Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  


Загрузка...

Шпоры по автоматике электроэнергетических систем - файл автоматика (ленточкой).doc


Шпоры по автоматике электроэнергетических систем
скачать (796.5 kb.)

Доступные файлы (3):

автоматика (ленточкой).doc1434kb.20.12.2007 19:55скачать
Билеты автоматика.doc1579kb.18.12.2007 20:58скачать
содержание.doc27kb.21.12.2007 22:35скачать

содержание
Загрузка...

автоматика (ленточкой).doc

  1   2   3   4   5   6
Реклама MarketGid:
Загрузка...
1. Автоматические управляющие устройства.

Необходимое согласованное взаимодействие энергетического оборудования и механизмов электрических станций обеспечивается их автоматическим управлением, реализуемым различными автоматическими устройствами управления — устройствами автоматики, а управление производством электроэнергии в целом — автоматизированной системой управления технологическими процессами электростанций.

Автоматические управляющие устройства делятся на устройства технологической автоматики и автоматики управления электрической частью электрических станций.

Особенностью технологической автоматики является формирование необходимой для функционирования автоматических устройств информации на основе преобразований в электрические сигналы в виде изменений информационных параметров напряжения или тока изменяющихся параметров энергоносителя, механических и гидравлических параметров. Однако в ряде случаев используются неэлектрические (гидромеханические и гидродинамические) устройства автоматического управления, например, частотой вращения гидравлических и паровых турбин.

Автоматическое управление основными электроэнергетическими агрегатами электрических станций гидро- (ГГ) и турбогенераторами (ТГ) сводится к управлению изменениями их состояния и обеспечению оптимальных режимов работы. Изменения состояния: нормальные или аварийные пуск и останов, включение па параллельную работу, перевод из генераторного в режим синхронного компенсатора (СК) и обратный перевод - производятся относительно редко в кратковременно автоматическими управляющими устройствами дискретного (релейного) действия. Управление нормальными режимами работы выполняется постоянно автоматическими управляющими устройствами непрерывного действия, главным образом, автоматическими регуляторами.

Автоматические пуск в останов связаны с координированным автоматическим управлением многочисленным и разнообразным оборудованием, обеспечивающим функционирование электроэнергетических агрегатов. Автоматическое управление существенно различно на гидро- (ГЭС) и тепловых (ТЭС) электростанциях и имеет особенности на гидроаккумулирующих (ГАЭС) и атомных (АЭС) электростанциях. В целом комплекс технических средств автоматического управления вспомогательным оборудованием образует технологическую автоматику управления электроэнергетическими агрегатами электрических станций, а комплекс технических средств автоматического управления ГГ и ТГ входят в состав автоматики электроэнергетических систем.
^ 2. Функциональная схема измерительного органа частоты.

Сх. 12.6 Измерительное реле частоты действует на основе счета импульсов стабилизированного интегрального электронного генератора G высокой частоты. Формирователь F3 вырабатывает прямоугольный импульс нормированной (эталонной) длительности, равной периоду ТП номинальной промышленной частоты. Аналого-дискретный преобразователь АДП синусоидального входного напряжения U и формирователь FI вырабатывают прямоугольный импульс, длительность которого Tf обратно пропорциональна изменяющейся промышленной частоте. Элемент их сравнения ЭС1 (несовпадения указанных импульсов по времени) формирует счетные интервалы, равные разности их длительностей ΔТ=TП-Tf. В зависимости от знака разности ±ΔТ формирователь F2 выдает сигнал направления счета (суммирования или вычитания) счетных импульсов высокой частоты, прошедших за время ΔТ через элемент DX1(И), реверсивным счетчиком СТ. В него в начале каждого периода промышленной частоты записывается 500 импульсов, фиксирующих эталонную длительность ТП. При частоте следования импульсов 0,5 кГц один счетный импульс соответствует изменению промышленной частоты на ±0,1 Гц.

По единичному логическому сигналу от элемента DXU (И-НЕ) об окончании счета (логические нули на его входах от F1 и F3) запускается формирователь импульсов F4 разрешения считывания содержимого счетчика СТ и его передачи в элементы сравнения ЭС2 и ЭСЗ, которые сопоставляют число импульсов счетчика СТ с установленными задающими элементами ЗЭ1 реле снижения и реле повышения частоты.

Если число импульсов в счетчике ниже или выше установленных, элементы сравнения выдают единичные логические сигналы на переключаемые усилители А1 или А2 соответственно. При наличии на всех входах элементов DX (И) усилителей логических единиц они переключаются и возбуждают выходные электромагнитные реле KL1 или KL2 — срабатывает измерительное реле снижения или повышения частоты соответственно.

Логические элементы DX на входах усилителей А1 и А2 контролируют нормальное функционирование АДП и генератора G (наличие единицы на входе элемента DX2), разрешение считывания счетчика (единица на входе формирователя F4) и отсутствия запрета действия (блокировки) реле частоты по внешнему сигналу (логическая единица от элемента VE оптотранзисторной развязки — наличия напряжения на контактах 1А, 4А разъема ХР2).

Формирователь F4 устанавливает счетчик в исходное состояние для его работы в следующем цикле — периоде напряжения промышленной частоты.

Проверка исправности и правильности работы блока контроля частоты производится контрольным переключателем SB.

Штепсельные разъемы ХР1 и ХР1 показаны для иллюстрации кассетной конструкции измерительного реле частоты.

^ 3. Автоматическое управление гидрогенераторами.

Автоматическое управление гидрогенераторами сводится к управлению изменениями его состояния и обеспечению оптимальных режимов работы. Изменения состояния: нормальные или аварийные пуск и останов, включение на параллельную работу, перевод из генераторного в режим синхронного компенсатора (СК) и обратный перевод - производятся относительно редко в кратковременно автоматическими управляющими устройствами дискретного (релейного) действия. Управление нормальными режимами работы выполняется постоянно автоматическими управляющими устройствами непрерывного действия, главным образом, автоматическими регуляторами.

Разработан типовой алгоритм и его реализация на логических элементах автоматического управления пуском, остановом и переводом в режим работы синхронным компенсатором и возвратом в генераторный режим гидрогенератора ГЭС (рис. 1.1) с любыми типами гидротурбины и с применением электрогидравлического автоматического регулятора частоты вращения ЭГР-2И.

Алгоритм действия и типовая схема автоматического устройства обеспечивают полностью автоматическое управление технологическими процессами указанных изменений состояния гидрогенератора и предполагают выполнение следующих операций:

• контроль готовности турбины Т генератора Г к пуску с проверкой его исправности и работоспособности устройств технического водоснабжения ТВС, а также подшипника гидротурбины ПТ (с резиновыми вкладышами);

• охлаждение масла в ваннах подшипника синхронного генератора ПГ и опорного подшипника ОП — подпятника гидроагрегата, снабжение дистиллированной охлаждающей водой ДВ обмоток статора, развозбужденного состояния и отключенного выключателя синхронного генератора;

• наличие достаточного давления в маслонапорной установке МНУ;

• нормальный и ускоренный пуск и включение синхронного генератора способом точной автоматической синхронизации и способе; самосинхронизации соответственно с автоматическим набором нагрузки;

• пуск и перевод в режим синхронного компенсатора (СК) и перевод из режима СК в генераторный режим;

• нормальный и аварийный останов гидроагрегата.

Алгоритм реализует приоритет выполнения последней команды, как в процессе осуществления нормальных операций, так и при ускоренном пуске и аварийном останове.


^ 4. Функциональная схема комплексного устройства АЧР-I, АЧР-II.

На рис. 12.4 приведена функциональная схема релейно-контактного совмещенного автомата АЧРI и АЧРII с одним минимальным измерительным реле частоты KF. В нормальном режиме работы реле KF настроено на установленную частоту срабатывания АЧРII, равную fУII = 49,2 Гц: сигналом логической единицы с инверсного выхода статического триггера ST1 возбуждено герконовое реле (геркон) KL2, его контакт в цепи реактора L резонансного контура реле KF замкнут.

В утяжеленном режиме после снижения частоты до f = fУ II реле KF срабатывает и дискретным выходным сигналом (логической единицей), проходящей через элемент DX (ЗАПРЕТ), поскольку на его нижнем инверсном входе логический нуль, переводит триггер ST1 в состояние запоминания срабатывания реле KF. Логической единицей на прямом выходе Q = 1 триггер возбуждает герконовое реле KL1, а логическим нулем инверсного выхода обесточивает обмотку геркона KL2. Замыкающим контактом геркон KL1 дискретно увеличивает индуктивность реактора L и тем самым уменьшает установленную частоту срабатывания реле KF до, например, fУ I 1 = 48,5 Гц. Реле частоты возвращается. Триггер SТ1 логической единицей Q = 1 запускает элемент времени DT1 с установленным временем разрешения действия автомата АЧРI и единицей на нижнем входе элемента DX1 (И) подготавливает цепь его действия на отключение. Если частота успевает снизиться до f = fУ I 1 за указанное время, то реле частоты KF, срабатывая, через элемент DX1 и элемент DT небольшой задержки (tЗ < 0,1 с) производит отключение потребителей электроэнергии, относящихся к АЧРI.

Если же частота не снижается до указанной, элемент времени DT1 логической единицей, поступающей на вход считывания R триггера ST1, возвращает его в исходное состояние, вновь возбуждается геркон KL2, а обмотка геркона KL1 обесточивается. При этом по цепи положительной обратной связи, реализуемой триггером SТ2, после поступления на его вход записи S логической единицы элемент DT1 по входу ИЛИ самоудерживается в состоянии после срабатывания, запрещая через инверсный вход элемента DX воздействие на триггер срабатывающего, вследствие восстановления переключающимися контактами KL1, KL2 (снова замыкается KL2) частоты срабатывания до fУ II реле частоты KF.

Измерительные реле частоты через элемент DX2 (И), на верхнем входе которого единица с инверсного выхода ST1, запускает элемент времени DT2 действия на отключение автомата АЧРII; логическим нулем Q = 0 на прямом выходе ST1, поступающим на нижний вход DX1, не разрешается прохождение сигнала от реле KF в цепь отключения АЧРI.

Если за относительно большое время действия DT2 (не менее 5 с), частота восстанавливается до f > fУ II, то измерительное реле частоты возвращается и логическим нулем на нижнем входе DX2, а через инвертор DU логической единицей на входе считывания R триггера SТ2 возвращает элементы времени DT2 и DT1 в исходное состояние. Триггер DT1 выдает логическую единицу на инверсном выходе т.е. удерживает возбужденным геркон KL2 и установленную частоту срабатывания реле KF равной fУ II , что и должно быть в нормальном режиме работы при нормальной частоте.

^ 5. Автоматическое управление пуском турбогенераторов.

Тепловая схема (рис. 1.4,а) паровой турбины включает парогенератор ПГ, паропроводы с главными паровыми задвижками ГПЗ, сепаратор-промперегреватель пара СПП, пускосбрасывающее пар устройство ПСБУ — быстродействующая редукционно-охладительная установка БРОУ, конденсатор отработанного пара К, различные насосы, в особенности питательные, и другое оборудование, которое должно координировано взаимодействовать, своевременно включаясь в действие и изменяя режимы работы в процессе пуска турбоагрегата.

Главная особенность пускового режима — необходимость постепенного и непрерывного прогрева конструктивных частей турбины и пароподводящих конструкций обусловливает длительное время пуска турбоагрегата и постепенный длительный набор нагрузки — нагружения турбины. Даже при современном оптимальном автоматически управляемом пуске процесс разворота, включения в работу и нагружения турбоагрегата продолжается несколько часов.

Различаются пуски агрегата из остановленного, неостывшего и горячего состояний. Процесс пуска турбоагрегата разделяется на этапы: предтолчкового прогрева, толчковых оборотов, холостого хода, синхронизации и включения генератора, начального нагружения до 1/3 номинальной мощности, достижения заданной мощности и номинальных параметров пара.

Автоматическое управление пуском турбоагрегата производится автоматикой пуска турбины, входящей в состав АСУ ТП электростанции. Автоматика управляет доступом пара в турбину, воздействуя на соответствующие элементы турбоустановки и пускосбросных устройств и задавая автоматическим устройствам управления парогенератором возрастающие, соответственно тепловому состоянию турбины, скользящие параметры пара и производительность. Автоматика пуска включает в свой состав (рис. 1.4,б): логическое устройство дискретного управления пусковыми операциями; комплекс пусковых автоматических регуляторов; информационное устройство контроля тепловых и механических параметров турбоустановки.

Логическое управляющее устройство ЛУУ проверяет выполнение условий, необходимых для начала очередной операции; производит запуск технологических операций в требуемой последовательности их выполнения и проверяет выполнение условий, характеризующих окончание технологической операции.

Пусковые автоматические регуляторы поддерживают на необходимом, изменяющемся в процессе пуска, уровне отдельные параметры турбоустановки, допускаемые условиями сохранения ее прочности и целостности в напряженном режиме возрастания температуры в большом диапазоне и частоты вращения, при изменяющихся вследствие нагрева размерах подвижных частей турбины, до 3000 мин-1.

На первом этапе автоматического пуска турбоагрегата производится прогрев пароперепускных труб, главной паровой задвижки и клапанов турбины в закрытом их состоянии путем открытия байпасов (обходных пароперепускных труб) ГПЗ. Прогревается цилиндр высокого давления и сепаратор-пароперегреватель СПП (рис. 1.4,а) пропуском пара через стопорные клапаны. Разворот турбины начинается с толчка ее ротора путем небольшого открытия регулировочных клапанов РК автоматическим регулятором разворота и начального нагружения АРР НН, который постепенно по мере дальнейшего повышения температуры турбины доводит частоту вращения до близкой к синхронной, при этом относительно быстро частота увеличивается лишь при 750 мин -1 — критической частоте по условию механического резонанса. Толчок и разворот турбины производится при постоянных пусковых параметрах пара управлением регулировочными клапанами. Повышение параметров пара происходит после включения генератора по мере нагружения турбоагрегата до номинальной мощности. Процессом набора мощности управляет автоматический регулятор частоты вращения генератора АРЧВ через исполнительный механизм управления турбиной ИМ под контролем автоматического регулятора теплового состояния APT CT турбины.

Общее время автоматического пуска из холодного состояния от розжига горелок парогенератора до включения генератора энергоблоков прямоточными парогенераторами мощностью 300 МВт составляет около 2 ч, а мощностью 800 МВт — Зч. После включения генератора автоматическим синхронизатором АС набор мощности до номинальной длится 3 и 4 ч соответственно. Пуск после кратковременной остановки продолжительностью до 30 мин, т.е. из горячего состояния, по установленным нормам должен укладываться в 30 и 40 мин соответственно.


^ 6. Функциональная схема алгоритма АВР.

Автоматика включения резервного выключателя имеет особенность — обеспечивает повторное включение рабочего и отключение резервного выключателей после восстановления напряжения на рабочем вводе. Поэтому программно реализуются традиционный пусковой орган как минимального напряжения (измерительные реле КV1-КVЗ на рис. 13.4), так и максимального напряжения (реле КV4-КV6), подключаемых к трансформаторам напряжения ТV1 резервируемой секции шин и ТV2, рабочего ввода соответственно.

Второй особенностью является формирование сигнала разрешения АВР (геркон KLЗ), которое не происходит при несимметричном напряжении на рабочем вводе (неотключенное двухфазное КЗ), контролируемом операцией совпадения с инверсией (И-НЕ) сигналов о срабатывании всех трех реле максимального напряжения, и при наличии однофазного замыкания на землю, контролируемого измерительным реле напряжения КV7 нулевой последовательности (при включенном SG2) через DWU (ИЛИ-НЕ).

При наличии сигналов разрешения АВР и от реле включенного положения РПВ1 рабочего выключателя, при срабатывании всех трех реле КV1-КVЗ минимального напряжения и отсутствии сигналов блокировки АВР и неисправности БМР3 программной операцией DХ1 (при включенном SG1) запускается таймер DТ1 выдержки времени срабатывания АВР. Его дискретный сигнал, поступая на вход S триггера SТ1, запоминается им при отсутствии на входе R (операция DW1) указанных запрещающих сигналов. При наличии сигнала от реле отключенного положения РПО2 резервного (секционного) выключателя через операцию DХ2 формирователь F1 возбуждает геркон КL1, воздействующий на отключение рабочего и включение резервного выключателя (АВР вкл.).

Сигнал включения запоминается триггером SТ2, подготавливающим (операция DХ4) формирование воздействия на отключение резервного и включение рабочего выключателей (АВР откл.). Операции производятся после срабатывания одного из реле (КV4) максимального напряжения: запускается таймер DТ2 и при наличии сигнала от реле включенного положения секционного выключателя РПВ2 (операция DХ5) с выдержкой времени DTЗ импульсным сигналом формирователя F2 возбуждается геркон КL2. Выдаются сигналы информации о пуске, включении Пуск АВР и отключении АВР откл. резервного выключателя.

Длительности выдержек времени постоянны — составляют 0,5с, а длительности импульсных воздействий возбуждения герконов КL1, КL2 равны 0,8 с.

^ 7. Особенности автоматического управления пуском турбогенераторов АЭС.

Автоматическое управление пуском турбогенераторов АЭС производится с учетом особенностей технологии генерирования водяного пара: используется насыщенный пар, производимый ядерным реактором. Поэтому пуск и нагружение турбогенератора производятся при номинальном давлении и температуре насыщения пара воздействием на регулирующие клапаны турбины. Соответствующие особенности свойственны и паровым турбинам АЭС: они не имеют цилиндра среднего давления, а снабжены несколькими цилиндрами низкого давления, температура перед которыми (после ЦВД) повышается до температуры его насыщения в сепараторах-пароперегревателях. Конструкции роторов ЦНД жесткие.

В связи с указанным возникают специфические тепловые и механические факторы, определяющие особенности автоматического управления пуском турбоагрегатов АЭС, а именно: возможность коробления корпусов цилиндров, поскольку температура насыщенного пара ниже температуры ползучести металла; опасность нарушения плотности горизонтальных фланцевых соединений верхней и нижней частей корпусов цилиндра высокого давления; проникновение влажного пара и конденсата в неплотности фланцевых соединений и их размывание; опасность хрупкого разрушения жестких роторов цилиндра низкого давления. Поэтому процесс автоматического пуска организуется по разомкнутой схеме временной программой, построенной на основе математического моделирования тепловых и механических процессов в турбине и соответствующих расчетов на ЭВМ.

Поскольку при этом практически не реализуется оптимальный режим, предпринимаются попытки повысить технико-экономические показатели, особенно на стадии постепенного нагружения турбины, автоматическим управлением по замкнутой схеме путем отслеживания разности температур по ширине фланцев ЦВД как главного фактора.


^ 8. Функциональная схема алгоритма АПВ.

Автоматика повторного включения выключателя (рис. 13.3) запускается при несоответствии положения ключа управления и состояния выключателя. Пуск производится дискретным сигналом (логической единицей) от токовой защиты ТЗ или (операция DW1) от реле РПО отключенного положения выключателя и при готовности АПВ к действию (операция DX1).

При включенном ключе SG1 релейный формирователь F1 выдает дискретный импульсный сигнал, который, поступая на вход S триггера ST1, запоминается им при отсутствии запрещающего сигнала на входе R общей блокировки АПВ (операция DW3), его блокировки от первой ступени (КА1) защиты, запрета при действии УРОВ или неисправности БМРЗ.

Через операцию DX2 при наличии единичного логического сигнала об отключенном выключателе от РПО запускается таймер микропроцессора DT1 и, спустя время срабатывания первого цикла АПВ1, формирователь F3 через DW4 импульсным воздействием повторно включает выключатель.

При необходимости (включен SG2) срабатывание АПВ1 запоминается триггером ST2 (через F2, DX3) второго цикла АПВ2, если на его входе R отсутствует один из указанных запрещающих сигналов или сигнал запрета АПВ2 по напряжению нулевой последовательности 3Uo (операции DW3, DW5, ключ SG4). При этом сигналом формирователя F2, поступающим через DW3 на вход R, триггер ST1 возвращается в исходное состояние.

Через установленное время таймера DT2 при наличии сигнала на входе DX4 о новом отключении выключателя (от РПО) формирователь F4 через DW4 выдает импульсное воздействие на включение выключателя второй раз. Формирователь F5 через DW5 возвращает триггер ST2 в исходное состояние и через DW3 подтверждает возврат триггера ST1.

Время срабатывания устанавливается от 0,5 с через 0,1 с, а время готовности к новому действию составляет 120 с.


^ 9. Автоматическое управление включением СГ на параллельную работу.

При самосинхронизации выключатель гидро- и турбогенератора включается при близкой к синхронной частоте вращения т.е. при малом скольжении



при невозбужденном СГ (при отсутствии его ЭДС), и после тут же включаемого возбуждения СГ самостоятельно за время 1-2 с входит в синхронизм – начинает работать.

Быстродействующая самосинхронизация применяется при автоматических ускоренном пуске и пуске в режим работы синхронным компенсатором гидрогенераторов и при попытках незамедлительного восстановления нормального режима работы отключившихся турбогенераторов.

^ Процесс самосинхронизации. В момент включения выключателя Q в обмотках статора генератора возникает ток включения ограниченный суммой сверхпереходного сопротивления генератора — в зависимости от положения ротора — и сопротивления связи ХСВ с источником эквивалентной ЭДС электроэнергетической системы ЕС.

Ток вызывает динамическое воздействие на обмотки и обусловливает возникновение ударного вращающего момента МВ.С на валу гидроагрегата. Вращающий момент асинхронный, его значение зависит от скольжения s и угла δB между продольной осью ротора и магнитной осью вращающегося магнитного поля статора и имеет максимум при угле δB, равном или кратном π/4.

Однако указанные воздействия на синхронный генератор менее интенсивны, чем при трехфазном КЗ на его выводах, поэтому самосинхронизация практически всегда допустима.

Асинхронный вращающий момент создается трехфазной системой токов, наведенных в проводящих частях ротора — магнитопроводе и успокоительных обмотках с частотой скольжения. Однофазный индуцированный ток в обмотке возбуждения ротора создает пульсирующий магнитный поток, который не влияет на результирующий процесс самосинхронизации генератора. Направление зависящего от скольжения асинхронного вращающего момента МАС всегда уменьшает скольжение генератора: при ωГ < ωC момент МАС разгоняет генератор, а при ωГ > ωC отрицательный МАС снижает частоту его вращения. Поэтому асинхронный вращающий момент быстро приближает частоту вращения ωГ к синхронной. Установившееся скольжение sУ определяется равенством МАС.У небольшому механическому моменту ММ на валу энергоагрегата, развиваемому турбиной.

На вал гидрогенератора воздействует и реактивный вращающий момент МР, обусловленный явнополюсностью ротора и изменяющийся с двойной частотой скольжения, и синхронный электромагнитный момент МС, появляющийся после включения возбуждения генератора.

Возбуждение генератора включается немедленно после его подключения к шинам электростанции. После включения возбуждения генератор под воздействием нарастающего момента МС самостоятельно в течение 1-2 с втягивается в синхронизм. Втягивание генератора в синхронизм с фиксированием установившегося положения ротора при угле δ ≈ 0 производится нарастающим экспоненциально синхронным моментом. Процесс втягивания в синхронизм может быть более длительным и заканчиваться после нескольких полупериодов скольжения, т.е. при угле δ = 2πn.

^ 10. Схема информации и управляющих воздействий противоаварийной автоматики.

К противоаварийному управлению относятся, прежде всего, технические средства автоматической защиты электроэнергетической системы от неизбежных КЗ — автоматические устройства релейной защиты (АУРЗ), отключающие поврежденные электроэнергетические объекты (рис. 8.2).

Основным свойством АУРЗ является мгновенное определение расположения КЗ и воздействие на отключение соответствующего выключателя. АУРЗ дополняются автоматическими устройствами резервирования отказов выключателей (УРОВ).

Они отключают ближайшие к неотключившимся поврежденным со стороны источника питания исправные электроэнергетические объекты. Действуя в самом начале возникновения токов КЗ и сильных снижений напряжения, АУРЗ и УРОВ предотвращают развитие аварийной ситуации.

Собственно к противоаварийной автоматике относятся отключение мощных генерирующих и сильно загруженных магистральных линий электропередач, вызывающих внезапные скачкообразные нарушения баланса мощностей.

Прежде всего, действует автоматика повторного (АПВ) и резервного (АВР) включения отключенных АУРЗ или соответственно резервных выключателей, пытающаяся устранить возмущающее воздействие.

Высокая эффективность АПВ обусловила обязательность ее установки на выключателях линий электропередач (особенно воздушных), шинах и секциях шин электрических станций и подстанций, трансформаторах и даже синхронных генераторах.

Эффективность АПВ обусловлена неустойчивостью (самоликвидацией) дуговых КЗ (особенно однофазных на землю). Поэтому на линиях сверхвысокого напряжения кроме трехфазного применяется однофазное автоматическое повторное включение отключенного АУРЗ провода с однофазным КЗ на землю. Устройства АВР обеспечивают необходимую надежность функционирования собственных нужд ЭС и надежность электроснабжения от подстанции с секционированными шинами низшего напряжения.

Существенно облегчает возмущающее воздействие на электроэнергетическую систему КЗ автоматика релейной форсировки возбуждения (АРВФ) синхронных генераторов, компенсаторов и синхронных электродвигателей до технически возможного уровня. При этом за счет возрастания их ЭДС повышаются и остаточные напряжения (при КЗ) на шинах электростанций и подстанций.

Развитие аварийной ситуации, обусловленной дискретными изменениями активной ΔР и реактивной ΔQ мощностей, вызывающих возникновение их небаланса, сопровождается отклонением основных показателей нормального режима работы и качества электроэнергии — напряжения и частоты от номинальных.

Поэтому применяется противоаварийная автоматика предотвращения недопустимых (по условиям наступления «лавины» напряжения или частоты) снижений и опасных повышений режимных параметров. Она состоит из совокупности разрозненных автоматических устройств, рассредоточенных по электроэнергетическим системам.

Применяется автоматика ограничения снижений напряжения АОСН и частоты АОСЧ и их повышения АОПН, АОПЧ. К АОСН относится прежде всего АУРЗ минимального напряжения электродвигательных объектов. Наиболее широко из АОСЧ применяется автоматика частотной разгрузки АЧР дефицитной по мощности части ЭЭС, эффективно ограничивающая снижение частоты путем отключения нагрузки.

Эффективной в послеаварийном режиме является автоматика тепловых электростанций, отключающая отдельные синхронные генераторы от общих шин электростанций и выделяющая их только для снабжения электроэнергией нормального качества собственных нужд и обеспечения максимальной производительности электростанций в условиях аварийного и восстановления нормального режимов.

Важная роль в восстановлении нормального режима принадлежит противоаварийной автоматике частотного (при снижениях частоты) ускоренного пуска, включения с самосинхронизацией и быстрого набора нагрузки гидрогенераторов и их отключений при повышении частоты.

Восстановление электрической связи между разделенными частями электроэнергетической системы производится после действия АСРЧМ и АРБ (рис. 8.2) автоматикой повторного включения с синхронизацией АПВС.

Таким образом, целесообразно различать следующие основные групповые виды автоматики противоаварийного управления электроэнергетическими системами:

• автоматика ликвидации и снижения тяжести возмущающих воздействий — автоматика отключений коротких замыканий и повторного или резервного включения;

• общесистемная автоматика ликвидации нарушения синхронной устойчивости электроэнергетических систем;

• автоматика ликвидации асинхронного режима;

• автоматика предотвращения недопустимых изменений режимных параметров электроэнергетических систем.


^ 11. Автоматическое управление СГ по способу точной синхронизации.

При точной синхронизации генератор включается в возбужденном состоянии при ЭДС холостого хода Е г.х.. Спокойное - без динамических воздействий на обмотки и вал – и успешное включение синхронного генератора на параллельную работу обеспечивается при следующих условиях точной синхронизации:

1. рав-во амплитуд ЭДС Е г.х. и напр-я U ш на шинах эл/станции;

2. близкая к синхронной частота вращения ген-ра ;

3. совпадение по фазе ЭДС Е г.х. и напр-я U ш в момент включения (соед-ния контактов ) выкл-ля Q синхронного генератора .

Третье условие обусловливается неизбежным отличием частоты вращения ген-ра при подготовке его к включению от синхронной: происходит относительное вращение векторов Е г.х и U шс с разностью частот и необходимостью для функционирования автоматики синх-ции. При этом угол сдвига между ними непрерывно изменяется.

Обеспечение совпадения векторов Е г.х и U ш в момент включения выкл-ля достигается упреждающим включением привода при наличии уменьшающегося угла сдвига фаз – угла опережения с таким расчетом, чтобы за время действия привода – время включения tВ выкл-ля – угол сдвига фаз уменьшается до .

Ограничение разности частот связано с выбором угла опережения. Значения допустимой ограничиваются и условием успешной синх-ции, т.е. устойчивой парал. работой синх. ген-ра после его включения.

Ротор ген-ра в момент включения обладает избыточной кинетич. энергией. Поэтому после включения начинаются затухающие колебания ротора (качания) синх. ген-ра, интенсивность которых не должна привести к выпадению ген-ра из синх-зма в первый их полупериод.
  1   2   3   4   5   6



Скачать файл (796.5 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru