СЕВАСТОПОЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Институт ядерной энергии и промышленности
Кафедра «Эксплуатация атомных станций»
ЗАДАНИЕ
на РШР-2
по дисциплине «Противоаварийная автоматика»,
магистранту_________класса______________________________________
(II семестр)
Тема: Автоматика предотвращения нарушения устойчивости энергосистемы при отключении линии электропередачи
Выполнить расчёт уставок разгрузки энергоузла АЭС.
Количество энергетических реакторов АЭС_____________единиц.
Номинальная активная мощность, отдаваемая электростанцией в
энергосистему __________МВт.
Связь станции с энергосистемой осуществляется по:
|
__________ЛЭП напряжением_______кВ;
|
__________ЛЭП напряжением_______кВ.
|
Мощность, отдаваемая в энергосистему на напряжении_______кВ:
Рлэп-1 = __________ МВт Рлэп- = __________ МВт
Рлэп-2 = __________ МВт Рлэп- = __________ МВт
|
Мощность, отдаваемая в энергосистему на напряжении _______кВ:
Рлэп- = __________ МВт Рлэп- = __________ МВт
Рлэп- = __________ МВт Рлэп- = __________ МВт
В РАБОТЕ НЕОБХОДИМО:
1. Дать характеристику статической и динамической устойчивости энергоузла с электростанцией типа АЭС и способов их обеспечения.
2. Пояснить назначение и место АРОЛ в комплексе АПНУ.
|
|
|
3. Указать требования к АРОЛ и основные нормативные документы.
4. Выбрать схему АРОЛ и дать в графическом виде алгоритм её работы.
5. Произвести расчёт уставок разгрузки АЭС при отключении на ОРУ
двух ЛЭП:
- напряжения 750 кВ;
- напряжения 330 кВ;
- одной – 750 кВ и одной – 330 кВ.
ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ РГР:
1. Схема выдачи АЭС электроэнергии в ЭЭС.
2. Схема АРОЛ.
3. Графики объёмов разгрузки по ступеням при КПР по линии и по сечению для каждого варианта аварийной ситуации.
Срок сдачи «_____» _______________201 г.
Задание выдал: _______________ к.т.н., доц. Костина Л.А.
Задание на РГР принял магистрант__________________________
«_______»_____________201 г.
Варианты задания к РГР-2
| Данные для расчётной части | |||
| Nвар. | PнΣ(МВт) | Р330(МВт) | Р750(%) |
| 1 | 8000 | 1400; 1200; 1000 | 45; 55 |
| 2 | 9000 | 2300; 2500 | 40; 30; 30 |
| 3 | 8600 | 1600; 1100; 1000 | 40; 35; 25 |
| 4 | 7800 | 1200; 1300; 1100 | 60; 40 |
| 5 | 8000 | 1500; 1100; 1100 | 50; 50 |
| 6 | 9500 | 1800; 1600; 1600 | 40; 30; 30 |
| 7 | 8800 | 1500; 1300; 1400 | 45; 55 |
| 8 | 9200 | 1500; 1350; 1400 | 40; 35; 25 |
| 9 | 9400 | 1600; 1300; 1400 | 50; 30; 20 |
| 10 | 9500 | 1600; 1400; 1400 | 35; 35; 30 |
| 11 | 9300 | 2600; 2100 | 35; 25; 25; 15 |
| 12 | 9600 | 2100; 2000; 1800 | 35; 35; 30 |
| 13 | 9400 | 1900; 1800; 1700 | 40; 35; 25 |
| 14 | 9600 | 1800; 1800; 1900 | 55; 45 |
| 15 | 9800 | 2200; 2100; 1000 | 40; 3 0; 30 |
| 16 | 9800 | 1600; 1600; 1400 | 30; 30; 25; 15 |
| 17 | 9900 | 1500; 1400; 1400 | 35; 25; 40 |
| 18 | 9900 | 2000; 2000; 1000 | 55; 45 |
| 19 | 9700 | 1400; 1300; 1250 | 50; 25; 25 |
| 20 | 9700 | 1200; 1300; 1300 | 30; 30; 20;20 |
| 21 | 8000 | 900; 800; 700; 600 | 35; 35; 30 |
| 22 | 8400 | 900; 950; 1000 | 30; 30; 20; 20 |
| 23 | 8800 | 2000; 1000; 1000 | 25; 25; 20; 30 |
| 24 | 8900 | 1100; 1200; 1000 | 30; 40; 15; 15 |
| 25 | 7000 | 900; 800; 800; 500 | 35; 25; 40 |
|
|
|
Содержание отчёта по РГР-2
Введение
Роль АПНУ в предотвращении нарушения статической и динамической устойчивости энергосистемы. Задачи, решаемые в РГР.
1 Назначение и принцип действия АРОЛ. Требования к АРОЛ и основные нормативные документы.
2. Пусковые и выявительные органы АРОЛ и их элементная база.
3. Управляющие воздействия АРОЛ.
4. Принципиальная схема АРОЛ и алгоритм её работы.
5. Расчёт уставок КПР.
6. Расчёт дозировок управляющих воздействий АРОЛ.
7. Графики объёмов разгрузки генерируемой мощности по ступеням при КПР по линии и по сечению для каждого варианта аварийной ситуации (при отключении линий: напряжения 750 кВ и напряжения 330 кВ).
Заключение.
Список использованной литературы.
|
|
|
Дополнительные указания
1. По исходным данным своего варианта заполнить бланк задания, приведённый на ст.р.
2. При выполнении расчётной части задания пользоваться методикой,
приведённой в п.3 данного раздела учебно-методического пособия.
3. При выполнении расчёта объёмов разгрузки составить таблицу загрузки линий в нормальном и аварийных режимах аналогично таблице 2.1.
4. Графики настройки автоматики по ступеням разгрузки для каждого из трёх случаев отключений дать на отдельных рисунках (с контролем по линии и по сечению на каждом).
Общие сведения о АРОЛ
Для предотвращения нарушения статической и динамической устойчивости энергосистемы существует целый комплекс устройств – АПНУ (автоматика предотвращения нарушения устойчивости). В него входят 5 видов устройств противоаварийной автоматики (рис.2.1).
 |
Рис.2.1 Функционально-структурная схема АПНУ
Особенности АПНУ:
1. Три фазы функционирования:
· противоаварийное управление по сохранению динамической устойчивости в аварийном режиме;
· противоаварийное управление по обеспечению устойчивости перехода к послеаварийному режиму;
|
|
|
· противоаварийное управление по обеспечению статической устойчивости в послеаварийном режиме.
2. Множество потенциально возможных возмущающих воздействий в ЭЭС и, соответственно, многовариантность необходимых управляющих воздействий (УВ).
3. Обширная априорная и рабочая (в реальном времени) информация о состоянии объектов, режимах работы ЭС и ЭЭС, эффективности противоаварийных УВ и, соответственно, взаимодействие с УТИ, УТС.
4. Необходимость взаимодействия с большим количеством пусковых органов (ПО).
5. Дозирование УВ.
АРОЛ - автоматика разгрузки при отключении линии электропередачи. Согласно требованиям нормативных документов, АРОЛ устанавливается на всех мощных линиях сечения.
Это объясняется тем, что отключения мощных межсистемных связей или их участков приводят к значительным снижениям пропускной способности этих связей. На рис.2.2 представлены в виде эквивалентных генераторов 2 электроэнергетические системы ЭЭC1 (передающая) и ЭЭС2 (приёмная), связанные тремя линиями передач: W1, W2, W3. Передаваемая ЭЭC1 активная мощность равна:
(1),
где XΣ – суммарное сопротивление систем и линий связи. Так как на генераторах практически везде сейчас установлены АРВ сильного действия, поддерживающие постоянное напряжение на шинах станции, то в формулу (1) подставляется не E1, а величина этого напряжения.
 |
Рис.2.2 Фрагмент электрической схемы ОЭЭС.
Предельная передаваемая мощность Рпр зависит от суммарного сопротивления XΣ. При отключении даже одной из параллельных линий связи XΣ увеличивается, снижая предел передаваемой мощности. На рис.2:.3 .характеристика 1 соответствует исходному режиму. при котором Угол δ120 соответствует точке устойчивого равновесия (электромагнитный момент уравновешивает момент турбины Мти). При устойчивом КЗ на одной из линий передачи (характеристика 4) линия отключается, предел передаваемой мощности Р пр снижается. Если новое значение Р пр превышает значение исходной механической мощности Рти, то условия статической устойчивости послеаварийного режима обеспечиваются. При этом, если мощность турбины Ртостается прежней, площадка ускорения Sу, может оказаться больше площадки торможения Sт, и электропередача станет динамически неустойчивой (характеристика 2). Может оказаться, что и условия статической устойчивости не выполнены (характеристика3). В этом случае полностью отсутствует и площадка торможения.
=> Необходима разгрузка передаваемой мощности Pти на ∆Рт (величину разгрузки ∆Рр) до значения Рт1 по условию обеспечения динамической устойчивости в переходном процессе (чтобы Sт > Sу.) и условию обеспечения статической устойчивости в послеаварийном режиме. Площадка Sутем меньше, чем раньше снижается передаваемая мощность и чем меньше угол δ121 к моменту отключения КЗ (уменьшение угла δ121 одновременно увеличивает площадку Sт). Уменьшение угла δ120 (при уменьшении Pт1)также повышает динамическую устойчивость.
Рис.2.3 Характеристики мощности электропередачи:
1- исходный режим; 2,3 -послеаварийные режимы; 4- режим КЗ.
Значения ∆Р р определяются нормативными требованиями, в соответствии с которыми запас статической устойчивости электропередач по мощности должен быть не менее 20% в нормальном режиме и не менее 8% в послеаварийном.
Как видно из рис.2.1, АРОЛ может осуществлять 6 видов управляющих воздействий, направленных на уменьшение передаваемой мощности.
Формирование дозированных УВ представляет собой сложную задачу нелинейного программирования, особенно для централизованных и иерархических АПНУ.
Наиболее просто по применяемой на практике методике [2] определяется снижение передаваемой мощности, необходимое для предотвращения нарушения статической устойчивости в послеаварийном режиме: необходимые мощность разгрузки ∆РРили уменьшение эквивалентного индуктивного сопротивления электропередачи ∆ХЭП определяются по ее характеристикам мощности.
Задачей данной РГР является определение управляющих воздействий для осуществления разгрузки электростанции для предотвращения нарушения статической устойчивости в послеаварийном режиме.
Рассмотрим фрагмент объединённой электроэнергетической системы (рис.2.4): при двух возможных возмущениях, обусловленных отключениями одного из двух разной длины участков линии электропередачи W 1 или W 2, необходимо различное снижение вырабатываемой АЭС мощности.
Рис.2.4 Фрагмент электрической схемы ОЭЭС
На рис.2.5 приведены характеристики передаваемой мощности автоматически регулируемой электропередачи в нормальном (1) и послеаварийных (2, 3)режимах разной тяжести и необходимой для сохранения статической устойчивости ее разгрузки. Режим 2 соответствует отключению выключателей Q 1 и Q 2 короткого участка W 1, а режим 3 (более тяжелый) - отключению выключателей Q3 и Q 4 длинного участка W 2. Линии Pп/а1 Pп/а2 соответствуют устойчивой работе в соответствующих послеаварийных режимах. Следовательно, для сохранения устойчивости работы системы в соответствии с характеристиками мощности (рис.5) необходимо обеспечить снижение генерируемой АЭС мощности для разгрузки линии электропередачи, причём ∆Рp2 > ∆ Pp1.
Рис.2.5. Характеристики передаваемой мощности автоматически регулируемой электропередачи в нормальном (1) и послеаварийных (2, 3) режимах разной тяжести и необходимой для сохранения статической устойчивости ее разгрузки
При действии устройств АРВ угловая характеристика видоизменяется: максимум характеристики не только повышается, но и смещается в область значений углов δ, больших 90° (рис.2.5).
М аксимальный объем разгрузки 
, который должна обеспечить автоматика, определяется как разность значений максимально допустимого перетока в исходном режиме и допустимого перетока, соответствующего нормативному (8%) запасу статистической устойчивости в послеаварийной схеме при отключении рассматриваемой линии с учетом нерегулярных колебаний передаваемой мощности ∆Р Н :
(2),
где
Р пр.п/а — предельная мощность электропередачи в послеаварийном режиме;
∆ РН— нерегулярные колебания передаваемой активной мощности в соответствующем режиме (обычно принимается 10% от предельной мощности; методика точного расчёта изложена в [2]);
- коэффициент, учитывающий возможность повышения пределов передаваемой мощности в сечении при различных вариантах режима, 
.
При обычно пропорционально-дифференциальном (сильного действия) автоматическом регулировании возбуждения синхронных генераторов ЭС, обеспечивающем в любом режиме Ur = const и полную компенсацию внутреннего сопротивления генератора (Хг= 0)
; 
, (3)
где Хэп.д/а, Хэп.п/а — сопротивления электропередачи (трансформаторов ХТблоков генератор-трансформатор и линии Хл электропередачи) в доаварийном и послеаварийном режимах соответственно.
В частности, при дискретном увеличении емкостного сопротивления ∆Х с противоаварийным управляющим воздействием в виде ФПК и при сопротивлении линии Хл.п/а > Хл.н
Хэп.п/а = Хт + Хл.п/а ─ Хсн ─ ∆Хс , (4)
где Х сн — сопротивление продольной компенсации в нормальном режиме.
Рис2.6. Схема электропередачи от электростанции в энергосистему
На рис.2.6 приведена схема электрической сети, а на рис.2.7 приведён соответствующий ей график разгрузки ЛЭП W1, перегрузившейся в результате аварийного отключения ЛЭП W2. По оси абсцисс откладывается передаваемая мощность в исходном (нормальном) режиме и уставки органа контроля предшествующего режима – КПР (выявительного органа автоматики, определяющего степень загруженности ЛЭП в исходном режиме).
Рис.2.7. Характеристики дозировки мощности отключаемых генераторов в зависимости от мощности, передаваемой в исходном режиме
По оси ординат откладывается мощность ступеней разгрузки, необходимая в аварийной ситуации (в случае отключения одной из линий). Величина мощности разгрузки зависит от степени перегрузки ЛЭП, т.е. определяется уставкой КПР. Контроль можно вести по наиболее загруженным линиям в сечении, или по наиболее загруженной линии и сечению –характеристики 1 и 2 (рис.2.7). Если в исходном режиме передаваемая по ЛЭП мощность не достигала начальной уставки 
, то даже в случае отключения одной из линий разгрузка не потребуется: оставшаяся в работе линия возьмёт всю передаваемую мощность на себя, не нарушая статической устойчивости системы. Если передаваемая мощность была даже максимальной (пройдены все уставки), но аварии (никакого отключения) не произошло, линии и дальше будут продолжать работать в своём режиме: разгрузки передаваемой мощности не потребуется => для выполнения разгрузки должно быть наложение 2-х факторов: перегрузка и отключение линии. В схемах это условие решается созданием элемента “И” (рис.2.8).
Рис.2.8 Простейшая схема автоматики разгрузки
Выявительный орган создан на элементах KW1, KL1, KL2 и KT, а
пусковым органом здесь является релейная защита РЗ.
Реле KW1 включается на напряжение шин ЭС и на ток линии (или сумму токов линий W1 и W2 и, следовательно, измеряет суммарную мощность в сечении). Выходной элемент KLвых выдаст сигнал на отключение генератора только в случае замыкания и контакта пускового органа РЗ, и контакта КТ2.2 Номер отключаемого генератора зависит от положения накладок.
Для работы автоматики контролируются:
1. Доаварийный переток по сечению.
2. Доаварийная схема.
3. Факт отключения линии.
На рис.2.8 представлен .вариант схемы автоматики разгрузки с пуском от выходных реле защит, отключающих линию. Для фиксации факта отключения линии можно использовать блок-контакт самого выключателя линии или реле контроля положения выключателя. На рис.2.9 приведён. вариант схемы автоматики разгрузки с комбинированным пуском от выходных реле защит линий и от реле KQC. Это позволяет исключить ложные срабатывания схемы при неотключении линии.
Рис.2.9. Вариант схемы автоматики разгрузки с пуском от выходных реле
защит линий и от реле KQC.
АРОЛ работает по такому же принципу, ноимеет более сложную схему.При децентрализованном управлении АРОЛ содержит несколько входных и выходных каналов, устройство дозировки УВ, устройство распределения УВ, элементы сигнализации. Один из вариантов структурной схемы АРОЛ представлена на рис. 2.10
Рис.2.10 Структурная схема АРОЛ (с фиксацией наложения двух аварийных событий или аварийного возмущения в ремонтной схеме)
При централизованном управлении устройство автоматической дозировки УВ (АДВ) находится в логико-вычислительной части центрального поста управления всего комплекса АПНУ ЭЭС, а на местном уровне имеется устройство запоминания дозировок (АЗД), подключаются каналы передачи и контроля информации и т.п. (рис.2.11)
Обозначения сигналов на рис.2.11:
А –аварийные от ПО,
У – управления,
И,С – информационные и сигнализационные от измерительных органов,
Н – настройки вынесенных устройств АЗД, передаваемые от АДВ к АЗД,
К – контроля положения элементов устройств АЗД (от АЗД к АДВ).
Дата добавления: 2019-02-13; просмотров: 334; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!