АЧР энергосистем — Делительная автоматика по частоте
В ряде районов, энергосистем, где возможно возникновение больших местных дефицитов мощности, выполнение дополнительной разгрузки может быть связано с большими трудностями. Такое положение может возникать, если, во- первых, нагрузки рассредоточены по энергосистеме и нет достаточно крупной питающей линии, отключение которой решало бы задачи дополнительной разгрузки, и, во-вторых, если из-за наличия высокоответственных потребителей нельзя отключить целиком крупную подстанцию или питающую линию Иногда не удается простыми техническими средствами выявить помимо частоты фактор действия дополнительной разгрузки или обеспечить необходимое быстродействие автоматики.
В подобных случаях задачи ликвидации больших дефицитов мощности целиком возлагаются на АЧР, однако в этих условиях действие АЧР может оказаться неэффективным из-за недостаточного быстродействия устройств разгрузки или их возможного отказа при глубоком снижении напряжения, как правило, имеющем место одновременно с глубоким снижением частоты. Кроме того, даже при небольших дефицитах мощности никогда не исключено такое протекание аварийных процессов, когда действие АЧР по каким-либо причинам оказалось неэффективным (например, из-за отказов ряда устройств, неправильного их размещения, недостаточного объема разгрузки) и частота снижается до опасных уровней на длительное время.
Для обеспечения живучести энергосистем и сохранения в работе электрических станций при глубоком или длительном снижении частоты согласно директивным материалам [30, 54] на тепловых электростанциях должна выполняться делительная автоматика по частоте, осуществляющая отделение от энергосистемы всей электростанции или ее части с примерно сбалансированной нагрузкой или же отдельных агрегатов на нагрузку собственных нужд. Делительная автоматика по частоте заменяет дополнительную разгрузку, когда последняя не может быть выполнена или по каким-либо причинам отсутствует, и резервирует действие АЧР и дополнительной разгрузки, когда последняя введена в работу. Делительная автоматика по частоте является важнейшим звеном и «последним рубежом» в комплексе средств противоаварийной автоматики, предназначенных для ликвидации аварийных дефицитов мощности. Она позволяет сохранить в работе электрические станции и после ликвидации аварийной ситуации быстро восстановить питание потребителей. Отсутствие или неэффективное действие делительной автоматики по частоте приводит к полному погашению электростанций, существенному увеличению времени ликвидации аварий и народнохозяйственного ущерба.
Делительная автоматика по частоте согласно [30, 54] должна устанавливаться на всех ТЭС, на которых она может быть выполнена исходя из условий их работы (схемы электростанции, ее положения в сети, теплофикационного режима и т. д.). Делительную автоматику следует выполнять с двумя пусковыми органами — одним с частотой срабатывания 45—46 Гц, т. е. примерно на I Гц меньше нижней уставки по частоте АЧР1, и временем 0,5 с (для предотвращения погашения электростанций при глубоком снижении частоты) и другим — с частотой срабатывания около 47 Гц и временем 30-40 с (для предотвращения погашения электростанций при длительном зависании частоты на низком уровне).
Делительную автоматику по частоте следует выполнять таким образом, чтобы отделение электростанции с частью нагрузки происходило или с небольшим избытком генерирующей мощности, ликвидируемым впоследствии действием АРЧВ турбин (что является более предпочтительным), или с небольшим «остаточным» дефицитом мощности, при необходимости ликвидируемым действием еще не сработавших устройств АЧР в выделившемся районе.
В тех случаях, когда не удается выполнить делительную автоматику по частоте, отделяющую всю электростанцию или ее часть с примерно сбалансированной нагрузкой, должно осуществляться действие делительной автоматики на выделение одного или нескольких агрегатов на нагрузку собственных нужд всей электростанции или хотя бы этих агрегатов. При этом должна быть обеспечена и экспериментально проверена надежная работа энергоблока с нагрузкой собственных нужд в течение не менее 15 мин при возможных режимах и технологических схемах электростанции [54].
Особо следует обратить внимание на необходимость выполнения делительной автоматики по частоте в районах, где по каким-либо причинам временно имеет место недостаточный объем разгрузки. Уставка по частоте такой автоматики выбирается по местным условиям и может быть принята более высокой—46,5—47,5 Гц, а выдержка времени не более 1 с. Это означает, что в таких условиях допускается в ряде случаев неселективное по отношению к АЧР действие делительной автоматики, т. е. ее срабатывание до того момента, как полностью сработали все очереди АЧР1.
Действие делительной автоматики становится особо эффективным, если наряду с сохранением в работе электростанции в результате ее действия обеспечивается питание потребителей, имеющих наиболее высокую степень ответственности, а нагрузка, отключаемая действием АЧР до или после отделения электростанции, менее ответственна.
Учитывая, что срабатывание делительной автоматики по частоте происходит, как правило, в условиях одновременного снижения частоты и напряжения, а также ответственность этой автоматики, ее целесообразно выполнять на полупроводниковом реле частоты РЧ-1, работоспособном при глубоких снижениях напряжения, а при ее выполнении на индукционном реле ИВЧ следует в обязательном порядке осуществить мероприятия по стабилизации напряжения на реле частоты.
С целью повышения надежности работы делительной автоматики следует стремиться, чтобы по возможности ее воздействие осуществлялось на минимальное число выключателей и были сведены до минимума сложные переключения и телеотключения. Для обеспечения селективности действия автоматики целесообразно применять дополнительные пусковые или блокирующие сигналы, например по направлению мощности по линиям связи электростанции с системой или по трансформаторам, Повышение эффективности и селективности автоматики может быть достигнуто введением в нее сигналов по уровню воды в барабанах котлов, интегралу отклонения частоты [58, 61 ], снижению активной мощности собственных нужд за заданный интервал времени [18, 19]. Если одновременно с дефицитами активной мощности могут возникать значительные дефициты реактивной мощности и глубокие снижения напряжения на шинах электростанций, приводящие к нарушению устойчивости или отключению электродвигателей собственных нужд, целесообразно дополнить делительную автоматику пусковыми органами по снижению напряжения. Эффективность факторов пуска и уставки делительной автоматики в каждом конкретном случае должна проверяться расчетами или натурными экспериментами.
Наиболее просто задачу отделения электростанции с примерно сбалансированной нагрузкой удается решить на ГРЭС среднего или низкого давления, имеющих, как правило, значительную местную нагрузку. Наибольшие трудности при выполнении делительной автоматики возникают на блочных ГРЭС высокого и сверхвысокого давления, имеющих незначительную местную нагрузку и выдающих основную мощность в энергосистему, а также на ТЭЦ, имеющих значительную тепловую нагрузку [6].
Для осуществления выделения целиком крупной блочной ГРЭС вместе с районом нагрузки, как правило, требуется сложный комплекс автоматики с устройствами телеотключения и воздействием на большое число выключателей. С другой стороны, выделение только одного агрегата ГРЭС со своими собственными нуждами приводит к потере значительной части генерирующей мощности. В ряде случаев наиболее целесообразным является выделение части электростанции (например, агрегатов, работающих на шины среднего напряжения) с нагрузкой собственных нужд и прилегающего района (например, отключением транзитных связей на самой электростанции и примыкающих подстанциях, а также связей между шинами различных напряжений на электростанции). Для формирования отделяемого района делительная автоматика может выполняться несколькими (двумя-тремя) ступенями [69]. Первая ступень, действующая при более высоких значениях частоты (например, 48—48,5 Гц), осуществляет предварительную подготовку схемы выделения отключением соответствующих транзитных связей, разделением шин ряда подстанций и т. д. Последняя ступень, имеющая регламентированные директивными материалами уставки, производит отключение соответствующих последних связей отделяемого района и электростанции с энергосистемой.
Если выделение части ГРЭС или ТЭЦ с районом нагрузки осуществить не удается или оно связано со значительным усложнением автоматики, необходимостью отключения большого числа выключателей, что существенно снижает надежность работы автоматики, то, как указывалось выше, следует производить выделение одного-двух агрегатов электростанции на нагрузку собственных нужд. Следует по возможности стремиться к сохранению собственных нужд большего числа агрегатов. При этом, с одной стороны, нагрузка собственных нужд не должна превосходить Мощность выделяемых генераторов и, с другой стороны, необходимо обеспечить перевод на выделяемые генераторы только такого числа двигателей собственных нужд, самозапуск которых обеспечивается. Для обеспечения последовательного самозапуска этих двигателей на большом числе секций может потребоваться большое время (до 10—15 с), поэтому в ряде случаев целесообразно либо сократить число агрегатов, собственные нужды которых переводятся на выделяемый генератор, либо автоматическую подготовку схемы собственных нужд начинать до срабатывания делительной автоматики, например при более высоких частотах (47,5 —48,5 Гц), что существенно облегчает условия самозапуска, уменьшает отклонения режимных параметров, увеличивает объем нагрузки, для которой обеспечивается успешный самозапуск.
Трудности в выполнении делительной автоматики по частоте на ТЭЦ связаны с необходимостью обеспечения после отделения электростанции или отдельных агрегатов баланса не только по электрической мощности, но и по тепловой нагрузке агрегатов, существенные сбросы или набросы которой могут привести к их остановке. С другой стороны, на ТЭЦ, имеющих поперечные связи и котлы· барабанного типа, практически всегда есть резервы по питательной воде и пару, а значительные объемы пара в коллекторах и паропроводах снижают в переходных процессах при снижении частоты эффект падения уровня в барабанах котлов.
Наиболее сложно, как правило, выполнить делительную автоматику на ТЭЦ, агрегаты которых постоянно или определенные периоды времени работают в чисто теплофикационном режиме, существенно ухудшающем их регулировочные возможности. Например, в Мосэнерго ТЭЦ составляют большую часть электростанций, причем значительное их число в осенне-зимний период работает с противодавлением или на встроенных пучках. В связи с этим на ТЭЦ Мосэнерго принято, что при выполнении делительной автоматики с действием на выделение нескольких агрегатов хотя бы один из них в исходном нормальном режиме должен работать с подачей циркуляционной воды в конденсатор, а при действии автоматики на выделение одного агрегата он не должен в нормальном режиме работать с противодавлением. Повышая надежность действия делительной автоматики, это, однако, приводит к некоторому снижению экономичности работы ТЭЦ. Для обеспечения более надежного питания собственных нужд ТЭЦ при выделении одного или нескольких агрегатов целесообразно, если позволяет схема станции, заблаговременно или автоматически при более высоких, чем уставки автоматики деления, уровнях частоты создавать блочные схемы, управляющие запорной арматурой по пару и питательной воде. При этом необходимо предусматривать питание соответствующей арматуры от выделяемых на автономную работу секций собственных нужд.
Вопрос о том, должна ли делительная автоматика по частоте на ГРЭС и ТЭЦ действовать на выделение всей станции, ее части или отдельных агрегатов, должен решаться исходя из конкретных схемных и режимных условий работы электростанции. При анализе эффективности автоматики и выборе схемы деления должны быть тщательно проанализированы все возможные режимы и схемы работы электростанций в различные периоды суток и года, их состав оборудования, а также состав и значения электрических и тепловых нагрузок потребителей. При оценке возможных небалансов электрической и тепловой нагрузки необходимо учитывать действие АЧР, отключающей часть местной нагрузки на шинах электростанции или в отделяющихся с ней районах, а также возможный сброс тепловой нагрузки потребителей при работе АЧР. Возможно выполнение делительной автоматики в две ступени, первая из которых, имеющая более высокую уставку по частоте, действует на выделение всей станции или ее части с примерно сбалансированной нагрузкой, а вторая—на выделение одного- двух генераторов с нагрузкой собственных нужд, если действие первой ступени автоматики оказалось неэффективным и частота продолжает снижаться или зависает на низком уровне.
Опыт эксплуатации показывает, что задача выполнения делительной автоматики на ТЭС, и в первую очередь на ГРЭС с крупными блочными агрегатами высокого давления, решается медленно. Это обусловлено как рядом объективных технических трудностей, так и в ряде случаев неудовлетворительным состоянием оборудования и систем регулирования агрегатов и механизмов. Учитывая особую важность этой автоматики с точки зрения обеспечения живучести электростанций и энергосистемы в целом, необходимо форсировать работы по осуществлению комплекса необходимых мероприятий, позволяющих ввести эту автоматику в работу
Как показывает анализ ряда тяжелых аварий, отсутствие или неправильный выбор уставок (как правило, большие выдержки времени) делительных автоматик по частоте на ряде электростанций явились причиной их полного погашения при возникновении больших дефицитов мощности в некоторых районах и энергосистемах.
Рис 3 6 Принципиальная схема (а), схема замещения района (б) и зависимость при возникновении дефицита мощности (в)
1— авария, 2— расчет
В качестве примера такой аварии можно привести следующий случай. В одном из районов крупного энергообъединения (рис. 3.6) работали три тепловые электростанции среднего давления, мощность которых составляла 0,455 мощности нагрузки данного района. Недостающая мощность в этот район поступала из энергообъединения по двум линиям 220 и одной линии 110 кВ. Объем АЧР и этом районе составлял 0,34 мощности нагрузки, т. е. был недостаточным, дополнительная разгрузка отсутствовала. На двух электростанциях не была выполнена делительная автоматика по частоте, на третьей электростанции она имела уставки 46 Гц, 11с.
При операциях на подстанции 220 кВ по вводу в работу после ремонта одной из двух систем шин произошла поломка шинного разъединителя, возникло короткое замыкание и действием дифференциальной защиты шин район оказался отделенным от сети 220 кВ На оставшуюся в работе линию 110 кВ, связывающую район с энергообъединением, произошел большой наброс мощности, нарушилась устойчивость электростанций района относительно энергообъединения, и частота в районе стала резко снижаться. Кривая изменения частоты во время этой аварии приведена на рис. 3.6, в. Сработала АЧР, но из-за недостаточного объема разгрузки и увеличения дефицита вследствие больших активных потерь а линии 110 кВ продолжалось быстрое и глубокое (ниже 40 Гц) снижение частоты, в результате этого три станции района остановились полностью, в том числе и та, где имелась делительная автоматика с временем 11 с, поскольку отделение станции произошло уже при частоте 41 Гц и не могло ее спасти.
Вопрос выполнения делительной автоматики является очень актуальным и для АЭС. Обеспечение живучести этих станций при аварийном снижении частоты — важнейшая задача. Она должна решаться в комплексе с другой важнейшей задачей — обеспечения радиационной безопасности АЭС при значительных аварийных возмущениях, связанных с глубоким или длительным снижением частоты. Проблема выполнения делительной автоматики на АЭС в настоящее время еще детально не исследована. В то же время необходимость такой автоматики диктуется опытом эксплуатации. Наиболее универсальным и надежным представляется выделение в аварийных условиях агрегатов АЭС на нагрузку своих собственных нужд. В тех случаях, когда это позволяют схема и режим работы станции и прилегающего района нагрузки, целесообразно выделять на этот район один или несколько агрегатов АЭС. Необходимо провести комплекс работ и исследований, на основании которых могут быть разработаны принципы выполнения такой автоматики и обоснованы ее уставки, и в частности работы по обеспечению надежного функционирования агрегатов АЭС при сбросах их нагрузки до значений, близких к нагрузке холостого хода, исследования по оценке работоспособности оборудования АЭС, включая механизмы собственных нужд и системы управления и защиты агрегатов, при аварийных отклонениях частоты.
Чда что это в энергетике
Октябрь, 2021 / Международный научный журнал
«Наука через призму времени» №10 (55) 2021
Автор: Школенко Александр Юрьевич, Студент 2 курса магистратуры
Рубрика: Технические науки
Название статьи: Частотная делительная автоматика теплоэлектростанций
Статья просмотрена: 1836 раз
Дата публикации: 10.10.2021
УДК 621.311
ЧАСТОТНАЯ ДЕЛИТЕЛЬНАЯ АВТОМАТИКА ТЕПЛОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Школенко Александр Юрьевич
студент 2 курса магистратуры
кафедра электромеханики, факультет авионики , энергетики и инфокоммуникаций
Уфимский государственный авиационный технический университе , г .У фа
Аннотация. Высокая надежность электроснабжения потребителей – это главная цель работы электроэнергетической системы. Для устойчивой работы электроэнергетической системы необходимо своевременно выявлять аварийные режимы, предотвращать их развитие и ликвидировать в минимально возможные сроки. С этой целью существует противоаварийная автоматика, в частности, частотная делительная автоматика теплоэлектростанций.
Ключевые слова: Единая энергетическая система, Системный оператор, противоаварийная автоматика, частотная делительная автоматика, теплоэлектростанция.
Единая энергетическая система и её автоматика
В Единой энергетической системе (ЕЭС) России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах должно быть организовано автоматическое противоаварийное управление, предназначенное для выявления, предотвращения развития и ликвидации аварийного режима электроэнергетической системы.
Одной из таких специальных противоаварийных автоматик (ПА) является частотная делительная автоматика (ЧДА), она входит в вид автоматики ограничения снижения частоты (АОСЧ) [1].
АОСЧ предназначена для предотвращения недопустимого по условиям устойчивой работы генерирующего оборудования и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии снижения частоты электрического тока и полного погашения (отключения) электроэнергетической системы или её части при возникновении дефицита активной мощности, в том числе при аварийном выделении электроэнергетической системы или её части на изолированную работу.
Принцип действия и цель ЧДА
ЧДА предназначена для предотвращения полного останова теплоэлектростанций (ТЭС) при недопустимом снижении частоты электрического тока в электроэнергетической системе. Условием для срабатывания ЧДА является снижение частоты электрического тока [2].
ЧДА осуществляет выделение ТЭС, их частей или отдельных энергоблоков (генераторов):
- на собственные нужды отдельного энергоблока (энергоблоков);
- на собственные нужды всех энергоблоков ТЭС;
- на изолированный район нагрузки (собственные нужды отдельного энергоблока (энергоблоков) в сумме с объемом потребителей электрической энергии, находящихся вне ТЭС (к примеру тупиковые подстанции, питание которых осуществляется с шин распределительных устройств ТЭС)).
Выделение электростанций, их частей или отдельных энергоблоков (генераторов) на изолированный район нагрузки допускается осуществлять при проектном обосновании. Процесс выделения производится путём команд от ПА на отключение высоковольтных выключателей.
Следует уточнить, что испытания ЧДА являются достаточно объемными по содержанию. Данные испытания необходимы для каждой ТЭС в ЕЭС России, так как успешность испытаний напрямую влияет на устойчивость отдельных участков электроэнергетической системы , самой ТЭС, на безаварийную подачу электрической энергии потребителям, которые входят в район выделения ЧДА.
Регламент проведения, анализ испытаний ЧДА
Системным оператором (СО) ЕЭС 17.02.2021 был утвержден актуализированный «Регламент проверки выполнения условий устойчивой работы генерирующего оборудования тепловых электростанций при его выделении действием ЧДА на изолированную нагрузку» (далее – Регламент) взамен старого, который был утвержден 12.03.2013 [3].
Регламент описывает 3 этапа проведения испытаний ЧДА [3, с. 4]:
- проведение испытаний по определению величины допустимого небаланса активной мощности при выделении генерирующего оборудования на изолированную нагрузку;
- проверка прохождения по каналам ПА команд ЧДА на отключение высоковольтных выключателей (выключатель в данном случае – это важнейший элемент электроэнергетический системы, с помощью которого производится отделение генерирующего оборудования ТЭС от электроэнергетической системы);
- анализ балансов активной мощности при выделении генерирующего оборудования ТЭС действием ЧДА на изолированную нагрузку с учётом определённой по результатам испытаний величины допустимого небаланса с выдачей заключения о работоспособности существующей (их) схемы (схем) выделения ЧДА или необходимости её (их) корректировки.
Необходимо уточнить, что на ТЭС возможно осуществление нескольких алгоритмов ЧДА, которые запускаются в зависимости от параметров электроэнергетической системы. Каждый алгоритм осуществляется в отдельности. Совмещение нескольких алгоритмов недопустимо.
Пояснение по 1 буллиту вышеописанных этапов проведения испытаний: расчетный небаланс активной мощности считается СО по данным зимнего и летнего контрольного замера [3, с. 12]:
P расч .н еб. = P Гmax — ( P потр . — P АЧР) — PСН,
где P Г max – максимум регулировочного диапазона генерирующего оборудования, входящего в схему выделения ЧДА;
P потр . – потребление в выделяемом действием ЧДА районе по данным контрольного замера (зима и лето);
P АЧР – сумма нагрузок потребления, подключённых под действие
автоматической частотной разгрузки (АЧР) в выделяемом действием ЧДА районе по данным контрольного замера (зима и лето);
P СН – нагрузка потребления электроприёмников собственных нужд генерирующего оборудования, входящего в схему выделения ЧДА.
В Регламенте существуют следующие критерии успешных или не успешных испытаний ЧДА [3, c . 13]:
- если расчётный небаланс для часов максимума и минимума потребления по данным последнего летнего и зимнего контрольных замеров не превышает допустимого небаланса активной мощности, определённого по результатам испытаний ЧДА, то условия устойчивой работы генерирующего оборудования электростанции при его выделении действием ЧДА на изолированную нагрузку выполняются;
- если расчётный небаланс для часов максимума и минимума потребления по данным последнего летнего и зимнего контрольных замеров превышает допустимый небаланс мощности, определённый по результатам испытаний, то условия устойчивой работы генерирующего оборудования электростанции при его выделении действием ЧДА на изолированную нагрузку не выполняются.
В новом Регламенте есть существенные изменения. Раньше испытания ЧДА проводились до достижения технического минимума ( минимально допустимый уровень нагрузки генерирующего оборудования по условиям стабильности работы генерирующего оборудования ), теперь испытания ЧДА должны проводиться до достижения технологического минимума (нижний предел регулировочного диапазона в конденсационном режиме, определяемый исходя из требований устойчивости работы блочного оборудования при минимально допустимом составе вспомогательного оборудования и сохранении автоматического регулирования или отдельных регуляторов).
Технический минимум меньше технологического, он позволял разгрузить (при необходимости) генерирующее оборудование ТЭС до значения генерации активной мощности, которое максимально близко к уровню потребления активной мощности в выделяемом ЧДА районе, теперь же разгрузка до технологического уровня ставит проблему баланса генерации и потребления, так как уровень генерации может быть существенно выше потребления в выделяемом ЧДА районе.
Регламент представляет несколько путей решения проблемы неуспешных испытаний ЧДА в этом случае [3, с.14]:
- изменение состава выделяемого генерирующего оборудования;
- использование действия ЧДА на отключение генераторов;
- изменение настроек систем автоматического управления выделяемого генерирующего оборудования;
- использование БРОУ или РОУ (быстродействующая редукционно-охладительная установка или редукционно-охладительная установка) импульсно-предохранительных клапанов для сброса избытков пара при выделении генерирующего оборудования действием ЧДА;
- разрешение вмешательства оперативного персонала в действия автоматических регуляторов (перевод на ручное управление) и изменения состава вспомогательного оборудования с целью обеспечения возможности разгрузки генерирующего оборудования ниже технологического минимума при выделении действием ЧДА (с разработкой соответствующей станционной инструкции для оперативного персонала);
- использование другого района выделения;
- использование схемы выделения генерирующего оборудования на его собственные нужды (объем нагрузки собственных нужд ТЭС зачастую меньше потребления какого-либо района);
- снижение объема нагрузки потребителей, подключенных под действие АЧР в выделяемом районе.
Открытые вопросы по новому Регламенту
По приведенным выше способам остаются открытыми следующие вопросы:
- какие пути решения собственник ТЭС должен рассматривать в первую очередь в случае неудачных испытаний?
- должен ли СО требовать от собственника рассмотрение каких-либо способов в первую очередь, или это остается на усмотрение владельца ТЭС?
В Регламенте также сказано, что, если общий паровой коллектор острого пара ТЭС разделен на несколько секций , допускается проводить испытания отдельно для каждой секции (с одновременным нанесением возмущения на турбины секции), а итоговый допустимый небаланс определять путём суммирования допустимых небалансов, определенных для отдельных секций.
Вопрос состоит в том, что подразумевается под «разделением на несколько секций», закрытие секционных задвижек при аварийном или ремонтном режиме, либо полное, с физической точки зрения, разделение коллектора острого пара на несколько невзаимосвязанных частей?
Решение вопросов к Регламенту, выводы
Вышеописанные, а также другие вопросы (не представлены в статье) подготовлены Филиалом АО «СО ЕЭС» « Региональное диспетчерское управление энергосистемы Республики Башкортостан» (далее – Башкирское РДУ) для рассмотрения в Филиале АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Урала» к предстоящей видео-конференц-связи, которая будет проходить в ближайшее время.
По полученным результатам конференции Башкирское РДУ будет актуализировать существующие инструкции по выполнению ЧДА на ТЭС в своей операционной зоне. Будет организовано взаимодействие с собственниками ТЭС для объяснения имеющихся у них вопросов по новому Регламенту, с целью недопущения ошибок при составлении программ испытаний ЧДА в будущем.
9 Частотная делительная автоматика
"ГОСТ Р 58335-2018. Национальный стандарт Российской Федерации. Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Автоматическое ограничение снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности. Нормы и требования" (утв. и введен в действие Приказом Росстандарта от 28.12.2018 N 1181-ст)
9 Частотная делительная автоматика
9.1 ЧДА должна обеспечивать сохранение в работе собственных нужд и предотвращение полного останова ТЭС при отказе или недостаточной эффективности АЧР.
9.2 ЧДА должна осуществлять выделение ТЭС, их частей или отдельных энергоблоков (генераторов) на собственные нужды или на район нагрузки.
9.3 При выделении энергоблока ТЭС на собственные нужды энергоблока действием ЧДА должна обеспечиваться его устойчивая работа в течение не менее 30 мин.
9.4 Действие устройств ЧДА на выделение ТЭС (энергоблоков, генераторов) на изолированный район должно обеспечивать баланс активной мощности в указанном районе.
Допустимая величина небаланса активной мощности определяется условиями обеспечения устойчивой работы генерирующего оборудования ТЭС с учетом действия АЧР.
9.5 ЧДА должна иметь две ступени с уставками по частоте и выдержками времени на срабатывание в соответствии с таблицей 2.
Уставки по частоте и выдержки времени
на срабатывание ступеней частотной делительной автоматики
Уставка по частоте, Гц
Выдержка времени на срабатывание, с
Настройка ЧДА должна обеспечивать действие ЧДА после срабатывания АЧР-1.
9.6 Для предварительной подготовки энергорайона, выделяемого действием ЧДА, может осуществляться автоматическое изменение конфигурации электрической сети путем отключения соответствующих коммутационных аппаратов.
9.7 Нагрузка потребителей в энергорайоне, выделяемом действием ЧДА, не должна подключаться под действие ЧАПВ, если действие ЧАПВ приводит к повторному срабатыванию устройств АЧР.
9.8 Недопустима установка измерительных органов ЧДА на объектах электросетевого хозяйства.
9.9 Невозможность (нецелесообразность) установки (применения) ЧДА должна быть оформлена постоянным или временным решением о технической невозможности выполнения ЧДА, которое утверждается собственником или иным законным владельцем ТЭС после согласования с субъектом оперативно-диспетчерского управления.
Постоянное решение о технической невозможности выполнения ЧДА должно оформляться при невозможности выполнения ЧДА:
— по схеме выделения на изолированный район или на собственные нужды всей станции, подтвержденной анализом возможных схем выделения;
— по схеме выделения энергоблоков/газовых турбин на свои собственные нужды, подтвержденной заключением завода — изготовителя генерирующего оборудования или результатами натурных испытаний.
Временное решение о технической невозможности выполнения ЧДА должно оформляться при:
— отсутствии или неработоспособности ЧДА, вызванной выводом из эксплуатации генерирующего оборудования или снижением нагрузки потребления крупных потребителей, входящих в схему выделения ЧДА;
— невозможности обеспечения длительной устойчивой работы генерирующего оборудования при выделении действием ЧДА, подтвержденной результатами испытаний;
— наличии иных причин, не исключающих возможности выполнения ЧДА.
9.10 Контроль соответствия мощности генерации и нагрузки в энергорайоне, выделяемом действием ЧДА, при недостаточном объеме необходимой телеметрической информации должен производиться посредством измерений мощности нагрузки генераторов и потребителей в указанном районе не реже чем два раза в год в дни контрольных замеров, а также в дни внеочередных замеров.
9.11 На всех электростанциях, на которых установлена или планируется к установке ЧДА, следует проводить проверку выполнения условий устойчивой работы генерирующего оборудования ТЭС при его выделении действием ЧДА на изолированную нагрузку.
Проверка должна выполняться собственником или иным законным владельцем электростанции с периодичностью не реже одного раза в семь лет, а также при модернизации:
— систем автоматического регулирования генерирующего оборудования, выделяемого действием ЧДА;
— автоматической системы аварийной разгрузки блока (для ЧДА, выполненной по схеме "Выделение генератора на свои собственные нужды").
Проверку следует выполнять путем проведения испытаний.
9.12 В каждой энергосистеме субъектом оперативно-диспетчерского управления должны быть разработаны и утверждены схемы подачи напряжения на шины ТЭС от внешнего источника напряжения для пуска электродвигателей собственных нужд и разворота энергоблоков или турбогенераторов после наиболее тяжелых нарушений нормального режима с частичным или полным погашением энергосистемы (части энергосистемы) (далее — схемы подачи напряжения).
Перечень электростанций, для которых разрабатывают и утверждают схемы подачи напряжения, определяется субъектом оперативно-диспетчерского управления.
Схемы подачи напряжения обязательны для исполнения всеми субъектами энергетики, объекты электроэнергетики которых могут участвовать в реализации схемы подачи напряжения.
Форум режимщиков
А есть еще куча всяких "самоделок" которым названия давались кто во что горазд. Еще есть разные типы например АЛАРов — 2Т3В . ФКТ, ФССС .
Еще есть такая вещь как УВК АДВ — управляющий вычеслительный комплекс автоматичемкой дозировки воздействия (тоже вроде самодельное название)
У центров АПНУ разные названия — АДВ, АРУ (автоматика разгрузки узла), ЦПА.
Re: Терминология в автоматике
Gar » 16 июн 2010, 13:11
Указания ЦДУ ЕЭС СССР о единых диспетчерских наименованиях устройств противоаварийной автоматики
Автор: А.Н. Комаров; А.А. Окин; Н.В. Виноградов
Другого не видел.
Искать в библиотеке в разделе "ПА"
Re: Терминология в автоматике
Lexxa » 17 июн 2010, 05:24
Re: Терминология в автоматике
Cas8585 » 17 июн 2010, 09:00
Re: Терминология в автоматике
Cas8585 » 21 июн 2010, 09:22
Re: Терминология в автоматике
Alex » 21 июн 2010, 09:40
Re: Терминология в автоматике
Lexxa » 22 июн 2010, 06:01
Re: Терминология в автоматике
YuAl » 22 июн 2010, 16:07
Да, причесать бы это дело. вот, например, повсеместно, в том числе СО, используются термины АРПТ и САОН, что не соответствует терминологии соответствующего Стандарта СО. Зато там есть АРТ и АРЛ — автоматики разгрузки линии и трансформатора (мона добавлять в список).
АРПТ очень похоже на АОПО. Я думаю стоит остановиться на чём то одном. Сделать это, по идее, должен СО. Если он это уже сделал (в Стандарте по ПА, например), тогда стоп "ненормативной" лексике!