Аварии в энергосистемах, сопровождающиеся возникновением дефицита активной мощности и глубоким снижением частоты, имеют, как правило, наиболее тяжелые последствия. Снижение частоты, происходящее в результате отключения источников генерации, аварийного разделения энергосистемы па части, отключения питающих энергорайон линий электропередачи, приводит прежде всего к нарушению нормальной работы собственных нужд тепловых электростанций или снижению их производительности, вследствие чего уменьшается мощность электростанций. При снижении частоты возможно также отключение некоторых блочных агрегатов тепловых электростанций технологическими защитами. Вследствие такого снижения генерации в энергосистеме увеличивается первоначальный дефицит мощности и происходит еще более глубокое снижение частоты. При определенных условиях, начиная с некоторого момента времени, темп процесса снижения частоты может резко возрасти, и возникает так называемая лавина частоты, приводящая к развалу энергосистемы, полной остановке электростанций и отключению всех потребителей. Аварии с лавиной частоты являются самыми тяжелыми по своим последствиям и связаны с большим народнохозяйственным ущербом.
Другой опасностью снижения частоты является возможность развития так называемой лавины напряжения, приводящей к массовому отключению потребителей, или массовая саморазгрузка потребителей при снижении напряжения в результате снижения частоты. Лавина напряжения может возникать в результате увеличения потребления реактивной мощности в узлах нагрузки из-за снижения частоты и уменьшения генерируемой реактивной мощности (вследствие реакции некоторых систем возбуждения и регуляторов возбуждения генераторов на снижение частоты).
Лавина частоты и лавина напряжения (или массовая саморазгрузка потребителей), как правило, связаны с длительными отключениями потребителей. Ликвидация последствий таких аварий—разворот тепловых электростанций (особенно при потере питания собственных нужд), восстановление питания отключенных потребителей — занимает, как правило, не менее нескольких часов.
Снижение частоты также существенно влияет на работу электроприёмников Производительность ряда вращающихся механизмов (насосы, вентиляторы) в большой степени зависит от частоты. Снижение частоты может привести к срабатыванию технологической автоматики на различных предприятиях и нарушению работы технологических линий.
Длительные глубокие снижения частоты недопустимы также по условиям работы паровых турбин. Резонансные явления, возникающие в лопатках турбин при отклонении частоты от номинального значения, приводят к накоплению усталостных изменений, и возникает опасность разрушения лопаток.
Эксплуатация и ремонт резервных электростанций
... потребителя. Передвижные дизельные электростанции трехфазного переменного тока типа АД производства АО «Электроагрегат» мощностью 8… 100 кВт используют в качестве основного или резервного источника электроснабжения. Эта электростанция ... защиту дизеля от перегрева охлаждающей жидкости, падения давления масла, резкого возрастания частоты вращения вала дизеля («разнос»); вторая степень (2) — выполнение ...
Предотвращение снижения частоты до опасных уровней, при которых возможно нарушение работы энергосистемы, может быть возложено только на автоматику, поскольку процессы лавины частоты и напряжения могут развиться за время от нескольких десятков до нескольких секунд (в зависимости от глубины снижения частоты и напряжения).
Для предотвращения и ограничения развития аварий со снижением частоты применяется комплекс средств противоаварийной автоматики. Основным из них является автоматическая частотная разгрузка (АЧР), предназначенная для отключения части потребителей при возникновении дефицита мощности. Необходимость ее применения и высокая эффективность подтверждены многолетним опытом эксплуатации.
Основное назначение АЧР — путем отключения части менее ответственных потребителей сохранить в работе электрические станции и в той мере, в какой это возможно, — наиболее ответственных потребителей. Сохранение в работе электрических станций дает возможность после ликвидации аварийной ситуации достаточно быстро восстановить питание потребителей.
Отсутствие или недостаточный объем АЧР могут привести к останову всех или значительной части электрических станций, вследствие чего будет нарушено питание существенной доли или всех потребителей, Восстановление их электроснабжения потребует значительного времени.
В последние годы основная задача АЧР стала формулироваться более широко — не только предотвратить снижение частоты ниже соответствующих уровней на время больше допустимого, но и обеспечить подъем частоты до уровня, дающего возможность автоматически быстро восстановить нормальную работу энергосистемы.
Задача ликвидации аварийной ситуации с дефицитом мощности и восстановления электроснабжения потребителей наряду с АЧР решается также такими мероприятиями, как пуск резервных гидроагрегатов при снижении частоты (частотный пуск), перевод по этому же фактору гидрогенераторов из режима синхронного компенсатора в режим выдачи активной мощности, автоматическое повторное включение потребителей, отключенных устройствами АЧР, при повышении частоты (ЧАПВ), различные виды АПВ линий.
Развитие энергосистем страны идет по пути их объединения на параллельную работу. В этих условиях, по мнению некоторых специалистов, роль АЧР как средства противоаварийной автоматики уменьшается, поскольку в таких крупных энергообъединениях менее вероятна глубокое снижение частоты. Это ошибочное утверждение. Роль АЧР еще более возрастает в силу следующих причин.
Во-первых, с объединением энергосистем на параллельную работу существенно увеличивается число узлов и районов, получающих мощность по связям с энергообъединением, т. е. возрастает вероятность локальных дефицитов мощности.
Во-вторых, в условиях крупных энергообъединений существенно возрастает число возможных аварийных ситуаций с дефицитом мощности. Такие аварии могут быть вызваны самыми разными причинами: отключением линий, генераторов» выпадением из синхронизма отдельных генераторов или электростанций, нарушениями работы собственных нужд электростанций, неправильными действиями персонала и т. д. ‘Значительное число аварийных ситуаций c дефицитом мощности является следствием наложения ряда таких событий. Возможность возникновения дефицитов мощности в отдельных частях ЕЭС и ОЭС усугубляется наличием длинных линий электропередачи с большим транспортом электроэнергии, возрастающей вероятностью как заранее предусмотренного, так и случайного разделения энергообъединения на части при возникновении аварийной ситуации. На практике имели место случаи, когда нарушение, сопровождавшееся возникновением избытка мощности, в силу тех или иных причин развивалось в конечном итоге в аварийную ситуацию с отключением генераторов и понижением частоты. Опыт эксплуатации показывает, что в условиях современных энергообъединений аварии могут развиваться так сложно, что заранее предусмотреть характер их развития не представляется возможным, они определяются большим числом случайных факторов. Задача определения места возникновения нарушения, характера аварии в условиях современных энергообъединений становится задачей вероятностной.
Системы регулирования частоты вращения генераторных агрегатов
... совместно с генератором, устанавливают регулятор, который может поддерживать один скоростной режим в пределах допустимого изменения частоты вращения Дn. Дизель-генератор и регулятор частоты вращения ... мощностей при длительной работе двигателя и без дымления. Обычно параметры внешних и частичных характеристик выражают в процентах (рис. 2, 3) или относительных единицах. Поле возможных режимов работы ...
В-третьих, условия работы энергосистем с точки зрения возможности развития лавины частоты в последние годы стали более тяжелыми из-за того, что основная часть мощности сейчас вырабатывается агрегатами блочных ТЭС высокого и сверхвысокого давления и АЭС, допустимая длительность работы которых при пониженной частоте меньше, чем у агрегатов ТЭС низкого и среднего давления с общим паропроводом.
В-четвертых, как указывалось выше, на АЧР часто возлагается задача создания условий для автоматического восстановления нормального режима энергосистемы, района и, в частности, обеспечения ресинхронизации, работы АПВ с улавливанием синхронизма и т. д.
Таким образом, в условиях современных крупных по мощности и сложных по конфигурации энергообъединений роль АЧР по-прежнему велика, но существенно меняются требования, предъявляемые к ней.
1.1 НАЗНАЧЕНИЕ АЧР
По мере объединения энергосистем и увеличения их мощности вероятность общего (охватывающего все объединение) глубокого снижения частоты уменьшается. Внезапное отключение одного крупного агрегата, несмотря на то, что их единичные мощности растут, незначительно скажется на изменении частоты. Например, в энергообъединении мощностью Р Н =20000 МВт с регулирующим эффектом нагрузки kН = 2,5 отключение одного блока 200 МВт даже при отсутствии резервов мощности приведет к отклонению частоты не более чем на f=(200*50)/(20000*2,5)=0,2 Гц Если в крупном энергообъединении выйдет из строя даже целая станция (что бывает крайне редко), это тоже может не привести к существенному снижению частоты. Компоновка мощных электростанций по блочному принципу еще более ограничивает возможность такой аварии. Однако объединение энергосистем на параллельную работу обусловливает ряд особенностей с точки зрения возникновения и развития аварий с небалансом мощности,
Прямым следствием создания крупных энергообъединений является увеличение числа узлов и районов, получающих значительную часть мощности по электрическим связям с объединением, и повышение вероятности возникновения больших местных дефицитов мощности при аварийном отделении этих узлов и районов (рис. 1.1, кривая 1).
Такие аварийные ситуации могут возникать при отключении единственной связи района с энергообъединением или в результате последовательного отключения нескольких связей из-за перегрузки и нарушения устойчивости. К таким же последствиям могут приводить отключения связей в основной сети энергообъединения, приводящие в конечном итоге к его разделению на несинхронно работающие части и выделению одного или нескольких районов с дефицитом мощности. Это положение усугубляется наличием в крупных энергообъединениях длинных, сильно загруженных линий электропередачи.
Анализ случаев работы АЧР за 6 лет (табл. 1.1) показывает, что возмущения, приводящие к срабатыванию АЧР в масштабах энергообъединения, составляют весьма незначительную долю (1,5%).
Подавляющее большинство (90%) нарушений с работой АЧР связано с возникновением дефицитов мощности при отделении районов, энергосистемы, группы энергосистем или нарушении их синхронной работы.
Другой особенностью крупных энергообъединений является многообразие возможных аварий, сопровождающихся возникновением дефицита активной мощности. Рассмотрим энергообъединение, состоящее из энергосистем I—IV, в состав которых в свою очередь входят районы Iа—в, IIа—IIб, IIIа—IIIг, IVa—IVв (рис. 1.2).
Аварийный дефицит мощности может охватывать район, группу районов, энергосистему, группу энергосистем, энергообъединение в целом. Например, в схеме рис. 1.2 аварийные отключения линий электропередачи или шин соответствующих подстанций могут приводить к отделению с дефицитом мощности каждого в отдельности районов IVa, IVв, IIIв, Iб; возможно отделение энергосистем IV (при отключении линии III—IV), I (при отключении линии III—I), вместе IV, I и III (при отключении линии II—III), IV, I и районов IIIа, IIIг (при отключении линии IIIб—IIIа), вместе энергосистемы IV и района Шг (при отключении линии Ша—IIIг).
Возможен общесистемный дефицит мощности, когда частота снижается во всем энергообъединении. Приведенный выше перечень возможных аварийных ситуаций относится к какому-то одному режиму. В условиях эксплуатации при анализе возможных аварий необходимо учитывать разнообразие режимов, определяемое различными сезонами, днями недели (рабочие, выходные, предвыходные, праздничные и воскресные дни), временем суток, ремонтными работами на электростанциях и в сетях, а также маневрированием резервами и возможностями их мобилизации, условиями использования энергоресурсов, причем возможны самые различные сочетания всех этих факторов. Таким образом, определение возможных мест возникновения дефицитов мощности, их относительных величин и зон распространения, а также возможности мобилизации резервов становится все более сложной и многовариантной задачей.
Таблица 1.1. Показатели работы АЧР за 6 лет
|
Вид нарушений |
ОЭС и энергосистемы, входящие в ОЭС или ЕЭС |
Изолированные энергосистемы |
Всего нарушений |
|||
|
ОЭС |
Энергосистемы или группа энергосистем |
Район энергосистемы |
||||
|
Нарушения, сопровождавшиеся выпадением из синхронизма электростанций, районов, энергосистем, ОЭС: число случаев работы АЧР* то же, % ** |
9 1 |
94 13 |
145 19,5 |
— — |
248 33,5 |
|
|
Нарушения с сохранением синхронной работы ОЭС или отделением районов и энергосистем при разрыве связи: число случаев работы АЧР* то же, %** |
4 0,5 |
104 14 |
320 43,5 |
61 8,5 |
489 66,5 |
|
|
Всего по отдельным структурным подразделениям: число случаев работы АЧР* то -же, %** |
13 1,5 |
198 27 |
465 63 |
61 8,5 |
737 100 |
|
(Примечание к таблице: * — Каждый случай отмечает факт срабатывания АЧР независимо от числа сработавших устройств разгрузки.
** — От общего числа случаев работы АЧР).
Третьей особенностью крупных по мощности и сложных по конфигурации энергообъединений является сложный характер протекания аварийных процессов. Если авария сразу не локализована, то она, как правило, сопровождается нерасчетными наложениями аварийных событий (дополнительным отключением линий и агрегатов из-за перегрузки, асинхронных режимов, ложной работы защит, снижением мощности агрегатов и станций из-за потери части собственных нужд, временной перегрузки котлов с последующим сбросом мощности, неправильных действий персонала и т. д.).
Это, как правило, еще более усугубляет тяжесть аварии и способствует ее развитию. Аварии часто развиваются так сложно, что предугадать ход их развития заранее оказывается затруднительным. На практике неоднократно имели место случаи, когда нарушение, сопровождавшееся вначале возникновением избытка мощности и повышением частоты, в конечном’ итоге развивалось в аварию с глубоким снижением частоты.
Характерной особенностью, присущей сложным энергообъединениям, является возможность развития так называемых цепочечных или каскадных аварий, т. е. аварий, которые, начавшись в одном из районов и не будучи сразу локализованы, развиваются, охватывают все большие территорий и в конечном итоге могут охватить группу энергосистем или энергообъединение в целом. При каскадных авариях начальный дефицит мощности в процессе развития аварии может нарастать плавно или ступенчато. Протекание каскадной аварии может характеризоваться повторяющимся снижением частоты (см. рис. 1.1, кривая 2).
Повторные снижения частоты после ликвидации дефицита мощности (полной или частичной) могут происходить из-за отключения в процессе аварии каких-либо связей, агрегатов, сброса тепловыми электростанциями мощности, первоначально набранной в результате действия АРЧВ (из-за работы РДС или отсутствия систем регулирования, изменяющих паропроизводительность котлов в соответствии с нагрузкой турбин), отделения с примерно сбалансированной нагрузкой станций или районов (что увеличивает относительный дефицит), обратного ручного или автоматического (устройствами ЧАПВ и АВР) включения потребителей после срабатывания устройств разгрузки и т. д.
Из всех случаев работы АЧР, приведенных в табл. 1.1, примерно 65% составляют простые нарушения, являющиеся следствием одного-двух событий (из них 28%—отключение одной линии, 16%—отключение двух линий).
Но и доля сложных, каскадных нарушений весьма велика (35%).
На практике имели место каскадные нарушения, сопровождавшиеся цепочкой от 3—5 до 15—20 событий. Например, в энергообъединении, изображенном на рис. 2.2, возможен такой характер протекания аварии. При отключении одной из линий между энергосистемами II и III происходит наброс мощности на вторую связь, нарушение синхронной работы этих энергосистем и отключение второй связи автоматикой ликвидации асинхронного режима. В результате возникшего дефицита мощности в энергосистемах I, III, IV происходит снижение частоты и частично срабатывают устройства разгрузки. Одновременно в энергосистеме I на тепловых электростанциях под действием АРЧВ турбин мобилизуется вращающийся резерв мощности и дефицит мощности уменьшается. Однако через некоторое время из-за отсутствия на этих станциях главных регуляторов (или других аналогичных систем регулирования), приводящих нагрузку котлов в соответствие с новым положением регулирующих клапанов турбин, происходит постепенный сброс этими станциями первоначально набранной мощности, и дефицит нарастает. Это приводит к перегрузке межсистемной связи III—I, нарушению устойчивости между энергосистемами III и I и отделению энергосистемы I с большим дефицитом мощности. В результате отделения в энергосистеме I происходит быстрое и глубокое снижение частоты, приводящее к отделению части тепловых электростанций с примерно сбалансированной нагрузкой. Это еще несколько увеличивает относительный дефицит мощности в этой энергосистеме. Таким образом, в процессе аварии происходило как плавное, так и ступенчатое нарастание дефицита мощности.
В качестве примера аварийной ситуации с повторяющимся снижением частоты может служить нарушение нормальной работы, происшедшее в одном из сложных энергообъединений (рис. 2.3, а).
При перекрытии изоляции колонки разъединителя дифференциальной защитой шин была отключена система шин 330 кВ ГРЭС (на которую были включены все присоединения 330 кВ) в энергосистеме 2. Три блока, работавших на эту систему шин, были отключены и остались работать на собственные нужды. Два блока ГРЭС, как и неблочная часть станции, остались работать на шины 110 кВ. В районе энергообъединения, включающем энергосистемы 4, 3 и часть энергосистемы 2, возник дефицит мощности, в результате этого на оставшиеся в работе связи 110 кВ с энергосистемой 1 произошел наброс мощности с последующим нарушением синхронизма. Эти связи были отключены автоматикой ликвидации асинхронного режима (АЛАР).
В отделившейся дефицитной группе энергосистем (энергосистемы 5,4, 3 и часть энергосистемы 2) произошло снижение частоты (рис. 2—3, 6) до 46,7 Гц, сработала часть очередей АЧРI и значительная часть очередей АЧРII.
Кроме того, делительной автоматикой по частоте неблочная часть ГРЭС была выделена на местную ответственную нагрузку (химкомбинат) и собственные нужды станции с небольшим избытком мощности.
В результате действия АЧР частота поднялась до 49,2 Гц, но затем в течение 5 мин вновь понизилась до 47,6 Гц из-за частичного снижения мощности станций в отделившихся энергосистемах и обратного ручного включения части потребителей, отключенных АЧР (что запрещено соответствующими инструкциями, см. ниже).
Объем АЧРII оказался недостаточным для повторного подъема частоты. Диспетчером ОЭС, в состав которой входили энергосистемы 2, 3, 4, была дана команда на включение и набор мощности на всех резервных агрегатах, отключение потребителей по всем очередям аварийных графиков и перевод питания части потребителей энергосистемы 4 от энергосистемы 5.
В результате этих мероприятий частота была постепенно восстановлена до 49,1 Гц (рис. 2.3, б), однако из-за длительного снижения частоты произошло отключение одного из двух оставшихся в работе блоков ГРЭС вследствие срабатывания технологической защиты от упуска воды в барабане котла. Частота вновь снизилась до 47 Гц. Из-за недостаточного объема АЧРII восстановление частоты вторично осуществлялось в основном путем аварийного отключения потребителей по команде диспетчера ОЭС. Через 17 мин после нарушения нормальной работы энергосистемы был включен в работу на шины 330 кВ один из блоков ГРЭС (к этому моменту шины 330 кВ были подключены к отделившемуся району, а связи 330 кВ, соединяющие энергосистему 2 с энергосистемой 6, были разомкнуты), восстановление частоты продолжалось, и через несколько минут отделившиеся энергосистемы были синхронизированы с энергосистемами 6 и 1, и началось обратное включение потребителей
1.2 ТРЕБОВАНИЯ К АЧР
Анализ условий работы электростанций и потребителей при снижении частоты и особенностей возникновения и развития аварийных ситуаций с небалансом мощности в условиях современных крупных энергообъединений позволяет сформулировать требования к АЧР. Основные из них следующие.
1. Автоматическая частотная разгрузка должна успешно ликвидировать все многообразие возможных аварий с дефицитом мощности в энергообъединениях, начиная от локальных и кончая общесистемными. Она должна обеспечить нормальное функционирование энергосистем независимо от значения дефицита, характера развития аварии (простая авария или каскадная), значения и темпа мобилизации резервов мощности на электростанциях и т. д.; АЧР должна быть ориентирована на вероятностный характер возникновения и протекания аварий.
Как следствие первого требования, АЧР должна выполняться таким образом, чтобы ее уставки, объем и размещение не являлись функциями таких параметров энергосистемы, как постоянная механической инерции и регулирующий эффект нагрузки. Оба эти параметра не являются постоянными, а зависят от целого ряда случайных факторов. Как было показано в гл. 1, эти параметры различны для разных узлов, районов и энергосистем. Регулирующий эффект нагрузки в зависимости от состава нагрузки изменяется в различные периоды года, суток, существенно зависит от характера изменения напряжения в узлах нагрузки при аварии. Постоянная механической инерции также изменяется в различные периоды в зависимости от состава оборудования. Как регулирующий эффект нагрузки, так и постоянная механической инерции могут изменяться и в процессе аварии. Автоматическая частотная разгрузка должна обеспечивать успешную ликвидацию аварии независимо от того, каково значение этих параметров и каков характер их изменения в течение суток, недели, периода года и в процессе ликвидации аварии.
2. Автоматическая частотная разгрузка не должна допускать снижения частоты ниже определенного уровня на время «/, большее, чем некоторое предельное для этого уровня, т. е. при работе АЧР должна обеспечиваться некоторая предельно., допустимая частотно-временная зона. Требование обеспечения определенной зоны объясняется тем, что реакция отдельных агрегатов, узлов, энергосистемы в целом на снижение частоты проявляется, как правило, не мгновенно, а с некоторой постоянной времени, а накопление усталостных напряжений в лопатках турбин имеет интегральный характер.
Как было показано выше, предельно допустимая частотно-временная зависимость определяется в основном работой механизмов собственных нужд, лопаточного аппарата турбин и требованиями предотвращения массового хаотического отключения потребителей в узлах нагрузки из-за снижения напряжения. Различна допустимая длительность работы разных агрегатов при пониженной частоте в зависимости от типа электростанций (ТЭС, АЭС), наличия и вида их регуляторов и автоматики, тепловой схемы электростанции и т. д. С точки зрения надежности работы энергосистемы в целом к АЧР должны предъявляться требования исходя из наиболее тяжелых условий работы электростанций (наименьших допустимых длительностей работы при пониженной частоте).
В настоящее время на основании требований заводов-изготовителей оборудования, опыта эксплуатации и анализа экспериментальных данных по работе электростанций и потребителей при снижении частоты к АЧР предъявляется требование обеспечения частотно-временной зоны, показанной на рис. 2.5. Не допускается даже кратковременное снижение частоты ниже 45 Гц, время работы с частотой ниже 47 Гц не должно превышать’ 20, а с частотой ниже 48,5 Гц—60 с. По мере накопления экспериментальных данных по работе электростанций при глубоких снижениях частоты (в первую очередь АЭС) требования к АЧР в этой части могут уточняться.
3. Объем потребителей, отключенных АЧР в процессе аварии, должен быть по возможности минимальным при условии обеспечения нормального функционирования энергосистемы. -АЧР должна выполняться таким образом, чтобы она, как правило, вступала в работу только после того, как полностью или хотя бы частично реализуются вращающиеся резервы на тепловых и атомных электростанциях в результате действия АРЧВ. Поскольку этот резерв реализуется достаточно быстро, такое выполнение АЧР позволит сократить объем отключаемых потребителей. В предельном случае (при отсутствии вращающихся резервов или невозможности их мобилизации) объем отключаемых потребителей не должен, как правило, превосходить дефицит, а в большинстве случаев должен быть меньше его. Это требование распространяется на все многообразие возможных аварий, т. е. АЧР должна обладать свойством «приспособляемости» к аварии, «самонастройки» с точки зрения объема отключаемой нагрузки.
Рис. 1.4. Предельно допустимая частотно-временная зона при работе АЧР
4. Действие АЧР, обеспечивающее ликвидацию аварии, должно удовлетворять требованию минимизации ущерба при отключении потребителей. Это требование может быть обеспечено, если последовательность отключения потребителей будет такова, что в первую очередь отключаются менее ответственные потребители, а более ответственные остаются в работе.
5. Автоматическая частотная разгрузка должна обеспечивать подъем частоты до значений, при которых энергосистема может длительно работать нормально. К АЧР не предъявляется требование восстановления частоты до номинальной или исходной. Эта задача, как правило, решается после работы АЧР оперативным персоналом энергосистемы или энергообъединения (путем ограничения ряда потребителей, кратковременной перегрузкой оборудования, пуском резервных агрегатов и т. д.).
Поскольку эти операции требуют достаточно большого времени (от нескольких минут до нескольких десятков минут), уровень частоты после работы АЧР не должен приводить к нарушениям режима работы энергосистемы.
Для восстановления нормальной работы дефицитных энергоузлов (частей энергосистем), отделившихся от крупного энергообъединения, резервов мощности в них может оказаться недостаточно. Снижать частоту в энергообъединении для синхронизации с дефицитным энергоузлом нецелесообразно. В этих условиях вытекает требование к АЧР ряда дефицитных энергоузлов—восстанавливать частоту до уровней синхронизации.
В тех случаях, когда восстановление нормального режима в дефицитном энергоузле (энергосистеме) обеспечивается автоматически (например, путем АПВ с улавливанием синхронизма отключившейся связи — АПВУС, ресинхронизации по оставшейся в работе связи при нарушении устойчивости узла с дефицитом мощности), к АЧР предъявляется требование восстановления частоты до значений, необходимых для срабатывания АПВУС или ресинхронизации.
6. Автоматическая частотная разгрузка не должна по возможности Ложно срабатывать при процессах, отличных от переходных процессов в энергосистеме при дефиците мощности, но также сопровождающихся изменениями частоты (при синхронных качаниях, а также в асинхронных режимах, если нет необходимости в работе АЧР для обеспечения ресинхронизации).
1.3 КАТЕГОРИИ РАЗГРУЗКИ. УСТАНОВКИ АЧР
На первых этапах внедрения построение и расчет АЧР были ориентированы в основном на работу разгрузки в отдельной изолированной энергосистеме. При небольшом количестве очередей (четыре-пять) и устройств разгрузки мощность каждой очереди выбиралась исходя из условия восстановления частоты от значения уставки данной очереди до частоты, близкой к номинальной. При этом выдвигалось требование обеспечения селективности действия очередей разгрузки.
При таком положении мощность каждой очереди разгрузки и ступени по частоте между смежными очередями были большими. Как показал опыт эксплуатации, в условиях многообразия возможных аварийных дефицитов мощности в объединенных энергосистемах, при вероятностном характере возникновения и развития аварийных ситуаций, значительных объемах потребителей, подключенных к каждой очереди АЧР, и малом числе очередей разгрузки в одних случаях в результате действия АЧР происходило излишнее отключение потребителей (подъем частоты выше 50 Гц), а в других случаях действие АЧР не обеспечивало необходимого подъема частоты.
Таким образом, по своим принципам такая система разгрузки органически не удовлетворяла основному требованию—она не была адаптивной, «самонастраивающейся» с точки зрения объема отключаемой нагрузки, она не «приспосабливалась» к протеканию каждой из множества возможных аварий. Следует также отметить, что расчет АЧР по прежней методике был сложным и требовал определения мощности и уставок каждой укрупненной очереди.
Реализуемая в настоящее время автоматическая частотная разгрузка выполнена применительно к условиям объединенных энергосистем с учетом многообразия возможных аварий ввиду вероятностного характера значений дефицита мощности, его территориального распространения, возможности срабатывания различных устройств автоматики в зависимости от характера развития аварийных процессов и т. д.
Основной принцип, положенный в основу современной разгрузки,—существенное увеличение числа очередей. Ступени между очередями при этом принимаются минимальными. Как следствие этого, значение разгрузки, приходящееся на одну очередь, значительно меньше, чем при малом числе очередей, применявшемся ранее. Чем больше число очередей и, следовательно, чем меньше нагрузка, отключаемая каждой очередью, тем более гибкой становится вся система разгрузки.
Таким образом, осуществлен переход от дискретной системы разгрузки малым числом крупных по мощности очередей к «плавной», «непрерывной» системе разгрузки большим числом малых по мощности очередей, близкой к системе автоматического регулирования, что и обеспечивает ее «самонастройку» с точки зрения объема отключаемой нагрузки в условиях объединенных энергосистем. Дополнительным фактором, обеспечивающим «непрерывность» разгрузки, является естественный разброс в уставках по частоте очередей АЧР за счет погрешностей реле частоты. Этот эффект проявлялся и в ранее выполнявшейся системе разгрузки, однако, учитывая, что ступени между смежными очередями ранее составляли 0,5—0,7 Гц, он, естественно, не мог обеспечить кардинального решения проблемы «самонастройки» разгрузки, тем более что к каждой очереди была подключена значительная мощность.
«Самонастройка» разгрузки, кроме выполнения ее большим числом очередей, достигается также разбиением всех устройств на несколько категорий;
- а) АЧРI—быстродействующая разгрузка, имеющая различные уставки по частоте;
- б) АЧРII медленнодействующая разгрузка с близкими уставками по частоте и разными уставками по времени;
в) дополнительная—действующая при больших дефицитах мощности и предназначенная для ускорения отключения потребителей и увеличения объема отключаемой нагрузки
Кроме того, в ряде энергосистем выполняется так называемая спецочередь АЧР, предназначенная для предотвращения, снижения частоты в ЕЭС до верхних уставок АЧРII в случаях, когда в напряженных режимах по каким-либо причинам не удается реализовать оперативные ограничения и отключения потребителей, а также для разгрузки межсистемных связей при возникновении дефицита мощности.
Устанавливаются следующие граничные уставки АЧР по частоте и времени:
верхний уровень уставок по частоте АЧРII (f нАЧР II )—от 48,8 до 48,6 Гц;
нижний уровень уставок по частоте АЧРII (f кАЧР II )— на 0,3 Гц ниже верхнего уровня, интервал по частоте между очередями АЧРII—0,1 Гц;
начальная уставка по времени АЧРII t Н = 5-10 с;
конечная уставка по времени АЧРII t К = 60 с, а в условиях возможной мобилизации мощности на ГЭС—70—90 с; очереди АЧРII с более низкими уставками по частоте должны иметь большие уставки по времени;
верхний уровень уставок по частоте АЧРI (f нАЧР I ) —на 0,2 Гц ниже соответствующего верхнего уровня АЧРII;
нижний уровень уставок по частоте АЧРI (f кАЧР I ) —не ниже 46,5 Гц; .
уставка по времени АЧРI—минимальная (по условиям предотвращения ложной работы реле частоты).
Для предотвращения излишней работы АЧР при синхронных качаниях при уставках 47,5—49 Гц достаточна выдержка времени 0,25—0,3с, а в большинстве случаев и 0,1—0,15с. Излишнее действие при синхронных качаниях очередей с уставками по частоте 46,5—47,5 Гц практически исключено. Для предотвращения ложной работы устройств АЧР с индукционным реле частоты ИВЧ при снятии и подаче контролируемого напряжения достаточна выдержка времени 0,25—0,3 с. Ускорение действия АЧРI существенно снижает вероятность глубокого снижения частоты, поэтому следует стремиться к сокращению выдержки времени очередей АЧРI. В условиях возможного возникновения значительных дефицитов мощности выдержку времени очередей АЧРI с индукционным реле частоты следует принимать не более 0,2—0,3 с, а очередей АЧРI с полупроводниковым реле частоты 0—0,15 с; уставки по частоте спецочереди АЧР—в диапазоне 49,2— 49 Гц.
Резерв мощности тепловых электростанций обычно не превышает 50%, а в большинстве случаев он значительно меньше этого значения или отсутствует совсем. Для отечественных паровых турбин нормативный статизм АРЧВ составляет (4,5 ±0,5)%. При таком статизм в случае снижения частоты на 2% (1 Гц) даже при наибольшем резерве 50% регулирующие клапаны турбин полностью открываются, и если частота продолжает снижаться ниже 49 Гц, это означает, что вращающийся резерв мощности на тепловых электростанциях практически исчерпан.
Верхние уставки АЧРII и АЧРI принимаются близкими к 49 Гц, чтобы отключение потребителей происходило после того, как будет реализован полностью или в значительной степени резерв мощности на ТЭС и чтобы частота восстанавливалась до уровней, при которых допустима длительная работа турбин и электростанций в целом. Нижний уровень уставок по частоте АЧРI выбран из условия предотвращения глубоких снижений частоты.
Назначение указанных категорий разгрузки следующее. АЧРI имеет одну цель—прекратить снижение частоты после возникновения дефицита мощности. По мере снижения частоты срабатывают очереди этой категории разгрузки 1′, 2′, 3′, 4′, 5′, 6′ со все более низкими уставками по частоте, и скорость снижения частоты постепенно падает (рис. 1.5).
После срабатывания ряда очередей АЧРI частота устанавливается на некотором уровне f MIN , превышающем минимально допустимый, что и является конечной целью работы этой категории разгрузки.
С целью увеличения общего числа очередей разгрузки минимальные интервалы (ступени) уставок по частоте очередей АЧРI в пределах отдельного района или энергосистемы могут быть приняты до 0,1 Гц. Такое значение принято в настоящее время исходя из точности генераторов частоты, с помощью которых производится настройка устройств, хотя принципиально можно было бы принимать эти интервалы и меньшими. При таких интервалах между очередями АЧРГ в пределах отдельных энергосистем в масштабе энергообъединений интервалы между очередями этой категории разгрузки оказываются, как правило, равными 0,05—0,1 Гц.
Поскольку при действии АЧРI отключение нагрузки производится большим числом малых по мощности очередей, эта категория разгрузки по принципу ее работы не предназначена и не может осуществлять подъем частоты (за исключением ряда особых случаев, рассматриваемых ниже).
Функции подъема частоты возлагаются на АЧРII. После того как с помощью АЧРI предотвращено глубокое снижение частоты, одна за другой вступают в работу очереди АЧРИ, которые запустились при частотах f АЧР II несколько превышающих или примерно равных верхней уставке АЧРI (рис. 1.5).
Через время t1 , после запуска сработает первая очередь АЧРII, через время t2 ,— вторая и т. д.
Для обеспечения гибкости и адаптивности разгрузки желательно, чтобы очереди АЧРII вступали в работу после того, как закончится срабатывание очередей АЧРI. В то же время целесообразно особо не затягивать восстановление частоты. Чтобы удовлетворить эти два требования одновременно, принята начальная уставка по времени очередей АЧРII порядка 5—10с.
Подъем частоты в результате действия АЧРII происходит в общем случае по экспоненциальному закону. Если частота снижается достаточно быстро, то все очереди АЧРII запускаются примерно одновременно, и если их выдержки времени отличаются незначительно, то за время подъема частоты до необходимого уровня количество сработавших очередей может оказаться таким, что ряд потребителей будет отключен излишне. Во избежание подобных явлений желательно, чтобы в процессе подъема частоты срабатывание последующих очередей АЧРII (с большими уставками по времени) происходило после того, как произойдет восстановление частоты (с учетом постоянной времени изменения частоты) в результате работы предыдущей очереди. С Другой стороны, для обеспечения гибкости разгрузки целесообразно увеличивать число очередей, причем чем больше будет очередей АЧРII, тем менее жестким (с точки зрения ступеней по времени) будет предыдущее требование к уставкам по времени очередей АЧРII.
Оценим ориентировочно время, за которое частота восстановится до некоторого нового установившегося значения после срабатывания одной очереди АЧРII. Процесс восстановления частоты может быть описан уравнением:
(1.1)
где f Ti —текущее значение частоты; f0 —значение частоты после срабатывания АЧРI или предыдущей очереди АЧРII; fВОСТ — значение,, до которого частота восстанавливается после работы АЧРII.
Отсюда время, за которое частота восстановится с f 0 до fTi ,., будет равно
(1.2)
Примем f ВОСТ =49 Гц и будем ориентировочно считать, что каждая очередь АЧРII в небольшом отделившемся районе восстанавливает частоту на 0,5 Гц. Пусть после работы АЧРI частота установилась на уровне 47 Гц. Тогда, принимая f = 5 — 7 с, можно рассчитать, что для восстановления частоты до 47,5 Гц (после срабатывания первой очереди АЧРII) потребуется время t = 1,45-2 с.’
Аналогичные значения получим также, если рассчитать времена восстановления частоты при работе других очередей АЧРII, каждая из которых восстанавливает частоту на 0,5 Гц. Реально каждая очередь АЧРII может восстанавливать частоту на значение, несколько отличающееся от 0,5 Гц, в зависимости от того, происходит ли ликвидация дефицита в рамках энергообъединения (тогда f меньше) или небольшого узла, и в зависимости от той мощности, которая. к ней подключена, т. е. искомые значения времени могут быть или несколько больше, или несколько меньше рассчитанного.
С учетом указанных требований в пределах энергосистемы или района минимальные интервалы уставок по времени очередей АЧРII принимаются, как правило, равными 3 с. С целью увеличения числа очередей АЧРII допускается применение ступени по времени менее 3 с.
Поскольку АЧРII, как и АЧРI, выполняется большим числом небольших по мощности очередей, восстановление частоты в результате действия очередей этой категории разгрузки будет происходить до тех пор, пока не будет достигнута уставка возврата очередей АЧРII
Рис. 1.6. Изменение частоты при ликвидации аварии с нарастающим дефицитом мощности: 1′, 2′, 3′, 4′—срабатывание очередей АЧРI; 1″, 2″, 3″, 4″, 5″, 6″, 7″—срабатывание очередей АЧPI. (для упрощения принято, что очереди АЧРII имеют единую уставку по частоте f АЧР II и f нАЧР I = f АЧР II )
Таким образом, если не принимаются специальные меры для подъема частоты до более высоких уровней, частота восстановится, как правило, до значений примерно 48,6—49,2 Гц.
Кроме задачи подъема частоты после работы АЧРI на АЧРII возлагаются также функции предотвращения зависания частоты на уровне ниже уставок по частоте АЧРII. Такие ситуации могут возникать в процессе ликвидации аварийной ситуации из-за возникновения «нерасчетной» аварии, нарастания дефицита в процессе аварии, неправильных действий персонала и т, д. ‘
Характерной, особенностью сложных энергообъединений, как указывалось выше, является возможность каскадного развития аварии с повторяющимися медленными снижениями частоты (см. рис. 1.1).
Поскольку при первоначальном снижении частоты первые очереди АЧРI уже сработали, то при таких медленных процессах функции как предотвращения снижения частоты, так и ее восстановления также возлагаются на АЧРII, и объем этой категории разгрузки должен быть рассчитан на такой характер протекания аварии. Тогда авария будет ликвидироваться следующим образом (рис. 1.6).
При первоначальном снижении частоты и в первом цикле ее восстановления сработают несколько первых очередей АЧРI (1′, 2, 3′, 4′) и АЧРII (1″, 2″).
При повторном медленном снижении частоты, которое начинается с момента t I последующие очереди АЧРI не работают (поскольку частота не достигает их уставок), а срабатывают несколько последующих очередей АЧРII (3″, 4″) и восстанавливают частоту. Если после этого частота по каким-либо причинам вновь начнет снижаться (например, с момента tII ), то процесс ее восстановления протекает аналогично—очереди АЧРI не работают, а срабатывают последующие очереди АЧРII (5″, 6″, 7″) с большими уставками по времени.
Допускается за счет разброса уставок реле частоты неселективная работа смежных очередей АЧРI, а также срабатывание отдельных устройств АЧРИ при приближении частоты к их уставке. Для того чтобы при приближении частоты к верхним уставкам АЧРII из-за неселективной работы смежных очередей не происходило отключение наиболее ответственных потребителей, которые подключаются к последним (с большими уставками по времени) очередям, уставки по частоте последних очередей, как указывалось, принимаются на 0,2—0,3 Гц ниже верхних уставок АЧРII. Поскольку каждая из очередей АЧР отключает небольшую мощность, неселективная работа смежных очередей практически не оказывает влияния на процесс ликвидации аварийной ситуации и не приводит к существенному нарушению последовательности отключения потребителей, причем отрицательные последствия этого явления тем меньше, чем больше число очередей и меньше доля разгрузки, приходящейся на каждую очередь. В связи с этим следует стремиться к увеличению не только числа очередей АЧР, но и числа устройств в каждой очереди. Это также позволит уменьшить последствия от неправильных действий и отказов отдельных устройств разгрузки.
Таким образом, описанный принцип выполнения разгрузки большим числом малых по мощности очередей с разбиением их на две категории — АЧРI и АЧРII—позволяет (при правильно выбранном объеме разгрузки) ликвидировать любую аварийную ситуацию, как бы сложно она ни развивалась. При однократном единовременно возникающем дефиците мощности действие АЧР органически согласовывается с протеканием процесса—сначала срабатывают очереди АЧРI со все более и более низкими уставками по частоте, а затем очереди АЧРII со все большими уставками по времени. При сложном характере протекания аварии с нарастающими или повторяющимися дефицитами мощности также обеспечивается восстановление частоты до необходимых уровней за счет совместного действия АЧРI и АЧРII с преимущественным срабатыванием второй категории разгрузки.
2. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
2.1 УРАВНЕНИЕ ДВИЖЕНИЯ СИСТЕМЫ
Установившийся режим энергосистемы характеризуется балансом мощностей: суммарная мощность генерации равна нагрузке энергосистемы, включая потери в сети Р Г = РН . В нормальном режиме этот баланс сохраняется при номинальной частоте 50 Гц. При нарушении баланса мощностей происходит изменение частоты системы. Если РГ < РН , то частота уменьшается, в случае РГ > РН частота увеличивается.
Уравнение энергосистемы имеет вид
(2.1)
Т ЭН.СИСТ — эквивалентная постоянная времени энергосистемы;
- D — коэффициент демпфирования; Pг— изменение генерации за счет дополнительного открытия регулирующего органа: Pн — изменение нагрузки, не считая изменения за счет регулирующего эффекта.
Коэффициент демпфирования учитывает изменение мощности генераторов и потребителей в функции частоты
(2.2)
где — регулирующий эффект нагрузки;
- изменение мощности турбины в функции частоты при постоянном открытии регулирующего органа
При отсутствии резерва регуляторы частоты вращения не могут увеличить генерацию. В этом случае дефицит генераторной мощности будет сохраняться на прежнем уровне, а баланс мощностей восстановится только за счет снижения потребления. С учетом сказанного отметим, что в уравнении
и остается неизменным на весь послеаварийный период.
При неизменности возмущения P передаточная функция энергосистемы принимает вид
(2.3)
где Т’ ЭН.СИСТ = ТЭН.СИСТ / D -постоянная времени энергосистемы с учетом регулирующего эффекта нагрузки и изменения момента турбин в функции частоты при постоянном открытии регулятора.
Изменение частоты во времени происходит по экспоненциальному закону:
(2.4)
Поскольку и само значение регулирующего эффекта для энергосистем определяется ориентировочно, то для практических расчетов можно принять
(2.5)
C учетом этого формулу можно записать в виде
(2.6)
Знак отклонения частоты определяется знаком рассогласования мощностей . В аварийных ситуациях, как правило, существует дефицит генераторной мощности, при этом частота сети снижается. Характер снижения частоты при дефиците мощности и отсутствии резерва показан на рис. 2.1. В установившемся режиме
Если произвести отключение потребителей (разгрузить энергосистему), то Р = 0, и частота сети будет увеличиваться.
Несомненно, что аварии, сопровождающиеся дефицитом генераторной мощности, могут возникать как при наличии, так и при отсутствии резерва. Наибольший интерес представляют аварии с большим дефицитом мощности, когда приходится прибегать к аварийной разгрузке системы. В таких ситуациях резерва или совсем нет, или он явно недостаточен, поэтому им можно пренебречь, и расчет переходного процесса вести по предыдущей формуле .
2.2 МОДЕЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ АЧР
В программе предусмотрена возможность моделирования устройств делительной автоматики по частоте, отделяющих электростанцию соответствующего типа или ее часть с районом нагрузки. Для каждого устройства делительной автоматики имеется возможность задания двух пусков по частоте со своими выдержками времени. Устройство автоматики срабатывает при выполнении одного из условий:
(3)
где f 1ДА , f2ДА — уставки по частоте первого и второго пусков; t1ДА , t2ДА — уставки по времени первого и второго пусков. Максимальное число устройств делительной автоматики для агрегатов различных типов — 100.
Срабатывание устройств частотного пуска и перевода генераторов из режима СК в активный режим осуществляется при выполнении условий
(3.54)
где f ЧП , fСК , tЧП , tСК ,— соответственно уставки этих устройств по частоте и времени.
Рис. 4. Моделирование действия устройств частотного пуска и перевода гидрогенераторов из режима СК в активный режим
При выполнении условий (70) ввод мощности генераторов в результате действия этих устройств моделируется линейными зависимостями, представленными на рис. 3.3. Небаланс (дефицит) Мощности моделируется программным заданием характеристики изменения генерируемой мощности во времени P Г =(t) для любого типа агрегатов (ТЭС, ГЭС и АЭС).
Максимальное число ступеней изменения PГ для каждого типа агрегата — 10.
Структурная схема программы приведена на рис. 6. Программа состоит из основной управляющей программы MAIN и десяти подпрограмм.
В программе MAIN производится запоминание начальных значений мощностей агрегатов, вычисление некоторых констант и т тг , расчет параметров
режима (давлений, расходов, текущих мощностей и т. д.) на каждом шаге интегрирования, проверка на окончание времени расчета, а также предусмотренный останов при выходе частоты за заданные верхнюю f MAX или нижнюю fMIN границы.
Подпрограммы выполняют следующие функции: REWRI — осуществляет первичную обработку и распечатку исходных данных; LIMIT—анализирует условия работы технологических защит, реализует их воздействия и печатает об этом сообщения по ходу расчета; SEPAR—то же для устройств делительной автоматики по частоте; RESERV—то же для устройств частотного пуска и перевода генераторов в активный режим; ACHR и CAPV— то же для устройств АЧР и ЧАПВ; LACK—реализует изменение небаланса (дефицита) мощности во времени; PRINT—запоминает результаты расчета на шаге печати и распечатывает таблицы и графики по окончании расчета; RUNGE—осуществляет интегрирование дифференциальных уравнений методом Рунге—Кутта четвертого порядка; RIGHT — производит вычисление правых частей дифференциальных уравнений. На рис. 7 показана структурная схема подпрограммы ACHR, а на рис. 8—подпрограммы CAPV.
В процессе расчета печатаются сообщения о работе устройств противоаварийной автоматики (АЧР, ЧАПВ, ДА, устройств ЧП и перевода генераторов в активный режим).
По окончании расчета в виде таблиц и графиков распечатываются зависимости изменения во времени частоты, суммарной мощности генераторов, суммарной мощности нагрузки, мощности генераторов введенных в работу устройствами частотного пуска и в переведенных в активный режим. суммарной мощности нагрузки, отключенной устройствами АЧР, суммарной мощности нагрузки, включенной устройствами ЧАПВ. При необходимости дополнительно могут быть выданы на печатьагрегатов ТЭС и АЭС (расходов, давлений, перемещений регулирующих клапанов и т. д.) и теплового потребителя.
Рис. 5. Структурная схема программы
Для расчета переходных процессов со снижением частоты и работой АЧР при отсутствии вращающихся резервов мощности на электростанциях разработан более простой вариант программы, в котором блоки, связанные с работой противоаварийной автоматики (АЧР, ЧАПВ и др.), аналогичны описанным выше, а электростанции моделируются упрощенно.
автоматическая частотная разгрузка энергосистема
