Релейная защита. УМК. Релейная защита. Релейная защита и автоматизация систем электроснабжения учебнометодический комплекс
 Скачать 12.1 Mb.
|
|
Раздел 7. Регулирование напряжения и частоты. Управление системой электроснабжения В разделе рассматриваются три темы: - регулирование напряжения и реактивной мощности; - регулирование частоты; - организация управления системой электроснабжения. Лабораторные работы и практические занятия в данном разделе не предусмотрены. После проработки теоретического материала следует ответить на вопросы тренировочного теста № 7. Правильные ответы на вопросы тренировочных тестов приведены на с. 217. При появлении затруднений по тестовым заданиям следует обратиться к теоретическому материалу [1] или проконсультироваться у преподавателя. При эффективной проработке материала данного раздела можно набрать 10 баллов из 100 возможных. 7.1. Регулирование напряжения и реактивной мощности Напряжение и потоки реактивной мощности в системах электроснабжения можно регулировать с помощью: - трансформаторов с регулируемым коэффициентом трансформации; - автоматического регулирования возбуждения синхронных машин; - конденсаторных установок регулируемой мощности и др. 7.1.1. Регулирование коэффициента трансформации понижающего трансформатора Одним из основных средств регулирования напряжения в системах электроснабжения является изменение коэффициентов трансформации трансформаторов на подстанциях. Известно, что коэффициент трансформации определяется отношением числа витков первичной w1 и вторичной w2 обмоток трансформатора или отношением первичного Uвн и вторичного Uнн напряжений трансформатора при его холостом ходе k=w1/w2=Uвн/Uнн. Трансформаторы имеют специальные ответвления от обмоток, позволяющие изменять коэффициент трансформации и, следовательно, регулировать напряжение. Переключение ответвлений может осуществляться устройством переключения без возбуждения (ПБВ) при отключении трансформатора от сети или устройством регулирования под нагрузкой (РПН) без отключения трансформатора от сети. Регулировочные ответвления выполняют в обмотке высшего напряжениясо стороны нейтрали. Трансформаторы с устройством РПН позволяют регулировать напряжение при изменении нагрузки в течение суток. Такие трансформаторы оборудуются автоматическими регуляторами напряжения (АРН), которые реагируют на изменения напряжения на вторичной обмотке трансформатора, давая команды на переключение ответвлений РПН согласно заданному закону регулирования напряжения. Для повышения надежности работы РПН следует исключить его срабатывания при незначительных отклонениях напряжения, а также при значительных, но кратковременных отклонениях напряжения. Для этого АРН имеет зону нечувствительности, несколько большую половины одной ступени регулирования. В этом случае АРН выдает сигнал на переключение, если напряжение ближе к следующей ступени регулирования, чем к той, на которой в данный момент работает трансформатор. Для отстройки РПН от срабатывания при кратковременных отклонениях напряжения в АРН предусматривается выдержка времени 13 минуты. 7.1.2. Автоматическое регулирование возбуждения синхронных машин Наиболее эффективным и часто применяемым способом регулирования напряжения и реактивной мощности является автоматическое регулирование возбуждения синхронных генераторов (САРВ). Функциональная схема САРВ включает в себя (рис. 7.1): - автоматический регулятор возбуждения AV; - тиристорный преобразователь UA, получающий сигнал управления от АРВ; - силовой элемент – возбудитель GE, от которого питается обмотка возбуждения главного генератора G(двигателя)).  Рис. 7.1. Функциональная схема системы автоматического регулирования возбуждения генератора Возбудитель может быть прямого действия – тиристорный преобразователь, – и косвенного действия – машина постоянного тока, обращенный синхронный генератор, расположенный на валу агрегата, или высокочастотный генератор с неуправляемым вращающимся диодным преобразователем. В измерительном органе АРВ сигналы измерительных преобразователей преобразуются в сигналы постоянного тока или в цифровой код, и затем рассчитываются параметры регулирования. Вычислительный орган на основании этой информации и значения заданной уставки, которая вводится с помощью задатчика, формирует сигнал управления. Этот сигнал через усилительный и исполнительный органы управляет работой возбудителя GE, подающего ток возбуждения в обмотку ротора генератора G. Задатчиком можно управлять вручную или с помощью автоматической системы режимного управления (вторичный регулятор). Отрицательная обратная связь, показанная на рис. 7.1, компенсирует инерционность тракта усиления сигнала по мощности и стабилизирует процесс регулирования. 7.1.3. Автоматическое управление конденсаторными батареями Современным средством компенсации реактивной мощности в системах электроснабжения являются регулируемые конденсаторные установки. Автоматическое регулирование мощности конденсаторных батарей может выполняться по различным параметрам: времени суток, току нагрузки, напряжению, коэффициенту мощности. Самый простой и наиболее распространенный способ – регулирование по уровню напряжения. 7.2. Регулирование частоты Для поддержания частоты в энергосистеме в заданных пределах все приводные двигатели генераторов оснащаются регуляторами частоты вращения (РЧВ), называемыми первичными. Функциональная схема РЧВ приведена на рис.7.2. В измерительном органе фактическая частота вращения сравнивается с уставкой, которая вводится с помощью механизма изменения частоты вращения МИЧВ. Полученный сигнал через усилительный и исполнительный органы управляет регулирующим органом (клапаном), то есть подачей энергоносителя и, следовательно, частотой вращения. МИЧВ управляется оператором или автоматически. Причины изменения частоты могут быть самыми различными: аварийное отключение генератора на электростанции, аварийное отключение линии или трансформатора связи между отдельными частями энергосистемы, резкое увеличение мощности потребителей и др. Отклонение частоты от ее номинального значения f = f – fном как один из показателей качества электроэнергии регламентируется ГОСТ 13109-97, который устанавливает нормально допустимые (+ 0,2 Гц) и предельно допустимые (+0,4 Гц) отклонения частоты.  Рис. 7.2. Функциональная схема регулятора частоты вращения Жесткие требования к поддержанию частоты обусловлены значительным ее влиянием на технологические производственные процессы, на производительность механизмов потребителей, и в особенности на производительность механизмов собственных нужд электростанций, от режима работы которых в значительной мере зависит надежность работы электростанций и выдаваемая ими мощность. Регулирование частоты в нормальных режимах рассмотрено в УМК «Электроэнергетика. Часть 2» Достаточно сложной задачей является поддержание частоты на требуемом уровне при ее понижении, обусловленном дефицитом генерируемой мощности в энергосистеме. В этом случае увеличивают впуск энергоносителя в турбины, при недостаточности такого увеличения включают резерв мощности. При дальнейшем снижении частоты в энергосистеме и недостаточной мощности резерва выполняется автоматическое ограничение снижения частоты. Одной из основных функций автоматического ограничения снижения частоты является автоматическая частотная разгрузка (АЧР). Она включает в себя две очереди разгрузки – АЧР1 и АЧР2. Рассмотрим подробнее работу АЧР. Пусть в момент времени t= 0 происходит аварийное отделение части системы (рис. 7.3), в которой начинается интенсивное снижение частоты. При достижении уставки f1 первой очереди АЧР реле, установленные в соответствующих точках системы, без выдержки времени формируют команду на отключение первой очереди потребителей (наименее ответственных). После отключения этих потребителей процесс снижения частоты прекращается, либо только замедляется. Во втором случае частота может снизиться до значения, соответствующего срабатыванию второй очереди АЧР (f2), в результате чего отключится следующая группа потребителей. И так далее, пока снижение частоты не прекратится. На рис. 7.3,а рассмотрен случай срабатывания 4-х очередей при уставках срабатывания f1, f2, f3иf4, после чего процесс снижения частоты прекратился и началось некоторое её повышение. Если бы на этом действие АЧР прекратилось, то через некоторое время мог на длительное время установиться баланс мощностей при недопустимо низком уровне частоты. Для предотвращения такого «зависания» частоты кроме очередей, срабатывающих без выдержки времени по факту достижения частотой значения уставки, имеются дополнительные очереди, срабатывающие при одной уставке по частоте f0>f1, но с различными выдержками времени. Обычно уставка f0 принимается равной 48,5-49,5 Гц, а уставки по времени от 5 с до 1,5 мин. Отключением дополнительных очередей потребителей (на рис. 7.3,а в моменты t1, t2, t3, t4) частота постепенно восстанавливается до значения f0, после чего дальнейшее восстановление частоты может быть осуществлено эксплуатационным персоналом.  а) б)Рис. 7.3. Работа АЧР в отделившейся части энергосистемы Таким образом, система АЧР имеет две составляющие, которые называются АЧР1 и АЧР2. Основная задача АЧР1 – предотвратить недопустимое снижение частоты, а задача АЧР2 – восстановить частоту до уровня, при котором энергосистема может работать достаточно долго для последующего корректирования режима диспетчерскими средствами. В рассмотренном примере (рис. 7.3,а) сначала последовательно срабатывают очереди АЧР1, а затем очереди АЧР2. При ином, менее интенсивном процессе снижения частоты срабатывание очередей АЧР1 и АЧР2 может перемежаться (рис. 7.3,б). Принципиально возможны и такие процессы, при которых действует только АЧР2. АЧР играет важнейшую роль в обеспечении живучести систем электроснабжения, т. к. предотвращает одно из наиболее опасных явлений – «лавину частоты», возникающую при снижении частоты до некоторого критического значения. Эту опасную границу можно характеризовать зависимостью минимального значения частоты от длительности существования fmin(t), определяющей предельные условия обеспечения собственных нужд агрегатов электростанций (рис. 7.4). Однако эта граница может быть различной для энергосистем с различными типами электростанций, и, кроме того, её определение представляет существенные трудности. Поэтому принимается некоторое предельное значение fmin, ниже которого частота не должна опускаться ни при каких обстоятельствах. Нормативными документами установлено значение fmin = 45 Гц.  Рис. 7.4. Снижение частоты в системах электроснабжения 1 – авария без действия АЧР; 21 – при действии АЧР; 32 – граница допустимой зоны Для обеспечения этого условия должна быть обеспечена такая суммарная мощность отключаемых АЧР1 потребителей, при которой частота не снижается до fmin при любых возможных дефицитах мощности. С некоторым запасом эта мощность принимается на уровне РАЧР1 = 1,05ΔРр max, где ΔРр max – максимальный расчётный дефицит мощности для данной энергосистемы. Мощность РАЧР2 принимается по условию РАЧР2 ≥ 0,4РАЧР1. Такое соотношение, принятое на основе эксплуатационного опыта, объясняется необходимостью учёта дополнительных факторов, в частности, возможности отключения некоторых энергоблоков. Наряду с определением суммарной мощности потребителей, подводимых по действие устройств АЧР1 и АЧР2, важное значение имеет размещение этих устройств и распределение между ними потребителей. Необходимо таким образом сформировать комплекты очередей АЧР, чтобы обеспечивалась автономная работа АЧР в каждой из частей энергосистемы, которая может отделиться с дефицитом мощности, и при этом мощность подведенных под АЧР потребителей в каждой такой части должна соответствовать расчётным значениям. 7.2. Организация управления системой электроснабжения Система управления в энергетике характеризуется следующими факторами: - усиление концентрации и централизации функций управления; - усложнение системы управления; - информационная перегруженность системы управления; - противоречие между высоким уровнем механизации и автоматизации основных производственных процессов и низким уровнем механизации и автоматизации управленческого труда. Отсюда возникает задача совершенствования системы управления в энергетике, которая решается путем создания автоматизированных систем управления (АСУ) и автоматизированных систем управления технологическим процессом (АСУТП). Они представляют собой комплексы программных и технических средств, предназначенных для автоматизированного управления технологическим процессом выработки, распределения и потребления электроэнергии. Учитывая протяженность энергосистем, эти системы невозможно реализовать без широкого применения телемеханизации, то есть сбора большого количества информации от удалённых объектов и передачи управляющих сигналов на эти объекты. Телемеханизацию и автоматизацию целесообразно осуществлять комплексно для управления всеми видами энергохозяйства предприятия: электроснабжением, газоснабжением, теплоснабжением, водоснабжением, а также для управления освещением территории. Телемеханизацию следует применять в случаях, когда она часто и эффективно используется и дает возможность существенно улучшить ведение режима электроснабжения, ускорить ликвидацию аварий и других нарушений, установить контроль за поддержанием нормальных электрических параметров (уровень напряжения, нагрузки и т. д.), уменьшить обслуживающий персонал. В объем телемеханизации входят телеуправление, телесигнализация и телеизмерение. Телеуправление (ТУ) обычно предусматривается только для тех элементов электроснабжения, которые необходимы для быстрого восстановления режима или для переключений, например для управления выключателями на питающих линиях и линиях связи между подстанциями при отсутствии АВР или при необходимости частых оперативных переключений выключателями понизительных трансформаторов и т. п. Основу АСУТП составляет программно-технический комплекс (ПТК), работающий в режиме реального времени. В составе АСУТП он выполняет: - сбор и централизацию данных, - наглядное отображение полученной информации, - подготовку и передачу информации серверу баз данных, - контроль функционирования промышленных контроллеров. Вопросы построения систем диспетчерского управления и основные понятия информационной техники (несущий процесс, виды модуляции и т. п.) достаточно подробно освещены в п. 1.6.8 конспекта УМК «Электроэнергетика. Часть 2». Заключение Сегодня на смену традиционным релейным защитам на электромеханической элементной базе всё активнее приходят современные цифровые устройства, сочетающие в себе функции защиты, автоматики, управления и сигнализации. Использование цифровых терминалов дает возможность повысить чувствительность защит и значительно уменьшить время их срабатывания, что в совокупности с высокой надежностью позволяет существенно снизить величину ущерба от перерывов в электроснабжении. Кроме того, появляется возможность построения автоматизированной системы управления технологическим процессом подстанций на базе этих терминалов и интегрирования ее с АСУ ТП верхнего уровня. На основании этого можно говорить о перспективности перехода к использованию цифровых терминалов в качестве основных устройств релейной защиты и автоматики электрических сетей. Однако не все так радужно на горизонте цифровых устройств релейной защиты и автоматики. Обратимся, в частности, к фактору надежности защиты. Исследования, выполненные отделом Israel Electric Corporation, привели к выводу о том, что надежность микропроцессорных реле ниже, чем электромеханических и полупроводниковых статических реле. Компоненты микропроцессорных реле выходят из строя чаще, чем элементы реле других видов. При этом отмечается, что имеющийся в сложных микропроцессорных реле внутренний мониторинг исправности не спасает дело, так как, во-первых, это мониторинг только основных режимов крупных функциональных блоков, а не исправности элементов, а во-вторых, информация о выходе из строя какого-то блока реле поступает к персоналу уже после того, как состоялся отказ реле. То есть наличие такой внутренней самодиагностики не увеличивает надежность реле. У цифровых защит есть и другие недостатки. Но дело не в этом. Главное для студента получить базовые знания в области релейной защиты и автоматики, а затем, став специалистом, самому определять направление развития этой области электроэнергетики. 3.3. Глоссарий (краткий словарь терминов)
|