Что такое чда в энергетике
Противоаварийная автоматика АПНУ, АОСЧ, АСН, САОН
АПНУ (автоматика прекращения нарушения устойчивости) представляет собой совокупность устройств ПА, обеспечивающих сохранение параллельной работы энергосистем, либо отдельных регионов с одним из объединений при возникновении различных аварийных возмущений в сети 500-220 кВ. Пусковыми устройствами для АПНУ являются:
Пускодозирующим устройством для АПНУ являются устройства фиксации перегруза ВЛ по мощности, имеющие также второе название автоматики наброса мощности (АНМ).
АДВ (автоматика дозировки воздействия) также входит в подсистему АПНУ. Устройство АДВ формируют сигналы противоаварийного управления, в следующих случаях:
Устройства АДВ могут действовать на отключение генераторов электростанций (пуск команды ОГ) или отключение нагрузки (пуск команды ОН).
Реализация сигналов ОГ осуществляется воздействием на закрытие стопорных и регулирующих клапанов турбины с последующим отключением выключателей от технологических защит.
АЧР (автоматическая частотная разгрузка) входит в подсистему АОСЧ (автоматика ограничения снижения частоты) и действует на отключение части потребителей для предотвращения глубокого снижения частоты при возникновении значительного дефицита мощности.
Отключение происходит несколькими очередями, отличающимися уставками по частоте и времени. После восстановления частоты происходит обратное включение потребителей действием ЧАПВ (частотное АПВ).
При возникновении большого дефицита активной мощности, сопровождающегося глубокой посадкой частоты, требуется быстрое отключение нагрузки. Здесь действует АЧР-1 со своими очередями, а АЧР-2 работает на отключение потребителей с целью поднятия частоты.
При незначительном дефиците мощности, когда частота не снижается до уставок АЧР-1, работает только АЧР-2, балансируя потребление и затем, отключая не совмещенного потребителя, поднимает частоту. Указанные выше оба случая являются идеальными. Авария, как правило, сопровождается действием почти всех очередей обеих категорий АЧР.
ЧДА (частотная делительная автоматика ) – входит в подсистему АОСЧ и предназначена для отделения электростанций со сбалансированной нагрузкой при снижении частоты в энергосистеме, которое может привести к развитию аварии с потерей собственных нужд и полным остановом станции.
Устройства АСН (автоматика ограничения снижения напряжения) предназначены для автоматического увеличения пропускной способности транзитных связей 500 кВ и действуют на отключение линейных или шинных реакторов 500 кВ.
Для предотвращения ложной работы АСН при потере цепей напряжения или при выводе в ремонт ВЛ, в устройствах АСН предусмотрена автоматическая блокировка по факту снижения напряжения до величины 0,2–0,4 Uн.
АРЛ (автоматика разгрузки линии), входит в подсистему АРО (автоматика разгрузки оборудования). АРЛ фиксирует возрастание тока по электропередаче, выше допустимого значения, из расчета сечения провода с выдержкой времени производит отключение передачи в месте установки. В АРЛ предусмотрены режим «зима» и «лето», для режима «зима» значение допустимой мощности больше на 25%.
САОН (специальная автоматика отключения нагрузки) служит для предотвращения нарушения устойчивости энергосистемы либо отдельного энергоузла, при аварийном отключении или перегрузке питающих линий электропередачи.
САОН действует на отключение части менее ответственных потребителей с последующим их включением по решению соответствующего диспетчерского управления. Работа САОН может быть вызвана приемом команды ПА или по местным факторам, например снижение напряжения на шинах ПС.
Что такое автоматическая частотная разгрузка и как она используется?
Электроснабжение потребителей предусматривает четкое соблюдение основных параметров сети. Так как их отклонение от нормативного значения вызывает сбои в работе высокоточных устройств, снижает срок эксплуатации оборудования или может привести к возникновению аварийного режима. Наиболее ощутимые нарушения и последствия возникают при снижении частоты, для борьбы с которой используется автоматическая частотная разгрузка (АЧР).
Понятие автоматической частотной разгрузки
Автоматическая частотная разгрузка представляет собой систему автоматического регулирования нагрузки, подключенной к энергосистеме в случае резкого снижения частоты. Регулирование осуществляется посредством отключения потребителей, в зависимости от категории их значимости. То есть сначала прекращается питание наименее значимой части потребителей.
Разделение потребителей по категориям
Всего в электрической сети выделяется три категории потребителей при наладке автоматической частотной разгрузки. Что и определяет требования к их питанию и возможным перерывам, в случае каких-либо аварийных процессов.
Правила допускают перерыв в питании всех вышеперечисленных объектов при снижении частоты, но в соответствии с их категорией. Так, электроснабжение потребителей 1-ой категории может прерываться лишь на время переключения на второе питание, что составляет считанные доли секунд. Вторая и третья допускают более длительный перерыв – не более суток подряд.
Понятие дефицитной энергосистемы
В случае, когда электрическая система не способна обеспечить достаточное количество электрической энергии, возникает дефицит мощности. Такая ситуация может возникнуть при отключении одной из электростанций, подключении нового мощного потребителя или удаленного короткого замыкания. Из-за недостатка мощности для всех подключенных потребителей получается дефицитная энергосистема. А при отсутствии автоматической частотной разгрузки или при ее некорректной работе в системе возникают крайне плачевные последствия.
Последствия снижения частоты
В случае уменьшения частоты на 0,2 – 0,4 Гц изменения не будут ощутимыми. Но при снижении уровня до 48Гц и ниже возникают необратимые процессы, как в самой электрической сети, так и в приборах. Даже, казалось бы, незначительное снижение на 2 Гц влечет нарушения в работе потребителей электроэнергии: двигатели теряют частоту вращения, теряется управление станочным оборудованием, снижается производительность, могут возникнуть аварии и катастрофы.
Если не принимаются меры к восстановлению нормального режима, то дефицит приводит к лавинному процессу падения частоты. Затем происходит снижение напряжения, возрастание уровня электрического тока в электрических машинах, перегреву и разрушению изоляции. Генераторы электростанций, как и потребители, испытывают такие же перегрузки, которые могут привести к их выходу со строя или травмированию персонала. Реальное препятствие этим последствиям способна оказать автоматическая частотная разгрузка.
Назначение АЧР
В любой энергетической системе закладывается резерв мощности, что обеспечивает установленный уровень активной мощности при колебаниях количества приемников энергии и их аппетитов. Если этот резерв исчерпается, то для восстановления баланса срабатывает автоматическая частотная разгрузка. АЧР предназначена для удаления из схемы питания потребителей третей категории, что может предотвратить отключение генераторов и полную остановку электростанций. В зависимости от величины изменения частоты или длительности дефицита могут применяться различные виды автоматической частотной разгрузки.
Классификация
На электростанциях и подстанциях для автоматической частотной разгрузки системы в аварийной ситуации может применяться один из четырех или сразу несколько видов защиты [ 1 ].
Принцип действия
После этого измерительный элемент проверяет уровень частоты в сети. При достижении частотой величины в 50 Гц запускает сигнал от цепи измерительного блока к временному KT2. Затем, через промежуточное KL4 замыкаются контакты на обратное подключение потребителей к сети, чем и осуществляется ЧАПВ.
Схемы АЧР
В соответствии с предъявляемыми требованиями, все типы автоматической частотной разгрузки способны реализовать различные функции защиты. Поэтому для построения тех или иных характеристик устройств АЧР, ступеней в их работе применяются определенные схемы. Также устройство может собираться как на реле, так и на полупроводниковых приборах.
С одним реле частоты
Посмотрите на рисунок, здесь вы видите принципиальную схему автоматической частотной разгрузки, в которой используется одно частотное реле. Посредством контактов промежуточного реле РП к частотному реле РЧ1 подается сигнал от измерительного элемента. Которое при снижения уровня частоты сразу же замыкает контакты РП1 и РП2. От контактов реле РП2 поступает сигнал на отключение нагрузки.
В случае повышения уровня частоты выше уставок срабатывания схема возвращается в исходное положение. При этом от реле РП5 поступает сигнал на контакты РП5.1, которые отключают обмотки РВ1 и РП4. На тот случай, если работа по такой схеме не даст желаемого результата, здесь предусмотрено шунтирование РВ1.
С ЧАПВ
Обратите внимание, в данной схеме автоматической частотной разгрузки, объекты отключаются релейной защитой в том же порядке, что и в предыдущем примере. От Р4 подается сигнал на временное реле РВ1, через контакты которого возбуждаются обмотки промежуточного РП1. Контакты промежуточных РП1.1 и РП2.1 посылают сигнал на отключение. Об этом сигнализирует РУ1.
После нормализации частоты сигнал проходит по контактам РП1.3 и РП3.2 возбуждается обмотка временного РВ2. Через его контакты сигналы возбуждают обмотку промежуточного РП4. А оно, в свою очередь, через контакты РП4.2 и РП4.3 посылает сигнал на частотный пуск потребителей. После чего указательное реле РУ 2 сигнализирует о срабатывании ЧАПВ.
Требования, предъявляемые к АЧР
Как видите, на рисунке указана заштрихованная область, обозначающая границу, ниже которой частота не может опускаться в определенный момент времени. В противном случае, такая автоматическая частотная разгрузка не обеспечит достаточную защиту и лопасти турбины испытают колоссальную нагрузку, способную нарушить целостность металла.
Таким образом, автоматическая частотная разгрузка должна отстраивать свою работу от постоянных параметров системы. При этом случайные факторы, влияющие на различные коэффициенты, не должны затрагивать работу релейной или полупроводниковой аппаратуры, запускающей автоматическую частотную разгрузку.
Технические правила организации в ЕЭС России автоматического ограничения снижения частоты
при аварийном дефиците активной мощности
(автоматическая частотная разгрузка)
Дата введения с 01.01.2005.
Срок действия до 01.01.2007.
Утвержден приказом ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» от 04.11.2004 № 291
РАЗРАБОТАН: ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»
Настоящий стандарт устанавливает технические правила организации в ЕЭС России автоматического ограничения снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности (автоматическая частотная разгрузка) и является обязательным для Системного оператора, включая филиалы.
Стандарт разработан на основании:
1. Федерального закона «Об электроэнергетике» от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ.
2. «Федерального закона о техническом регулировании Российской Федерации» от 27.12.2002 № 184-ФЗ.
3. Приказа ОАО РАО «ЕЭС России» от 30.04.2003 № 249 «Об обеспечении эффективности АЧР в условиях реструктуризации энергетики».
4. Приказа ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» от 16.06.2003 № 158 «Об исполнении приказа ОАО РАО «ЕЭС России» от 30.04.2003 № 249.
Настоящий стандарт введен взамен утратившего силу пункта 3.3 «О мерах по предотвращению опасного снижения частоты в энергосистемах при внезапном дефиците активной мощности», Сборника распорядительных материалов по эксплуатации энергосистем 2002, часть 1, раздел 3.
Термины и сокращения
АОСЧ – автоматическое ограничение снижения частоты;
АЧВР – автоматический частотный ввод резерва;
АЧР – автоматическая частотная разгрузка;
ДАР – дополнительная автоматическая разгрузка;
ЧДА – частотная делительная автоматика;
ЧАПВ – частотное автоматическое повторное включение;
ТЭС – тепловая электростанция;
АЭС – атомная электростанция;
СН – собственные нужды;
СК – синхронный компенсатор;
АВР – автоматическое включение резерва;
Настоящий стандарт учитывает:
— требования действующих ГОСТ 24278-89 «Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических генераторов ТЭС, 1989»; ГОСТ 24277-91 «Установки паротурбинные стационарные для атомных электростанций, 1991»;
— условия работы оборудования и собственных нужд электростанций при аварийном снижении частоты ниже 49,0 Гц и связанном с этим глубоком снижении напряжения;
— условия работы отдельных категорий потребителей электрической энергии, не допускающих глубокого снижения частоты и напряжения;
— необходимость уточнения в связи с реформированием электроэнергетики обязанностей и ответственности всех субъектов электроэнергетики и участников рынка электроэнергии за эффективность автоматического ограничения снижения частоты;
— опыт использования аналогичного документа предыдущих изданий директивных и руководящих материалов.
2.1. Автоматическое ограничение снижения частоты (АОСЧ) предназначено для обеспечения живучести ЕЭС России при возникновении значительного дефицита активной мощности в отдельных ее частях (регионах) с их аварийным отделением и глубоким (ниже 49,0 Гц) снижением частоты (и напряжения, как следствие снижения частоты), создающих угрозу повреждения оборудования электростанций, безопасности работы АЭС, нарушения нормальной работы электроприемников потребителей, а также возникновения лавины частоты и напряжения с полным прекращением электроснабжения.
2.2. АОСЧ должно обеспечивать прекращение процесса аварийного снижения частоты и подъем ее до уровня, при котором энергосистема по условиям работы оборудования и собственных нужд электростанций может работать длительное время (выше 49,0 Гц), а также частичное или полное восстановление питания отключенной нагрузки потребителей при нормализации частоты.
Для выполнения этих функций АОСЧ осуществляет:
а) автоматический частотный ввод резерва (АЧВР) при снижении частоты до верхних уставок АЧР;
б) автоматическую частотную разгрузку (АЧР) при снижении частоты ниже 49,0 Гц;
в) дополнительную автоматическую разгрузку (ДАР) при местных дефицитах активной мощности с большой скоростью снижения частоты;
д) частотное автоматическое повторное включение (ЧАПВ) отключенных потребителей при нормализации частоты.
2.3. Настройка устройств, входящих в АОСЧ должна быть такой, чтобы глубина и длительность цикла снижения и подъема частоты не приводили к нарушению технологического режима работы ТЭС и требований действующих ГОСТов по эксплуатации турбин.
Исходя из этих требований, АОСЧ должна выполняться на основании следующих расчетных условий работы энергосистемы с частотой:
· ниже 49,0 Гц – не более 40 с;
· ниже 47,0 Гц – не более 10 с;
· ниже 46,0 Гц – не допускается.
2.4. АОСЧ обеспечивает выполнение требований п. 2.3 за счет мобилизации резерва генерации и отключения нагрузки потребителей. При этом мощность отключаемой нагрузки не должна превышать возникший аварийный дефицит мощности.
2.5. Для выполнения своих функций устройства, входящие в АОСЧ контролируют:
· снижение частоты и скорость ее снижения;
· факторы, характеризующие возникновение местного дефицита активной мощности без контроля изменения частоты: отключение генерирующего источника, питающей линии или трансформатора (с контролем величины и направления мощности в предшествующем режиме) и т.д.
2.6. Устройства, входящие в АОСЧ, должны быть установлены в каждом энергорайоне, который может аварийно отделяться от ЕЭС России с дефицитом мощности, приводящим к снижению частоты по п. 2.3., а также охватывать ЕЭС России в целом.
2.7. Устройства, входящие в АОСЧ, должны быть постоянно введены в работу с заданной настройкой.
2.8. Профилактическое обслуживание и контроль настройки устройств, входящих в АОСЧ, должны выполняться с периодичностью, установленной соответствующими инструкциями по эксплуатации этих устройств.
2.9. Контроль достаточности мощности автоматической разгрузки (при отсутствии системы автоматического контроля нагрузок) должен производиться путем систематических измерений подключенной к устройствам AЧР и ДАР мощности нагрузки потребителей не реже двух раз в год: в период зимнего максимума и летнего минимума нагрузок.
3. Иерархическая система подготовки и выдачи заданий по настройке АОСЧ и контроля ее эффективности
3.1. Федеральным законом «Об электроэнергетике» (статья 14) обязанность за обеспечение функционирования автоматического регулирования частоты электрического тока и мощности, системной и противоаварийной автоматики возложена на Системного оператора, отвечающего за надежность работы ЕЭС России.
В соответствии с этим формируется иерархическая система подготовки и выдачи заданий по настройке АОСЧ и контроля ее эффективности.
3.2. ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» задает филиалам – ОДУ в зоне их диспетчерской ответственности граничные уставки по частоте АЧР1, АЧР2, ЧАПВ и интервалы между очередями, уставки по времени, минимальную суммарную мощность АЧР (в % от потребления), исходя из требований скоординированного действия автоматической разгрузки при различных возможных схемах аварийного разделения ЕЭС и требований действующих ГОСТов по эксплуатации турбин.
3.3. ОДУ задают для всех субъектов электроэнергетики через РДУ (АО-энерго) в зоне их диспетчерской ответственности (исходя из условий аварийного отделения с дефицитом мощности энергорайона или нескольких смежных энергорайонов и с учетом указаний ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»):
· граничные уставки по частоте АЧР1, АЧР2, ЧАПВ и интервалы между очередями, уставки по времени, минимальную суммарную мощность (в % от потребления) АЧР и ее распределение в структуре АЧР и максимальные мощности очередей ЧАПВ;
· уставки и объемы ДАР для отдельного энергорайона или нескольких смежных энергорайонов (см. разд. 7 и 10 ).
При задании граничных уставок по частоте следует учитывать структуру генерации (долю ГЭС) и баланс мощности (избыточный или дефицитный) отдельных районов или групп смежных районов.
3.4. РДУ (АО-энерго) в зоне диспетчерской ответственности:
— определяют возможные схемы аварийного отделения дефицитных энергорайонов и максимально возможные дефициты мощности в них (раздел 7) и с учетом указаний ОДУ задают субъектам электроэнергетики уставки АЧВР, структуру АЧР-ЧАПВ, уставки ДАР (см. разд. 7 и 10), а также распределение по очередям мощности подключаемых нагрузок потребителей;
— составляют графики АЧР с указанием мест установки, настройки комплектов АЧР, отключаемых ими токоприемников и их расчетной мощности потребления и контролируют их реализацию;
— совместно с субъектами электроэнергетики оформляют решения по выделению энергоблоков электростанций на сбалансированный район нагрузки или собственные нужды (с учетом указаний раздела 11).
3.5. ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» отвечает за правильность и своевременность соответствующих указаний для ОДУ и контролирует по отчетным данным ОДУ выполнение автоматики по п. 3.2.
3.6. ОДУ отвечают за правильность и своевременность соответствующих указаний для РДУ (АО-энерго), контролируют по их отчетным данным, а также путем выборочной проверки, выполнение автоматики по п.3.3.
3.7. РДУ отвечают за:
— правильность и своевременность соответствующих указаний для субъектов электроэнергетики в пределах зоны диспетчерской ответственности и контролируют фактическое выполнение ими автоматики по п. 3.4 в соответствии с заданием;
— достоверность плановых и отчетных данных по подключенной к АЧР и ДАР мощности нагрузки потребителей, соответствие настройки АЧР и мощности подключенной нагрузки графику АЧР.
3.8. АО-энерго (субъекты электроэнергетики) отвечают за:
· правильность и своевременность выполнения указаний филиалов ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» по организации и настройке устройств АОСЧ;
· достоверность фактических данных по подключенной к АЧР и ДАР мощности нагрузки потребителей;
· состояние эксплуатации устройств АОСЧ.
4. Автоматический частотный ввод резерва
АЧВР при снижении частоты уменьшает величину дефицита мощности, чем предотвращает отключение потребителей, способствует подъему частоты и сокращению времени перерыва электроснабжения потребителей, отключенных действием АЧР.
ГЭС (ГАЭС) должны быть оснащены автоматикой, действующей при понижении частоты в энергосистеме на:
· частотный пуск резервных гидрогенераторов;
· перевод в генераторный режим агрегатов, работавших в режиме синхронных компенсаторов;
· ускоренный набор нагрузки на гидрогенераторах, имеющих резервную мощность;
· отключение гидроагрегатов ГАЭС, работавших в насосном режиме.
Уставки по частоте устройств АЧВР должны быть на 0,2 – 0,5 Гц выше первых очередей уставок АЧР.
5. Автоматическая частотная разгрузка
5.2. АЧР включает в себя:
а) АЧР1 – быстродействующую, для прекращения процесса снижения частоты, в том числе:
б) АЧР2 несовмещенную (имеющую свою мощность разгрузки) – разгрузку с выдержками времени для подъема частоты после действия устройств АЧР1, а также при медленном снижении частоты;
6. Подключение потребителей к автоматической разгрузке
6.1. В случае возникновения аварийного дефицита активной мощности ограничение режима потребления, включая использование противоаварийной автоматики, определено Федеральным законом «Об электроэнергетике» (статья 38, пункт 8).
При этом участие нагрузки потребителей в автоматической разгрузке при аварийном дефиците активной мощности должно отражаться в договорах на технологическое присоединение к электрическим сетям и электроснабжение.
6.2. Потребителей, включенных в графики ограничений и аварийных отключений, по возможности следует подключать к первым очередям АЧР.
6.3. Места размещения устройств АЧР и ДАР определяются по местным условиям с учетом обеспечения нормальной эксплуатации этих устройств и контроля их настройки и состояния.
Устройства АЧР устанавливаются:
· на существующих объектах – в соответствии с договорами на электроснабжение.
6.4. Устройства АЧР, установленные у потребителей, рекомендуется резервировать на питающих энергообъектах устройствами с меньшими уставками по частоте или большими уставками по времени срабатывания. При этом в суммарных отчетных данных одна и та же нагрузка, подключенная к основному и резервному устройствам АЧР, должна учитываться только один раз.
6.5. Действие устройств АВР должно быть увязано с действием АЧР таким образом, чтобы действием АВР не восстанавливалось питание отключенной от АЧР нагрузки от тех же или других электрически связанных источников питания.
6.6. Запрещается переключать нагрузки, отключенные устройствами АЧР, на оставшиеся в работе электрически связанные источники питания. Нагрузка потребителей, не допускающих длительного перерыва в электроснабжении, должна быть переключена на автономные (независимые) источники питания.
6.7. При наличии в энергосистеме крупных потребителей тепловой энергии от турбин электростанций следует, по возможности, не подключать к АЧР потребителей пара от электростанций из-за опасности уменьшения генерируемой мощности вследствие полного или частичного прекращения потребления пара.
Длительность отключения потребителей действием автоматической разгрузки определяется временем ликвидации аварийной ситуации и должна быть минимально возможной.
7. Расчет мощности нагрузки, подключаемой к АЧР
7.1. Мощность нагрузки, подключаемой к АЧР, должна выбираться из условий ликвидации расчетных дефицитов активной мощности и приниматься с некоторым запасом, необходимость которого обусловлена:
· возможностью возникновения аварийного дефицита активной мощности, превышающего расчетный;
· возможностью снижения мощности нагрузки в режимах выходных и праздничных дней, ночных и дневных часов и т.д.
7.2. Расчет аварийной разгрузки и определение расчетных дефицитов активной мощности осуществляется на основе последовательного анализа схем и режимов, начиная с аварийного отделения энергорайона, двух смежных энергорайонов и т.д., вплоть до разделения ЕЭС на части. При этом должны быть рассмотрены реально возможные аварийные режимы в нормальной и ремонтных схемах.
При выборе расчетных условий, как правило, следует исходить:
а) для изолированно работающих энергосистем – из возможности отключения наиболее мощной электростанции;
б) для небольшого энергорайона – из возможности его аварийного отделения с дефицитом мощности вследствие отключения питающих связей и/или наиболее мощного генератора (энергоблока);
г) для ЕЭС в целом – из возможности аварийного ее разделения на части с дефицитом мощности в отделившейся части вследствие отключения питающих межсистемных связей и генерируемой мощности (в том числе разгрузки и отключения энергоблоков АЭС в соответствии с технологическим регламентом при снижении частоты ниже 49,0 Гц).
7.3. Мощность, подключаемых к АЧР1 потребителей в любом энергорайоне с учетом запаса определяется по выражению:
где DРг и 0,05 – соответственно расчетный дефицит активной мощности и необходимый запас (в относительных единицах от суммарного потребления в исходном режиме).
В качестве расчетного принимается максимально возможный для энергорайона (п.7.2) аварийный дефицит мощности.
В случае, если расчетный аварийный дефицит активной мощности превышает 0,45 суммарного потребления, необходимо применение ДАР (раздел 10).
7.4. Подключаемая к АЧР мощность нагрузки должна распределяться равномерно по очередям.
Допускается незначительная неравномерность распределения по очередям мощности нагрузки при условии увеличения ее доли на очередях более высоких уставок по частоте АЧР.
7.5. Мощность нагрузки, подключаемой к несовмещенной АЧР2, рассчитывается по условию достаточности для подъема частоты от нижней границы уставок АЧР1 до заданной частоты возврата несовмещенной АЧР2 (выше 49,0 Гц).
С учетом запаса к очередям несовмещенной АЧР2 должна подключаться мощность потребителей:
7.6. Суммарная мощность, подключаемой к АЧР нагрузки (АЧР1 и несовмещенной АЧР2), с учетом запасов составляет:
Р (АЧР) = Р(АЧР1) + Р (АЧР2) ³ (DРг + 0,05) + 0,1 = DРг + 0,15
7.7. Суммарная мощность нагрузки потребителей, подключаемой к АЧР в отдельных энергорайонах, принимается по наиболее жесткому из требований ликвидации местного и системного дефицита мощности.
8. Частотное автоматическое повторное включение
8.1. ЧАПВ восстанавливает питание отключенных от АЧР потребителей при подъеме частоты в результате мобилизации резервов генерирующей мощности и восстановления отключившихся связей.
8.2. Суммарная мощность подключаемой к ЧАПВ нагрузки не регламентируется и определяется по местным условиям работы энергорайона.
Устройства ЧАПВ устанавливаются, в первую очередь, в случаях невозможности быстрого восстановления питания потребителей оперативным путем после действия устройств АЧР (на удаленных подстанциях без постоянного дежурного персонала).
Очередность включения потребителей устройствами ЧАПВ должна быть обратной очередности отключения их устройствами АЧР.
8.4. При подключении к одной очереди ЧАПВ нескольких присоединений, их выключатели должны включаться поочередно с интервалами времени не менее 1 сек (если это требуется по режиму работы источников оперативного тока).
9.1. Уставки АЧР и ЧАПВ:
уставки по частоте (с возвратом + 0,1 Гц):
Мощность подключенной к САЧР нагрузки должна составлять 3-4% от потребления.
Общая мощность подключенной к АЧР1 нагрузки должна составлять не менее 50% от потребления.
· уставка по частоте – 49,1 Гц (возврат +0,1 Гц);
· мощность подключенной нагрузки должна составлять не менее 10% от потребления.
· уставки по частоте:
49,0 Гц, возврат + 0,1 Гц, t = 5-20 сек, совмещение с АЧР1-25%;
48,9 Гц, возврат + 0,1 Гц (0,2 Гц)*, t = 25-35 сек, совмещение с АЧР1-50%;
48,8 Гц, возврат + 0,1 Гц (0,3 Гц)*, t = 40-50 сек, совмещение с АЧР1-75%;
48,7 Гц, возврат + 0,1 Гц (0,4 Гц)*, t = 55-70 сек, совмещение с АЧР1-100%.
· общая мощность совмещения с АЧР1 – не менее 60% суммарной мощности нагрузки подключенной к АЧР1.
Суммарная мощность подключенных к АЧР нагрузок должна быть не менее 60% от потребления.
В избыточных энергосистемах допускается неприменение спецочереди АЧР, а также снижение начальной уставки по частоте АЧР1 и уставок по частоте несовмещенной и совмещенной АЧР2 на 0,1 Гц.
Мощность нагрузки, подключенной к совмещенной АЧР2, не учитывается в суммарной мощности АЧР, поскольку ее действие осуществляется вторым (резервным) пуском на отключение нагрузки, подключенной к АЧР1.
Регулируемые уставки по частоте возврата указаны для микропроцессорных и микроэлектронных реле.
б) на уставках ЧАПВ 49,4 – 49,6 Гц выполняется включение нагрузки нижних по частоте очередей АЧР1 (47,0-46,5 Гц). Остальная нагрузка АЧР1 и несовмещенной АЧР2 равномерно распределяется на частотах ЧАПВ не ниже 49,7 Гц.
в) уставки по времени ЧАПВ от 10 сек., с интервалами – 5 секунд (по условию недопущения срабатывания последующей очереди ЧАПВ при снижении частоты ниже уставки возврата реле).
в) к одной очереди ЧАПВ допускается подключение не более 2-2,5% от всего объема нагрузок очередей АЧР.
Примечания к разделу 9:
— данная структура устанавливает верхнюю и нижнюю границы уставок, в пределах которых осуществляется настройка АЧР исходя из условий ликвидации как местных, так и общесистемных дефицитов мощности;
— для предотвращения ложной работы устройств АЧР1 в случаях синхронных качаний и т.п. достаточна выдержка времени 0,3 сек.
10. Дополнительная автоматическая разгрузка
10.1. ДАР применяется при ликвидации больших местных относительных дефицитов активной мощности (более 45% от потребления) со скоростью снижения частоты более 1,8-2,0 Гц/сек, при которой действие АЧР может оказаться неэффективным. Поэтому ДАР должна быть быстродействующей и срабатывать в начале процесса снижения частоты – до начала работы АЧР1 или в процессе срабатывания ее первых очередей.
ДАР обеспечивает ускоренное отключение заданной мощности нагрузки потребителей и способствует уменьшению глубины и скорости снижения частоты, чем улучшает условия действия АЧР.
10.2. ДАР осуществляет автоматическое отключение крупной нагрузки потребителей по факторам, характеризующим возникновение местного дефицита активной мощности, без фиксации снижения частоты. Запуск автоматики осуществляется по факту отключения генерирующих источников, питающих линий, силовых трансформаторов и т.д. с контролем направления и величины предшествующей мощности.
Рекомендуется также применение устройств фиксации скорости снижения частоты для выявления фактора возникновения большого местного дефицита мощности, при котором скорость снижения частоты существенно больше, чем при системном дефиците. Устройства фиксации скорости снижения частоты устанавливаются в узлах крупной нагрузки, что позволяет осуществить ускоренное отключение заданного обьема нагрузки потребителей по месту установки устройств без использования каналов телеотключения.
10.3. Мощность, подключаемой к ДАР нагрузки потребителей, выбирается такой величины, чтобы после действия ДАР остаточный дефицит активной мощности не превышал допустимый, при котором обеспечивается эффективность работы АЧР.
10.4. Величина дефицита активной мощности, который может быть ликвидирован суммарным действием ДАР и АЧР в энергорайоне, зависит от постоянной времени механической инерции района, времени отключения потребителей устройствами АЧР и ДАР и определяется расчетами.
10.5. Допускается подключение одних и тех же потребителей к АЧР и ДАР. При этом суммарная мощность разгрузки должна быть достаточной для подъема частоты выше 49,0 Гц после срабатывания ДАР и АЧР при расчетном дефиците активной мощности.
10.6. Для измерения скорости снижения частоты применяются два основных метода:
С учетом сравнительной простоты выбора и настройки уставок рекомендуется на начальном этапе применение ДАР с косвенным методом измерения скорости снижения частоты.
Уставка по частоте запуска схемы косвенного метода измерения скорости снижения частоты в зависимости от дефицита активной мощности может быть ниже, равной или выше уставки частоты верхних очередей АЧР1.
Уставки по скорости косвенного метода измерения скорости снижения частоты должны быть отстроены от дефицитов активной мощности при системных авариях (максимальные значения которых не превышают 15-20% от потребления) и составлять с запасом 1,2-1,7 Гц/сек. При снижении этих дефицитов мощности менее 15-20 % от потребления, соответственно должны уменьшаться уставки скорости снижения частоты. Ориентировочно, каждые 10% дефицита активной мощности создают скорость снижения частоты примерно 0,45-0,5 Гц/сек.
Выдержка времени ДАР косвенного метода измерения скорости снижения частоты по условию отстройки от качаний и коротких замыканий, должна составлять– 0,3-0,4 сек, с допустимым уменьшением до 0,2 сек при скорости снижения частоты более 3 Гц/сек.
11. Частотная делительная автоматика
11.1. ЧДА применяется для:
— сохранения в работе собственных нужд и предотвращения полного останова электростанций при отказе или недостаточной эффективности устройств, выполняющих функции по п.2.2 (а,б, в);
— обеспечения питания отдельных групп потребителей, не допускающих перерывов в электроснабжении.
Сохранение в работе части генераторов при действии ЧДА позволяет ускорить восстановление электроснабжения в послеаварийном режиме.
11.2. ЧДА осуществляет выделение электростанций, их частей с примерно сбалансированным районом нагрузки или отдельных агрегатов на питание собственных нужд.
При отделении электростанции на примерно сбалансированную нагрузку предпочтительным является образование небольшого избытка генерирующей мощности и повышение частоты.
11.3. ЧДА должна устанавливаться на всех ТЭС, на которых она может быть выполнена исходя из условий их работы (схема электростанции, ее положение в сети, ограничения по теплофикационному режиму и т.п.).
11.4. Уставки срабатывания ЧДА выбираются с учетом обеспечения устойчивой работы выделяемых электростанций (энергоблоков) и действия ЧДА после предварительного срабатывания АЧР1. При этом, как правило, применяются две ступени с уставками по частоте и времени в следующих диапазонах:
46,0-47,0 Гц/0,3-0,5 сек – выделение ТЭС.
47,0-47,5 Гц/30-40 сек – выделение ТЭС (резервное действие)
Для формирования отделяемого района, ЧДА может действовать несколькими ступенями. Первые ступени осуществляют предварительную подготовку схемы выделения отключением трансформаторов и присоединений, разделением шин подстанций и т.д. Последняя ступень, имеющая заданные уставки частоты, производит отключение последних связей отделяемого района и электростанции с энергосистемой.
11.5. При выделении энергосистемы или её части с преобладанием ГЭС, если генерация ГЭС более чем на 20% превышает нагрузку выделенного района, применяются автоматические устройства ступенчатого отключения (по факту повышения частоты в пределах 50,5-53,5 Гц или отключения отходящих от ГЭС линий с контролем предшествующего режима) части агрегатов, суммарной мощностью примерно равной или несколько меньшей избытка мощности.
11.6. Для электростанций, где выполнение ЧДА признано невозможным или нецелесообразным, следует подготовить и утвердить соответствующие решения с необходимой мотивировкой.
Для электростанций с ЧДА следует оформлять решения, подтверждающие соответствие назначения и удовлетворительное состояние эксплуатации имеющейся частотной делительной автоматики и систем регулирования электростанций.
11.7. Соответствие мощности генерации и нагрузки в выделяемом районе должно проверяться ежегодно в периоды максимальных и минимальных нагрузок.
3. Иерархическая система подготовки и выдачи заданий по настройке АОСЧ и контроля ее эффективности
4. Автоматический частотный ввод резерва
5. Автоматическая частотная разгрузка
6. Подключение потребителей к автоматической разгрузке
7. Расчет мощности нагрузки, подключаемой к АЧР
8. Частотное автоматическое повторное включение
9. Типовая структура настройки АЧР – ЧАПВ
10. Дополнительная автоматическая разгрузка