Стартовая >> Архив >> АЧР энергосистем

Расчет аварийной разгрузки - АЧР энергосистем

Оглавление
АЧР энергосистем
Введение
Влияние снижения частоты на работу энергосистемы
Допустимые отклонения частоты по условиям работы турбин
Работа установок СН электростанций при снижении частоты
Управляемость агрегатов электростанций
Статические характеристики энергосистемы по частоте
Лавина частоты
Особенности аварий в современных крупных энергообъединениях
Требования к АЧР
Категории разгрузки, уставки
Совмещение действия АЧР1 и АЧР2
Автоматическая частотная разгрузка с зависимой характеристикой
АЧР с использованием фактора скорости снижения частоты
АЧР как средство автоматической ликвидации аварии
Влияние реакции тепловых электростанций на работу АЧР
АЧР при больших дефицитах мощности
Делительная автоматика по частоте
Расчет аварийной разгрузки
Пример расчета аварийной разгрузки
Задачи и основные принципы выполнения ЧАПВ
ЧАПВ с контролем изменения частоты
Аппаратура и схемы
ИВЧ
РЧ-1
Схемы АЧР и ЧАПВ
Схемы дополнительной разгрузки и делительной автоматики по частоте
Применение микроЭВМ для аварийного управления нагрузкой
Действие АЧР и ЧАПВ в асинхронных режимах и при синхронных качаниях
АЧР как средство ресинхронизации
Специальные вопросы АЧР
Снижение частоты при отключении подстанций в цикле АПВ и АВР
Совместное использование АЧР и АВР потребителей
Особенности работы АЧР в энергосистеме с преобладанием ТЭЦ
Комбинированные АЧР и ЧАПВ
Опыт применения аварийной разгрузки в СССР
Аварийная разгрузка и опыт ее применения за рубежом

Глава четвертая
МЕТОДИКА РАСЧЕТА АВАРИЙНОЙ РАЗГРУЗКИ

Расчетные режимы и аварии. Последовательность расчета

Основную часть расчета разгрузки составляет определение ее объема. Расчет должен начинаться с анализа режимов энергообъединений и энергосистем и выявления наибольших аварийных дефицитов мощности. Должны быть проанализированы возможные аварийные режимы с дефицитом мощности, начиная с местных и кончая общесистемными. При этом должны быть рассмотрены реально возможные наложения аварийных режимов в нормальных и ремонтных схемах работы энергосистем.
В соответствии с [30, 54] при анализе возможных дефицитов, как правило, следует рассматривать:
а) для изолированно работающих электростанций—отключение наиболее мощного генератора, или блока, или секции сборных шин;
б) для энергосистемы — полное отключение наиболее мощной электростанции. Для электростанции с общим паропроводом и нагрузкой на генераторном напряжении следует исходить из вероятности аварии в котельной, когда возможно сохранение нагрузки при отключении всех генераторов;
в) для частей энергосистем и для энергосистем, входящих в ОЭС,—отключение питающих линий; при наличии связей малой пропускной способности — отключение генерирующей мощности и последующее отключение этих связей вследствие наброса мощности сверх предела устойчивости;
г) для ОЭС в целом—главным образом возможность их разделения на части из-за отключения межсистемных связей или возможность отключений генерирующей мощности с последующим отключением межсистемных связей из-за аварийного наброса мощности, а также возможность возникновения асинхронного режима по отдельным связям и, как следствие этого, развитие аварии с отключением генерирующей мощности.
Мощность нагрузки, которую необходимо подключить к очередям АЧР, определяется наибольшим возможным дефицитом мощности в данном районе. Проанализировав возможные аварийные режимы для района, энергосистемы, энергообъединения в целом, можно для каждого из них определить максимальные расчетные, дефициты мощности. Далее по значению максимального расчетного дефицита мощности определяются объемы АЧР и производится размещение разгрузки по энергосистеме и энергообъединению.

Объем АЧР и ее размещение в отдельных районах, энергосистемах, энергообъединении в целом целесообразно определять, идя от анализа местных аварий ко все более общим (более крупный район, энергосистема, две энергосистемы и т. д.), при этом объем разгрузки в отдельных районах и энергосистемах определяется по наиболее жесткому из требований предотвращения развития местных и общесистемных аварий.
После того как выбраны объемы разгрузки и она размещена по отдельным районам, целесообразно еще раз провести контроль объемов разгрузки и ее размещения по следующим факторам. Одни и те же потребители в разные периоды года, недели, суток могут составлять различную долю суммарной нагрузки соответствующего узла. Например, в режимах ночного провала доля нагрузки, приходящейся на предприятия с двухсменным режимом, практически падает до нуля. Таким образом, хотя нагрузка, подключенная к АЧР, может быть достаточна для ликвидации определяющего расчетного дефицита (например, в утренний максимум), потребителей, фактически подключенных к АЧР, может не хватить для успешной ликвидации аварии с меньшим дефицитом мощности, например в ночной минимум нагрузки. Возможность такого явления уже отмечалась в гл. 2, и она является одной из причин, по которой в объеме АЧР1 и АЧР2 закладываются определенные запасы [30, 54]. В большинстве случаев этого запаса оказывается достаточно, чтобы избежать подобных явлений, однако, учитывая существенно различные условия работы узлов энергосистем, различный состав и характеристики потребителей, целесообразно все же дополнительно провести контроль фактической мощности, подключенной к АЧР, для тех же характерных периодов года, дней и часов, для которых производился анализ возможных дефицитов мощности, и при необходимости увеличить объем или скорректировать размещение разгрузки по районам энергосистемы. При эксплуатации энергосистем, когда АЧР уже выполнена, необходимо также ежегодно в характерные периоды года, дни и время суток производить по всем районам и энергосистемам контрольные измерения фактической мощности, подключенной к АЧР, для проверки достаточности объема разгрузки и обеспечения ее эффективной работы в аварийных ситуациях.
Следующим этапом расчета является распределение выбранных объемов разгрузки по очередям АЧР1 и АЧР2. Число очередей АЧР следует стремиться сделать как можно большим. На практике часто количество очередей в данном районе или энергосистеме определяется количеством имеющихся устройств разгрузки. Распределять нагрузку по очередям АЧР можно примерно равномерно. При отклонении от равномерного предпочтительно большие объемы нагрузки подключать к первым (с более высокими уставками по частоте) очередям АЧР1. Необходимо строго соблюдать требование обеспечения минимизации ущерба при работе АЧР, для этого более ответственные потребители должны подключаться к очередям АЧР1 с более низкими уставками по частоте и очередям АЧР2 с большими уставками по времени.
После распределения нагрузки по очередям АЧР целесообразно произвести оценку эффективности разгрузки при различных авариях, рассчитав с помощью тех или иных расчетных средств переходные процессы изменения частоты при различных возмущениях.
Для ОЭС, работающих в составе ЕЭС СССР, центральное диспетчерское управление (ЦДУ) ЕЭС СССР задает граничные уставки по частоте АЧР2, число ступеней АЧР2 и их уставки по частоте, начальные (верхние) уставки по частоте АЧР1, уставки по частоте спецочередей АЧР, минимальный суммарный объем АЧР1 и АЧР2, минимальный объем совмещения очередей АЧР1 и АЧР2, примернее распределение объема совмещенных очередей АЧР2 по ступеням этой категории разгрузки в избыточных и дефицитных по мощности энергосистемах, входящих в данную ОЭС, граничные уставки по частоте ЧАПВ, примерное распределение объема по ступеням ЧАПВ. С учетом требований ЦДУ ЕЭС СССР ОДУ задает аналогичные параметры АЧР и ЧАПВ для энергосистем, входящих в состав данной ОЭС, исходя из условий возникновения и ликвидации дефицита мощности по ОЭС в целом или одновременно в нескольких смежных энергосистемах.
Если суммарный объем АЧР в энергосистеме, определенный районным энергоуправлением (РЭУ) на основании анализа возможных аварийных возмущений в ней, оказывается меньше заданного объединенным диспетчерским управлением (ОДУ) по условиям ликвидации общесистемных дефицитов мощности, он должен быть увеличен. Если же этот объем превосходит задаваемый ОДУ, то он является определяющим и не может быть уменьшен. Аналогично ОДУ должно увеличить суммарный объем АЧР в ОЭС, определенный на основании возможных аварийных возмущений в ней, если этот объем оказывается меньше, чем заданный ЦДУ ЕЭС СССР.
В ОЭС, работающих раздельно с ЕЭС СССР, и в изолированно работающих энергосистемах объемы и граничные уставки АЧР и ЧАПВ задают соответственно ОДУ и РЭУ.
В последние годы суммарный объем АЧР по различным ОЭС, входящим в состав ЕЭС СССР, составляет 60—65% их нагрузки, до 70% этого объема подключено к совмещенным очередям АЧР1 и АЧР2. Верхние уставки по частоте АЧР2 в избыточных по мощности ОЭС принимаются, как правило, равными 48,7 Гц, а в дефицитных—48,8 Гц (соответственно
нижние уставки по частоте АЧРН—48,4 и 48,5 Гц), АЧР2 разбивается на четыре ступени по частоте с интервалом 0,1 Гц, к которым объем совмещенных очередей АЧР2 подключается примерно в следующих пропорциях: 5—25% к первой ступени и примерно поровну—к остальным. Верхние уставки по частоте АЧР1 принимаются соответственно равными 48,5 Гц в избыточных по мощности ОЭС и 48,6 Гц в дефицитных. Уставка спецочереди АЧР составляет, как правило, 49 Гц, а нижняя уставка по частоте ЧАПВ—49,2 Гц, при этом к устройствам ЧАПВ с уставками 49,2—49,4 Гц подключается не более 10% нагрузки, отключаемой АЧР.



 
« Аппаратура импульсного контроля фазового угла по линии электропередачи   Балансная защита повышенной чувствительности на батарее БСК-110 »
электрические сети