РД 34.35.113. Руководящие указания по противоаварийной автоматике энергосистем (основные положения)
(утв. Минэнерго СССР 23.09.1986)
23 сентября 1986 года
РУКОВОДЯЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКЕ ЭНЕРГОСИСТЕМ (ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ)
Разработано ВНИИЭ, Энергосетьпроектом, ЦЦУ ЕЭС СССР, НИИПТ.
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Руководящие указания по противоаварийной автоматике энергосистем (основные положения) содержат общую характеристику разных видов противоаварийной автоматики (ПА), определяют их назначение, условия применения и функции.
Руководящие указания предназначены для организаций Минэнерго СССР, осуществляющих разработку и эксплуатацию устройств противоаварийной автоматики: требования Руководящих указаний должны также учитываться при разработке систем технологической автоматики основного оборудования.
1.2. Противоаварийная автоматика предназначена для ограничения развития и прекращения аварийных режимов в энергосистеме. Важнейшей ее задачей является предотвращение общесистемных аварий, сопровождающихся нарушением электроснабжения потребителей на значительной территории.
1.3. Противоаварийная автоматика находится во взаимодействии с релейной защитой и другими средствами автоматического управления в энергосистеме, включая АПВ, АВР, автоматическое регулирование возбуждения, автоматическое регулирование частоты и активной мощности (вместе с автоматическим ограничением перетока), и выполняет следующие функции:
автоматическое предотвращение нарушения устойчивости энергосистемы — АПНУ (автоматическое управление мощностью в целях сохранения устойчивости энергосистемы — АУМСУ);
автоматическую ликвидацию асинхронного режима — АЛАР (автоматическое прекращение асинхронного хода — АПАХ);
автоматическое ограничение снижения частоты — АОСЧ;
автоматическое ограничение снижения напряжения — АОСН;
автоматическое ограничение повышения частоты — АОПЧ;
автоматическое ограничение повышения напряжения — АОПН;
автоматическое ограничение перегрузки оборудования — АОПО
(автоматическую разгрузку оборудования — АРО).
1.4. Противоаварийная автоматика энергетического района состоит из систем, выполняющих функции по п. 1.3 (районом может быть энергосистема или ее часть, энергообъединение или его часть, как правило, обладающие сильно выраженной зависимостью режимов входящих в них электростанций и сетей).
Система ПА реализуется совокупностью устройств, объединенных единым принципом действия, взаимно-координированными параметрами настройки, в ряде случаев — аппаратурно. Система может быть централизованной (с центральным устройством, связанным каналами передачи информации с остальными устройствами) и децентрализованной (без центрального устройства).
Сложная система (например, АПНУ) строится по принципу территориальной иерархии с выделением устройств разного уровня управления. При этом максимальная часть общей задачи системы передается на возможно более низкий уровень управления. Иерархическое построение ПА является перспективным (особенно для крупных энергообъединений).
1.5 При выполнении любой из функций (см. п. 1.3) противоаварийная автоматика осуществляет:
определение вида и значения (дозировки) управляющих воздействий (УВ);
Указанные операции могут выполняться как отдельными устройствами (пусковым — ПУ, автоматической дозировки управляющих воздействий — АДВ, исполнительным — ИУ), так и устройствами, совмещающими выполнение двух или всех трех из приведенных операций (например, пускодозирующие устройства).
При выполнении любой из указанных операций и на стыке между ними могут использоваться устройства телепередачи информации, сигналов и команд управления.
1.6. Порядок учета и оценки работы устройств и систем ПА при их эксплуатации установлен действующей Инструкцией по учету и оценке работы РЗА.
1.7. Оценка экономической эффективности затрат на создание и эксплуатацию ПА при сопоставлении вариантов ее выполнения должна производиться на основании приведенных затрат, которые рассчитываются с учетом средних годовых издержек, обусловленных как правильной, так и неправильной работой ПА.
2. УПРАВЛЯЮЩИЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ
2.1 Общая часть.
2.1.1. Ниже рассматриваются следующие виды управляющих воздействий ПА, которые рекомендуются к наиболее широкому применению:
программная форсировка возбуждения генераторов (ФВ);
управление установками продольной и поперечной компенсации: форсировка компенсации (ФК), включение шунтовых реакторов (ВШР), отключение шунтовых реакторов (ОШР);
деление системы (ДС) на несинхронно работающие части;
Кроме того, устройства ПА могут производить отключение отдельных линий и трансформаторов связи, секционных и междушинных выключателей, не приводящее к ДС, а также включение ранее отключенной нагрузки, включение нормально отключенных линий, трансформаторов, выключателей.
Некоторые виды УВ имеют более ограниченную область применения, чем указанные выше:
электрическое торможение генераторов;
загрузка паровых турбин воздействием на систему регулирования или путем отключения отборов высокого давления, теплофикационных отборов;
управление мощностью передач и вставок постоянного тока и др.
2.1.2. Дозировку УВ рекомендуется производить ступенями, т.е. воздействиями определенного объема, заранее подготовленными к действию по соответствующему сигналу.
2.1.3. Управляющие воздействия, как правило, осуществляются однократно, т.е. восстановление готовности автоматики к работе осуществляется вручную (оперативно) с контролем допустимости снятия реализованной степени УВ. Исключение составляют устройства, выполняющие автоматическую частотную разгрузку и частотное АПВ.
2.1.4. При появлении команд на выполнение сразу нескольких однородных ступеней УВ в пределах устанавливаемого интервала времени должна быть реализована наибольшая из ступеней. Вне этого интервала ступени УВ реализуются независимо по мере восстановления их готовности. Этот интервал времени называется интервалом одновременности, он зависит от вида УВ и ПА.
2.1.5. При выборе УВ необходимо учитывать, что, кроме предусмотренного назначением ПА положительного эффекта, УВ могут вызывать дополнительные издержки, а также приводить к ряду других нежелательных последствий. Основными издержками являются прямой ущерб, связанный с отключением потребителя при ОН, и косвенный, вызванный уменьшением потребления вследствие снижения частоты, которое может сопровождать действие ОГ, РТ и ДС. Кроме того, имеют место издержки, связанные с износом оборудования, воспринимающего УВ, — турбогенератора в случае РТ или ОГ, выключателей при ОГ, ДС и т.п. К нежелательным последствиям относится также возможность возникновения дефицита реактивной мощности при ОГ и ДС; снижение надежности энергосистемы вследствие риска потери на длительное время агрегатов, аварийно разгружаемых при РТ и отключаемых от сети при ОГ, а также вследствие отклонения от нормальной схемы электрических сетей энергосистемы, в том числе собственных нужд электростанций при ОГ и ДС; ухудшение технико-экономических показателей электростанций при РТ и др.
С учетом возможного ущерба рекомендуется определенная очередность применения УВ, которая зависит от цели воздействия и вида ПА. Менее предпочтительные виды УВ должны использоваться, как правило, при исчерпании возможностей более предпочтительных или в качестве резервных, а также при неготовности системы к реализации более предпочтительных УВ.
Экономическое сопоставление проектируемых УВ производится в соответствии с п. 1.7.
При выборе УВ может учитываться также состояние электротехнического и энергетического оборудования и другие эксплуатационные условия.
2.2 Разгрузка турбин.
2.2.1. Разгрузка паровой турбины осуществляется через систему ее регулирования с использованием двух входов: быстродействующего — электрогидравлического преобразователя (ЭГП) и медленнодействующего — механизма управления турбиной (МУТ).
Применяется два типа разгрузки паровых турбин — кратковременная и длительная.
2.2.2. Кратковременная (импульсная) разгрузка паровой турбины (КРТ) представляет собой быстрое уменьшение мощности турбины за счет прикрытия регулирующих клапанов длительностью до нескольких секунд и применяется при АПНУ для компенсации избыточной кинетической энергии роторов агрегатов на начальной стадии переходного процесса, вызванного аварийным возмущением.
Интенсивность воздействия характеризуется глубиной и скоростью разгрузки.
Кратковременная разгрузка турбины осуществляется путем подачи на ЭГП прямоугольного импульса с экспоненциальным его снятием в темпе, примерно соответствующем затуханию электромеханических колебаний в энергосистеме. Выбор амплитуды и длительности прямоугольной части импульса должен производиться с учетом экспериментальных зависимостей глубины разгрузки от параметров импульса (импульсных диаграмм).
Ступени КРТ электростанции могут отличаться амплитудой или длительностью прямоугольной части импульса, а также числом разгружаемых агрегатов. При выборе состава агрегатов, участвующих в аварийной разгрузке, следует учитывать ожидаемую частоту и дозировку КРТ, имея в виду ограниченность ресурса каждого агрегата.
2.2.3. Длительная разгрузка паровой турбины — ДРТ (или ограничение мощности — ОМ) представляет собой длительное (на период послеаварийного режима) уменьшение мощности за счет прикрытия регулирующих клапанов турбины и соответствующего уменьшения паропроизводительности котла.
Длительная разгрузка применяется для предотвращения нарушений устойчивости, ликвидации асинхронного режима и ограничения перегрузки оборудования и может применяться для ограничения повышения частоты. ДРТ характеризуется величиной (глубиной) разгрузки, может осуществляться через ЭГП и (или) МУТ турбины и должна сопровождаться соответствующим воздействием на системы регулирования котла.
Ступени ограничения могут отличаться величиной сигнала ограничения или количеством разгружаемых агрегатов (см. п. 2.2.2). ДРТ выполняется агрегатными и станционным устройствами ограничения мощности. Агрегатные устройства автоматически отрабатывают заданное станционным устройством значение ограничения. Допускается применение агрегатных устройств ограничения мощности как содержащих регулирующий контур, замкнутый по мощности агрегата, так и не содержащих такого контура. Первые рекомендуются к применению, в первую очередь, из-за большей точности ограничения. С помощью станционного устройства производится распределение разгрузки по агрегатам (блокам) с учетом их регулировочного диапазона, а также с учетом распределения агрегатов в случае осуществления ДС. Если суммарный регулировочный диапазон электростанции при этом оказывается недостаточным, производится дополнительное ОГ.
Рекомендуется использовать автоматические станционные устройства, допускается применение устройств с оперативным заданием распределения.
2.3 Отключение генераторов.
2.3.1. Отключение генераторов применяется для предотвращения нарушений устойчивости, ликвидации асинхронного режима, ограничения повышения частоты и перегрузки оборудования и характеризуется мощностью отключаемых генераторов. ОГ осуществляется отключением генераторных или блочных выключателей. Отключаемые выключатели следует выбирать с учетом обеспечения достаточного быстродействия и надежности отключения, количества генераторов, отключаемых одним выключателем, схемы первичных соединений электростанции.
Если состояние технологической автоматики и системы регулирования частоты вращения агрегата на ТЭС и АЭС не обеспечивает надежную работу блока на холостом ходу или с нагрузкой собственных нужд, допускается воздействие устройства ОГ на закрытие стопорных клапанов с последующим отключением выключателя при условии, что при этом обеспечивается быстродействие, достаточное для выполнения функций.
При выборе вида УВ следует учитывать, что ОГ на ГЭС предпочтительнее, чем на ТЭС; ОГ на ТЭС или АЭС целесообразно производить лишь после исчерпания возможностей по ДРТ; ОГ на АЭС следует применять в последнюю очередь.
При выборе отключаемых агрегатов следует учитывать вероятность удержания их на нагрузке собственных нужд.
2.4 Отключение нагрузки.
2.4.1. Отключение нагрузки применяется для ограничения снижения частоты и напряжения, предотвращения нарушений устойчивости, ликвидации асинхронного режима и ограничения перегрузки оборудования. Поскольку ОН связано с прямым недоотпуском электроэнергии потребителям, рекомендуется использовать автоматическое повторное включение нагрузки, если это допустимо по режиму работы потребителя и энергосистемы и не может явиться причиной развития аварии.
Рекомендуется использовать децентрализованное (т.е. имеющее местные пусковые устройства) ОН во всех случаях, когда это возможно, так как при этом повышается надежность действия автоматики и обеспечивается очередность отключения потребителей с учетом их ответственности, последствий перерывов питания и т.д. При АПНУ применяется централизованное ОН — специальное отключение нагрузки (САОН).
2.5 Программная форсировка возбуждения синхронных машин.
2.5.1. Программная форсировка возбуждения осуществляется увеличением уставки АРВ по напряжению и применяется при АПНУ.
Возможное повышение напряжения при ФВ и длительность ФВ ограничиваются в основном уровнем изоляции электрических аппаратов и оборудования энергосистем, условиями насыщения магнитопроводов генератора и трансформатора, нагревом обмотки ротора и статора.
2.6. Управление установками поперечной и продольной компенсации (ФК, ОШР, ВШР).
2.6.1. Форсировка компенсации в установках продольной компенсации (УПК) производится для увеличения степени компенсации индуктивного сопротивления электропередачи путем увеличения емкостного сопротивления УПК. Осуществляется ФК путем отключения части параллельно работающих ветвей конденсаторных батарей.
С помощью ФК в установках поперечной емкостной компенсации производится увеличение вырабатываемой установкой реактивной мощности путем изменения схемы включения и числа включенных шунтовых конденсаторных батарей.
При осуществлении ФК не должны превышаться допустимые для конденсаторных батарей перегрузки с учетом их длительности. ФК и ОШР применяются для предотвращения нарушений устойчивости и ограничения снижения напряжения, ВШР — для ограничения повышения напряжения.
2.7 Деление энергосистемы.
2.7.1. Деление системы — разделение энергосистемы на несинхронно работающие части — применяется для предотвращения нарушений устойчивости, ликвидации асинхронного режима, ограничения снижения и повышения частоты, ограничения перегрузки оборудования.
При АПНУ за счет ДС изменяется соотношение мощностей приемной и передающей частей энергосистемы, которое должно уменьшать влияние возмущения и увеличивать эффективность таких УВ, как отключение генераторов, разгрузка турбин и отключение нагрузки.
Деление системы при АЛАР производится в основном для прекращения или локализации асинхронного режима.
Во всех случаях при ДС существенно значение небаланса мощности, создаваемое им в разделенных частях энергосистемы. Значение небаланса должно оперативно или при необходимости автоматически изменяться (например, с помощью выбора сечения ДС или путем РТ, ОГ, ОН) в целях разгрузки того или иного сечения и обеспечения допустимых уровней частоты и напряжения.
2.7.2. Деление энергосистемы производится отключением линий или разделением шин электростанций и подстанций в одном из заранее подготовленных сечений.
При выборе сечений ДС должны учитываться минимизация точек деления и количество коммутируемых выключателей, а также надежность работы первичных схем соединения энергосистем после деления.
Эффективность ДС обеспечивается, как правило, при условии специального выполнения схем основных электрических соединений энергосистемы.
Отказ выключателя при делении в целях АПНУ должен автоматически с выдержкой времени резервироваться отключением других, как правило, смежных выключателей.
2.8 Ввод резерва.
2.8.1. Ввод резерва может осуществляться автоматическим пуском резервных агрегатов ГЭС и ГАЭС; переводом агрегатов ГЭС и ГАЭС, работающих в режиме СК, в активный режим; переводом агрегатов ГАЭС, работающих в насосном режиме, в генераторный режим; автоматическим пуском резервных газотурбинных установок; загрузкой имеющих резерв гидро- и турбогенераторов.
Загрузка агрегатов осуществляется воздействием через их системы управления на открытие направляющего аппарата гидротурбины и регулирующих клапанов паровой турбины при соответствующем увеличении паропроизводительности котла.
2.8.2. Ввод резерва применяется при АОСЧ (автоматический ввод резерва, АЧВР) для предотвращения снижения частоты и ускорения включения потребителей, отключенных действием АЧР. ВР может использоваться для уменьшения требуемого значения или длительности отключения нагрузки по условиям обеспечения нормативного запаса статической устойчивости в послеаварийном режиме.
Все ГЭС и ГАЭС должны быть оснащены устройствами АЧВР.
3. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ НАРУШЕНИЙ УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ
3.1. Система АПНУ предназначена для предотвращения нарушения динамической устойчивости при аварийных возмущениях (АВ) и обеспечения в послеаварийных условиях нормативного запаса статической устойчивости для заданных сечений охватываемого района.
Аварийным возмущением называется внезапное резкое и существенное изменение состояния энергосистемы в результате короткого замыкания, непредвиденного отключения элемента из-за его повреждения или ошибочных действий защиты, автоматики или персонала.
3.2 Устанавливаются следующие условия применения системы АПНУ.
3.2.1. Система АПНУ может применяться и должна выполнять свои функции по п. 3.1 для всех сочетаний схем, режимов и аварийных возмущений, указанных в таблице (соответствующая классификация режимов и аварийных возмущений по группам приведена в «Руководящих указаниях по устойчивости энергосистем». М.: СПО Союзтехэнерго, 1984) <*>.
<*> Приведенные в таблице данные относятся только к ПА и поэтому отличаются от общих требований к устойчивости, так как последние включают в себя, кроме того, требования к схеме и режиму энергосистемы.
| Исходная схема | Исходный режим | Аварийные возмущения |
|---|---|---|
| Нормальная Нормальная Ремонтная | Нормальный Утяжеленный Нормальный | Группы 2 и 3 Группы 1 и 2 Группы 1 и 2 |
3.2.2. При нормальных режимах допускается применение устройств АПНУ, выбранных в соответствии с таблицей для утяжеленных режимов.
3.2.3 При более тяжелых, чем нормативные, сочетаниях схем, режимов и возмущений:
рекомендуется использование АПНУ, если это возможно без существенного усложнения автоматики (например, использованием дополнительной ступени при ОГ и т.п.);
допускается срабатывание соответствующих устройств АПНУ, выбранных для нормальных условий; при этом, кроме того, допускается нарушение устойчивости.
3.2.4. Для каждого сечения (или нескольких сечений, имеющих взаимно зависимые пределы устойчивости) учитывается свой набор ремонтных схем. Каждая из них отличается от нормальной отсутствием одного элемента сети, существенно (более чем на 10%) снижающим предельный по устойчивости переток данного сечения в возможных послеаварийных схемах. При этом для энергорайона может учитываться одновременно несколько ремонтов, относящихся к сечениям или группам сечений, слабо зависимым по режиму.
Для ремонтной схемы в силу кратковременности ремонта допускается упрощенное выполнение автоматики.
Например, в ремонтной схеме допустимо в меньшей степени, чем в нормальной, дифференцировать исходный режим и интенсивность возмущения, отказаться от автоматического учета взаимной зависимости предельных по устойчивости перетоков, применить управляющее воздействие, рассчитанное на наихудший случай, и т.п.
3.2.5. При возникновении ремонтного состояния схемы, которое фиксируется автоматикой как две и более расчетные схемы, допускается действие устройств АПНУ, соответствующее одной из этих схем, рассматриваемой в качестве наиболее тяжелой.
3.2.6. Допускается использование устройств АПНУ, выбранных для нормативных условий, и при медленной перегрузке связей, не вызванной аварийными возмущениями, но не предотвращенной действием систем автоматического регулирования и ограничения мощности.
3.2.7. Допускается АПНУ для заданных сечений энергосистемы за счет ее разделения по другим сечениям на несинхронно работающие части, если ДС более эффективно, чем другие УВ (см. п. 2.1.5).
3.3. Систему АПНУ рекомендуется строить в соответствии с функциональной схемой (см. рисунок).
┌──────────────────────────────────────────────────────────────┐
<pre class="legal-pre"> │ ЭНЕРГОСИСТЕМА │<─┐
└────┬───┬────────────────┬───┬──────────────────────────┬─────┘ │
│ │ │ │ │ │
\/ \/ \/ \/ \/ │
┌─ ─ ─ ─ ─ ─ ┐ ┌ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┐ ┌─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ┐ │
┌──────────┐ ┌───────────┐ Устройство ┌───────────┐ │
││Измерение ││ │ │ Измерение │ │сбора данных│ │ Измерение ││ │
│и фиксация│ │и фиксация │ │ │и фиксация │ │Исполнительное
││ текущих ││ │ │параметров │<┼───┘ │ │параметров ││ │устройство
│параметров│ │ исходного │ │ исходного │ │ │
Пусковое │└───┬───┬──┘│ │ │ состояния │ │ │ │и текущего ││ │ │
устройство │ │ └───┬───┬───┘ │ состояния │ <┼───────┘
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ └─────┬─────┘│ │
└────> \/ \/ \/ \/ Устройство \/ │
│┌──────────┐│ │ ┌───────────┐ │АДВ │ ┌───────────┐│ │
│Выявление │ ┌.──.─>│Определение├─┼.┼─.──.──.──┼>│Исполнение │ │
││аварийного││ │ │ │управляющих│<┼─┘ │управляющих││ │
│возмущения│ . ┌─.─>│воздействий├─┼.──.──.──.──┼>│воздействий│ │
││ ││ │ │ │ └───┬───┬───┘ │ │ ││ │
│ │ . . │ │ │ │ │ │
││ ││ │ │ │ \/ \/ │Устройство │ ├┼─┘
│ │ . . ┌───────────┐ АЗД │ │ │
││ ├┼─┴─┼─┼─>│Запоминание├─┼─┼──────────┼>│ ││
│ │ . │управляющих│<┼─┘ │ │
││ ├┼───┴─┼─>│воздействий├─┼────────────┼>│ ││
└──────────┘ └───────────┘ └───────────┘</pre>
└─ ─ ─ ─ ─ ─ ┴ ─ ─ ┴ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┴─ ─ ─ ─ ─ ─ ┴ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┘
На основе измерения и фиксации параметров доаварийного состояния энергосистемы (осуществляемых устройствами сбора доаварийной информации) для всех фиксируемых АВ и данного доаварийного состояния определяются УВ (в устройствах АДВ), которые при необходимости запоминаются в устройствах автоматического запоминания дозировки — АЗД.
На основе измерения и фиксации параметров текущего состояния энергосистемы выявляется наличие и при необходимости оценивается тяжесть АВ (в пусковых устройствах). С этой целью ПУ фиксируют существенные изменения схемы (отключение линий, трансформаторов, генераторов или блоков генератор-трансформатор и т.п.), а также контролируют сбросы мощности в момент КЗ, длительность КЗ, вид КЗ (однофазное, многофазное), действие устройств АПВ и т.п. В случае невозможности непосредственной фиксации АВ следует применять ПУ, реагирующие на вызванное возмущением изменение параметров режима: передаваемую по связи или сечению мощность, угол сдвига фаз.
При срабатывании ПУ выбирает требуемое УВ из состава запомненных в устройстве АЗД.
Реализация УВ осуществляется ИУ, в которых также может выполняться измерение и фиксация параметров энергосистемы, причем как в доаварийном, так и в текущем состоянии.
Информация об исходном состоянии схемы и режима сети (доаварийная информация), дискретные сигналы о срабатывании ПУ, дискретные команды на срабатывание ИУ, сигналы настройки устройств автоматики и т.п. могут передаваться по телеканалам.
Для АДВ широко применяются так называемые устройства контроля предшествующего режима (КПР), совмещающие операции дозировки и запоминания, которые при этом выполняются децентрализованно. Могут применяться централизованные устройства АДВ, в том числе программируемые. Операция АЗД может также выполняться централизованно, а может быть распределена по местам приложения воздействий (вынесенные устройства АЗД).
3.4. При АПНУ используются практически все УВ, которые применяются в ПА (см. разд. 2).
Эффект УВ при АПНУ сводится к разгрузке контролируемых сечений (разгрузка турбин, отключение генераторов, отключение нагрузки, деление системы), увеличению их пропускной способности (форсировка возбуждения, форсировка конденсаторов, отключение шунтовых реакторов) и гашению избыточной кинетической энергии генераторов (кратковременная разгрузка турбины, отключение генераторов и др.), накопленной в результате возмущения.
Выбор УВ осуществляется в следующей очередности: форсировка возбуждения, разгрузка турбин, отключение генераторов, деление системы — в избыточной части энергосистемы и отключение нагрузки, деление системы — в дефицитной, если только из расчета условных ущербов (или ущербов) не следует другая очередность.
3.5. Выбор охватываемого района, а также структуры и настройки системы или устройства АПНУ на планируемый отрезок времени производится на основании расчетов статической и динамической устойчивости для соответствующего диапазона состояний энергосистемы и расчетных возмущений.
При определении параметров настройки должны учитываться:
несовершенство принципа, определяемое в основном тем, что доступная для контроля информация недостаточна;
погрешность расчетов (расчетных условий и методов);
4. АВТОМАТИЧЕСКАЯ ЛИКВИДАЦИЯ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА
4.1. Автоматическая ликвидация асинхронного режима осуществляется для любого из возможных сечений асинхронного режима в охватываемом районе, как правило, путем деления района по этому сечению на несинхронно работающие части.
В отдельных случаях ликвидация асинхронного режима (АР) может осуществляться восстановлением синхронной работы энергосистемы ресинхронизацией или комбинированным способом — разрывом части связей и последующей ресинхронизацией. В последнем случае в целях облегчения ресинхронизации могут быть разорваны все связи по некоторому сечению, не совпадающему с сечением АР.
В функцию устройств АЛАР, как правило, входит также предотвращение перехода двухчастотного АР в многочастотный <*>. При этом допускается применение устройств АЛАР, недостаточно эффективных при многочастотном АР.
<*> С этой целью может использоваться также действие устройств АПНУ, главным образом на ДС.
4.2. Автоматическая ликвидация асинхронного режима должна осуществляться за время, меньшее допустимой длительности АР, которая определяется с учетом опасности повреждения оборудования энергосистемы, нарушения работы ответственных приемников и дополнительных нарушений устойчивости.
Ресинхронизация может применяться, если:
допустимая длительность АР достаточна для осуществления ресинхронизации в большинстве возможных схем и режимов;
асинхронный режим и ресинхронизация не приводят к дополнительным нарушениям устойчивости;
объем отключаемой нагрузки при ресинхронизации существенно меньше, чем при делении.
Ресинхронизация должна резервироваться автоматическим делением в том же сечении так, чтобы суммарная длительность АР не превышала допустимую и была не более 15 — 30 с (меньшее время устанавливается для случая ресинхронизации ТЭС, большее — для ГЭС).
4.3. В целях выявления асинхронного режима устройство АЛАР может контролировать: разность фаз между векторами напряжения по концам электропередачи (угол по передаче) и скорость ее нарастания; ток; напряжение; ток и направление мощности в передаче; значение входного сопротивления сети в контролируемой точке передачи и значение мощности; скорость изменения входного сопротивления и т.п. Может контролироваться также положение электрического центра качаний.
Для выбора точек деления при АР, а также для формирования УВ в целях обеспечения ресинхронизации может дополнительно контролироваться исходная передаваемая мощность по сечению и знак скольжения.
4.4. Управляющие воздействия в целях ресинхронизации выбираются в следующем порядке: разгрузка турбин, отключение генераторов, деление системы — в избыточной частя энергосистемы; отключение нагрузки, деление системы — в дефицитной.
4.5. Система АЛАР реализуется совокупностью локальных устройств, каждое из которых может участвовать в ликвидации АР в одном или нескольких сечениях.
4.5.1 Автоматическая ликвидация АР в каждом сечении должна обеспечиваться двумя видами устройств:
основными, действующими на деление, а в отдельных случаях — на ресинхронизацию и деление;
резервными, действующими на деление с отстройкой от основных выдержкой времени или по количеству циклов АР.
4.5.2. Основное и резервное устройства должны осуществлять деление, действуя на разные выключатели, и устанавливаться на разных подстанциях. Резервное устройство рекомендуется выполнять на других по сравнению с основным, по возможности, более простых принципах.
4.5.3. Кроме основного и резервного устройства, необходимо устанавливать также дополнительное устройство, выявляющее асинхронный ход в неполнофазных режимах.
4.5.4. Слабые шунтирующие связи оснащаются устройствами, выполненными на простейших принципах. Допускается оснащение такой связи одним устройством.
4.6. Выбор АЛАР осуществляется на основании расчетов параметров режима сети при фиксированных сдвигах фаз между векторами ЭДС эквивалентных источников, а также расчетов переходного процесса (в предположении отказа устройств АПНУ) для различных исходных условий и аварийных возмущений. При этом производится:
определение возможных сечений АР и размещение устройств;
выбор принципа деления устройств и управляющих воздействий;
расчет параметров срабатывания.
5. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ОГРАНИЧЕНИЕ СНИЖЕНИЯ ЧАСТОТЫ
5.1 Система АОСЧ предназначена для предотвращения работы потребителей и оборудования охватываемого района с частотой:
ниже 46 Гц в течение более 10 с;
ниже 47 Гц в течение более 20 с;
ниже 49,5 Гц в течение более 60 с.
5.2. Система АОСЧ должна охватывать любой район, работающий изолированно (в том числе ЕЭС СССР в целом), или такой, который может быть отделен от ЕЭС СССР сечениями асинхронного режима, самопроизвольного или управляемого деления и т.п. с аварийным дефицитом мощности, приводящим к недопустимому снижению частоты (см. п. 5.1). Одни и те же устройства АОСЧ могут действовать в составе разных подсистем, ограничивающих снижение частоты при местных и различных общесистемных дефицитах.
Система АОСЧ должна выполнять свою функцию (см. п. 5.1) при возможных для данного района аварийных дефицитах мощности. При этом она должна быть настроена таким образом, чтобы обеспечивались:
минимальное значение мощности нагрузки, отключаемой для прекращения снижения частоты (оно должно быть близко к значению суммарного аварийного дефицита мощности и в случае сохранения изолированной работы района обеспечивать восстановление частоты до уровня, не превышающего 49,5 Гц);
полная (но не более чем на значение возникшего дефицита) мобилизация имеющегося в районе включенного резерва генерирующей мощности;
автоматическое включение отключенных выключателей потребителей по мере восстановления нормальной частоты; при этом, как правило, должно исключаться повторное отключение потребителей в результате снижения частоты после их включения;
отсутствие срабатывания устройств при допустимых кратковременных снижениях частоты, в том числе обусловленных синхронными качаниями.
Кроме того, устройства АОСЧ должны быть размещены и настроены таким образом, чтобы они по возможности:
не способствовали нарушению устойчивости параллельной работы энергосистемы или возникновению перегрузки линий и трансформаторов, ведущих к быстрому (за 5 — 10 мин.) их повреждению;
способствовали автоматической ресинхронизации дефицитного района или в случае его полного отделения — автоматической синхронизации с использованием АПВ с улавливанием синхронизма.
5.3 Система АОСЧ осуществляет:
автоматический частотный ввод резерва (АЧВР);
автоматическую частотную разгрузку (АЧР);
дополнительную разгрузку, действующую при больших местных дефицитах мощности;
восстановление питания отключенных потребителей при восстановлении частоты (ЧАПВ);
выделение электростанций или генераторов со сбалансированной нагрузкой;
выделение генераторов на питание собственных нужд электростанций.
5.3.1. Автоматический частотный ввод резерва должен обеспечивать уменьшение объема отключения потребителей и сокращение времени перерыва электроснабжения потребителей, отключенных действием АЧР.
5.3.2. Автоматическая частотная разгрузка предусматривает отключение потребителей небольшими порциями — очередями по мере снижения частоты (в целях прекращения снижения частоты — АЧР1) или по мере увеличения продолжительности существования пониженной частоты (в целях восстановления частоты до длительно допустимого значения — АЧР2). Устройства АЧР являются основой системы АОСЧ.
5.3.3. Дополнительная разгрузка предусматривает ускоренное отключение потребителей при особо больших местных дефицитах мощности, когда эффективность АЧР оказывается недостаточной. Дополнительная разгрузка способствует уменьшению снижения частоты.
5.3.4. Восстановление питания отключенных потребителей при восстановлении частоты должно использоваться для уменьшения перерыва питания отключенных потребителей в условиях восстановления частоты в результате реализации резервов генерирующей мощности, ресинхронизации или автоматической синхронизации по отключающейся связи.
5.3.5. Автоматическое выделение электростанций или генераторов со сбалансированной нагрузкой, выделение генераторов на питание собственных нужд применяется:
для сохранения в работе собственных нужд и предотвращения полного останова электростанции при отказе или недостаточной эффективности устройств, выполняющих функции по п. п. 5.3.1 - 5.3.3;
для обеспечения питания наиболее ответственных потребителей.
Указанные мероприятия позволяют ускорить восстановление работы энергосистемы в послеаварийном режиме после разделения энергосистемы и частичной остановки генераторов.
В отдельных случаях выделение электростанций или генераторов может производиться с дефицитом активной мощности, устраняемым последующим действием АЧР в отделившемся районе. При необходимости осуществляется предварительная (автоматическая) подготовка первичной схемы к выделению.
5.4 Устройства АОСЧ контролируют:
снижение частоты и (или) скорость ее снижения;
факторы, непосредственно свидетельствующие о возникновении дефицита мощности: отключение питающих элементов сети, сброс активной мощности и т.п. (дополнительная разгрузка).
5.5. При выборе управляющих воздействий необходимо учитывать следующее.
5.5.1. Автоматический частотный ввод резерва предусматривает автоматический частотный пуск гидрогенераторов, находящихся в резерве, автоматический перевод в генераторный режим гидроагрегатов, работающих в режиме синхронного компенсатора, мероприятия по загрузке турбин и т.п.
5.5.2. Очередность отключения выключателей потребителей при действии устройств АЧР должна устанавливаться с учетом ответственности потребителей и должна по возможности обеспечивать наименьший суммарный ущерб от перерыва электроснабжения.
5.5.3. В целях уменьшения принимаемых запасов по объему отключаемой нагрузки предусматривается совмещение действия очередей АЧР1 и АЧР2 (кроме части начальных по времени очередей АЧР2) на отключение одних и тех же потребителей. При совмещении объединяется действие очередей АЧР1, имеющих меньшие уставки по частоте, с очередями АЧР2, имеющими большие уставки по времени.
Допускается присоединение одних и тех же потребителей к устройствам дополнительной разгрузки и АЧР (1 и 2) при обеспечении выполнения своих функций обоими видами разгрузки.
5.5.4. Очередность включения выключателей потребителей от устройств ЧАПВ должна устанавливаться с учетом ответственности потребителей, вероятности их отключения действием АЧР, сложности и длительности неавтоматического восстановления их питания и, как правило, должна быть обратной по сравнению с принятой для АЧР.
5.5.5. При определении значения выделяемой по п. 5.3.5 нагрузки следует учитывать возможное действие АЧР и дополнительной разгрузки.
5.5.6. Управляющие воздействия АОСЧ должны осуществляться с учетом возможного действия устройств АПВ и АВР. В частности, срабатывание устройств АЧР во время паузы АПВ должно блокироваться или исправляться последующим ЧАПВ. Недопустимо автоматическое включение резервного питания (АВР) потребителей, отключенных при АЧР (за исключением потребителей первой категории).
5.6. Устройства АЧР устанавливаются, как правило, на подстанциях энергосистемы. Допускается в целях уменьшения ущерба при действии АЧР установка устройств непосредственно у потребителей под контролем энергосистемы (по возможности с резервированием действия этих устройств на подстанциях энергосистемы).
5.7. Размещение и настройка устройств АОСЧ осуществляется на основе анализа схем и режимов энергосистемы с учетом реально возможных вариантов возникновения аварийных дефицитов мощности, начиная с отдельных узлов (электростанций с нагрузкой) и кончая всей параллельно работающей энергосистемой, в которую входит данный район.
При выборе АЧР и ЧАПВ рекомендуется:
применять возможно большее число равномерно распределенных по частоте (АЧР1) и времени (АЧР2) очередей с минимально различающимися параметрами срабатывания, при этом допускается неселективная работа смежных очередей;
по возможности равномерно распределять по очередям мощность нагрузки, если не требуется иное распределение (из-за ответственности потребителей, для предотвращения перегрузки связей, обеспечения ресинхронизации и др.).
Устройства по п. 5.3.5 настраиваются исходя из резервирования устройств по п. п. 5.3.1 - 5.3.3.
6. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ОГРАНИЧЕНИЕ ПОВЫШЕНИЯ ЧАСТОТЫ
6.1. Устройства АОПЧ предназначены для предотвращения недопустимого повышения частоты (до 55 Гц), при котором возможно срабатывание автоматов безопасности турбин ТЭС, а также для ограничения длительного повышения частоты на ТЭС значением, при котором нагрузка блоков не выходит за пределы диапазона допустимых нагрузок. В узлах энергосистемы, где нет ТЭС, устройства АОПЧ применяются для ограничения повышения частоты значением 60 Гц для обеспечения нормальной работы электродвигателей.
6.2. Система АОПЧ должна охватывать любой район, который работает изолированно, или такой, который может быть отделен от остальной энергосистемы сечениями асинхронного режима, самопроизвольного или управляемого деления и т.п., с аварийным избытком мощности, приводящий к недопустимому повышению частоты (см. п. 6.1). Комплекс устройств АОПЧ должен выполнять свою функцию при возможных для данного района (узла) аварийных избытках мощности.
При этом действие устройств АОПЧ не должно происходить при эксплуатационном повышении частоты, не создающем условия по п. 6.1, а также в режиме синхронных качаний. Действие устройств АОПЧ не должно приводить к последующему действию устройств АОСЧ.
6.3. Устройства АОПЧ контролируют частоту энергосистемы и (или) скорость ее повышения, а также, если требуется, работу котла при выходе его режима за пределы регулировочного диапазона.
Для предотвращения срабатывания при синхронных качаниях может использоваться контроль загрузки возможного сечения деления в доаварийном режиме.
6.4. Устройства АОПЧ ликвидируют аварийный избыток активной мощности района за счет отключения генераторов и деления системы, последнее используется для отделения ТЭС с примерно сбалансированной нагрузкой от остальной части энергосистемы в целях резервирования действия остальных устройств АОПЧ.
7. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ОГРАНИЧЕНИЕ СНИЖЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
7.1. Устройства АОПН предназначены для предотвращения снижения напряжения в узлах энергосистемы в послеаварийных режимах до значений, не допустимых по условиям устойчивости нагрузки, и возникновения лавины напряжения. Граница допустимых значений напряжения в узле нагрузки (критическое напряжение) определяется в соответствии с «Руководящими указаниями по устойчивости энергосистем».
7.2. Для ликвидации дефицита реактивной мощности устройства АОСН увеличивают ее генерацию (форсировка конденсаторов) и (или) уменьшают ее потребление (отключение шунтовых реакторов, отключение нагрузки, отключение линии).
7.3. Устройства АОСН непосредственно контролируют снижение напряжения с учетом его длительности. Для повышения быстродействия может использоваться производная напряжения. В тех случаях, когда не обеспечивается достаточная эффективность при контроле напряжения в месте установки устройства, можно применять более сложные устройства с фиксацией повреждений в разных точках энергосистем и телепередачей сигналов.
7.4. Для АОСН рекомендуются следующие УВ и порядок их применения: отключение шунтовых реакторов, форсировка конденсаторов, отключение нагрузки; может применяться деление сети. Применение ОН допускается в случае невозможности или неэффективности применения других мероприятий. При отсутствии в данном узле потребителя, который может быть отключен, допускается применение отключения менее ответственных потребителей в смежных узлах, если оно эффективно.
7.5. Как правило, АОСН выполняется с пуском по напряжению ступенями с разными выдержками времени. Меньшие выдержки должны обеспечить отстройку автоматики от АПВ, АВР и т.д., при этом следует свести к минимуму вероятность неправильного срабатывания устройств при полной потере напряжения вследствие неуспешных АПВ, отключений линий распределительной сети и т.д.
7.6. Обоснование применения АОСН следует производить с учетом зависимости потребления от напряжения, наличия АРПН на понизительных трансформаторах, наличия конденсаторных батарей и длинных и сильно загруженных линий электропередачи.
8. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ОГРАНИЧЕНИЕ ПОВЫШЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
8.1. Устройства АОПН предназначены для ограничения повышения напряжения на электрооборудовании энергосистемы сверх допустимого уровня с учетом длительности повышения (см. ПТЭ) в тех случаях, когда это повышение произошло в результате (одностороннего) отключения линии электропередачи, отключения фазы или разрыва транзита.
8.2. Если напряжение не превосходит уровень, допустимый в течение более 20 мин., применение АОПН не требуется.
8.3. Устройства АОПН устанавливаются на линиях напряжением 330 кВ и выше и иногда на линиях 220 кВ большой протяженности.
8.4. Автоматическое ограничение повышения напряжения производится при повышении напряжения на линиях подстанции или на примыкающем конце линий, отходящих от подстанции. Для выявления линии электропередачи, одностороннее отключение которой явилось причиной повышения напряжения, применяется контроль значения и направления реактивной мощности на линиях электропередачи, отходящих от подстанции. Это облегчает также отстройку устройств синхронных качаний и асинхронного режима.
8.5. Устройство АОПН имеет ступени по контролируемому напряжению и выдержке времени и действует на включение шунтирующих реакторов подстанции и, если напряжение не снизилось до допустимого значения, на отключение линии, зарядная мощность которой вызвала повышение напряжения. Действие на ВШР возможно без контроля значения и направления реактивной мощности.
9. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ОГРАНИЧЕНИЕ ПЕРЕГРУЗКИ ОБОРУДОВАНИЯ
9.1. Устройства АОПО предназначены для ограничения повышения тока в электрооборудовании сверх допустимого уровня с учетом длительности повышения.
9.2. Если ток не превосходит значения, допустимого в течение 20 мин. и более, применение АОПО не требуется.
9.3. Устройства АОПО обычно реагируют непосредственно на повышение тока в электрооборудовании.
9.4. Устройство АОПО может иметь ступенчатое исполнение по контролируемому току и выдержке времени и действует на разгрузку электростанций (разгрузка турбин, отключение генераторов), а также на отключение нагрузки, деление системы и в последнюю очередь на отключение перегружающегося оборудования. При этом автоматическое отключение линий электропередачи не допускается.