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

Текст из файла (страница 5)

Для обеспечения динамической устойчивости генерирующего оборудования Амурской ТЭЦ-1, при всех нормативных возмущениях, необходимо вводить ограничения выдаваемой мощности до 120 МВт.

Для обеспечения динамической устойчивости генерирующего оборудования Амурской ТЭЦ-1 с выдачей расчетной мощности электростанции, обеспечивающей отсутствие токовой перегрузки оборудования 246 МВт, при полном составе включенного генерирующего оборудования должен быть выполнен комплекс нижеперечисленных мероприятий:

- замена устройств РЗА в ЗРУ 110 кВ Амурской ТЭЦ-1 и ПС 500 кВ Комсомольская на более быстродействующие (замена электромеханических устройств на микропроцессорные);

- замена на Амурской ТЭЦ-1 маломасляных выключателей на современные элегазовые;

- применение ПА действующей на снижение времени отключения ШСМВ 110 кВ Амурской ТЭЦ-1.

4.4 Разработка мероприятий в сечении «Комсомольск - Хабаровск»

Сечение «Комсомольск-Хабаровск» достаточно надежно, имеет в составе одну ВЛ 500 кВ и три ВЛ 220 кВ, по которым выдается вся установленная мощность электростанции КЭР и СГЭР.

При загрузке Комсомольских станций и Совгаванской ТЭЦ до установленной мощности 994МВт в режиме зимнего минимума, не происходит перегрузки оборудования (в соответствии с приложением Н, рисунок Н.1), при этом переток в сечении «Комсомольск-Хабаровск» составляет 422 МВт. Значения параметров оборудования приведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 – Длительно допустимая токовая нагрузка электросетевого оборудования.

Для расчетной температуры -5°С в нормальной схеме предельный переток активной мощности по статической устойчивости оборудования (в соответствии с приложением Н, рисунок Н.2) составляет:

P_пр=1060 МВт

Амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности в сечении принимается равной:

ΔP_нк=60 МВт

Величина предельной мощности, в рассматриваемой послеаварийной схеме при отключении ВЛ 500 кВ составляет:

Р_п/авр = 655 МВт.

Максимально допустимый переток активной мощности составляет 540 МВт, который соответствует нормативному коэффициенту запаса (не менее 8%) в рассматриваемой послеаварийной схеме при отключении ВЛ 500 кВ с учетом нерегулярных колебаний. Такой режим достигается при загрузке станций до мощности равной 980 МВт (в соответствии с приложением Н, рисунок Н.3). Принимая во внимание то, что при оперативном управлении электроэнергетическим режимом, допускается работа в промежутке от МДП до МДП+НК. Таким образом, можно использовать в нормальной схеме всю имеющуюся мощность электростанций 994 МВт.

Анализ установившегося режима в ПВК «RastrWin» показал, что при величине перетока активной мощности P_м+ ΔP_нк=540+60=600 МВт условие п. 4.2, б [17] выполняется – величина напряжения во всех узлах нагрузки превышает минимально допустимое значение U_мин.д.

Критерий динамической устойчивости в сечении «Комсомольск-Хабаровск» не является определяющим. Расчет динамической устойчивости производился в сечениях «Выдача мощности Комсомольской ТЭЦ-3» и «Выдача мощности Амурской ТЭЦ-1».

В ремонтных схемах для использования всей установленной мощности электростанций КЭР необходима разработка мероприятий по установке АОПО с управляющими воздействиями по каналам ВОЛС и ВЧ-каналам на разгрузку электростанций КЭР. Для экономии выполнения необходимо максимально использовать существующие каналы и приемо-передающую аппаратуру.

При ремонте ВЛ 220 кВ НПС-3 - Старт (ВЛ 220 кВ НПС-2 - НПС -3) необходим наибольший объем ОГ (60 МВт). В нормальной схеме и схеме ремонта ВЛ 220 кВ Ургал – Старт управляющие воздействия не требуется.

4.5 Разработка принципов противоаварийного управления в сечениях «Комсомольск - Хабаровск» и «Комсомольск»

Анализ расчетов электрических режимов и устойчивости показал, что ограничение перетоков мощности по сечению «Комсомольск - Хабаровск» и сечению «Комсомольск» вызвано необходимостью устранения недопустимого нагрева проводов линий электропередач и перегруза автотрансформаторов на ПС 220 кВ Старт в послеаварийных режимах.

Система ПА, предлагаемая к установке на ПС 220 кВ Старт и в прилегающей сети, представляет собой совокупность устройств, выполняющих функции разгрузки ВЛ 220 кВ НПС-2-Старт, ВЛ 220 кВ НПС-3-Старт и автотрансформатора 1АТ на ПС 220 кВ Старт при их термической перегрузке.

В качестве устройств, ограничивающих повышение тока в автотрансформаторах и ЛЭП, необходимо использовать локальные устройства автоматики ограничения перегрузки оборудования (АОПО) на основе микропроцессорной техники. В устройствах АОПО предусматривается не менее двух ступеней с контролем величины и длительности токовой перегрузки оборудования. Первая ступень действует на сигнал, последняя — на отключение перегружаемого оборудования, промежуточные ступени действуют на разгрузку перегружаемого оборудования.

Алгоритм АОПО предназначен для предотвращения недопустимой перегрузки электрооборудования и проводов ВЛ под воздействием протекающего по ним тока.

Под недопустимой токовой перегрузкой элемента электрической сети понимается одновременное выполнение двух следующих условий:

– превышение значения допустимой нагрузки оборудования по току;

– превышение времени, в течение которого разрешена эта перегрузка по току.

Примем трехступенчатую АОПО с контролем направления активной мощности для ВЛ 220 кВ НПС-2-Старт, ВЛ 220 кВ НПС-3-Старт и АОПО 1АТ ПС 220 кВ Старт. Срабатывание происходит в случае превышения током любой фазы длительно допустимого значения (общего для всех ступеней) в течение заданного времени. Каждая ступень имеет свою выдержку времени, задаваемую с возрастанием от ступени с меньшим номером к ступени с большим номером. При срабатывании ступени с большим номером выходы ступеней с меньшим номером блокируются. Ступени с большим номером вырабатывают более интенсивные управляющие воздействия (УВ), поглощающие УВ младших ступеней.

Для исключения работы АЧР после реализации комплексами ПА ОЭС Востока несбалансированных управляющих воздействий определен и допускается максимальный небаланс активной мощности при реализации УВ, принятый исходя из крутизны статической характеристики энергосистемы в размере 1,5% от мощности потребления на 0,1 Гц на зимний период принимается 335 МВт. Поэтому, при объеме УВ в КЭР до 335 МВт не требуется балансировать с отключением нагрузки (ОНА, ОНХ, ОНД) в ОЭС Востока.

Величина длительно допустимого тока вычисляется в зависимости от температуры путем умножения допустимого тока, соответствующего температуре окружающей среды 25 °С на коэффициент K_t:

Температура может задаваться фиксированными значениями (не более четырех уставок) с помощью многопозиционного ключа либо поступать от датчика температуры. Для повышения надежности измерения температуры возможно использование второго датчика.

Предусмотрена ускоренная работа АОПО (форсировка) при значительном превышении длительно допустимого тока. В этом случае ступени должны срабатывать с меньшими выдержками времени. Допускается блокировка части младших ступеней при форсировке.

Если УВ на разгрузку линии (оборудования) не привели к необходимому снижению тока, то АОПО вырабатывает команду на отключении ЛЭП (оборудования). Отключение линии (оборудования) фиксируется за любой ступенью специальной уставкой и не должно приводить к каскадному развитию аварии.

Допускается блокировка АОПО в зависимости от направления мощности. Отдельная блокировка по направлению мощности предусмотрена для выходов, по которым производится отключение линии (оборудования).

При действии АОПО на формирование УВ срабатывает светодиодная сигнализация «Работа АОПО». Отдельная сигнализация «Опасность перегруза» предусмотрена для фиксации приближения тока ВЛ или оборудования к допустимому (минимальное отклонение задается уставкой). Дополнительная сигнализация «Неисправность датчика температуры» работает в случае выхода тока датчика температуры за измерительный диапазон.

Места размещения и уставки устройств АОПО покажем в таблицах 4.4‑ 4.6.

Таблица 4.4 АОПО 1АТ ПС 220 кВ Старт

Таблица 4.5 АОПО ВЛ 220 кВ НПС-2-Старт

Таблица 4.6 АОПО ВЛ 220 кВ НПС-3-Старт

5 РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ ЭЭС И АНАЛИЗ УСТОЙЧИВОСТИ С УЧЕТОМ ВЫПОЛНЕНИЯ ПРЕДЛОЖЕННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ

Определение допустимых перетоков мощности в сечении «Комсомольск-Хабаровск», «Комсомольск», «Выдача мощности Амурской ТЭЦ-1», «Выдача мощности Комсомольской ТЭЦ-3» производится на основе замеров зимнего минимума нагрузок 2016 года. Расчеты допустимых перетоков выполнялись на среднесрочную перспективу режимов зимнего минимума нагрузок 2016 г. для нормальной схемы сети на потребление КЭР 510МВт. За нормальную схему сети принята перспективная схема на год ввода Совгаванской ТЭЦ в работу со всеми включенными ВЛ 110 кВ и выше.

Анализ режимов производим с помощью программно-вычислительных комплексов ПВК «RastrWin» и «Eurostag».

Нерегулярные колебания обменной мощности вызываются колебаниями нагрузки и как следствие – частоты в энергосистемах и носят случайный характер. Регистрограммы активной мощности по линиям электропередачи показывают заметные высокочастотную (с периодом до несколько секунд) и низкочастотную (с периодом до нескольких минут) составляющие колебаний. Более существенна низкочастотная составляющая. Результирующая амплитуда нерегулярных колебаний для конкретной связи, принимаемая как сумма амплитуд высокочастотной и низкочастотной составляющих, зависит от мощностей связываемых ею энергосистем, способа регулирования перетока активной мощности (ручной, автоматической), характеристик систем регулирования и самих энергосистем как объектов регулирования. В основу решения задач о расчетном определении амплитуды нерегулярных колебаний мощности положен вероятностный подход. Принимаемые расчетные формулы и количественные оценки базируются на обширном экспериментальном материале и практическом эксплуатационном опыте ведения режимов слабых межсистемных связей. Амплитуду нерегулярных колебаний перетока в сечениях примем на основании данных положения по управлению режимами, предоставленных Хабаровским РДУ.

Характеристики

Список файлов ВКР