невозможности быстрого восстановления питания потребителей оперативным путем после действия устройств АЧР (на удаленных подстанциях без постоянного дежурного персонала).

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 сек (если это требуется по режиму работы источников оперативного тока).

Дополнительная автоматическая разгрузка (ДАР) применяется при ликвидации больших местных относительных дефицитов активной мощности (более 45% от потребления [3]) со скоростью снижения частоты более 1,8-2,0 Гц/сек, при которой действие АЧР может оказаться неэффективным. Поэтому ДАР должна быть быстродействующей и срабатывать в начале процесса снижения частоты – до начала работы АЧР1 или в процессе срабатывания ее первых очередей.

ДАР обеспечивает ускоренное отключение заданной мощности нагрузки потребителей и способствует уменьшению глубины и скорости снижения частоты, чем улучшает условия действия АЧР.

ДАР осуществляет автоматическое отключение крупной нагрузки потребителей по факторам, характеризующим возникновение местного дефицита активной мощности, без фиксации снижения частоты. Запуск автоматики осуществляется по факту отключения генерирующих источников, питающих линий, силовых трансформаторов и т.д. с контролем направления и величины предшествующей мощности.

Мощность, подключаемой к ДАР нагрузки потребителей, выбирается такой величины, чтобы после действия ДАР остаточный дефицит активной мощности не превышал допустимый, при котором обеспечивается эффективность работы АЧР.

Величина дефицита активной мощности, который может быть ликвидирован суммарным действием ДАР и АЧР в энергорайоне, зависит от постоянной времени механической инерции района, времени отключения потребителей устройствами АЧР и ДАР и определяется расчетами.

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.

Табл. 2.1 Рекомендуемые значения уставок для системы частотной разгрузки.

Страницы: 1, 2, 3