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

Текст из файла (страница 3)

В целях выявления асинхронного режима устройство АЛАР может контролировать: разность фаз между векторами напряжения по концам электропередачи (угол по передаче) и скорость ее нарастания; ток; напряжение; ток и направление мощности в передаче; значение входного сопротивления сети в контролируемой точке передачи и значение мощности; скорость изменения входного сопротивления и т.п. Может контролироваться также положение электрического центра качаний.

Автоматическая ликвидация АР в каждом сечении должна обеспечиваться двумя видами устройств:

• основными, действующими на деление, а в отдельных случаях на ресинхронизацию и деление;

• резервными, действующими на деление с отстройкой от основных выдержкой времени или по количеству циклов АР.

АЛАР должна выполнять следующие операции:

• фиксация аварийного возмущения или нарушения контролируемыми параметрами заданных ограничений;

• запоминание предаварийного состояния, параметров схемы, режима в момент фиксации возмущения;

• оценка степени тяжести аварийного возмущения;

• выбор вида, объема и места реализации УВ.

Выбор АЛАР осуществляется на основании расчетов параметров режима сети при фиксированных сдвигах фаз между векторами ЭДС эквивалентных источников, а также расчетов переходного процесса (в предположении отказа устройства АПНУ) для различных исходных условий и аварийных возмущений.

1.4.2 Автоматика ограничения снижения напряжения

Устройства АОСН предназначены для предотвращения снижения напряжения в узлах энергосистемы в послеаварийных режимах до значений, не допустимых по условиям устойчивости нагрузки, и возникновения лавины напряжения.

Для ликвидации дефицита реактивной мощности устрйоства АОСН увеличивают ее генерацию (форсировка конденсаторов) или уменьшают ее потребление (отключение шунтирующих реакторов, линий, нагрузки).

Устройства АОСН непосредственно контролируют снижение напряжения с учетом его длительности. Для АОСН рекомендуются следующие УВ и порядок их применения: отключение шунтирующих реакторов, форсировка конденсаторов, отключение нагрузки; может применяться деление сети.

Как правило, АОСН выполняется с пуском по напряжению ступенями с разными выдержками времени. Меньшие выдержки должны обеспечить отстройку автоматики от АПВ, АВР и т.д., при этом следует свести к минимуму вероятность неправильного срабатывания устройств при полной потере напряжения вследствие неуспешных АПВ.

1.4.3 Автоматика ограничения перегрузки оборудования

Устройства АОПО (АРО) предназначены для ограничения повышения тока в электрооборудовании сверх допустимого уровня с учетом длительности повышения. Если ток не превосходит значения, допустимого в течение 20мин и более, применение АОПО не требуется.

АОПО может иметь ступенчатое исполнение по контролируемому току и выдержке времени и действует на разгрузку электростанций (разгрузка турбин, отключение генераторов), а также на отключение нагрузки, деление системы и в последнюю очередь на отключение перегружаемого оборудования. При этом автоматическое отключение линий электропередачи не допускается.

2 ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМЫ ПРОТИВОАВАРИЙНОГО УПРАВЛЕНИЯ АМУРСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

2.1 Действующая система противоаварийного управления

Операции с устройствами ПА, находящимися в диспетчерском управлении,

выполняются по диспетчерской команде диспетчерского персонала Амурского РДУ.

Операции с устройствами ПА, находящимися в диспетчерском ведении, выполняются с разрешения диспетчерского персонала Амурского РДУ.

В устройствах АОПО операции по изменению положения переключателя с фиксированным значением температуры для ручного режима выбора уставки по току производятся по диспетчерской команде диспетчерского персонала диспетчерского центра РДУ, ОДУ, в управлении которого находится устройство.

При оперативном выводе из работы и вводе в работу устройств АОПО не требуется изменять положение переключателя с фиксированным значением температуры для ручного режима выбора уставки, если это не оговорено в условиях диспетчерской заявки или распоряжением.

При явных признаках неисправности (огонь, задымление) устройство ПА

должно быть выведено из работы с отключением автоматов питания.

Операции вывода из работы должны выполняться оперативным персоналом объекта электроэнергетики самостоятельно, с последующим уведомлением диспетчерского персонала ДЦ.

Ввод в работу и вывод из работы устройств ПА выполняется по бланкам(типовым бланкам) переключений по вводу/выводу устройств ПА, разработанным персоналом объекта электроэнергетики и согласованным с Амурским РДУ.

В централизованный комплекс Бурейской ГЭС входят:

• программируемый технологический комплекс автоматической дозировки УВ ПА на базе двух промышленных контроллеров в стандарте Compact PCI;

• дублированный комплекс центральной приемо-передающей станции (ЦППС) SMART-ПА на базе двух промышленных контроллеров в стандарте VME-CXT;

Комплекс ПА Бурейской ГЭС оборудован:

• шкафом организации ввода сигналов (ШОВС) для ввода аварийных и других дискретных сигналов;

• шкафом выбора отключаемых генераторов (ШВОГ) для ручной установки под отключение генераторов станции.

В комплекс ПА Приморской ГРЭС входят:

• программируемый технологический комплекс автоматической дозировки УВ – универсальное устройство противоаварийной автоматики энергоузла – УУПАЭ;

• шкаф аппаратуры контроля и связи (шкаф АКС);

Противоаварийная автоматика Амурской энергосистемы воздействует на:

• электрическое торможение Райчихинской ГРЭС;

• отключение части генерируемой мощности Райчихинской ГРЭС и Бурейской ГЭС;

• формирование команд САОН;

• включение реакторов;

• деление системы в определенных точках при возникновении асинхронного хода или недопустимого снижения или повышения частоты;

• ограничение мощности на РГРЭС и БГЭС;

• ограничение перетока в Хабаровскую энергосистему;

• отключение потребителей с частотным АПВ;

2.2 Развитие системы противоаварийного управления

Основной предпосылкой к переходу от локального к централизованному управлению является нелокальный характер последствий аварийных возмущений и управляющих воздействий в энергосистеме. Принципиально возмущение стационарного режима ощущается в любой точке энергосистемы, хотя по мере удаления от места возникновения возмущения влияние его сказывается во все меньшей степени. Но возможны условия, при которых может не только быть зафиксировано, но и представить реальную опасность для устойчивости параллельной работы возмущение, возникшее в удаленных на сотни и даже тысячи километров частях энергосистемы. При этом степень и характер влияния удаленных возмущений определяется структурой энергосистемы, физическими характеристиками отдельных элементов и узлов, наконец, текущими схемно-режимными условиями и характеристиками самого возмущения (аварийного или управляющего).

Принцип централизованного управления большим количеством различных средств на основе информации о состоянии схемы, текущем режиме и аварийных возмущениях в крупном энергорайоне или целой энергосистеме используется, как правило, для решения задач обеспечения устойчивости и является актуальным для существующей в ЕЭС России структуры системообразующей электрической сети, специфическими особенностями которой является огромные расстояния между энергообъектами и наличие концентрированных узлов потребления и генерации.

Развитие систем ПА шло по двум основным направлениям:

• создание децентрализованных комплексов, состоящих из ряда устройств, взаимосвязанных общностью режима района управления, согласованных по принципам действия и настройке, а также по условиям резервирования;

• создание централизованных комплексов с единой логикой противоаварийного управления;

Централизованные комплексы отличаются тем, что вся информация об исходных схеме и режиме, а также о месте, виде и тяжести возникшего нарушения режима в районе противоаварийного управления собирается в центральном устройстве. На основе полученной информации это устройство вырабатывает управляющие воздействия, которые передаются для реализации на объекты управления.

Развитие ЦСПА осуществляется под руководством ОАО «СО ЕЭС» на базе планомерного комплексного подхода и современных принципов построения сложных расчетных вычислительных комплексов, функционирующих в непрерывном режиме на базе современных программно-технических средств и использующих векторные измерения параметров режима. Оно предусматривает создание в перспективе координирующей системы противоаварийной автоматики (КСПА) ЕЭС России, предназначенной для эффективной координации ЦСПА объединенных и региональных энергосистем.

Это позволит существенно повысить надежность ЕЭС России за счет недопущения межсистемных каскадных аварий и повысить степень использования пропускной способности электрических сетей Единой энергосистемы за счет повышения точности расчетных моделей ЦСПА.

Эффективность, а во многих случаях и целесообразность применения ЦСПА в значительной степени определяется алгоритмом дозировки управляющих воздействий и реализацией его в программном комплексе УЭВМ.

Разработанные к настоящему времени алгоритмы нельзя считать окончательно сформировавшимися. Продолжается работа по их совершенствованию с учетом опыта эксплуатации. В настоящее время имеются два направления в развитии алгоритмов ЦСПА, существенно различающихся по условиям адаптации к текущим схемно-режимным условиям энергосистемы:

• «неадаптивные» алгоритмы, базирующиеся в основном на использовании результатов заранее (вне УЭВМ) выполненных расчетов аварийных процессов, которые хранятся в памяти УЭВМ и используются в зависимости от реальных схемно-режимных условий в энергосистеме;

• «адаптивные» алгоритмы, базирующиеся на выполнении УЭВМ расчетов, включая выбор управляющих воздействий в темпе процесса изменения нормальных режимов энергосистемы.

В «адаптивных» алгоритмах практически не используется информация, получаемая в результате предварительных расчетов на универсальных ЭВМ. Используемый в «адаптивных» алгоритмах принцип иногда называется 1ДО, в отличие от принципа 2ДО, используемого в «неадаптивных» алгоритмах.

Управляющие воздействия при каждом из расчетных аварийных возмущений в неадаптивной ЦСПА определяются по заранее рассчитанным условиям предполагаемых исходных схем и режимов контролируемого района управления. Таким образом, очевидным недостатком неадаптивной ЦСПА является необходимость выполнения огромного количества предварительных расчетов, причем эксплуатационный персонал должен самостоятельно решать какие именно области (в каких сечениях многомерного пространства) следует рассчитать и заложить в память УЭВМ при каждом существенном изменении схемы района.

К числу достоинств алгоритма следует отнести его сравнительную простоту и возможность использования стандартных вычислительных программ при предварительных расчетах.

Управляющие воздействия в адаптивной ЦСПА определяются непосредственным расчетом на УЭВМ в «реальном времени», т.е. в темпе процесса изменения стационарного режима. Расчет, как и в случае неадаптивного алгоритма, выполняется циклически с перебором всех расчетных аварийных возмущений, и для каждого из них определяются необходимые воздействия.

3 РАСЧЕТ УСТОЙЧИВОСТИ

3.1 Расчетная схема сети

В дипломной работе приведены результаты расчетов статической и динамической устойчивости с определением МДП в контролируемом сечении.

Расчеты выполнены для режимов работы электрической сети 110 кВ района Благовещенской ТЭЦ для планируемых зимних максимальных нагрузок рабочего дня на год планируемого ввода энергоблока Благовещенской ТЭЦ (2016 год) и на перспективу 5 лет (2021 год), определены мероприятия по сохранению динамической устойчивости при нормативных возмущениях.

Электрические расчеты режимов сети выполнены с использованием ПК РАСТР (RastrWin).

Расчёты статической устойчивости на расчетный этап с учётом перспективы развития выполнялись в целях определения задач противоаварийного управления в рассматриваемом энергорайоне, включая:

• выявление опасных аварийных возмущений для нормальной схемы и ремонтных схем сети по условиям устойчивости энергосистемы;

• определение вида, объёма и места реализации управляющих воздействий с целью предотвращения нарушения устойчивости в послеаварийных режимах;

• определение опасности термической перегрузки элементов сети в послеаварийных режимах;

• определение опасности снижения напряжения для устойчивости нагрузки в послеаварийных режимах.

Расчёты статической устойчивости имеют целью определение режимов в доаварийных и послеаварийных схемах, соответствующих нормативным запасам по активной мощности и напряжению. В составе расчётов выполнялись вычисления предельных и допустимых перетоков по статической устойчивости по исследуемому сечению в полных, ремонтных и послеаварийных схемах.

Характеристики

Список файлов ВКР