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

Текст из файла (страница 6)

1-ф КЗ на землю с успешным и неуспешным АПВ и действии основных защит (I гр.); 1 ф КЗ с успешным и неуспешным АПВ и действии резервных защит (II гр.); 3-х ф КЗ с успешным и неуспешным АПВ и действии основных защит (II гр.); 1-ф КЗ на землю с отказом выключателя и действием УРОВ (II гр.);

3-х ф КЗ на землю с отказом выключателя и действием УРОВ (III гр.);

Аварии в нормальной и ремонтных схемах рассматривались на всех ВЛ 110 кВ отходящих от Благовещенской ТЭЦ.

В качестве противоаварийных мероприятий для сохранения динамической устойчивости рассматривались:

• импульсная разгрузка турбин (ИРТ) нового блока Благовещенской ТЭЦ;

• автоматика разгрузки при затяжных КЗ (АРЗКЗ).

• отключение генераторов (ОГ) Благовещенской ТЭЦ;

Цифрами указано количество отключаемых блоков.

Расчеты динамической устойчивости, приведенные в таблице, выполнены для режима с нагрузками зимнего максимума 2016 года. Переток по исследуемому сечению равен 353 МВт, при выдаваемой мощности Благовещенской ТЭЦ равной 410 МВт.

При нарушении ДУ мощность по сечению уменьшалась до значений при

которых ДУ сохраняется. Данное значение приведено в выше указанной таблице. Там же приведено предельное время отключения КЗ при нормативном возмущении (НВ) III группе – tОткл.Пр.

Анализ результатов расчетов ДУ в нормальных и ремонтных схемах при НВ

показывает, что ДУ нарушается только при трехфазных замыканиях на ВЛ 110 кВ с отказом выключателя и действии УРОВ на Благовещенской ТЭЦ, ПС 110кВ Центральная, ПС 110кВ Западная и ПС 110 кВ Портовая.

При действии УРОВ 1СШ Благовещенской ТЭЦ без действия ПА ДУ сохраняется при мощности ТЭЦ равной 280 МВт. Предельное время отключения КЗ составляет 0.25с. При применении ИРТ на новом блоке выдаваемая мощность станции повышается до 320 МВт. При действии на отключение ШСВ с временем ранее действия УРОВ (0.24 с) мощность ТЭЦ предельная по ДУ составляет 320 МВт.

В качестве средства сохранения устойчивости при полной выдаче БТЭЦ

рассматривалась автоматика, воздействующая на отключение смежных с отказавшим выключателем присоединений с временем действия ранее действия УРОВ.

При применении на 110кВ Благовещенской ТЭЦ, ПС 110 кВ Центральная, ПС 110 кВ Западная и ПС 110кВ Портовая выключателей с пофазным приводом устойчивость при НВ III группы сохраняется без применения ПА.

Динамическая устойчивость в режиме выдачи полной мощности Благовещенской ТЭЦ при 3-х фазном КЗ на ВЛ 110 кВ вблизи шин Благовещенской ТЭЦ и действии УРОВ I СШ сохраняется при применении следующих мероприятий:

• автоматика с действием на отключение ШСВ-110 кВ и всех отходящих от 1СШ ВЛ 110кВ с временем не более 0,25 с.;

• ИРТ на новом блоке, если он подключен к 1СШ.

Динамическая устойчивость в режиме выдачи полной мощности Благовещенской ТЭЦ при 3-х фазном КЗ на ВЛ 110 кВ вблизи шин Благовещенской ТЭЦ и действии УРОВ II СШ сохраняется при применении следующих мероприятий:

• автоматика с действием на отключение ШСВ-110 кВ и всех отходящих от 2СШ ВЛ 110 кВ с временем 0,24 с.;

• ИРТ на новом блоке, если он подключен ко 2СШ.

Если новый блок подключен к системе шин, которая отключается от УРОВ, то применение ИРТ на этом блоке не повышает динамическую устойчивость.

Расчёты так же показали, что нарушения ДУ происходят при тяжёлых затянувшихся КЗ и действии УРОВ на прилегающих ПС 110 кВ.

3.4 Выводы по расчетам динамической устойчивости

1. В ходе расчетов ДУ выявлен факт нарушения динамической устойчивости при нормативном возмущении (НВ) III группы – трехфазном коротком замыканием вблизи шин 110 кВ Благовещенской ТЭЦ с действием УРОВ. Максимально возможное значение генерируемой мощности Благовещенской ТЭЦ при сохранении ДУ при таком НВ без применения ПА, в зависимости от места работы УРОВ, составила 280…310 МВт.

2. Определено предельное время отключения трёхфазного КЗ, позволяющее сохранить ДУ станции при выдаче полной мощности станции 0,24…0,26 с.

3. Для сохранения ДУ при НВ III группы определены средства ПА для возможности выдачи полной мощности Благовещенской ТЭЦ. При 3-х фазном КЗ на ВЛ 110 кВ вблизи шин Благовещенской ТЭЦ и действии УРОВ 1СШ ДУ сохраняется при применении следующих мероприятий:

4. Автоматика АРЗКЗ с действием на отключение ШСВ-110 кВ и всех отходящих от 1СШ ВЛ 110 кВ с временем реализации управляющего воздействия, включающим время отключения выключателей не более – 0,24 с.

1. ИРТ на новом блоке со временем начала реализации управляющего воздействия от измерительного органа АРЗКЗ не более – 0,040 с.

1. При 3-х фазном КЗ на ВЛ 110 кВ вблизи шин Благовещенской ТЭЦ и действии УРОВ 2СШ в режиме выдачи полной мощности Благовещенской ТЭЦ динамическая устойчивость сохраняется при действии автоматики АРЗКЗ с временем равным 0,24 с на отключение ШСВ-110кВ и всех отходящих от 2СШ ВЛ 110 кВ.

2. В связи с тем, что в рассматриваемом районе прилегающие подстанции 110 кВ связаны с Благовещенской ТЭЦ короткими линиями 110 кВ, затянувшиеся короткие замыкания на этих ПС приводят к таким же последствиям, как и КЗ вблизи шин Благовещенской ТЭЦ.

3. При применении в распредустройствах 110 кВ Благовещенской ТЭЦ, ПС 110 кВ Центральная, ПС 110 кВ Западная и ПС 110 кВ Портовая выключателей с пофазным приводом устойчивость при НВ III группы сохраняется без применения ПА.

4. Из полученного значения предельного времени отключения tОткл.Пр. для обеспечения сохранения ДУ требуется более раннее по отношению к этому времени реализация УВ от АРЗКЗ, то есть время срабатывания этой автоматики должно быть более времени отключения КЗ, но меньше tОткл.Пр.

4 МИКРОПРОЦЕССОРНЫЙ КОМПЛЕКС ЛОКАЛЬНОЙ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ

4.1 Назначение и цели системы

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики МКПА предназначен для контроля режимов работы электрической сети 220кВ, и функционирует по алгоритмам работы противоаварийной автоматики (ПА) энергосистем, а также для автоматизации процесса формирования управляющих воздействий ПА комплексом программно-технических средств, размещаемых на Благовещенской ТЭЦ.

4.2 Описание микропроцессорного комплекса противоаварийной автоматики

Локальный комплекс ПА Центрального энергорайона, прилегающего к Благовещенской ТЭЦ предназначен для балансировки режима потребления в указанном районе включая потребителей КНР. Балансировка производится путем выработки и выдачи управляющих воздействий (УВ), степень воздействия которых зависит от схемы первичной сети, перетока по ВЛ 220кВ Амурская – Благовещенская №1, 2 и количества работающих генераторов на Благовещенской ТЭЦ. Комплекс расположен на ПС 220 кВ Благовещенская и состоит из двух взаиморезервирующих комплексов:

• в составе МКПА (основной);

• релейного РКПА (резервный).

4.3 Состав микропроцессорного комплекса локальной ПА

ПС 220 кВ Благовещенская, МКПА 220 кВ №1

В состав МКПА 220 кВ №1 входят:

Автоматика ограничения перегрузки ВЛ 220 кВ Амурская – Благовещенская №1, 2 (АОПО ВЛ 220 кВ Амурская – Благовещенская №1, 2) предназначена для предотвращения недопустимой по величине и длительности токовой нагрузки ВЛ 220 кВ Амурская – Благовещенская №1(2). Контроль величины токовой нагрузки ВЛ производится у шин ПС 220 кВ Благовещенская. Действует на ОН ПС 220 кВ Айгунь, ПС 110 кВ Хэйхэ и отключение ВЛ 220 кВ Амурская – Благовещенская №1и №2.

Нормальное эксплуатационное состояние – введено в работу.

Автоматика разгрузки при отключении ВЛ 220 кВ Амурская – Благовещенская №1, 2 (АРОЛ ВЛ 220 кВ Амурская-Благовещенская №1, 2) предназначена для сохранения статической устойчивости в сечении «Амурская – Благовещенская» по факту отключения одной из ВЛ 220 кВ Амурская – Благовещенская №1 (№2) с контролем предаварийного режима. Контроль предаварийного режима производится по ВЛ 220 кВ Амурская – Благовещенская №1 (№2) со стороны ПС 220 кВ Благовещенская. Действует на ОН ПС 220 кВ Айгунь.

Нормальное эксплуатационное состояние – введено в работу.

МКПА 220 кВ №2 предназначен для сохранения статической устойчивости в нормальных и ремонтных схемах в сечении «ОЭС – Благовещенск», защиты от перегрузок оборудования Центрального энергорайона Амурской области, ликвидации асинхронных режимов генерирующего оборудования.

Релейный комплекс противоаварийной автоматики (РКПА).

В состав РКПА входят:

Автоматика ограничения перегрузки оборудования АОПО АТ-1(2) ПС 220 кВ Благовещенская при отключении АТ-2(1) на ПС 220 кВ Благовещенская с контролем предаварийного режима. Контроль предаварийного режима производится по вводам 220 кВ АТ-1, АТ-2 ПС 220 кВ Благовещенская. При достижении уставки КПР действует на ОН на ПС 110 кВ Хэйхэ.

Нормальное эксплуатационное состояние – введено в работу.

Автоматика разгрузки при отключении ВЛ 220 кВ Амурская –Благовещенская №1 и ВЛ 220 кВ Амурская – Благовещенская №2 (АРОДЛ) осуществляет разгрузку оборудования внутри сечения «ОЭС – Благовещенск» по факту отключения двух ВЛ 220 кВ Амурская – Благовещенская №1, Амурская – Благовещенская №2, или двух АТ-1, АТ-2 на ПС 220 кВ Благовещенская с контролем предаварийного режима. Контроль предаварийного режима осуществляется на вводах 220 кВ АТ-1, АТ-2 ПС 220 кВ Благовещенская. Действует на ОН ПС 110 кВ Хэйхэ и нагрузки Центрального энергорайона Амурской области.

Нормальное эксплуатационное состояние – оперативно выведено.

Вводится при выводе из работы МКПА 220 кВ №2 на ПС 220 кВ Благовещенская.

Автоматика ограничения обратного перетока (АООП) осуществляет разгрузку оборудования внутри сечения «ОЭС – Благовещенск» по факту отключения ВЛ 220 кВ Амурская – Благовещенская № 1 и ВЛ 220 кВ Амурская – Благовещенская № 2 при возникновении перетока через АТ-1 и АТ-2 ПС 220кВ Благовещенская к шинам 220 кВ ПС 220 кВ Благовещенская. Действует на ОН на ПС 220 кВ Айгунь (1 ступень) и отключение В-220 ВЛ Айгунь I цепь, В-220 ВЛ Айгунь II цепь (2 ступень) с контролем предаварийного режима. Контроль предаварийного режима производится по вводам 220 кВ АТ-1, АТ-2 ПС 220 кВ Благовещенская. Положительное направление от шин 220 кВ к шинам 110 кВ ПС 220 кВ Благовещенская.

Нормальное эксплуатационное состояние – оперативно выведено.

Вводится при выводе из работы МКПА 220 кВ №2 на ПС 220 кВ Благовещенская.

Функциональные схемы ПА, описание устройств КПР с указанием используемой доаварийной информации и каналов ее передачи, уставок срабатывания и выдержек времени приведены в приложении № 20 «Функциональные схемы ПА» к «Положению по управлению режимами работы энергосистемы в операционной зоне диспетчерского центра Филиала ОАО «СО ЕЭС» Амурское РДУ».

4.4 Устройства приемопередачи команд ПА

Автоматика разгрузки при отключении блока (АРОБ)

АРОБ осуществляет разгрузку сечений «ОЭС – Благовещенск» и «Амурская – Благовещенская» по факту отключения турбогенератора на Благовещенской ТЭЦ и действует на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Хэйхэ (КНР) по каналам ПА, организованным на аппаратуре ПРД/ПРМ TEBIT по ВОЛС ВЛ 110 кВ Благовещенская – Хэйхэ .

4.4.1 Указания по операциям с ПА ЦЭР при неисправности цепей напряжения или отключении трансформаторов напряжения.

Перед оперативным выводом в ремонт ТН дежурному персоналу необходимо цепи напряжения устройств ПА перевести на работающий ТН с исправными цепями.

При срабатывании сигнализации о неисправности цепей напряжения устройства ПА должны быть выведены из работы по выходным цепям.

4.4.3 Указания при выводе или неисправности УПАСК.

При выводе из работы УПАСК необходимо проверить наличие резервных путей прохождения команд ПА.

4.4.4 Указания по выводу из работы и вводу в работу ПА ЦЭР.

При вводе в работу устройств ПА необходимо проверить отсутствие сигнализации срабатывания и неисправности вводимых в работу устройств, а так же устройств, связанных с вводимым в работу устройством общими или измерительными цепями.

При раздельной работе основного и резервного устройств, установленных в

одном месте или разнесенных по концам контролируемого присоединения (транзита), определен следующий порядок вывода из работы и ввода в работу устройств ПА: перед выводом из работы основного устройства необходимо ввести в работу резервное устройство, перед выводом из работы резервного устройства ПА необходимо ввести в работу основное устройство.

В МКПА, где устройства ПА имеют общие выходные цепи и предусмотрен

вывод/ввод каждого устройства входным переключателем, операции по оперативному выводу/вводу отдельного устройства необходимо выполнять входным переключателем.

5 АЛГОРИТМЫ УПРАВЛЯЮЩИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ

5.1 Выбор средств противоаварийного управления

На основании выполненных расчетов, в связи с вводом энергоблока №4 мощностью 130 МВт на Благовещенской ТЭЦ, в настоящем разделе представлен выбор принципов противоаварийной автоматики (ПА), целью которого является определение объёмов технических средств противоаварийного управления (ПАУ), необходимых для ввода энергоблока № 4.

Характеристики

Список файлов ВКР