Стартовая >> Архив >> Энергетика Казахстана

Автоматика ликвидации асинхронного режима - Энергетика Казахстана

Оглавление
Энергетика Казахстана
Потребление электроэнергии и качество жизни
Связь между качеством услуг и качеством жизни
Причины снижения качества услуг
Условия устойчивого развития качества услуг
Энергетические ресурсы мира
Производство первичных энергоресурсов и электроэнергии
Потребление электроэнергии
Состояние и перспективы развития топливно-энергетической базы
Ресурсы твердого топлива и возможности их использования
Ресурсы углеводородного сырья и перспективы их использования
Гидроэнергетические ресурсы Казахстана
Гидроэнергетический потенциал мира
Перспективы развития атомной энергетики
Нетрадиционные источники энергии
Баланс электроэнергии
Характеристика и структура потребления электроэнергии
Характеристика электрической нагрузки и прогноз на перспективу
Рост экономического потенциала и электропотребления
Топливно-энергетический баланс и экспортно-импортная политика
Национальные энергосистемы и межгосударственные объединения
Принципы построения схемы электрических сетей и требования к ним
Эффективность формирования энергосистем
Основные тенденции развития энергосистем в мире
Развитие энергосистем в СССР (СНГ)
Этапы формирования электроэнергетики Казахстана
Перечень оборудования на электростанциях
Оценка экологической безопасности оборудования
Проблемы трансграничного переноса
Оценка надежности и безопасности работы оборудования
Принципы и нормы проектирования энергосистем
Опоры и фундаменты
Провода и тросы
Изоляция и линейная арматура
Управление объединенными энергосистемами
Информационно-вычислительные системы
Управление нормальными режимами
Управление энергопотреблением
Потери электроэнергии в сетях
Противоаварийное управление
Противоаварийная автоматика
Автоматическое регулирование возбуждения
Автоматика ликвидации асинхронного режима
Автоматическое ограничение повышения частоты и напряжения
Работа объединенных энергосистем стран СНГ в период перехода экономики
Региональные и национальные диспетчерские центры в странах СНГ
Управление резервами активной мощности
Регулирование напряжения и реактивной мощности
Координация действий систем защиты
Внедрение аспектов надежности
Экономические условия взаимодействия
Критерии межсистемных контрактов, типы межсистемных соглашений
Организационная схема взаимодействия в перспективе
Необходимые условия интеграции в управлении энергообъединениями
Сети связи и телемеханики
Первичные сети
Вторичные сети
Централизованное теплоснабжение
Теплоисточники в системах централизованного теплоснабжения
Тепловые сети
Режимы регулирования отпуска теплоты
Системы централизованного теплоснабжения в городах Казахстана
Эффективность комбинированного производства электроэнергии и теплоты
Отношение к теплофикации в развитых странах Мира
Сохранение и развитие теплофикации в Казахстане
Поиск оптимального соотношения собственности и формы их содержания
Коммерческие принципы управления в государственном секторе
Электроэнергетика и рыночные механизмы
Форма собственности и форма эксплуатации
Юридические формы организации деятельности энергокомпании
Основные положения приватизации
Выбор методов приватизации
Подготовка к проведению приватизации
Учет в процессе приватизации
Обзор проведенной приватизации в некоторых странах мира
Критическая оценка приватизации
Регулятивная функция в электроэнергетике
Регулирование тарифов
Финансовое регулирование и регулирование ценных бумаг
Решение споров
Система оперативного планирования и тарифообразования
Сочетание изменения структуры, владения и регулирования
Текущая обстановка
Анализ структуры энергетической отрасли зарубежных стран
Анализ структуры энергетики Казахстана
Формирование ценообразования в энергетике
Принципы перспективного ценообразования на электрическую энергию
Эластичность цен и спроса
Важность и потенциал энергосбережения
Рекомендуемые меры энергосбережения
Ограничения рыночных цен на энергию
Роль Правительства по реализации энергосберегающей политики
Интеграция технологии, параметров оборудования и путей финансирования
Тепловые электрические станции
Поставщики технологии сжигания в кипящем слое
Метод сжигания в кипящем слое под давлением PFBC
Внутрицикловая газификация угля
Реконструкция тепловых электростанций
Национальная энергетическая система
Проектный цикл кредитования инвестиций в энергетику
Цикл кредитования инвестиций в энергетику - Эксимбанк Казахстан
Цикл кредитования инвестиций в энергетику - ТЭЦ-2 500 МВт в Жезказгане
Цикл кредитования инвестиций в энергетику - предложение АВВ на два блока 280 МВт(эл.)/685 МВт (тепл.)
Цикл кредитования инвестиций в энергетику - заключение международного консорциума ТЭЦ-2 500 МВт в Жезказгане
Контракт на строительство ТЭЦ-2 500 МВт в Жезказгане
Руководство по бизнес планированию
Руководство по бизнес планированию - Бизнес план
Глоссарий
Как вычислять финансовые индикаторы, осущестимость инвестирования
Инструкция по заполнению формы бизнес плана

Асинхронный режим (АР) в ОЭС, энергосистеме является одним из самых тяжелых аварийных режимов и связан с нарушением устойчивости параллельной работы частей ОЭС, электростанций вследствие превышения предела передаваемой мощности по электропередаче или снижения напряжения в узлах нагрузки ниже критического. Асинхронный режим сопровождается глубокими колебаниями перетоков мощности (токов) по электропередаче и напряжений в районе электрического центра качаний (ЭЦК). Причинами возникновения АР могут быть отказы в действии систем АПНУ, а также отсутствие, невозможность или нецелесообразность предотвращения нарушения устойчивости с помощью устройств ПА.
АР создает опасность повреждения элементов энергосистемы от протекания сверхтоков, повреждения валов агрегатов в результате механических колебаний, вызываемых периодическими ускорениями и торможениями генераторов, нарушения электроснабжения потребителей и наносит большой экономический ущерб. АР может быть двухчастотным, а если ЭЦК окажется расположенным на двух и более генерирующих ветвях - перерастает в многочастотный. В многочастотном АР асинхронно будут идти между собой и генераторы, расположенные близко и по одну сторону ЭЦК. Много частотный АР особенно опасен по своим последствиям. В связи с этим АР должен быть прекращен действием устройств автоматической ликвидации асинхронного режима (АЛАР). Ликвидация АР в ОЭС, энергосистеме может быть осуществлена:

  1. путем ресинхронизации, т. е. восстановлением синхронной работы частей ОЭС по сечению АР;
  2. разрывом связей по сечению АР, т. е. делением ОЭС, энергосистемы;
  3. комбинированным способом, т. е. разрывом части связей по сечению АР и ресинхронизацией оставшихся несинхронно идущих генераторов.

Способ ликвидации АР определяется прежде всего допустимой длительностью существования АР, определяемой с учетом опасности повреждения оборудования энергосистемы, но не более 30 с.
Ресинхронизация может применяться, если:

  1. допустимая длительность АР достаточна для осуществления управляющих воздействий, способствующих облегчению условий ресинхронизации (разгрузка турбин, отключение генераторов, деление системы в избыточной части ОЭС, ввод резерва, отключение нагрузки, деление системы - в дефицитной);
  2. АР и ресинхронизация не приводят к дополнительным нарушениям устойчивости;
  3. объем отключаемой нагрузки при ресинхронизации значительно меньше, чем при делении.

Если ресинхронизация не произойдет через заданное время или количества циклов (проворотов), то выполняется деление по сечению АР (резервирование ресинхронизации).
При недопустимости АР из-за возможного нарушения устойчивости по другим связям, возникновения многочастотного АР, или малой эффективности ресинхронизации выполняется быстрое деление (в первом цикле АР) по сечению АР с коррекцией баланса мощности в разделившихся частях ОЭС, энергосистемы.
Автоматическая ликвидация АР в каждом сечении должна обеспечиваться двумя видами устройств:

  1. основными, действующими на деление или ресинхронизацию и деление;
  2. резервными, действующими на деление с отстройкой от основных выдержкой времени или по количеству циклов АР.

Основное и резервное устройства должны осуществлять деление, действуя на разные выключатели, и устанавливаться на разных подстанциях.
Устройства АЛАР должны отвечать требованиям:

  1. селективности выявления АР (отличие от синхронных качаний, отличие АР в контролируемом сечении от внешнего АР);
  2.  способностью фиксации изменения контролируемого параметра, характеризующего момент наступления АР;
  3. быстроты выявления АР;
  4. необходимость блокирования при возможности их срабатывания от коротких замыканий;
  5. простоты выполнения и надежности функционирования.

Для выявления АР в месте установки устройства АЛАР могут быть использованы параметры: напряжение, ток, сопротивление на зажимах реле сопротивления, угол между током и напряжением, активная и реактивная мощность, контроль угла между заданными ЭДС, контроль скольжения между заданными напряжениями.
Современные устройства АЛАР имеют достаточную степень универсальности, чтобы реализовать все (описанные выше) способы ликвидации АР в сетях сложной конфигурации.
Комплекс управляющих воздействий, используемых при ресинхронизации каждой связи, определяется в зависимости от возможности реализации УВ на энергетическом оборудовании.
Пример выполнения устройств АЛАР на линиях связи Карагандинского энергорайона с ОЭС Казахстана.

  1. Автоматическое ограничение снижения частоты при внезапном дефиците активной мощности

Система автоматического ограничения снижения частоты (АОСЧ) предназначена для предотвращения работы энергетического оборудования и потребителей с частотой:

  1. ниже 45 Гц;
  2. ниже 46 Гц в течение более 10 с;
  3. ниже 47 Гц в течение более 20 с;
  4.    ниже 48,5 Гц в течение более 60 с; и осуществляет:
  5. автоматический ввод резерва (АЧВР);
  6. автоматическую частотную разгрузку АЧР;
  7. дополнительную разгрузку, действующую при больших местных дефицитах мощности;
  8. выделение электростанций или генераторов со сбалансированной нагрузкой, выделение генераторов на питание собственных нужд;
  9. восстановление питания отключенных потребителей при восстановлении частоты.

А. Автоматический частотный ввод резерва

Автоматический частотный ввод резерва обеспечивает уменьшение объема отключения потребителей и сокращение времени перерыва электроснабжения потребителей, отключенных действием АЧР.
Ввод резерва осуществляется частотным пуском резервных гидроагрегатов; перевод гидроагрегатов, работающих в качестве синхронных компенсаторов, в генераторный режим; загрузка имеющих резерв работающих гидро- и турбоагрегатов. Частотный пуск выполняется с уставками по частоте 48,8-49,7 Гц.

Б. Устройства автоматической частотной разгрузки (АЧР)

Для предотвращения опасного снижения частоты и ликвидации системных аварий при внезапных дефицитах активной мощности устанавливаются устройства АЧР, выполненные с таким расчетом, чтобы возможность даже кратковременного снижения частоты ниже 45 Гц была полностью исключена; для быстрой ликвидации дефицита активной мощности и восстановления энергоснабжения потребителей
предусматриваются мероприятия по мобилизации резервной мощности электростанций и устанавливаются устройства частотного АПВ.
Мощность потребителей, отключаемых устройствами АЧР (мощность АЧР), и размещение этих устройств должны выбираться так, чтобы исключалась возможность возникновения лавины частоты и лавины напряжения при любых реально возможных случаях аварийного отключения генерируемой мощности, разделения энергосистем или объединенных энергосистем на части, в которых значение нагрузки превышает генерируемую мощность.
Устройства автоматической частотной разгрузки подразделяются на три категории:

  1. АЧР I - быстродействующая (с выдержкой времени до 0,5 сек.), с различными уставками по частоте, предназначенная для прекращения снижения частоты; верхний предел уставок по частоте на 0,2 Гц ниже верхнего предела АЧР II, нижний предел - не ниже 46,5 Гц с интервалом по очередям 0,1-0,3 Гц, уставка по времени - минимальная;
  2. АЧР II - медленно действующая с различными уставками по частоте и по времени, предназначенная для повышения частоты после действия АЧР I, а также для предотвращения зависания частоты на недопустимо низком уровне и ее снижения при сравнительно медленном аварийном дефиците активной мощности; пределы уставок по частоте 48,8-48,6 Гц с интервалом по очередям 0,1 Гц, начальная уставка по времени 5-10 с, конечная - 60 с, а в условиях
    мобилизации мощности гидроэлектростанций 70-90 с (с учетом фактического времени мобилизации). К очередям АЧР II с верхними уставками по частоте и начальными уставками по времени должна подключаться мощность не менее 10° о мощности нагрузки энергорайона, не совмещаемая с действием очередей АЧР I.
  3. спецочередь АЧР - предназначенная для предотвращения снижения частоты до верхних уставок АЧР II в случаях, когда не удается реализовать оперативные ограничения и отключения потребителей, а также для разгрузки межсистемных связей при возникновении дефицита мощности; диапазон уставок по частоте 49,2- 49 Гц.

Для повышения эффективности и гибкости АЧР, исходя из возможно большего приближения фактически отключаемой в каждом случае мощности потребителей к реально могущим возникнуть различным значениям дефицита мощности выполняется:

  1. совмещение действия устройств АЧР I и АЧР II для одних и тех же потребителей, совмещение должно быть выполнено не менее чем на 50% нагрузки, подключенной к АЧР I;
  2. выполнение нескольких первых очередей АЧР II, не совмещаемых с действием АЧР I;
  3. равномерное распределение отключаемой нагрузки между очередями АЧР;
  4. увеличение количества очередей АЧР с минимальными интервалами по частоте и времени между очередями;
  5. подсоединение потребителей к устройствам АЧР с учетом их ответственности (по мере возрастания ответственности потребителей подсоединение их к более далеким по вероятности срабатывания очередям АЧР I и АЧР II).

Выполнение этих условий позволяет выполнить самонастраивающуюся систему АЧР, обеспечивающую отключение потребителей, суммарная мощность которых в большинстве случаев соответствует возникшему дефициту. Применение такой разгрузки позволяет выбирать мощность АЧР с запасом, не опасаясь излишних отключений потребителей.
С помощью реализуемой современной автоматической частотной разгрузки решаются задачи обеспечения надежной работы ОЭС с учетом многообразия возможных аварий ввиду вероятностного характера значений дефицита мощности, мест его возникновения, и как следствие, срабатывание различных категорий разгрузки в зависимости от характера развития аварийных процессов.

В. Дополнительная разгрузка

Дополнительная разгрузка предусматривает ускоренное отключение потребителей, действующая только при местных особо больших (45% и более) дефицитах мощности, когда эффективность АЧР оказывается недостаточной, предназначена для выполнения разгрузки в необходимом объеме, действующей по факторам возникновения локального дефицита мощности (аварийные остановы агрегатов, отключение линий, трансформаторов, скорости снижения частоты и уровню снижения напряжения) без выдержки времени.

Г. Частотная делительная автоматика (ЧДА)

Частотная делительная автоматика предназначена для отделения электростанций или их частей с примерно сбалансированной нагрузкой или для выделения отдельных агрегатов на питание собственных нужд при авариях со значительными дефицитами мощности.

ЧДА применяется для резервирования действия устройств АЧР дополнительной разгрузки при авариях и должна выполняться на всех тепловых электростанциях, а также взамен дополнительной разгрузки в районах с особо большими дефицитами мощности.
ЧДА выполняется двумя ступенями: одна с частотой срабатывания около 46 Гц и временем 0,5 с, другая с частотой срабатывания около 47 Гц и временем 30-40 с. Для электростанций, расположенных в районах, где возможны особо большие дефициты мощности допускается неселективное ЧДА по отношению к действию устройств АЧР I с уставками по частоте 46,6-47,5 Гц и временем не более 1 с.

Д. Восстановление энергоснабжения потребителей

Восстановление энергоснабжения производится мобилизацией резервов мощности, повторным включением межсистемных связей и последующим включением потребителей.
Включение межсистемных связей обеспечивается действием устройств несинхронного АПВ и АПВ с улавливанием синхронизма.
Включение потребителей производится устройствами частотного АПВ с уставками по частоте 49,2-50 Гц. Очередность включения потребителей устройствами частотного АПВ должна быть обратна очередности отключения от устройств АЧР, т.е. потребители отключаемые последними очередями АЧР должны включаться первыми очередями частотного АПВ. Начальная уставка по времени устройств частотного АПВ составляет 10-20 с, а конечная уставка по времени определяется исходя из возможности ликвидации дефицита мощности.

Е. Пример практического выполнения автоматики ограничения снижения частоты в Карагандинском энергоузле

Общее потребление энергоузла- 2150 МВт
Собственная генерация ≈1000 МВт
Потребляемая мощность из ОЭС ≈1150 МВт
Мощность потребителей, подключенных к устройствам АЧР - 1440 МВт
АОСЧ Карагандинского энергоузла является составной частью системы АОСЧ ОЭС Казахстана и основной системой при выделении на изолированную работу. Реальные параметры автоматического снижения частоты и установки делительной автоматики показаны в таблицах 3.7.1, 3.7.2, 3.7.3.

Ж. Дополнительная разгрузка

Дополнительная разгрузка выполнена по факту отключения ВЛ 500 кВ N 512 - объем отключаемой нагрузки составляет 60 МВт. Резервирование обеспечивается действием АЧР и частотной делительной автоматики Карагандинского энергорайона.

Таблица 3.7.1
Несовмещенные очереди АЧР II

Спецочередь АЧР


Наименование

Мощность

АЧР II

Частотное АПВ

Уставка

Р, МВт

f, Гц

t, с

f, Гц

t, с

Р, МВт

Спецочередь 1-я

42

48,8

0,5

49,6

10

5

Таблица 3.7.2


Совмещенные очереди АЧР I и АЧР II
Примечание. Неравномерность распределения отключаемой нагрузки по очередям вызвано специфичностью потребителей Карагандинского энергоузла.
Частотная делительная автоматика

Таблица 3.7.3



 
« Энергетика и экология   Эффективность выбора мероприятий по снижению потерь энергии »
электрические сети