Применение устройств противоаварийной автоматики на НТЭС с увеличением суммарной мощности на шинах 220 кВ с вводом ПГУ-478 МВт

Размещено на http://www.allbest.ru/

РЕСПУБЛИКА УЗБЕКИСТАН

НАВОИЙСКИЙ ГОРНО-МЕТУЛЛУРГИЧЕСКИЙ КОМБИНАТ

НАВОИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ГОРНЫЙ ИНСТИТУТ

“ЭНЕРГО - МЕХАНИЧЕСКИЙ” факультет

кафедра “ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА”

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

Тема Применение устройств противоаварийной автоматики на НТЭС с увеличением суммарной мощности на шинах 220 кВ с вводом ПГУ-478 МВт

Выпускник гр№ 2-10ЭЭ, Шерманов Сохиб Умар ў?ли

Руководитель выпускной работы

Ст.преп. Эшев Хамдам Хазратович

Навои 2014г.

Содержание

противоаварийный автоматика мощность теплоэлектростанция

Введение

1. Технологические процессы ТЭС и ПГУ -478 МВТ

2. Назначение, область применения устройств противоаварийной автоматики

3. Принцип действия противоаварийной автоматики

4. Основные виды ПА применяемые на Навоийской ТЭС

5. Основные принципы выполнения ПА

6. Основные технические требования к устройствам ПАА

7. Устройства высокочастотного телеотключения и ПА

8. Расчет технико-экономические показатели ПГУ-478 МВт

9. Технико экономические показатели и структура установленных мощностей электрических станций Узбекистана

Заключение

Список литературы

Введение

Республика будет полностью независимой, когда обретет энергетическую самостоятельность»

И.А.Каримов

Электроэнергетическая отрасль являясь базовой отраслью экономики Республики - обладает значительным производственным и научно-техническим потенциалом, оказывает весомое воздействие на развитие всего народнохозяйственного комплекса страны. Суммарная установленная мощность электростанций Узбекской энергосистемы превышает 12 000мВт что позволяет полностью обеспечивать потребность отраслей экономики и населения республики в электроэнергии и осуществлять её экспорт в другие страны. Навоийская ТЭС тоже является неотъемлемой частью Узбекской энергосистемы, по мощности она четвертая в республике и является лидером по выработке и отпуску тепловой энергии. В последние годы рядом постановлений руководства республики намечены в перспективе осуществление широкомасштабных мероприятий по обновлению реального сектора экономики и в социальной сфере. В том числе и в энергосистеме республики также разработана обширная программа по реализации мероприятий, по модернизации и реконструкции существующих мощностей, последовательной замене, выработавший парковый ресурс, энергооборудования при производстве, передаче, распределении и учёте электроэнергии, по рациональному использованию топливных и гидроэнергетических ресурсов - на основе современных технологий и норм экологической безопасности, с целью стабилизации электро- и теплоснабжения потребителей. Широкое место в программе уделено обновлению мощностей, существующих тепловых электростанций, которые играют ведущий роль в производстве электрической энергии в энергосистеме. Наличие сильно развитой индустрии в области, а также образование здесь «Свободной индустриально-экономической зоны» и терминала логистики в Навоийском международном аэропорту, обусловили здесь на основании ряда постановлений правительства республики, внедрение первого в энергосистеме республики проекта Парогазовой установки мощностью в 478 МВт (ПГУ-478). Установка входит в число первого десятка, произведённых японской компанией «Мицубиси», действующих установок такого типа и модификации. Ввод только одной этой установки даёт годовую экономию природного горючего газа до 400 миллионов кубометров по энергосистеме. Одновременно ведутся практические работы над реализацией ряда крупных инвестиционных проектов, предопределённых программой, таких как ПГУ-370 МВт на УП “Ташкентская ТЭС”, двух ПГУ-450 МВт на “Таллимарджанской ТЭС”, повышение мощности дополнительно на 50 МВт ОАО “Сырдарьинской ТЭС” за счёт реконструкции энергоблоков № 1 и № 2, внедрение на этой же станции 3-х турбодетандерных генераторных установок мощностью по 5 МВт каждой, использующих эффект расширения природного газообразного топлива на газопроводе. В рамках этой программы успешно реализован проект строительства газотурбинной установки мощностью 27 МВт на “Ташкентской ТЭЦ ” и ГТУ введена в работу, а также завершён проект перевода на круглогодичное сжигание угля энергоблоков №№1-5 “Ново Ангренской ТЭС” за счёт модернизации на Ангренском открытом угольном разрезе. Кроме того, ведётся большой объём работ по модернизации мощностей существующих ГЭС, по развитию электрических сетей напряжением 500 кВ, внедрение современных коммутационных аппаратов различной мощности, ввод АСКУЭ при производстве, передаче, распределение и учёте электроэнергии. Освоению альтернативных источников, то есть энергетике будущего, также в программе уделено значительное место. Сделаны практические шаги в этом направлении в Наманганских, Хорезмских и Ферганских областях нашей республики, где предусматривается внедрение установок по выработке электрической энергии и горячего водоснабжения, используя солнечную энергию и энергию ветра. Положительных сдвигов, в этом нетрадиционном пока для нас направлении энергетики, в ближайшее время наши соотечественники ощутят сами.

Согласно Постановлениям Президента республики Узбекистан ПП-1668 от 27.12.2011 года и ПП-1855 от 21.11.12 года, в 2015-2017 годах предусмотрено расширение станции реализацией ещё одного проекта ПГУ-450 МВт, что позволит полностью удовлетворить растущий спрос на электроэнергию в Навоийском промышленном регионе. Факт принятия решения о расширении станции реализацией второго аналогичного проекта, говорит о высоком доверии коллективу энергопредприятия со стороны руководства республики. И есть полная уверенность в том что, коллектив ОАО “Навоийская ТЭС”, который накопил большой опыт в ходе строительства проекта ПГУ-478 МВт, справится с честью и с этим важным заданием. Энергетическая программа на длительную перспективу предусматривает дальнейшее развитие ЕЭС. Ввод в эксплуатацию линий электропередач высокого и сверхвысокого напряжения, электростанций большой мощности, интенсивное развитие основных и распределительных сетей черезвычайно усложнили проблему управления

В связи с этим идет непрерывный процесс развития и совершенствования техники релейной защиты. Создаються и вводяться в эксплуатацию новые защиты для дальних ЛЭП, для крупных генераторов, трансформаторов и энергоблоков. Разрабатываються новые виды полупроводниковых дифференциально-фазных защит, которые проще и надежнее в эксплуатации.

История НГРЭС и построение нового ПГУ -478 Мвт

Для возведения нового города Навои (1958г.), для развития крупного промышленного региона для обеспечения электроэнергией Самаркандско-Бухарского энергоузла и Каршинскую степь с машинными станциями орошения Аму-Бухарского канала потребовало строительство именно в этом регионе генерирующих мощностей. В соответствии генеральным планом электрификации СССР до 1970года и схемы развития энергетического хозяйства СССР на 1953-1965г.г. для покрытия дефицита мощности Самаркандско-Бухарской энергосистемы Приказом Министерства Строительства электростанций СССР №44 от 17 мая изданный на основании Постановления Совета Министров СССР №501 от 8мая 1958г. На основании планового задания на проектирование выданного Бухарским СовНархозом и утвержденного Зам.Председателя Совета Министров СССР от 8 октября 1958года проектными институтами было начата разработка проектного задания Навоийской ГРЭС.

На основе разработанной проектно-сметной документации институтом «Теплоэлектропроект» (группа во главе главным инженером проекта Рабиновича И.А., затем Мордуховича И.Я) 1960году начались строительно-монтажные работы будущей станции.

Местоположение ТЭС выбрали у ст.Кармана на левом берегу реки Зеравшан,7 февраля 1963года усилиями коллектива был включен в сеть первый энергоблок мощностью 25мВт Навоийская ТЭС дала первую электроэнергию в Самарканд - Бухарский энергоузел, 23 апреля 1964 года была сделана запись, что энергия Навоийской ТЭС подключена в единую энергосистему Средней Азии, и одним за другим остальные агрегаты стали сдаваться в эксплуатацию.

Июнь 1963года включен в работу блок №2.

Октябрь 1964года пуск блока №3 мощностью 150мВт и мощность станции составляет 200мВт.

Октябрь 1965года пуск блока №4.

Сентябрь-октябрь 1966года пуск котла и турбины №5.

Май 1967года пуск котла №7.

Декабрь 1968года включен в работу блок №8 мощностью 160мВт и мощность станции составляет 630мВт.

Декабрь 1969года дал энергию и тепло блок №9.

Декабрь 1971года запущен турбогенератор №7, мощность Навоийской ГРЭС доведена до 830мВт.

Март 1972года пущен котёл №10.

Июнь 1980года с пуском блока №11, мощность станции превысила миллион кВт.

Декабрь 1981года пущен блок №12 и суммарная мощность станции составляет 1250мВт.

НГРЭС имеет в своем составе 11 турбогенераторов и 12 парагенераторов

В составе НГРЭС 15- ЦЕХОВ:

1- КТЦ-1 КАТЛОТУРБЕННЫЙ цех

2- Электроцех

3- ЦЦР-цех централизованного решения

4- ТАЦ- цех теплоавтоматики и измерений

5- ХВО- химводоочистка

6- АТЦ - автотранспортный цех

7- ЦГС-сех гидросооружений

8- ЦТС сех тепловой сети

9- Лаборатория металлов

10- Цех энерго наладки

По сегодняшний день НГРЭС является источником технического пара. На станции имеющийся турбогенераторы следующих марок:

Блоки №1 и №2 ТВС-30

Блоки № 3,4,8,9 ТВВ-165-2

Блоки № 5,6,7 ТВФ- 60-2

БЛОКИ № 11,12 ТГВ -200-2 МЦЗ

О реализации крупного проекта ПГУ -478 мВт

За полвека существования Навоийской ТЭС неоднократно проводилась её частичная реконструкция с вводом новых мощностей. А четыре года назад началось осуществление крупного инвестиционного проекта - строительство парогазовой установки мощностью 478 мегаватт (ПГУ-478). Оно предусматривалось постановлением Президента Узбекистана №1776 от 19 августа 2009 года.

Реализация проекта возникла в связи с необходимостью замены оборудования, эксплуатируемого в течение десятилетий. Ученые отраслевых научно-исследовательских институтов пришли к выводу, что на ТЭС, использующих в качестве топлива природный газ, наиболее эффективно строительство парогазовых установок. Первоначально ПГУ предполагалось возвести в унитарном предприятии «Ташкентская ТЭС». Но в связи с созданием свободной индустриально-экономической зоны на государственном уровне было принято решение возводить её в ОАО «Навоийская ТЭС».

Финансирование этого крупного проекта осуществлялось республиканским Фондом реконструкции и развития, Национальным банком внешней экономической деятельности и собственными средствами государственной акционерной компании (ГАК) «Узбекэнерго». Кабинетом Министров республики в качестве исполнителей проекта на конкурсной основе был определён консорциум компаний - «Инитек энергия» (Испания) и «Чалик энержи» (Турция). 8 августа 2009 года был подписан международный контракт между ГАК «Узбекэнерго» и вышеуказанным консорциумом. Согласно данному контракту, международный консорциум обязался сдать ПГУ-478 «под ключ» в течение 36 месяцев. Был также заключен контракт со всемирно известной компанией «Мицубиси» (Япония) на поставку основного оборудования - газовых и паровых турбин в комплекте с генераторами - суперсовременных энергетических агрегатов для мощных парогазовых установок.

Испанская компания взяла на себя проектирование, сопровождение проекта, комплектацию и наладку устанавливаемого оборудования. Турецкая - выполнение строительных и монтажных работ. В период строительства консорциум привлек в качестве подрядчиков десятки фирм. В разгар строительства в нём участвовало до тысячи квалифицированных рабочих и специалистов.

В самой ТЭС была создана группа по реализации проекта строительства, в которую вошли несколько ведущих инженеров, экономистов и юристов предприятия. Они оперативно решали множество технических, финансовых и юридических вопросов, в том числе и на международном уровне.

Возведение ПГУ-478 было завершено в оговоренный контрактом с международным консорциумом срок. В августе 2012 года здесь началась наладка оборудования и его пробный пуск, а в октябре парогазовая установка была введена в эксплуатацию. Это позволило ОАО «Навоийская ТЭС» почти в полтора раза увеличить выработку электроэнергии. Очень важно и то, что успешная реализация на нашем предприятии инвестиционного проекта строительства уникальной парогазовой установки положила начало осуществлению государственной программы обновления генерирующего оборудования тепловых электростанций страны.

Факт этот примечателен, так как, тенденция роста потребления электроэнергии, является одним из первейших признаков подъёма экономики любой страны. Положительная оценка со стороны видных экономистов мира курса экономической политики руководства республики, в условиях продолжающего глубокого мирового экономического кризиса, тоже факт отрадный. Как результат разработки и претворения в жизнь руководством республики во главе с Президентом Исламом Абдуганиевичем Каримовым, программы антикризисных мер по защите экономики страны от негативных последствий мирового кризиса - смелая реализация крупных международных инвестиционных проектов в реальном секторе экономики, в том числе и в энергетике, верный признак того

1. Технологические процессы ТЭС и ПГУ-478 МВт

На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат. Механическая энергия вращения турбины преобразуется генератором в электрическую.

В энергетике Узбекистаны на долю КЭС приходится до 80% выработки электроэнергии. Топливом для электростанций служат уголь, торф, сланцы, газ, мазут.

Основными особенностями КЭС являются:

• удалённость от потребителей электроэнергии, что определяет в основном выдачу электроэнергии на высоких и сверхвысоких параметрах;

• блочный принцип построения электростанций.

Мощность КЭС обычно такова, что каждая из них может обеспечивать электроэнергией крупный район страны. Поэтому существует еще одно название этих электростанций - государственная районная электростанция (ГРЭС).

Рассмотрим упрощенную принципиальную технологическую схему энергоблока КЭС. Энергоблок представляет собой по сути дела как бы отдельную электростанцию со своим вспомогательным оборудованием и центром управления. Связи между блоками по технологическим линиям обычно не предусматривается.

Построение КЭС по блочному принципу дает следующие преимущества:

• облегчается применение пара высоких и сверхвысоких давлений вследствие более простой системы трубопроводов;

• упрощается технологическая схема и повышается надёжность;

• уменьшается количество резервного технологического оборудования;

• сокращается объём строительных и монтажных работ;

• обеспечивается удобное расширение электростанций, причём новые блоки при необходимости могут отличаться от предыдущих.

Технологическая схема КЭС (блока) (рис.1.1) состоит из нескольких подсистем:

• топливоподачи (со складами его хранения) -1;

• топливоприготовления - 2;

• основного пароводяного контура: (котёл 3 с горелками 4; турбина 5, конденсатор 6; конденсатный насос 9; подогреватель низкого давления 16; деаэратор 15; питательный насос 12; подогреватель высокого давления 11; водяного экономайзера 8;)

• воздушного экономайзера 10;

• циркуляционного водоснабжения (циркуляц. насос 7);

• золоулавливани золоудаления (дымосос 14);

• электрической части станции.(G, Т, ОРУ)

Механизмы и установки, обслуживающие функционирование элементов технологической схемы образуют систему собственных нужд блока ( СН ).

КЭС имеют КПД = 40 - 42%, который в основном определяется тепловыми потерями в пароводяном контуре.

Энергия, вырабатываемая электрической частью КЭС, выдаётся на напряжении 110 - 750 кВ и лишь часть её отбирается для питания потребителей собственных нужд.

Генераторы ЭС через повышающие трансформаторы подключают к общему распределительному устройству станции ОРУ (открытое распределительное устройство).

Технологический процесс производства электроэнергии на газотурбинных электростанциях

Основу современных газотурбинных электростанций составляют газовые турбины мощностью 25-100 МВт. Принципиальная схема технологического цикла заключается в следующем (рисунок )

Топливо подаётся в камеру сгорания, туда же подаётся сжатый воздух от компрессора. Продукты сгорания отдают энергию газовой турбине, которая вращает компрессор и электрический ге нератор. Запуск установки осуществляется от стартового двигателя М и составляет 1 - 2 мин. Это позволяет ГТЭС использовать для покрытия пиков нагрузки. Основная часть тепла выбрасывается в атмосферу, что обуславливает низкий КПД = 25 - 30% и значительное влияние на экологию.

Для повышения экономичности ГТЭС разработаны парогазовые установки (ПГУ). В них топливо сжигается в топке парогенератора. Пар из парогенератора направляется в паровую турбину, а продукты сгорания - на газовую. Таким образом, ПГУ имеют два генератора, приводимых во вращение: один - паровой, другой - газовой турбиной. В настоящее время разработаны установки ПГУ мощностью 200-250МВт1.2

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)

Этот вид электростанций предназначен для централизованного снабжения предприятий и городов электроэнергией и теплом.

Являясь как и КЭС тепловыми станциями, ТЭЦ отличается от последних использованием тепла отработавшего в турбинах пара, который отправляется для отопления и горячего водоснабжения, а также на промышленное производство.

При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным электроснабжением от КЭС и выработкой тепла от местных котельных. На ТЭЦ производится около 25% электроэнергии, их КПД достигает 70%.

Особенности ТЭЦ показаны на схеме рис. 1.2.

Специфика электрической части заключается в расположении рядом с электростанцией центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности выдаётся в местную сеть на генераторном напряжении. С этой целью на станции имеется генераторное распределительное устройство ГРУ. Часть мощности идёт на собственные нужды, а остальная доля мощности выдаётся в энергосистему на высоком напряжении. Основное отличие ТЭЦ от КЭС заключается в специфике пароводяного контура и способе выдачи электроэнергии.

Следует отметить, что расход на СН ТЭЦ выше, чем у КЭС, что определяется большей долей теплового оборудования.

Повышенная мощность теплового оборудования также оказывает влияние на экологию района её размещения.

Современные ТЭЦ выполняются в блочном варианте.

Обьем проекта по расширению Навоийской ТЭС и конфигурация сооружаемого ПГУ обусловлены необходимостью ввода дополнительных мощностей для обеспечения надежного электроснабжения вышеуказанных потрибетелей. Эксплуатация нового оборудования будет вестись в конденсационном режиме. В связи с необходимостью замены выбывающего по причини исчерпания индивидуального ресурса генерирующего оборудования на Навоийской ТЭС. ГАК «Узбекэнерго» принято решение об установке на прилегающей к территории ТЭС плошадке генерирующей мощности на уровне 478 МВт.ч.

В связи с выводам из эксплуатации ТЭЦ-90 мощностью 50 МВт (43 Гкал/ч) по причине исчерпания индивидуального ресурса оборудования необходимо предусмотреть покрытие тепловых нагрузок производимых ТЭЦ-90вог.

Технология производства электроэнергии на ПГУ заключается в использование парогазового цикла,в котором в качестве теплоносителя используется дымовые газы и водяной пар.

Устройства состоит из двух блоков: газотурбинной(ГТУ) и паросиловой(ПС) установок. В ГТУ (315МВт) вращение вала турбины обеспечивается образовавшимися в результате сжигания природного газа, продуктами горения -газами. Образовавшиеся в камере сгорания газотурбинной установки продукты горения вращают ротор турбины, а та, в свою очередь, крутит вал генератора. Затем, образовавшиеся отходящие газы с температурой 600⁰С направляются в рекуперации тепла, где превращаются в пар, который заставляет вращаться паровую турбину(163.5МВт). В итоге, суммарная номинальная мощность установки составляет 478МВт, также в котле утилизаторе установлены 2 дополнительные газовые горелки, для повышения паропроизводительности и как следствие повышения мощности ПГУ дополнительно на -28Мвт.

КПД установки составляет 57,4%

2. Назначение, область применения устройств противоаварийной автоматики

Противоаварийная автоматика: совокупность устройств, обеспечивающая измерение и обработку параметров электроэнергетического режима энергосистемы, передачу информации и команд управления и реализацию управляющих воздействий в соответствии с заданными алгоритмами и настройкой для выявления, предотвращения развития и ликвидации аварийного режима энергосистемы.

Устройство противоаварийной автоматики: техническое устройство (аппарат, терминал), выполняющее фиксацию аварийного возмущения, обработку параметров электроэнергетического режима энергосистемы, выбор управляющих воздействий, передачу аварийных сигналов и команд управления или реализацию управляющих воздействий и обслуживаемое (оперативно и технически) как единое целое.

Централизованная система противоаварийная автоматика:

комплекс противоаварийной автоматики, осуществляющий контроль электроэнергетического режима энергосистемы или ее части и выполняющий автоматический расчет параметров срабатывания входящих в указанный комплекс противоаварийной автоматики устройств.

Режимная автоматика: совокупность устройств, обеспечивающая измерение и обработку параметров электроэнергетического режима энергосистемы, передачу информации и команд управления и реализацию управляющих воздействий в соответствии с заданными алгоритмами и настройкой для регулирования параметров режима энергосистемы (частоты электрического тока, напряжения, активной и реактивной мощности).

Ресинхронизация: процесс восстановления синхронной работы электрической станции или части энергосистемы после нарушения синхронизма, не связанный с делением энергосистемы.

Автоматическое противоаварийное управление в энергосистеме реализуется посредством устройств и комплексов ПА, обеспечивающей выполнение следующих функций:

- предотвращение нарушения устойчивости;

- ликвидация асинхронных режимов;

- ограничение снижения или повышения частоты;

- ограничение снижения или повышения напряжения;

- предотвращение недопустимых перегрузок оборудования.

Автоматика предотвращения нарушения устойчивости организуется по иерархическому принципу и состоит из одного или нескольких уровней:

- уровень Единой энергетической системы Узбекистан координирующая система противоаварийной автоматики (КСПА);

- уровень объединенной или региональной энергосистемы - централизованная система противоаварийной автоматики (ЦСПА);

- уровень объектов электроэнергетики - локальная автоматика предотвращения нарушения устойчивости (ЛАПНУ).

Уровень КСПА и ЦСПА в данном стандарте не рассматривается.

В состав устройств и комплексов ПА входят технические средства:

- устройства измерения параметров доаварийного и аварийного электроэнергетических режимов;

- пусковые устройства (органы);

- исполнительные устройства (органы);

- устройство автоматической дозировки воздействия, выполняющее выбор управляющих воздействий (УВ);

- устройства приема-передачи доаварийной и аварийной информации, сигналов и команд управления;

- каналы передачи указанной информации.

Устройства приема-передачи доаварийной и аварийной информации, сигналов и команд управления и каналы передачи указанной информации в данном стандарте не рассматриваются.

Функции противоаварийного управления реализуются посредством следующих управляющих воздействий:

- кратковременная и длительная разгрузка турбин энергоблоков ТЭС и;

- электрическое торможение генераторов;

- отключение генераторов электростанций;

- автоматическая загрузка генераторов;

- деление энергосистемы на несинхронно работающие части;

- изменение топологии электрической сети;

- изменение режимов работы и эксплуатационного состояния управляемых элементов электрической сети (вставок и передач постоянного тока, СКРМ, фазоповоротных устройств и т.п.);

- отключение нагрузки потребителей электрической энергии;

3. Устройства противоаварийной автоматики применяемых ГЕС-17

Устройства противоаварийной автоматики от наброса мощности

Автоматика от наброса активной мощности (АНМ) устанавливается на линиях электропередачи, подтвержденных перегрузкам

KW_A

а в с 0 KW

Т Т_А

KW_B

Т Т_Б

KW_C

Т Т_С

a) б)

KL₁ KL₁ KL₂

KW КН

KL₂

В)

Рис

На рис. показана схема АНМ, в которой выявление и фиксации наброса активной мощности производиться одним трехфазным максимальным реле активной мощности РМ, действующим на группу выходных промежуточных реле KL1,KL2 через указательное реле РУ (КН). Устройства АНМ действует на отключение генератора (ОГ) и деление линии.

К реле мощности подводятся фазные токи от трансформаторов тока контролируемой линий и фазные и фазные напряжения от трансформаторов напряжение шин или этой же линии характеристика вращающего момента подвижной системы реле активной системы реле активной мощности имеет вид:

Трехфазные максимальные реле активной мощности типа РБМ-275 выпускается промышленностью

Первичная мощность срабатывания реле активной мощности,включаемых на фазные ток и напряжение, может быть определена по выражению:

Где Р_ср1 и Р_{ср2 -}соответственно первичная и вторичная мощность срабатывания на фазу: К_U ,К_I-коэффициент трансформации трансформаторов напряжения и тока, к которым подключено реле.

Схема АНМ с однофазным максимальными реле активной мощности имеют некоторые особенности.Однофазные реле мощности включенное на фазные ток и напряжения может сработать ложно при несимметричном КЗ например реле мощности на рис 2

Т Т_А а б с 0

KW

Т Т_Б

Т Т_А PH₂

KW

KL

Как видно из векторной диаграмме рис 2(г) при металлическом двухфазном КЗ между фазами А,В векторы I_A U_A почти совпадает по фазе,благодаря чему реле мощности будет работать в условиях близких к максимально чувствительности

Поскольку ток при КЗ может быт значительным, реле мощности сработает несмотря на пониженное фазное напряжение U_A =0.5U_Ф

I_A

U_a

U_B

РИС-

U_C

Для предотвращения ложного действия ПА в схеме на рис 2 установлены реле РН2,включенное на фнол(фильтр напряжение обратной последовательности токовые реле нулевой последовательности РТ,,срабатывающие и выводящие па из действия при несимметричных КЗ

Второй вариант АНМ с одно фазными максимальными реле активной мощности приведен на рис 3. В этой схеме для ложных действий при несимметричных КЗ применено три таких реле.Реле построены на одинаковые уставки и включены на фазные токи и напряжение, а контакты их соединены последовательно.

Устройства АНМ выполненные по рис 3 производить необходимые воздействие только при условии врабатывания всех трех реле мощности РМ_А РМ_В РМ_С, что может быть только при увеличении мощности до уставки срабатывания реле во всех фазах. При срабатываниипо любой причины одного или двух реле мощности АНМ не действует

TT_A KW_A a b c 0 KW_A

TTB KW_B KW_B

TT_C KW_C KW_C

KL

+ KW_A KW_B KW_{C ___}

+

+ KL Воздействии

+

Рис

В некоторых случаях применяют устройства АНМ, которые реагирует устройства АНМ на два параметра: мощность и напряжение.Схема цепей постоянного тока одного из таких реле приведена на рис.

Реле минимального напряжения РН1,РН2 РН3 включены на междуфазные напряжение U _ABU_BC U_CA и имеют уставку около 80-90% нормального напряжения. При симметричном напряжении до уставки реле они срабатывают и через промежуточные реле KL1 подают постоянный ток на контакт трехфазного реле мощности РМ. Если при этом мощность также превышает уставку реле РМ, то автоматика действует разгрузку электропередачу

При применении однофазных реле мощности они могут включат по схемам приведенным рис или

Уставка мощности срабатывание максимальных реле акивной мощности в схемах устройств АНМ должна быть надежна отстроена от наибольшего допустимого перетока мощности в нормальном режиме Р_ДОП определяемого согласно по выражению

К_зст- нормативный коэффициент запаса статической устойчивости и обеспечивать необходимую чувствительность действия при максимальном (предельной значении перетока мощности Р_мах соответствующим углу 90) по первому условию мощность срабатывания должна быт равна

Где К_н-1,05-1,1- Коэф надежности отстройки учитывающий погрешности реле и расчетов.

К_в ?0,85коэф возврата максимального реле активной мощности

По второму условию коэф чувствительности определяется как:

Где Р_мах - максимальное значение мощности в контролируемой сечении при углы 90 в ослабленном режиме

Чувствительность считается удовлетворительной при К_ч ?1,2

Достоинством схем устройств АНМ, приведенных на рис 1 -4 является их простата и быстродействия. При правильно выбранных уставках и правильной дозировки воздействий на разгрузку линий электропередачи устройства АНМ позволяет, не опасаясь нарушению статической устойчивостью,увеличивать загрузку электропередач обеспечивая максимальное использование их пропускной способности

В место с тем рассмотренные схемы имеют и существенный недостаток, который состоит в том, что устройства не способна выявлять тенденции изменения перетока мощности и поэтому может срабатывать при синхронных качаниях перетоков мощности до уставки максимальных реле активной мощности.

KL₁ KL₂

РН₁ РН₂ РН₃

KL₁ РМ KL₂

Если процесс нормально работает переток мощности возрастает и достигает уставки срабатывания устройства АНМ (ТОЧКА а), то устройства срабатывает и произведет предусмотренные воздействия для снижения пертока (линии после точки а)

В то же время увеличение перетока могла быть небольшим и кратковременным и переток мог быстро через время dt снизиться до мощности возврата реле без воздействия от АНМ (траекторная линия после точке а)

P

?t t

Для устранения отмеченного недостатка в ряде случаев схема устройства АНМ дополняется реле времени, который замедляя устройства, предотврашает не вызываемые необходимостью действие

Схема устройства АНМ с замедлением приведена на рис . Выявнительным органом в этой схеме являются три одно фазных максимальных реле активной мощности типа РБМ-275, контакты которых соединены последовательно. Для повышения надежности срабатывания и разгрузки контактов реле мощности в условиях, когда переток мощности колеблется вблизи уставки реле, в схеме применен подхват первого срабатывания реле KL 1. Возврат этого реле происходит при снижении перетока мощности.Выдержка временына реле РВ1 установлен0,5-1 сек

Оснащение энергосистем устройствами автоматики как АПВ,АВР,АРВ синхронных генераторов и компенсаторов,АРЧМ(Автоматическое регулирование режима энергосистемы по частоте и перетоком активной мощности,АЧР(Автоматическое частотная разгрузка,существенно повышает надежности их работы.

Однако развития энергосистем, появление обедненных энергосистем сооружение гидравлических, тепловых электростанций большей мощности и протяженных сильно загруженных ЛЭП усложнило управление режимами энергосистем и выдвинуло новые требование в части их дальнейший автоматизации, автоматизации, особенно в аварийных условиях.

В энергосистемах могут возникать следующие нарушение в нормальных режимах работы:

А) опасные перегрузки ЛЭП и между системных связей из-за непредвиденных изменений балансов мощности генераторов и нагрузки в одной или нескольких связанных между собой энергосистемы.

Б) опасное набрось мощности на электропередачи и между системных связи при внезапных отключениях генераторов или нагрузки в смежных частях ОЭС или соседних ОЭС

В) внезапные отключение одной из между системных связей, в том числе наиболее мощной, отключение отдельных участков двух цепных или кольцевых электропередач, угрожающие нарушение динамической устойчивости

Г) разрывы мощных электропередач вызывающие набросы мощности на слабые шунтирующие сети более низких напряжений и опасное повышение частоты в энергосистемах.

Д) затяжные КЗ, отключаемые действием резервных защит или УРОВ.

Е)кратковременные неполнофазные режимы в цикле ОАПВ, и при отказы отдельных фаз выключателей.

Ж) односторонние отключение протяженных участков электропередач 330; 750 кВ вызывающие повышения напряжение, опасное для оборудования.

В энергосистемах возникают асинхронные режимы двух видов:

1) асинхронный режим с возбуждением;

2) асинхронный режим при потере возбуждения.

Первый режим возникает при нарушении устойчивости, когда угол между векторами напряжения двух источников меняется в пределах от 0 до 360°, т.е. имеют место несинхронные повороты ротора относительно статора.

Рассмотрим далее асинхронный режим при потере возбуждения генератора. При нарушении в системе возбуждения часто можно быстро устранить неисправность, в крайнем случае перейти на резервное (на электростанциях обязательно есть резервный возбудитель). Желательно оставить генератор в работе, пока ликвидируется неисправность или происходит переход на резервный возбудитель.

Этот режим работы генератора без возбуждения в течение какого-то ограниченного времени и называется асинхронным режимом. Покажем, что он теоретически возможен.

При потере возбуждения синхронный момент исчезает с некоторой постоянной времени, генератор сбрасывает активную нагрузку до нуля. По мере уменьшения тормозящего момента на валу возникает избыточный момент, частота вращения генератора возрастает, впуск рабочего тела пока прежний, ротор вращается несинхронно со статором, и в замкнутых контурах ротора индуктируется переменный ток с частотой скольжения и создается асинхронный (тормозящий) момент. Асинхронный момент создается за счет взаимодействия вращающегося поля статора и токов, наведенных им в замкнутых контурах ротора и бочке ротора. Характер изменения асинхронного момента зависит от типа генератора, состояния обмотки возбуждения и т.д. Как известно, среднее значение Мас от S определяется следующей зависимостью (рис. 1).

В свою очередь моментная характеристика турбины при изменении S и при неизменном впуске рабочего тела имеет падающий вид. Если же еще уменьшить впуск рабочего тела получим характеристику изменения Мт1 Моменты турбины Мт и Мт1 будут уравновешены возрастающим асинхронным моментом, возникает новый установившийся режим при некоторых скольжениях. И если мы установим, что особых ограничений по таким режимам нет, то можно генератор оставить в работе.

Необходимо сделать замечание, что лишь условно можно считать, что асинхронный режим является устойчивым, т.к. Мас не остается постоянным, а пульсирует из-за одноосности обмотки возбуждения и неодинаковой магнитной проводимости в продольной и поперечной осях генератора около среднего значения по закону:

Мac = Мd sin2 + Mq cos2,

где - угол сдвига продольной оси ротора относительно магнитного потока в зазоре; Мd и Мq- моменты на валу, соответствующие максимуму тока в продольной и поперечной осях.

График изменения Мас показан на рис.2.

Автоматика ликвидации асинхронного режима (автоматика прекращения асинхронного хода) (АЛАР), (АПАХ) -- автоматическая система управления в электроснабжении, является автоматикой энергосистем, поддерживая их устойчивость (глобально).

Назначение

В энергосистемах генераторы электростанций включены параллельно и в нормальном состоянии ЭДС, вырабатываемая на этих генераторах имеет одинаковую частоту, амплитуду и фазу (все векторы ЭДС вращаются синхронно). Это необходимо для исключения перетоков мощности между генераторами. Кроме того все генераторы являются синхронными машинами и работают в синхронном режиме (скольжение основного магнитного поля S равно нулю, ненулевые значения наблюдаются лишь при пуске и кратковременно в переходных режимах -- набросе и сбросе нагрузки).

Незначительные изменения мощности потребления и генерации (в масштабах энергосистемы) приводят к малой разнице в частотах ЭДС, вырабатываемых в частях энергосистемы и появление небольших «качаний» напряжения (биений), называемые «синхронные качания». При этом генераторы не выпадают из синхронизма и качания в системе достаточно быстро затухают (благодаря демпфирующим свойствам пусковых "бельичих клеток" и массивных деталей роторов генераторов).

При дефиците мощности в части энергосистемы или в одной из энергосистем по причине отключения части генераторных мощностей (отключение ЛЭП, по которой передаются значительные мощности извне; аварийный останов генератора или группы генераторов) нагружаются оставшиеся в работе генераторы, частота вращения их понижается и при несвоевременно принятых мерах они переходят в асинхронный режим («вываливание из синхронизма»), при этом скольжение приобретает значительные величины (магнитное поле начинает вращаться относительно ротора машины).

ЭДС части генераторов энергосистемы начинают вращаться относительно друг друга (угол поворота роторов друг относительно друга более 180 град), происходят огромные перетоки мощности между генераторами, создавая т. н. «качание сети», при котором величина напряжения в системе изменяется от минимальных до максимальных значений (происходят биения от сложения ЭДС с разной фазой и частотой; особенное уменьшение напряжения наблюдается в т. н. «центрах качаний»), происходит увеличение потребления промышленной нагрузки (за счёт останова асинхронных двигателей -- т. н. «опрокидывания») отключение оставшихся генераторов и выход из строя всей энергосистемы и даже нескольких энергосистем с потерей энергопотребления огромных районов, с нанесением колоссальных убытков.

Для исключения возникновения асинхронного хода на генераторах, возникновения «качаний в сети» и развала всей системы предназначена АЛАР, иногда именуемая АПАХ (название считается устаревшим).

3. Принцип действия противоаварийной автоматики

АЛАР относится к сложным и ответственным системам, обеспечивающим устойчивость энергосистемы в целом. Принципы действия АЛАР различаются по разновидностям пусковых устройств (ПУ):

· Скорости снижения сопротивления (АЛАР ФССС);

Реагирует на характерное для асинхронного режима медленного понижения напряжения и роста тока (на увеличение комплексного сопротивления сети с ограниченной скоростью с последующим изменением направления мощности).

· Повышения фазового угла электропередачи (АЛАР ФППУ);

Фиксирует начало асинхронного хода по нарастанию фаз напряжения в контрольных точках сети.

· Циклов асинхронного режима -- фиксирования циклов (АЛАР ФЦ);

Фиксирует начало асинхронного хода по циклическим срабатываниям реле сопротивления (или реле максимального тока) и совместных с ним циклов срабатывания и возврата реле активной мощности.

· Фазного тока (АЛАР ФТ).

Типовое устройство АЛАР состоит из нескольких ступеней срабатывания (до трёх), принципы срабатывания ПУ которых различны.

Улавливая возникновение качаний в сети АЛАР отключает часть линий внутри энергосистемы, разделяя их на автономно работающие части, чем обеспечивает восстановление синхронного режима (ресинхронизация). При этом АЛАР работает совместно с автоматической частотной разгрузкой (АЧР). После восстановления нормального режима в разделённых частях происходит включений линий между ними и целостность энергосистемы восстанавливается.

Поскольку развитие асинхронного режима (и возникновение качаний) могут происходить лавинообразно, то АЛАР должна иметь достаточное быстродействие. Кроме того система АЛАР должна различать опасный асинхронный режим и неопасные синхронные качания. Переход генератора в асинхронный режим работы при потере возбуждения происходит следующим образом. При обрыве тока в обмотке ротора исчезает его магнитное поле и, следовательно, синхронный электромагнитный момент Мс. Равновесие между моментами на валу турбогенератора нарушается, и генератор, оставаясь включенным в сеть, выходит из синхронизма: избыточный вращающий момент турбины AfT разгоняет ротор, частота его вращения становится выше синхронной (в первый момент до 5 -- 6% при номинальной нагрузке). Регулятор турбины, стремясь сохранить частоту вращения турбогенератора нормальной, уменьшит пропуск пара в турбину, вследствие чего несколько снизится скольжение и активная мощность генератора.

Однако опережение ротором магнитного поля статора останется, и это приведет к тому, что в замкнутых контурах ротора (клиньях, зубцах, обмотке ротора, если она окажется замкнутой, например, на резистор самосинхронизации) появятся переменные токи, имеющие частоту, численно равную скольжению, умноженному на частоту энергосистемы. Взаимодействие магнитных полей этих токов с магнитным полем статора создаст на валу турбогенератора асинхронный электромагнитный момент Ма, тормозящий ротор. При некотором значении Ма установится равновесие его с моментом турбины Мт. В установившемся асинхронном режиме (или иначе -- при асинхронном ходе) генератор будет выдавать в сеть асинхронную активную мощность. Рабочий магнитный поток в зазоре генератора при асинхронном ходе образуется за счет сети.

Длительность работы и допустимая нагрузка турбогенераторов в асинхронном режиме без возбуждения ограничиваются различными факторами: для турбогенераторов с косвенным охлаждением -- потерями в роторе, достигающими наибольших значений в конструктивных деталях ротора в случае разомкнутой обмотки возбуждения; для турбогенераторов с непосредственным охлаждением -- значением допустимого тока статора и нагревом элементов торцевых зон статора, особенно крайних пакетов активной стали из-за резкого возрастания магнитных полей рассеяния в зоне лобовых частей обмоток. Нагрев зависит от значения активной нагрузки, он не везде контролируется термометрами сопротивления и нарастает очень быстро -- в течение 8--10 мин. Чтобы избежать нежелательных местных нагревов и повреждений, установлена следующая продолжительность работы турбогенераторов в асинхронном режиме:

30 мин для турбогенераторов с косвенным охлаждением и генераторов серии ТВФ;

15 мин для турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток мощностью до 300 МВт.

Активная нагрузка при этом должна быть снижена до 60% номинальной для турбогенераторов с косвенным охлаждением и до 40% номинальной для турбогенераторов серий ТВФ, ТВВ, ТГВ, ТВМ. Чтобы удержать турбогенераторы в асинхронном режиме работы, разгружать их необходимо за время не более 2 мин, причем разгрузка до 60% номинальной мощности не должна превышать 1 мин для турбогенераторов мощностью до 150 МВт и 30 с для турбогенераторов большей мощности.

Быстрая разгрузка необходима также и потому, что при переходе в асинхронный режим турбогенератор, потерявший возбуждение, начинает потреблять из сети реактивную мощность, при этом все остальные параллельно работающие генераторы могут перегрузиться по току статора и ротора вследствие их участия в покрытии возникшего дефицита реактивной мощности. Поэтому при переходе какого-либо турбогенератора в асинхронный режим персоналу следует контролировать нагрузку других генераторов станции и при необходимости разгружать их до значений токов статора и ротора, допускаемых в аварийных режимах.

Переход турбогенератора в асинхронный режим работы из-за потери возбуждения обычно сопровождается следующими изменениями показаний измерительных приборов:

ток статора значительно увеличивается и колеблется с двойной частотой скольжения около некоторого среднего значения;

напряжение статора понижается в зависимости от значения нагрузки, и стрелка прибора немного колеблется;

выдача генератором активной мощности понижается, и стрелка прибора сильно колеблется;

реактивная мощность не выдается, а потребляется генератором из сети, на что указывает стрелка прибора, отклоняющаяся (с небольшими колебаниями) в другую сторону шкалы;

в обмотке ротора, если она окажется замкнутой на возбудитель или резистор самосинхронизации, протекает переменный ток, и стрелки приборов (амперметра и вольтметра) в цепи ротора колеблются с частотой скольжения в обе стороны от нуля. При обрыве в цепи возбуждения показание амперметра будет равным нулю.

Колебания значений тока, напряжения и мощности на турбогенераторе, работающем в асинхронном режиме, возникают из-за периодического проворота несимметричного в магнитном отношении ротора относительно поля статора.

Действия персонала. Убедившись по показаниям приборов в потере возбуждения и выходе турбогенератора из синхронизма, персонал должен:

немедленно отключить его АГП;

снизить активную нагрузку до указанных выше значений;

выяснить и устранить причину потери возбуждения от «своего» возбудителя или перейти на резервное возбуждение.

Если в течение времени, допустимого для работы турбогенератора в асинхронном режиме, не удастся восстановить возбуждение, генератор необходимо разгрузить и отключить от сети.

Практика показывает, что после восстановления возбуждения при сниженной до соответствующих значений активной нагрузки ресинхронизация турбогенератора проходит успешно, без повторных циклов колебаний асинхронного режима. При полной нагрузке турбогенераторы с трудом втягиваются в синхронизм и лишь после значительного увеличения тока возбуждения.

Одновременно с принятием мер по восстановлению возбуждения генератора необходимо поднять напряжение на сборных шинах станции за счет использования резерва реактивной мощности других параллельно работающих генераторов. Следует проверить также значение напряжения на шинах с. и. блоков генератор -- трансформатор и при необходимости повысить напряжение путем перевода с помощью устройств АВР питания с. н. от резервного источника. Перевод питания с. и. от резервного источника обычно производится при снижении напряжения на шинах генератора ниже 0,8 Unoм с выдержкой времени до 5 с.

Асинхронный режим работы, турбогенератора возникает не только при полной, но и при частичной потере возбуждения, например вследствие неправильного поворота штурвала реостата возбуждения или ошибочных действий с автоматическим регулятором возбуждения. Турбогенератор, частично потерявший возбуждение, утрачивает статическую устойчивость и выходит из синхронизма.

Потеря устойчивости.

Группа турбогенераторов (или станция в целом) может также потерять устойчивость и выпасть из синхронизма относительно других генераторов энергосистемы при подъеме нагрузки или плановом отключении отходящих от станции линий электропередачи, связывающих ее с энергосистемой, без соответствующего увеличения выдачи генераторами реактивной мощности, а также при отказе быстродействующей защиты в отключении внешнего к. з. В отличие от асинхронного хода, вызванного полной потерей возбуждения, для асинхронного режима с возбуждением характерно наличие на валу турбогенератора двух электромагнитных моментов -- снхронного Мс и асинхронного Ма. Алгебраическое суммирование их в каждый период времени с моментом турбины Мт приводит к появлению на валу знакопеременного результирующего момента вращения, при этом турбогенератор (или группа турбогенераторов) будет работать с переменным по знаку скольжением, переходя то в генераторный режим, выдавая мощность в сеть, то в двигательный режим, потребляя ее из сети. Такой режим работы сопровождается значительными колебаниями (качаниями) токов, активной и реактивной мощности между турбогенератором, выпавшим из синхронизма, и всеми другими параллельно работающими генераторами энергосистемы.

Характер движений ротора генератора относительно вращающегося поля статора при асинхронном ходе и качаниях показан на рис. 18.

Если при этом колебания значений токов, мощности и напряжения не будут затухать, следует приступить к разгрузке турбогенератора по активной мощности вплоть до появления признаков втягивания его в синхронизм.



Рис. 18 Характер движения ротора генератора относительно вращающегося поля статора при асинхронном ходе и качаниях: в -- асинхронный ход (щ><вс); б -- большие качания ротора при потере устойчивости; щс -- частота вращения поля статора в синхронном режиме; (щ -- частота вращения ротора; +S -- скольжение в режиме двигателя (а>р<(0о); --5 -- скольжение в режиме генератора ((ор>(ос)

При появлении колебаний (качаний) токов, мощности и напряжения на всех турбогенераторах данной секции шин станции в целом следует предположить, что причиной асинхронного режима является нарушение статистической устойчивости или неотключившееся к. з. (нарушение динамической устойчивости). Такой режим устраняется совместными действиями диспетчера энергосистемы и персонала станции, если он не ликвидируется самопроизвольно или действием автоматических устройств (АЧР, делительной автоматики и др.).

Основными назначениями ПА является:

А) предотвращение нарушении статической устойчивости линий электропередачи межсистемных связей в нормальных и послеаварийных режимах;

Б) предотвращение нарушение динамической устойчивости в цикли работ ОАПВ и БАПВ, а также в режимах максимальной нагрузки при расчетных видах КЗ, отключаемых как основными быстродействующими защитами, так и резервными защитами или действиями УРОВ. Назначением технических средств противоаварийного управления электроэнергетическими системами -- противоаварийной автоматики является «... предотвращение возникновения и развития аварийных процессов в энергосистеме и ускорение восстановления нормальных режимов. противоаварийная автоматика предотвращает общеэнергосистемные аварии с нарушением электроснабжения на длительное время и на значительной территории, приводящие к катастрофическим последствиям.

...