ДИПЛОМ (1220361), страница 6
Текст из файла (страница 6)
Переток поисследуемомусечениюравен353МВт,привыдаваемоймощностиБлаговещенской ТЭЦ равной 410 МВт.При нарушении ДУ мощность по сечению уменьшалась до значений прикоторых ДУ сохраняется. Данное значение приведено в выше указаннойтаблице. Там же приведено предельное время отключения КЗ при нормативномвозмущении (НВ) III группе – tОткл.Пр.Анализ результатов расчетов ДУ в нормальных и ремонтных схемах при НВпоказывает, что ДУ нарушается только при трехфазных замыканиях наВЛ 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 ДУсохраняется при мощности ТЭЦ равной 280 МВт.
Предельное времяотключения КЗ составляет 0.25с. При применении ИРТ на новом блокевыдаваемая мощность станции повышается до 320 МВт. При действии наотключение ШСВ с временем ранее действия УРОВ (0.24 с) мощность ТЭЦпредельная по ДУ составляет 320 МВт.В качестве средства сохранения устойчивости при полной выдаче БТЭЦрассматривалась автоматика, воздействующая на отключение смежных сотказавшим выключателем присоединений с временем действия ранее действияУРОВ.При применении на 110кВ Благовещенской ТЭЦ, ПС 110 кВ Центральная,ПС 110 кВ Западная и ПС 110кВ Портовая выключателей с пофазнымприводом устойчивость при НВ III группы сохраняется без применения ПА.ДинамическаяустойчивостьврежимевыдачиполноймощностиБлаговещенской ТЭЦ при 3-х фазном КЗ на ВЛ 110 кВ вблизи шинБлаговещенской ТЭЦ и действии УРОВ I СШ сохраняется при примененииследующих мероприятий:- автоматикасдействиемнаотключение ШСВ-110 кВивсехотходящих от 1СШ ВЛ 110кВ с временем не более 0,25 с.;- ИРТ на новом блоке, если он подключен к 1СШ.ДинамическаяустойчивостьврежимевыдачиполноймощностиБлаговещенской ТЭЦ при 3-х фазном КЗ на ВЛ 110 кВ вблизи шинБлаговещенской ТЭЦ и действии УРОВ II СШ сохраняется при примененииследующих мероприятий:- автоматика с действием на отключение ШСВ-110 кВ и всех отходящихот 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 тяжёлыхзатянувшихся КЗ и действии УРОВ на прилегающих ПС 110 кВ.3.4 Выводы по расчетам динамической устойчивости1.
Входерасчетов ДУустойчивостивыявленфактнарушениядинамическойпри нормативном возмущении (НВ) III группы –трехфазном коротком замыканием вблизи шин 110 кВ БлаговещенскойТЭЦсдействиемУРОВ.Максимальновозможноезначениегенерируемой мощности Благовещенской ТЭЦ при сохранении ДУ притаком НВ без применения ПА, в зависимости от места работы УРОВ,составила 280…310 МВт.2. ОпределенопредельноевремяотключениятрёхфазногоКЗ,позволяющее сохранить ДУ станции при выдаче полной мощностистанции 0,24…0,26 с.3. Для сохранения ДУ при НВ III группы определены средства ПА длявозможности выдачи полной мощности Благовещенской ТЭЦ. При 3-хфазном КЗ на ВЛ 110 кВ вблизи шин Благовещенской ТЭЦ и действииУРОВ 1СШ ДУ сохраняется при применении следующих мероприятий:4.
Автоматика АРЗКЗ с действием на отключение ШСВ-110 кВ и всехотходящих от 1СШ ВЛ 110 кВ с временем реализации управляющеговоздействия, включающим время отключения выключателей не более –0,24 с.а. ИРТ на новом блоке со временем начала реализации управляющеговоздействия от измерительного органа АРЗКЗ не более – 0,040 с.5. При 3-х фазном КЗ на ВЛ 110 кВ вблизи шин Благовещенской ТЭЦ идействииУРОВ2СШврежимевыдачиполноймощностиБлаговещенской ТЭЦ динамическая устойчивость сохраняется придействии автоматики АРЗКЗ с временем равным 0,24 с на отключениеШСВ-110кВ и всех отходящих от 2СШ ВЛ 110 кВ.6. Всвязистем,чтоврассматриваемомподстанции 110 кВ связанырайонес Благовещенской ТЭЦприлегающиекороткимилиниями 110приводятккВ,затянувшиесятакимжекороткие замыкания на этих ПСпоследствиям,какиКЗвблизишинБлаговещенской ТЭЦ.7.
При применении в распредустройствах 110 кВ Благовещенской ТЭЦ, ПС110 кВ Центральная, ПС 110 кВ Западная и ПС 110 кВ Портоваявыключателей с пофазным приводом устойчивость при НВ III группысохраняется без применения ПА.8. Из полученного значения предельного времени отключения tОткл.Пр.для обеспечения сохранения ДУ требуется более раннее по отношениюкэтому времени реализация УВсрабатыванияэтойавтоматикиотключения КЗ, но меньше tОткл.Пр.от АРЗКЗ,должнобытьтоестьвремяболее времени4 МИКРОПРОЦЕССОРНЫЙ КОМПЛЕКС ЛОКАЛЬНОЙПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ4.1 Назначение и цели системыМикропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматикиМКПА предназначен для контроля режимов работы электрической сети 220кВ,и функционирует по алгоритмам работы противоаварийной автоматики (ПА)энергосистем,атакжедляавтоматизациипроцессаформированияуправляющих воздействий ПА комплексом программно-технических средств,размещаемых на Благовещенской ТЭЦ.4.2ОписаниемикропроцессорногокомплексапротивоаварийнойавтоматикиЛокальный комплекс ПА Центрального энергорайона, прилегающего кБлаговещенской ТЭЦ предназначен для балансировки режима потребления вуказанном районе включая потребителей КНР.
Балансировка производитсяпутем выработки и выдачи управляющих воздействий (УВ), степеньвоздействия которых зависит от схемы первичной сети, перетока по ВЛ 220кВАмурская – Благовещенская №1, 2 и количества работающих генераторов наБлаговещенской ТЭЦ. Комплекс расположен на ПС 220 кВ Благовещенская исостоит из двух взаиморезервирующих комплексов:- в составе МКПА (основной);- релейного РКПА (резервный).4.3 Состав микропроцессорного комплекса локальной ПАПС 220 кВ Благовещенская, МКПА 220 кВ №1В 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 дляпредотвращениянедопустимойповеличинеидлительноститоковойнагрузки ВЛ 220 кВ Амурская – Благовещенская №1(2).
Контроль величинытоковой нагрузки ВЛ производится у шин ПС 220 кВ Благовещенская.Действует на ОН ПС 220 кВ Айгунь, ПС 110 кВ Хэйхэ и отключение ВЛ 220 кВАмурская – Благовещенская №1и №2.Нормальное эксплуатационное состояние – введено в работу.АвтоматикаразгрузкиприотключенииВЛ220кВАмурская–Благовещенская №1, 2 (АРОЛ ВЛ 220 кВ Амурская-Благовещенская №1, 2)предназначена для«Амурская –сохранениястатическойустойчивостивсеченииБлаговещенская» по факту отключения одной из ВЛ 220 кВАмурская – 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 наОН ПС 220 кВ Айгунь.Нормальное эксплуатационное состояние – введено в работу.МКПА 220 кВ №2 предназначен для сохранения статической устойчивости внормальных и ремонтных схемах в сечении «ОЭС – Благовещенск», защиты отперегрузок оборудования Центральногоэнергорайона 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 220кВ Благовещенская при отключении АТ-2(1) на ПС 220 кВ Благовещенская сконтролемпредаварийногорежима.Контрольпредаварийногорежимапроизводится по вводам 220 кВ АТ-1, АТ-2 ПС 220 кВ Благовещенская.
Придостижении уставки КПР действует на ОН на ПС 110 кВ Хэйхэ.Нормальное эксплуатационное состояние – введено в работу.АвтоматикаразгрузкиприотключенииВЛ 220кВАмурская –Благовещенская №1 и ВЛ 220 кВ Амурская – Благовещенская №2 (АРОДЛ)осуществляетразгрузкуоборудованиявнутрисечения «ОЭС –Благовещенск» по факту отключения двух ВЛ 220 кВ Амурская –Благовещенская №1, Амурская – Благовещенская №2, или двух АТ-1, АТ-2 наПС 220 кВ Благовещенская с контролем предаварийного режима. Контрольпредаварийного режима осуществляется на вводах 220 кВ АТ-1, АТ-2 ПС 220кВ Благовещенская. Действует на ОН ПС 110 кВ Хэйхэ и нагрузкиЦентрального энергорайона Амурской области.Нормальное эксплуатационное состояние – оперативно выведено.Вводится при выводе из работы МКПА 220 кВ №2 на ПС 220 кВБлаговещенская.Автоматикаограниченияобратногоразгрузку оборудования внутриперетока (АООП)осуществляетсечения «ОЭС – Благовещенск» по фактуотключения ВЛ 220 кВ Амурская – Благовещенская № 1 и ВЛ 220 кВ Амурская– Благовещенская № 2 при возникновении перетока через АТ-1 и АТ-2 ПС220кВ Благовещенская к шинам 220 кВ ПС 220 кВ Благовещенская.
Действуетна 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-2ПС 220 кВ Благовещенская. Положительное направление от шин 220 кВ кшинам 110 кВ ПС 220 кВ Благовещенская.Нормальное эксплуатационное состояние – оперативно выведено.Вводится при выводе из работы МКПА 220 кВ №2 на ПС 220 кВБлаговещенская.Функциональные схемы ПА, описание устройств КПР с указаниемиспользуемой доаварийной информации и каналов ее передачи, уставоксрабатывания и выдержек времени приведены в приложении № 20«Функциональные схемы ПА» к «Положению по управлению режимамиработы энергосистемы в операционной зоне диспетчерского центра ФилиалаОАО «СО ЕЭС» Амурское РДУ».4.4 Устройства приемопередачи команд ПААвтоматика разгрузки при отключении блока (АРОБ)АРОБосуществляетразгрузкусечений«ОЭС–Благовещенск»и«Амурская – Благовещенская» по факту отключения турбогенератора наБлаговещенской ТЭЦ и действует на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Хэйхэ(КНР) по каналам ПА, организованным на аппаратуре ПРД/ПРМ TEBIT поВОЛС ВЛ 110 кВ Благовещенская – Хэйхэ .4.4.1 Указания по операциям с ПА ЦЭР при неисправности цепейнапряжения или отключении трансформаторов напряжения.Перед оперативным выводом в ремонт ТН дежурному персоналунеобходимо цепи напряжения устройств ПА перевести на работающий ТН сисправными цепями.При срабатывании сигнализации о неисправности цепей напряженияустройства 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 резервныхпутей 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 отсутствиесигнализации срабатывания и неисправности вводимых в работу устройств,а так же устройств, связанных с вводимым в работу устройством общими илиизмерительными цепями.При раздельной работе основного и резервного устройств, установленных водном месте или разнесенных по концам контролируемого присоединения(транзита), определен следующий порядок вывода из работы и ввода вработу устройств ПА: перед выводом из работы основного устройстванеобходимо ввести в работу резервное устройство, перед выводом из работырезервного устройства ПА необходимо ввести в работу основное устройство.В МКПА, где устройства ПА имеют общие выходные цепи и предусмотренвывод/ввод каждого устройства входным переключателем, операции пооперативному выводу/вводу отдельного устройства необходимо выполнятьвходным переключателем.5 АЛГОРИТМЫ УПРАВЛЯЮЩИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ5.1 Выбор средств противоаварийного управленияНа основании выполненных расчетов, в связи с вводом энергоблока №4мощностью 130 МВт на Благовещенской ТЭЦ, в настоящем разделепредставлен выбор принципов противоаварийной автоматики (ПА), цельюкоторогоявляетсяопределениеобъёмовтехническихсредствпротивоаварийного управления (ПАУ), необходимых для ввода энергоблока№ 4.Анализсостояния ПАУврассматриваемомрайонепоказал,чтосуществующие принципы ПА требуется сохранить.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
