Частотная делительная автоматика с выделением на сбалансированную нагрузку модификация AVSN. Частотная делительная автоматикаЧастотная делительная автоматика - PDFСтандарт организации Стандарт организации База нормативной документации: Напечатано с сайта ОАО «СО ЕЭС» Стандарт организации 1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ИЗУЧЕНИЯ ДИСЦИПЛИНЫ ПРОФЕССИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ 1 Филиал ОАО «СО ЕЭС» Ростовское РДУ ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ» Стандарт организации СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ Напечатано с сайта ОАО «СО ЕЭС» ФОНД ОЦЕНОЧНЫХ СРЕДСТВ Утверждаю Первыйпроректор Кучин «2017 г. ПРОГРАММА ОБУЧЕНИЯ ПО ДИСЦИЛИНЕ (Syllabus) docplayer.ru Делительная автоматика в малой энергетике. (Страница 4) — Релейная защита и автоматика в "малой энергетике" — Советы бывалого релейщикаevdbor пишет:Чтобы предотвратить ложную работу АЧР необходимо отделить станцию при снижении частоты до порога несколько выше уставки АЧР. evdbor пишет:Такое решение может привести к ложной работе АЧР при отключении ВЛ 110 кВ или трансформаторов на ПС из за разброса частоты срабатывания ЧДА на станции и реле частоты на ПС.
Коллеги, спасибо за ответы, но у нас есть непонимание в вопросе. Прицепляю схемку (условную - из СВМ). Отходящие от ТП3602 в разные стороны линии - нагрузка предприятия. На РУ-10 кВ ПС 110/10 тоже есть нагрузки. 1. Давайте определимся с терминологией в рамках вопроса. ЧДА - автоматика конкретно регламентированная стандартами СО ЕЭС и она к нашему случаю отношения НЕ ИМЕЕТ. (собственно вопрос разных определений и стал в итоге самым тормозящим фактором при рассмотрении и согласовании). В моем вопросе речь идет о ДЕЛИТЕЛЬНОЙ ЗАЩИТЕ на принципе скорости снижения частоты. У Шабада целая книга по таким делилкам есть, именно о такой и идет речь. Ну или иначе она по ANSI идет как 87R или она же ROCOF. Windtalker315 пишет:Кстати почему ТЭЦ - отборы пара есть ? Наверное ТЭС ? В ТУ сети написали "мини-ТЭЦ". По сути газопоршневые машины небольшой мощности (4,3 МВт). Никакого пара нет. 2. Касаемо режимов работы. Я кажется про это не упомянул. В грубых цифрах вся нагрузка предприятия 6 с чем-то МВт + около 400 кВт на СН самой станции. Это в максимальном режиме. Машины по 4,3 МВТ, то есть есть 8,6 МВт. Брать из системы данное предприятие может не более 3,2 МВт. Нормальный режим работы - параллель с сетью, выдача излишка мощности в сеть. Потребление свыше 3,2 МВт запрещено. Исключается контролем перетока на вводах ТП3602 с действием на отключение потребителей. По сути эти 3,2 МВт нужны только для сохранения в работе котельной (самый ответственный потребитель) и СН для разворота машин. Экономически такие расклады вполне себе выгодны (по расчетам экономистов по крайней мере). 3. Касаемо сложности в реализации АЧР на ТП3602. Почему это надо и зачем? Т.к. не было предусмотрено ЧАПВ, включение только силами выездной бригады. На фидерах со стороны ПС нет ничего для включения с контролем синхронизма. Чтобы не реконструировать РУ-10 кВ ПС (а там бы пришлось менять ячейки из-за невозможности доустановки ТН со стороны линии) и снижения действий оперативников (хотя по словам самих опретивников больше для иселючения взаимодействия сетевиков с персоналом собственника) было предложено перенести действие АЧР на фидера вводов от ПС на ТП3602 с возможностью их последующего включения после восстановления частоты. 4. По сути вопроса. Имеем станцию связанную с системой. Имеем реализацию АЧР на ТП собственника. Есть частотные защиты у самого генератора, есть что-то подобное на двигателе. При снижении частоты в системе достаточном для работы АЧР будет произведено отключение вводов - станция будет работать на свою нагрузку. Как писал выше, суммарная нагрузка ниже генерации. Почему возник вопрос? Мы рассматриваем случай потери питания РУ-10 кВ ПС со стороны системы. Например отключение трансформатора. В этом случае до работы АВР произойдет наброс нагрузки на генераторы, когда вся нагрузка секции 10 кВ ПС ляжет на машину. Причем там нагрузка больше ощутимо. Генератор отвалится либо действием АЧР-1 (0,3 сек) либо своей частотной защитой (0,5 сек). После чего будет АВР в СН и можно будет снова раскрутить генератор и, отключив ввод от системы, начать снова работать на свою нагрузку. Вроде все нормально. Тут выполнение делительной защиты позволит отключить станцию раньше АЧР-1 и не гасить и снова раскручивать генератор.Другой случай. В ТУ прописана выдача всей мощности только в нормальной схеме станции, то есть 2 машины + отключенный СВ. Включение СВ требует чтобы в работе был только 1 генератор. Такой случай может быть например летом когда вся нагрузка составляет порядка 2 МВт. Но в этом случае связь с системой может быть только по одному вводу - тому, на чьей секции работает генератор. В этом случае снижение частоты и отключение если приведут к остановке машины, произойдет обесточивание предприятия. Чтобы этого избежать и предлагается та же делилка, которая отключит ввод от системы. www.rzia.ru Делительная автоматика (Страница 1) — Системы и устройства противоаварийной автоматики — Советы бывалого релейщикаНачало темы см тут:Автоматика отключения гидрогенераторов при повышении частоты CLON пишет:Отключать ГГ надо при повышении частоты в энергосистеме, а не гидрогенератора. Вывод: подключать к ТН шин ГЭС. grsl пишет:Я ставлю всё в защите генератора с разными ступениями на отключение и деление и т.д. и т.п.Все токовые и напряженческие цепи уже есть. Что заначить контролируют частоту энергосистемы в режиме ГВ включен?Ключевое здесь ... предназначены для предотвращения недопустимого повышения частоты, при котором возможно срабатывание автоматов безопасности турбин(ы)... - добавлю отсебятины, существует вероятность отключений, деления сети в местах не оборудованных устройствами синхроконтроля при включении выключателя (ручном или АПВ).Я намерено немножко сократил цитату Альбертовича т.к. вопрос, как мне кажется, имеет отношение в целом к делительной автоматике энерго-блока (генераторов может быть и несколько). Интересно, у нас вопрос "Куда правильнее подключать делительную автоматику?" в нескольких проектах вставал. В мануалах фирмы SEG - Woodward частенько встречается вариант включения на "ТН-система" - включение как у Борисыча В последние годы это как правило дополнительная или имеющиеся функция в терминале защиты, возможность выполнить блокировку имеет любое хорошее реле. Делительные защиты легко замедлить на момент включения ГВ дабы отстроится от возможных качаний ... и т.д. Мне более симпатично решение с включением на генераторное напряжение с выполнением блокировок по состоянию ГВ и замедлением некоторых функций на момент синхронизации (если реле позволяет). 1s для частоты, до 5 сек. для скачка вектора или градиента частоты.Это ИМХО локальное и более обозримое решение для эксплуатации. Логически эти функции принадлежат генератору. Туда их и в случае если это принципиально возможно стараюсь отправить. В блоках с несколькими генераторами (газо-паровые) стараемся включать до блочного В с действием на отключение БВ и ГВ паровой турбины. ЗЫ: Албертович если Вы все фазы координируете, контролируете (несколько блоков, большой объект), то усадить эту автоматику централизованно было бы вполне осмысленно в соответствии с в.у. рекомендацией. Если участвующих много фазы растянутые, то лучше наверное от каждого требовать в отдельности. www.rzia.ru Делительная автоматика - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1Делительная автоматикаCтраница 1 Делительная автоматика по частоте для отделения тепловой электростанции ( или ее части) с примерно сбалансированной нагрузкой выполняется с двумя пусковыми органами: одним с частотой срабатывания около 45 - 46 Гц и временем срабатывания 0 5 с и другим с частотой срабатывания около 47 Гц и временем срабатывания 30 - 40 с. При этом на блочных электростанциях для устройств автоматики с малой выдержкой времени следует принимать по возможности меньшие уставки по частоте, а для устройств с уставкой около 47 Гц - по возможности большие выдержки времени в указанных выше пределах. [1] Делительная автоматика должна действовать только в тех случаях, когда после отделения электростанции от системы в отделившейся части возникает опасный дефицит мощности. При отделении с нагрузкой, которую может покрыть отделившаяся электростанция, делительная автоматика работать не должна. [2] Делительная автоматика не должна действовать при коротких замыканиях на линиях, отключение которых не приводит к отделению электростанции от системы. Например, делительная автоматика, установленная на выключателях В-1, В-2 или В-3, не должна срабатывать при коротких замыканиях на линии Л-3. Для удовлетворения этого требования делительная автоматика должна обладать селективностью, а в ряде случаев и направленностью действия. [3] Делительная автоматика, действующая при снижении частоты. [4] Делительная автоматика предназначена для деления-системы в течение первого цикла асинхронного режима в случаях, когда такой режим недопустим. Статические устройства реагируют на значение угла di z ( см. рис. 11.2), достижение которым некоторого значения считается показателем угрозы нарушения устойчивости. Как указывалось, прямое измерение угла 6i 2 затруднительно. [5] Делительная автоматика, обеспечивающая сохранение питания собственных нужд тепловых электростанций, выполняется с двумя пусковыми органами - одним с частотой срабатывания 45 Гц и временем 0 5 с и вторым - с частотой срабатывания 47 Гц и временем 30 - 40 с; делительная автоматика для сохранения электропитания особо ответственных потребителей может выполняться с уставкой по частоте 46 5 - 47 5 Гц и временем действия не более 1 с; при этом допускается ее неселективное действие по отношению к устройствам АЧР энергосистемы. [6] Часто делительная автоматика выполняется комбинированной и состоит из нескольких устройств. [7] Схемы делительной автоматики, действующей при снижении частоты, аналогичны схемам АЧР ( см. гл. [8] Успешное действие делительной автоматики по частоте обеспечивает при развале энергосистемы ( района, части энергообъединения) сохранение в работе выделенных генерирующих мощностей и электроснабжение части наиболее ответственных потребителей. Создается возможность быстрой ликвидации аварии с разворотом и загрузкой остановившихся агрегатов, подачей напряжения на обесточенные участки и восстановлением схемы и режима энергосистемы; соответствующие действия оперативного персонала всех ступеней управления предусмотрены диспетчерскими инструкциями. [9] Успешное действие делительной автоматики по чзсготе обеспечивает при развале энергосистемы ( района, части энергообъединения) сохранение в работе выделенных генерирующих мощностей и электроснабжение части наиболее ответственных потребителей. Создается возможность быстрой ликвидации аварли с разворотом и загрузкой остановившихся агрегатов, подачей напряжения на обесточенные участки и восстановлением схемы и режима энергосистемы; соответствующие действия оперативного персонала всех ступеней управления предусмотрены диспетчерскими инструкциями. [10] Место установки делительной автоматики зависит от баланса мощности электростанции и нагрузки. [12] Они устанавливают делительную автоматику мгновенного действия, разделяющую систему на несинхронно работающие подсистемы. При этом возникает необходимость дейстоия АЧР и отключения в дефицитной подсистеме части потребителей, а в избыточной - генераторов. Таким образом, проблема выбора - асинхронный режим или разделение системы на части - представляется актуальной задачей, особенно для слабых межсистемных связей, где вероятность возникновения асинхронного хода очень высока. [13] В этих случаях делительная автоматика должна действовать на отключение выключателя В-2 или В-3 и одновременно производить разгрузку электростанции ЭС отключением части менее ответственных потребителей для обеспечения баланса мощности генераторов и подключенной к ним нагрузки. [14] Страницы: 1 2 3 4 www.ngpedia.ru ЧДА на ГЭС. Возможно ли? (Страница 1) — Системы и устройства противоаварийной автоматики — Советы бывалого релейщикаПАУтина, задача ЧДА - обеспечить сохранность собственных нужд и/или питание части потребителей при "большом ахтунге" в энергосистеме. В прошлом году была ситуация, когда вся энергосистема (почти) этой солнечной страны села на "ноль" из-за резко возникшего дефицита 700-800 МВт. Не было никакой автоматики, которая бы подробила энергосистему на автономные куски и обеспечила бы тем самым сохранение станций в работе. Повторюсь: речь не идет о задаче сохранения устойчивости! Добавлено: 2017-03-09 18:31:20 Lekarь, Lekarь пишет:На холостом ходу конечно может быть обеспечена безопасная работа. В камере рабочего колеса вода отжата , направляющий аппарат закрыт и турбина вращается в воздухе. Вы не ошиблись? Режим холостого хода ГА вроде бы происходит при открытом направляющем аппарате, иначе как вы ГА раскрутите для синхронизации с сетью? Добавлено: 2017-03-09 18:46:02 Нашел СТО "ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ. МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ". В нем есть раздел "11 Оценка технического состояния технических систем гидроагрегата.11.1 Система автоматического регулирования гидротурбин"Там есть такой пункт: Работоспособные регуляторы частоты вращения гидротурбин должны обеспечивать исполнение основных предусмотренных для них функций:- управление открытием регулирующих органов гидротурбины при пуске и останове гидроагрегата, его переводе в режим синхронного компенсатора (СК) и выводе из режима СК;- автоматическое поддержание на заданном уровне частоты вращения при работе гидроагрегата на холостом ходу для обеспечения условий точной синхронизации гидрогенератора;- обеспечение участия в первичном регулировании частоты в энергосистеме при работе гидроагрегата под нагрузкой;- отработка с заданной скоростью сигналов задания мощности гидроагрегата в режиме индивидуального и группового регулирования;- автоматическое поддержание комбинаторной зависимости поворотно-лопастной гидротурбины при изменении ее мощности и напора;- выполнение гарантий регулирования при сбросах нагрузки. Выделил жирно про гарантии регулирования. Там же в методике испытаний системы регулирования гидротурбин: Ж.2.1.5 Объем испытаний после подключения гидрогенераторов к энергосистеме:- снятие фактической зависимости мощности гидрогенератора от открытия НА (для фактического напора) при прямом и обратном ходе;- выбор параметров настройки изодрома в режиме нагрузки;- определение диапазона изменения мощности от МИМ при максимальном статизме;- проверка нормальной остановки гидроагрегата;- проверка автоматического пуска гидроагрегата и синхронизации его с энергосистемой;- аварийная остановка гидроагрегата с воздействием на ЗАЗ (КАЗ) после набора максимальной нагрузки;- проверка заводских гарантий регулирования со сбросом нагрузки последовательно 25, 50, 75 и 100 % номинальной или максимально возможной мощности в случае пуска гидроагрегата при пониженном напоре;- испытания на наброс нагрузки в случае необходимости по решению рабочей пусковой комиссии. Делаю вывод, что САУ ГА должна обеспечить регулирование при сбросе нагрузки вплоть до 100%, а значит вопрос реализации ЧДА на базе ГЭС не закрыт. Нужны натурные испытания конкретных ГА. www.rzia.ru Частотная делительная автоматика с выделением на сбалансированную нагрузку модификация AVSNЧастотная делительная автоматика предназначена для выделения на сбалансированную нагрузку станции с целью сохранения электро- и теплоснабжения ответственных потребителей энергоузла, в том числе собственных нужд, при авариях в энергосистеме (ЧДА – АВСН). Реализована в ПМ РЗА модификации AVSN01.ЧДА – АВСН имеет 6 независимых ступеней. ПМ РЗА «Дiамант» модификации AVSN01 функционально состоит из двух частей:• частотной делительной автоматики выделения на ансированную нагрузку;• балансировочного органа.Балансировочный орган (БО) выявляет дефицит или избыток мощности на шинах выделяемой части станции. БО пускается при срабатывании соответствующей ступени ЧДА – АВСН. Необходимым условием для пуска БО является превышение значения небаланса мощности секции заданной уставки, а также отсутствие срабатывания на отделение секции следующей ступени ЧДА – АВСН. При дефиците мощности БО формирует и выдает команды на отключение нагрузки. Если вследствие отключения нагрузки дефицит мощности уменьшился и стал меньше заданной уставки или сработала ступень ЧДА – АВСН на отделение секции, отключение фидеров автоматически прекращается.Пуск ступени ЧДА – АВСН осуществляется при наличии одного из следующих условий:• частота на секции стала ниже уставки;• частота на генераторе стала ниже уставки;• скорость изменения частоты стала больше уставки;• скорость изменения частоты стала меньше уставки.Ступень срабатывает, если выполнились условия пуска (одно или несколько). Ступень может работать на сигнал или на отделение секции. Результатом работы на сигнал является включение светодиодной индикации на лицевой панели ПМ РЗА и появление сообщений на ЖКИ. При срабатывании ступени, настроенной на отделение секции, дополнительно к сигнализации формируется и выдается команда на отделение секции. Эта команда приводит к отключению выключателей присоединений с одновременным вводом резервной балансирующей АЧР. При этом работа БО блокируется, и отключение нагрузки прекращается.
Более полное описание поставленных систем ЧДА - АВСН приведено в руководствах по эксплуатации: 105.01 РЭ2 (ЧДА ТЭЦ-5) (AVSN01) 115.01 РЭ DA01 (ДА Крымский Содовый Завод) 129.01 РЭ7 (ЧДА Кременчуг) (AVSN01) 129.01 РЭ11 (DA02) (ДА Крымский Содовый Завод) hartron-inkor.com Особенности реализации делительной автоматики на генерирующих установках объектов распределенной генерацииТранскрипт     1 Министерство энергетики Российской Федерации ФГАОУ ДПО «Петербургский энергетический институт повышения квалификации» (ПЭИПК) Особенности реализации делительной автоматики на генерирующих установках объектов распределенной генерации Илюшин Павел Владимирович Проректор по научной работе ПЭИПК, руководитель подкомитета С6 РНК СИГРЭ, руководитель подкомитета ПК-5 ТК 016 «Электроэнергетика» Росстандарта, к.т.н. 2 Реализация ЧДА на ГУ объектов РГ В соответствии ГОСТ Р все ТЭС 25 МВт и выше должны оснащаться частотной делительной автоматикой (ЧДА), за исключением электростанций, на которых установка устройств ЧДА невозможна по условиям работы ЦЕЛЬ: При возникновении в ЭЭС значительного дефицита мощности и недостаточности действия АЧР предотвратить аварийное отключение электростанций при недопустимом снижении частоты и сохранить надежное электроснабжение собственных нужд станции, социальнозначимых и особо ответственных потребителей 2 Должна выполняться проверка обеспечения длительной устойчивой работы генерирующего оборудования ТЭС при его выделении путем проведения испытаний или имитационным моделированием Уставки ЧДА: - 1-я ступень: f = 46,0-47,0 Гц, t = 0,3-0,5 с - 2-я ступень: f = 47,0-47,5 Гц, t = с! 1. В системной аварии в США и Канаде в августе 2003 г. отключились 263 электростанции (531 ЭБ), в т.ч. 10 АЭС (19 ЭБ), с обесточением 50 млн. чел. 2. Количество успешных выделений ЭС действием ДА - около 25% 3. Необходима разработка и реализация современных алгоритмов ДА для повышения числа успешных выделений электростанций до % 3 Возможные варианты при выделении электростанции (ГУ) действием ДА 3 P нагр. P ген. P нагр. P ген. P нагр. P ген. Q нагр. Q ген. Q нагр. Q ген. Q нагр. Q ген. Снижение частоты и напряжения в выделенном энергорайоне - разгрузка по факту выделения с t = 0, действие АЧР и АОСН Повышение частоты и напряжения в выделенном энергорайоне - электрическое торможение ГУ, отключение ГУ, действие АРЧВ и АРВ Успешное выделение на сбалансированную нагрузку энергорайона или электростанции на питание СН 4 Совмещенное исполнение ЧДА и ДАН 4 Необходимость выполнения ДАН в настоящее время не регламентирована НТД, но ее применение оправдано, если: расчеты выявят возможные аварии, сопровождающиеся лавиной напряжения быстродействие ДАН при таких авариях будет достаточным для сохранения устойчивой работы ответственных потребителей в выделяемом районе объем отключений электроприемников при срабатывании ДАН меньше, чем при такой же аварии, но без применения ДАН Выделение электростанций действием ДАН на сбалансированную нагрузку целесообразно: при возникновении повреждений в питающей сети без снижения частоты, но с недопустимым аварийным понижением напряжения при возникновении режима высоких рисков нарушения электроснабжения Совмещенное исполнение ЧДА и ДАН оправдано, т.к. схемы имеют общие входные и выходные цепи, различия существуют только в пусковых органах! ДАН должны быть отстроена от кратковременных провалов напряжения при КЗ, НАПВ и т.п., однако, лавина напряжения в узлах нагрузки может развиваться быстро, поэтому для определения оптимальных уставок пусковых органов ДАН требуется проводить детальный анализ процессов в нагрузках 5 Особенности проектирования ДА 5! В распределительных сетях крупных городов и мегаполисов могут иметь место тяжелые аварии вообще не связанные с понижением частоты, но обусловленные перегрузками отдельных элементов сети и их каскадным отключением, при которой может быть потеряна значительная часть генерирующих мощностей, что резко утяжеляет процесс развития и ликвидации аварии При проектировании ДА на объектах РГ необходимо производить оценку возможности как успешного выделения, так и обеспечения надежного электроснабжения потребителей от ГУ объекта РГ при работе энергорайона в изолированном (автономном) режиме, посредством исследования целой группы технических вопросов связанных с: особенностями регулирования ГУ по частоте и мощности изменением уставок генераторного напряжения Uг0 влиянием устойчивости нагрузки на выбор устройств ПА влиянием КЗ на успешность выделения объекта РГ применением разгрузки при вынужденном отделении электростанции от сети 6 Особенности аварийных процессов в автономном режиме работы 6 Аварийные процессы в автономной режиме работы (выделенный на изолированную работу энергорайон) часто протекают тяжелее для потребителей электрической энергии, особенно тогда, когда в таком режиме работы возникают аварийные дефициты мощности В небольших автономных энергосистемах (выделенных энергорайонах) внезапное отключение генератора, группы генераторов, или целой электростанции может привести к полному нарушению электроснабжения особо ответственных и социально-значимых потребителей При выделении энергорайона на автономную работу, баланс генерации и потребления в нем может изменяться от такого избытка генерации, что потребуется отключать часть генераторов, до дефицитов мощности, приближающихся к 100% Технические характеристики современных ГУ (газотурбинных, газопоршневых, ветроэнергетических, солнечных), значительно отличаются от аналогичных параметров паротурбинных установок, которые определяют динамические процессы при внешних возмущениях Повышение экономичности и эффективности современных ГУ осуществляется в т.ч. за счет уменьшения времени ликвидации аварийных возмущений (применение цифровых устройств РЗА), при этом скорости восстановления нормального режима сети возрастают 7 Переключение алгоритмов регулирования в САУ ГУ 1 7 В преобладающей мировой практике принято регулировать ГУ, работающие в мощной сети, на постоянство мощности, а автономно работающие (вне мощной сети) на постоянство частоты ГУ, которые могут работать в 2-х режимах, характерно комбинированное регулирование: при отделении ГУ от мощной сети, регулирование автоматически! переключается с поддержания мощности на поддержание частоты Переход от сетевого режима к автономному идентифицируется САУ ГУ по отключенному состоянию заранее выбранных выключателей (до 5 выключателей на 1 блок ) Переключение алгоритма регулирования осуществляется САУ по факту большого сброса мощности ГУ, воспринимая его как выделение на изолированную работу 1 2 При внезапном переходе генераторов с сетевого режима на автономный САУ будет в автономном режиме продолжать работать по закону сетевого режима, то возможны значительные отклонения частоты и, вследствие этого, отключения самих ГТУ и нарушение электроснабжения потребителей Если САУ ложно зафиксирует переход к автономному режиму в то время, как генераторы будут продолжать работу в сети, и перейдет к регулированию частоты с некоторым статизмом, то ничего аварийного не произойдет, хотя заданная генерация будет отрабатываться не точно ГУ работающая в сети с регулированием по частоте со статизмом 4,5%, принятым в России, и не участвующий во вторичном регулировании f, будет при значительных изменениях f отрабатывать заданную мощность с ошибками в размере 5% P ном. 8 Идентификация выделения (контроль выключателей) 1 8 Однолинейная схема фрагмента распределительной сети при выводе в ремонт одной секции шин ПС-2 При выводе в ремонт одной секции шин ПС-2 разрыв связи местной электростанции с энергосистемой будет иметь место при отключении любого из выключателей 1 7, из которых выключатели 3 7 не относятся к числу контролируемых специальным блоком САУ ГУ 9 Используемый принцип регулирования частоты и мощности 1 9 а Частота и генерируемая мощность при отделении от сети многовальной ГТУ без регулирования подачи топлива, с разными сбросами и набросами нагрузки ΔP: а при трехфазном КЗ, б без КЗ б САУ фиксирует переход к автономному режиму, если ΔP равны 60% и 75%, включая алгоритм регулирования скорости (частоты), в остальных остается регулирование мощности Если при отделении от энергосистемы нагрузка ГТУ снижается (ΔP от 40% до 5%), частота повышается, а регулятор мощности пытается вернуть генерацию активной мощности к исходной, увеличивая подачу топлива, еще больше повышая частоту. При набросах нагрузки (+5%, +20%) действия регулятора мощности усиливает понижение частоты 10 Регулирование частоты с заданным со статизмом 1 10 В нормативно-технической документации [ПТЭ] нормируется (пп и 4.6.2) статизм регулирования скорости в размере 4 5% для энергоблоков с паровыми и газовыми турбинами, а комбинированное регулирование не рассматривается Процессы отделения генераторов от энергосистемы при непрерывно действующем регулировании частоты со статизмом 4,5% Реализованное комбинированное регулирование на ГУ небольшой мощности привести в соответствие с российскими нормами принципиально не сложно: нужно заблокировать систему переключений и установить статизм регулирования частоты в пределах 4 5% 11 Выбор параметров настройки АРВ (изменение Uг0) 2 11 Возможные варианты покрытия реактивной мощности нагрузки 1 2! 1. Если до отделения от сети Qн покрывалась от ГУ, то после отделения снижение U будет минимальным, двигательная нагрузка останется устойчивой, а f снизится соответственно дефициту мощности 2. Если до отделения Qн покрывалась от сети, то отделение вызовет снижение U тем более значительное, чем ниже Uг0, что приведет к снижению активной нагрузки, возможному опрокидыванию двигательной нагрузки с повышением f (АЧР неэффективно) 12 Используемые способы предотвращения набросов нагрузки на ГУ 2 12! 1 2 Применение высокочувствительных защит по снижению частоты, срабатывающих при изменениях электрических параметров и действующих на отключение ГУ Следствие: неизбежная избыточность действия таких защит, так как в отечественных сетях велика вероятность излишних (неоправданных) отключений таких ГУ при КЗ в сети, даже удаленных, и при других кратковременных анормальных режимах Специальное управление работой автоматического регулирования возбуждения (АРВ) генераторов, ориентированное на смягчение воздействий внезапных набросов электрической нагрузки Типовая система возбуждения генераторов AREP/PMG дополнена модулем LAM (Load agreement module модуль согласования нагрузки), выпускаемой компанией «Leroy-Somer» Принцип LAM предполагает двойное воздействие на АРВ: во-первых, понижение уставки АРВ по напряжению при значительном снижении скорости вращения (частоты) и, во-вторых, снижение возбуждения пропорционально дальнейшему снижению скорости, что дает соответствующее снижение нагрузки и тем самым облегчает переходный процесс ГУ Для использования ГУ для автономного питания электроприемников важно знать в каких условиях применение LAM дает значимый положительный эффект и когда действие LAM может оказаться не благоприятным или не допустимым 13 Анализ допустимости применение на ГУ модуля согласования нагрузки 2 13 Переходный процесс при набросе мощности на автономно работающую ГУ. Нагрузка имеет регулирующий эффект KPU 1,9 отн. ед. (5% - АД, остальное статическая нагрузка) Переходный процесс при набросе мощности после бестоковой паузы 0,18 с (АВР). Нагрузка имеет регулирующий эффект KPU 0,1 отн. ед. (95% - АД, остальное статическая нагрузка)! Применение модуля может спровоцировать лавину напряжения в узлах промышленной нагрузки с большой долей асинхронных двигателей (быстродействие АОСН недостаточно), а допустимость применения модуля должна определяется расчетами электромеханических переходных процессов 14 Влияние устойчивости нагрузки на выбор устройств ПА 3 14 Если при отделении от сети устойчивость нагрузки не нарушается, то задержки в срабатывании АЧР и снижение уставок по f на послеаварийный установившийся режим практически не оказывают влияния, если кратковременное снижение f, вызванное запаздыванием срабатывания АЧР, допустимо для ГУ Деление при начальном дефиците мощности 46% Работа АЧР при f= 49,2 Гц, в одном случае (жирные линии) через 0,2 с, во втором через 2 с (тонкие линии), отключается 30% нагрузки Аналогично рис.1, но отключается 35% нагрузки Для большинства электроприемников кратковременное глубокое снижение! частоты, как правило, является безопасным, однако, при выборе устройств ПА и их уставок необходимо проводить анализ устойчивости нагрузки при моделировании электрических режимов 15 Потеря части генерации без КЗ в основной сети (ТГ и ГПУ) 4 15 Рис. 1. Отключение одного ТГ из двух, fmin = 48,0 Гц, срабатывает АЧР1 в объеме 1,5 МВт (14%) Отключение трех ГПУ из шести, fmin = 42,6 Гц, срабатывает АЧР1 в объеме 5,5 МВт (52%)! Значительные отличия процессов обусловлены двумя факторами: 1. Газопоршневые установки характеризуются малыми значениями механической постоянной инерции генераторов: TJ 1 2 с при том, что у паротурбинных генераторов тепловых электростанций TJ 6 9 с. 2. У ГПУ скорость увеличения мощности заметно меньше (связано с инерционностью турбонаддува системы, управляющей подачей воздуха в ГПУ) 16 Потеря части генерации при КЗ в основной сети 4 16 Отключение одного TГ из двух при трехфазном КЗ, fmin = 47,8 Гц, срабатывает АЧР1 в объеме 2,23 МВт (21%) Отключение трех ГПУ из шести при трехфазном КЗ, fmin = 39,3 Гц, срабатывает АЧР1 в объеме 5,5 МВт (52%) Зафиксированы значительные отклонения частоты из-за меньших моментов инерции ДВС и меньшей скорости набора нагрузки ДВС тормозятся значительно быстрее, соответственно U снижается глубже, а при низком U все электродвигатели останавливаются, однако после разгрузки, по мере нарастания мощности ДВС, f и U скорости некоторых двигателей начинают! возрастать медленно, что вероятности отключений ГПУ и двигателей велика 17 Эффективность использования ДАР в случае применения ГПУ 5 17 В большой энергосистеме применение разгрузки, более быстродействующей, чем АЧР1, сопряжено со многими трудностями, однако в не слишком большой автономной сети это выполнить реально. Дополнительная автоматическая разгрузка (ДАР) может срабатывать по факту получения команд на отключение генераторов или связи энергорайона с внешней сетью В случаях, когда снижения скорости вращения выходного вала ГПУ могут оказаться недопустимыми, целесообразно ускорять разгрузку при возникновении аварийного дефицита активной мощности Необходимость в этом возникает также, если при вероятных авариях и использовании АЧР снижения частоты могут выйти за границу, допустимую по условиям сохранения технологии непрерывных производственных процессов у потребителей Отключение трех ГПУ из шести с применением ДАР, fmin = 47,8 Гц, в объеме 5,5 МВт (52%)! Принимая время реализации управляющих воздействий ДАР в размере 0,1 с, получаем более благоприятный процесс как для электроснабжения электроприемников, так и для газопоршневых установок 18 Эффективность использования ДАР в случае применения ГПУ и КЗ в сети 5 18 Исследована эффективность замены АЧР1 на ДАР (принято, что ДАР срабатывает через 0,1 с после ликвидации КЗ и отключения секции шин с тремя ГПУ) Быстрая разгрузка ДАР ограничивает снижение напряжений в сети и обеспечивает достаточно быстрый самозапуск электродвигателей В процессе, показанном на рис., кроме минимума скоростей вращения АД при t 1 с, имеется второй минимум при t 2 с, общий для всех показанных скоростей АД(t), по причине глубокого снижения частоты Отключение трех ГПУ из шести с применением ДАР, fmin = 35,7 Гц, в объеме 5,5 МВт (52%)! Для восстановления нормальной работы электродвигателей ДАР эффективна, но в данном случае, при использовании ГПУ как основного источника питания, применение ДАР увеличивает амплитуду колебаний частоты, хотя и уменьшает время работы ГПУ с пониженной частотой. В какой мере это допустимо для ГПУ, определяют их электрические и технологические защиты 19 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ При проектировании ДА на объектах РГ, которые подключаются к распределительным сетям или сетям внутреннего электроснабжения промышленных предприятий, необходимо производить оценку возможности как успешного выделения, так и обеспечения надежного электроснабжения потребителей от ГУ объекта РГ при работе энергорайона в изолированном (автономном) режиме Принцип действия ДА на основе искусственной нейронной сети (ИНС) делится на алгоритмы производимые вне реального времени генерация структуры и обучение нейронной сети и в реальном времени сравнение измеренных параметров режима с индексированными ИНС параметрами устойчивого выделения и сформированными ограничениями технологических режимов работы ГУ, применение которых позволит повысить количество успешных выделений Реализация ДА на основе ИНС является перспективным направлением, однако недостатком подобного подхода является большое количество машино-часов обучения ИНС, а также жесткая проектная ориентированность, что характерно и для существующих принципов реализации ДА 19   20 СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ! Илюшин Павел Владимирович docplayer.ru | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||
|
Приложение к приказу ОАО «СО ЕЭС» от 19.04.2011 102 ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ» СТО _59012820.29.240.001-2011 (обозначение стандарта) 19.04.2011 (дата 
Приложение к приказу ОАО «СО ЕЭС» от 19.04.2011 102 ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ» СТО _59012820.29.240.001-2011 (обозначение стандарта) 19.04.2011 (дата 
3 СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ ОАО «СО ЕЭС» РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ И ПЕРЕТОКОВ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЕЭС РОССИИ НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ 1. Область применения 1.1. Стандарт устанавливает требования и правила, которыми 
Приложение 6 к приказу 475 от 05.12.2012 в редакции приказов 142 от 15.03.2013 225 от 14.07.2015 200 от 18.04.2013 385 от 25.11.2015 208 от 25.04.2013 418 от 24.12.2015 245 от 04.06.2013 21 от 08.02.2016 
ПРОФЕССИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ 1 Работники по осуществлению функций диспетчера в сфере оперативно - диспетчерского управления в электроэнергетике (наименование ) I. Общие сведения Регистрационный номер Оперативно 
Филиал ОАО «СО ЕЭС» Ростовское РДУ Особенности режимов работы объектов распределённой генерации. Проблемы эксплуатации объектов распределённой генерации. Влияние на режим работы объекта распределённой 
ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ» Анализ соответствия современного состояния Московской энергосистемы требованиям по надежности проекта Технологических правил работы электроэнергетических систем и оценка 
Приложение 1 к приказу ОАО «СО ЕЭС» от ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ» СТО 59012820.29.240.002-2010 01.07.2010 (дата введения) Стандарт организации Обеспечение 
Зарегистрировано в Минюсте РФ 3 апреля 2008 г. N 11454 МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПРИКАЗ от 18 марта 2008 г. N 124 ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ РАЗРАБОТКИ И ПРИМЕНЕНИЯ ГРАФИКОВ 
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ИНСТИТУТ СФЕРЫ ОБСЛУЖИВАНИЯ И ПРЕДПРИНИМАТЕЛЬСТВА (ФИЛИАЛ) ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО БЮДЖЕТНОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО 
Титульный лист программы обучения по дисциплине (Syllabus) Ф СО ПГУ 7.18.3/37 Министерство образования и науки Республики Казахстан Павлодарский государственный университет им. С. Торайгырова Энергетический 
.Довелось пару лет назад по этому поводу поговорить со спецами SEG (понимаю, не для всех авторитет, но в Германии традиционную компетенцию в таких вопросах имеют) они объяснили подключение на ТН системы следующим орбразом. 1. Напряжение системы как правило стабильнее-постоянее чем напряжение генератора. В том смысле, что машину гораздо чаще вводят и выводят из режима, с вытекающими. При включении на генераторное напряжение, в режиме ГВ отключен, существовала вероятность неверного действия делительной автоматики. Конечно без последствий т.к. ГВ (уже или все еще) отключен, но тем немеене, неприятно. На этот случай существуют технологические защиты машины, как собственно Слава и подметил. 2. Таким образом так же избавлялись от излишнего усложнения схем, внедрения блокировок по состоянию ГВ и т.д.3. Экономия релеСтарые проверенные решения имеют свойство пускать корни.Посему, включали и по сей день чаще включают на ТН со стороны системы. 
