Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

Главное требование к электрической системе, обеспечивающей своим нор­мальным функционированием работу потребителей, это надежная работа. Первым условием является ее устойчивость - способность системы восстанав­ливать свое исходное состояние, после какого-либо (большого или малого) нарушения режима, иначе называемого возмущением.

С объединением электростанций на параллельную работу увеличивается опасность возникновения нарушений устойчивости с каскадным развитием.

Автоматическое регулирование активных и реактивных мощностей во многих случая должно учитывать ограничения по условиям устойчивости.

Из этого следует, что возможность обеспечения устойчивости и надежно­сти будет реализована, если наряду с подходящими схемами энергосистем бу­дут использованы необходимые средства управления в стационарных и пере­ходных режимах. К таким средствам относят противоаварийную автоматику.

Одной из основных проблем противоаварийного управления является до­зирование управляющих воздействий на минимально необходимом уровне, а если эта цель достигается не единственным решением, то и оптимизация управляющих воздействий. [1]

К требованию о минимизации управляющих воздействий относится то, что любая его работа приводит к ущербу потребителя и оборудования энергосистемы.

Избыточное или недостаточное воздействие в равной степени может нега­тивно сказаться на решении задачи.

К функциям противоаварийной автоматики относят выбор или защитного принципа действия, согласно которому, автоматика реагирует на наступившее недопустимое состояние энергосистемы, или прогнозировании того, что такое состояние наступит. [1]

Защитный принцип происходит по ходу переходного процесса, путем сравнения величин, характеризующих текущие состояние ЭЭС, с известными пороговыми значениями или величинами, которые вводятся в автоматику за­ранее. На основе этого положения происходит стремление упростить и удеше­вить разработку автоматики. Вслед­ствие чего происходит поиск общего набора и соотношения величин, выявля­ющих опасность переходного процесса и определение необходимого управле­ния. [2]

Для выбора управляющих воздействий противоаварийной автоматики но­вой ТЭЦ в г. Артем необходимо осуществить расчеты допустимых элек­троэнергетических режимов Приморской энергосистемы.

Целью дипломного проекта является производство необходимых расчетов установившихся режимов и статической устойчивости, с помощью программ­ных комплексов, на основании которых определяется возможность возникновения перегрузок, недопустимых изменений напряжения на шинах электрических станций, подстанциях и энергообъектах потребителей. Так же необхо­димо выполнить расчеты динамической устойчивости новой ТЭЦ в г. Артем и отходящих объектов. Таким образом, определить условия устойчивой параллельной работы генерирующего оборудования в энергосистеме при нормативных возмущениях.

На основании расчетов необходимо определить максимально допустимые и аварийно допустимые перетоки активной мощности в контролируемых се­чениях и разработать требования к логике действия и настройке устройств противоаварийной автоматики.

СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

АДВ – автоматическая дозировка (управляющих) воздействий;

АДП – аварийно-допустимый переток;

АЛАР – автоматика для ликвидации асинхронного режима;

АРМ – автоматизированное рабочее место;

АОПО – автоматика ограничения перегрузки оборудования;

АОПЧ – автоматика ограничения повышения частоты;

АПНУ – автоматика для предотвращения нарушения устойчивости;

АЧР – автоматическая частотная разгрузка;

ВЛ – воздушная линия электропередач;

ВЧ – высокочастотный;

ВОЛС – волоконно-оптическая линия связи;

ГРЭС – городская районная электростанция;

ГЭС – гидроэлектростанция;

ЗТ – загрузка турбин;

КЗ – короткое замыкание;

КПР – контроль предшествующего режима;

КЦН – контроль цепей напряжения;

МДП – максимально-допустимый переток;

МКПА – микропроцессорный комплекс ПА;

ОАПВ – однофазное автоматическое повторное включение;

ОГ – отключение генератора;

ОН – отключение нагрузки;

ПА – противоаварийная автоматика;

ПК – программный комплекс;

ПО – пусковой орган;

ПРД – передатчик;

ПРМ – приемник;

ПС – подстанция;

РКПА – релейный комплекс ПА;

РТ – разгрузка турбин;

САОН – специальная автоматика отключения нагрузки;

ССПИ – система сбора и передачи информации;

С24 – панель контроля и управления;

ТАПВ – трехфазное автоматическое повторное включение;

ТИ – телеизмерение;

ТС – телесигнал;

ТУВ – таблицы управляющих воздействий;

ТЭЦ – теплоэлектроцентраль;

УВ – управляющее воздействие;

УПАСК – устройство передачи аварийных сигналов и команд;

УПАЭ – устройство противоаварийной автоматики энергоузла;

УТМ ПА – устройство телемеханики противоаварийной автоматики;

УШР – управляемый шунтирующий реактор;

ФОЛ – фиксация отключения линии;

ФОТ – фиксация отключения трансформатора;

ЦСПА – централизованная система противоаварийной автоамтики;

ЧАПВ – частотное автоматическое повторное включение;

ЧДА – частотная делительная автоматика;

PСМ-30 – устройство приема-передачи аварийных сигналов, команд;

ETL-500 – устройство приема-передачи аварийных сигналов, команд;

Smart-KП – устройство телемеханики ПА.

1 АНАЛИЗ УСТРОЙСТВ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ ПРИМОРСКОГО ЭНЕРГОРАЙОНА

Устройства АПНУ выявляют возникновение опасных перегрузок или набросов мощности, внезапные отключения участков электропередач или их полные разрывы и другие аналогичные нарушения нормального режима работы. Для целей АПНУ применяются:

- АДВ 1 комплект ПС 500 кВ Владивосток, АДВ 2 комплект ПС 500 кВ Владивосток;

- ЛАПНУ «Юг» 1 комплект Приморской ГРЭС, ЛАПНУ «Юг» 2 комплект Приморской ГРЭС;

- МКПА 500 кВ №7 (РАДВ «Юг» Приморской ГРЭС);

- МКПА 220 кВ №3 (АДВ ВЛ 220 кВ Дальневосточная – Уссурийск-2 №1 и ВЛ 220 кВ Дальневосточная – Уссурийск-2 №2) на ПС 500 кВ Дальневосточ­ная;

- МКПА 220 кВ №1 (АДВ ВЛ 220 кВ Дальневосточная – Уссурийск-2 №1 и ВЛ 220 кВ Дальневосточная – Уссурийск-2 №2) на ПС 220 кВ Уссурийск-2;

- МКПА 220 кВ №2 (АДВ ВЛ 220 кВ Владивосток – Уссурийск-2) на ПС 220 кВ Уссурийск-2);

- МКПА 220 кВ (АДВ ВЛ 220 кВ Чугуевка-2 – Партизанск) на ПП 220 кВ Партизанск.

АДВ формирует дозированные управляющие воздействия (ОН, ОГ) в за­висимости от выбранной или заданной ТУВ, перетока активной мощности в предшествующем режиме в контролируемом сечении и поступившего ПО при отключении линии электропередачи или автотрансформатора (ов) находя­щихся под противоаварийным управлением.

Функции АПНУ в АДВ 1 комплект ПС 500 кВ Владивосток, АДВ 2 ком­плект ПС 500 кВ Владивосток, выполняет УПАЭ.

УТМ ПА необходима для функционирования АДВ 1 комплект ПС 500 кВ Владивосток, АДВ 2 комплект ПС 500 кВ Владивосток. УТМ ПА обеспечивает контроль и передачу данных о состоянии элементов мнемосхемы АРМ и вели­чине перетока активной мощности ЛЭП в УПАЭ.

АДВ 1 комплект ПС 500 кВ Владивосток, АДВ 2 комплект ПС 500 кВ Владивосток перестраиваются автоматически при включении (отключении) контролируемой УТМ ПА присоединений или вручную по команде диспетчера. АДВ в составе МКПА перестраиваются вручную ключем «Выбор группы уставок АДВ».

Пусковые органы, фиксирующие отключение выключателей контролируемых ПА линий и АТ связей (ФОЛ и ФОТ), реализованы в составе МКПА.

Ключом режима (фиксации ремонта) фиксируется одно из следующих состояний выключателя и/или присоединения (ВЛ, АТ): «Работа»; «Ремонт»; «Перевод на ОВ».Команды ОН, формируемые АДВ и передаваемые через УПАСК для исполнения, реализуются на объектах путём отключения выключателей заданных присоединений с блокировкой работы АПВ. В энергосистеме Приморского края при приеме любой команды ОН отключается вся заведенная под САОН нагрузка объекта. При отключении присоединений от ОН (В МКПА срабатывает сигнализация «Отключение нагрузки сработано») блокируется АПВ выключателей. Для последующего автоматического включения присоединений необходимо не квитировать ключи управления отключившихся выключателей.

Автоматическое включение отключенной нагрузки (деблокирование АПВ) после действия ОН выполняется по команде диспетчера Приморского РДУ и может быть выполнено локально или дистанционно. Включение отключенной нагрузки происходит с контролем частоты и напряжения через АПВ присоединений с заданными выдержками времени ЧАПВ.

Локальное включение отключенной нагрузки осуществляется на каждом объекте оперативным персоналом кнопками «Включение отключенной нагрузки» или «Деблокировка САОН» для МКПА и релейных панелей ОН (АЧР, ОН) соответственно. Дистанционное – с помощью кнопок пуска команд «Включение ОН…» на передатчиках УПАСК ВЛ 220 кВ ПС 500 кВ Дальневосточная и ПС 500 кВ Чугуевка-2.

Если не удаётся включить отключившиеся присоединения, необходимо вывести выходные цепи ОН в МКПА, выходные цепи ОН (АЧР, ОН) и ключами управления выключателя включить присоединения.

В энергосистеме Приморского края центром сбора доаварийной информации (ТИ, ТС) являются УТМ – ПА Smart ПУ ОРУ 500 кВ Приморской ГРЭС (с АРМ технолога) и УТМ – ПА Smart КП ПС 500 кВ Владивосток (с сенсорным экраном). Информация от УТМ – ПА Smart ПУ (КП) поступает в УПАЭ этих объектов.

1.1 АДВ 1 комплект ПС 500 кВ Владивосток, АДВ 2 комплект ПС 500 кВ Владивосток

Контролируются суммарный переток активной мощности по следующим ЛЭП, АТ: АТ-1 ПС 500 кВ Владивосток, ВЛ 220 кВ Чугуевка-2 – Партизанск, ВЛ 220 кВ Лозовая – Партизанск, ВЛ 220 кВ Лозовая – Широкая.

ТУВ АДВ выбирается в соответствии с текущим состоянием элементов отображаемых на мнемосхеме АРМ. Состояние элементов мнемосхемы АРМ может быть принудительно установлено вручную оперативным персоналом ПС 500 кВ Владивосток по команде диспетчера Приморского РДУ.

ТИ через АТ-1 ПС 500 кВ Владивосток вычисляется по замерам активной мощности ВЛ 500 кВ Дальневосточная – Владивосток и ВЛ 500 кВ Владивосток – Лозовая. В случае если замеры по указанным ВЛ 500 кВ становятся недостоверными, то используются замеры по ЛЭП 220 кВ отходящими от ПС 500 кВ Владивосток.

Измерения активной мощности по ВЛ 500 кВ осуществляются датчиками активной мощности установленными на ПС 500 кВ Чугуевка-2, ПС 500 кВ Лозовая, ПС 500 кВ Владивосток, ПС 500 кВ Дальневосточная. На ПС 500 кВ Владивосток источником ТИ ВЛ 500 кВ Владивосток – Лозовая и ВЛ 500 кВ Дальневосточная – Владивосток также являются МКПА 500 кВ №1, МКПА 500 кВ №5 (№6).

Измерения активной мощности по ВЛ 220 кВ ПС 500 кВ Владивосток осуществляется МКПА 220 кВ №2, МКПА 220 кВ №3 и датчиками активной мощности установленными на ПС 500 кВ Владивосток. Дополнительно по ВЛ 220 кВ Владивосток – Зелёный угол замер активной мощности осуществляется датчиком установленным на ПС 220 кВ Зелёный угол.

ТИ от датчиков мощности поступают в УТМ ПА, а затем по каналам связи в АДВ. На ПС 500 кВ Владивосток информация с МКПА 220 и 500 кВ передается в АДВ без использования УТМ ПА.

Список отключаемых нагрузок на подстанциях: ОНЮ1 – ПС 220 кВ Арсеньев-2, ПС 220 кВ Горелое, ПС 220 кВ К, ПС 110 кВ Арсеньев-1, ПС 110 кВ Молодежная;ОНЮ2 – ПС 110 кВ Орлиная, ПС 220 кВ Звезда;ОНЮ3 – Партизанская ГРЭС, ПС 220 кВ Широкая;ОНЮ4 – ПС 220 кВ Волна, ПС 110 кВ А, ПС 110 кВ Залив;ОНЮ5 – Артемовская ТЭЦ, ПС 220 кВ Береговая-2, ПС 110 кВ Западная.

Анализ устройств противоаварийной автоматики в регионе, где вводится новая ТЭЦ в г. Артем показал, что существующие принципы противоаварийной автоматики необходимо сохранить. Контролирование новых ВЛ отходящих от новой ТЭЦ в г. Артем возможно в АДВ Владивосток, в виде создания функционального блока в микропроцессорном устройстве МКПА новой ТЭЦ в городе Артем, передавая аварийную информацию по существующим и вновь вводимым каналам ПА.

2 РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

Исследуемые районы – пункты, вблизи которых происходят КЗ и отключения связей, где имеются пусковые органы срабатывающих устройств ПА и где осуществляются управляющие воздействия ПА, также места, где генераторы испытывают в результате начального возмущения и при дальнейшем переходном процессе значительные набросы или сбросы активной и реактивной мощностей.[5]

Для выполнения расчетов в ПК RastrWin и оценки динамической устойчивости в ПК Дакар необходимо подготовить математическую расчетную модель описания электроэнергетической системы. При подготовке цифровой расчетной модели электрической сети Приморской энергосистемы за основу была взята расчетная модель ОЭС Востока филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока по состоянию на февраль 2015 года.

2.1 Линии электропередач

Линии электропередачи длиной не более 300 км [6, 7] при расчете режимов в ПК RastrWin и ПК Дакар изображаются П-образными схемами замещения одной фазы с сосредоточенными параметрами (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1– П-образная схема замещения

Активное сопротивление ЛЭП, Ом:

где – удельное активное сопротивление ЛЭП , Ом/км; – длинна ЛЭП, км.

Характеристики

Список файлов ВКР