Скачать презентацию Управление в энергосистеме Скачать презентацию Управление в энергосистеме

Управление в ЭНергоситеме РЗА.ppt

  • Количество слайдов: 71

Управление в энергосистеме Управление в энергосистеме

• • • 1. Единая энергетическая система. Основные характеристики; 2. История развития и • • • 1. Единая энергетическая система. Основные характеристики; 2. История развития и становления ЕЭС; 3. Параметры работы энергосистемы; 4. Автоматика энергосистем 4. 1 Общего назначения; 4. 2 Режимная автоматика; 4. 3 Технологическая автоматика; 4. 4 Противоаварийная автоматика; 4. 4. 1 Функции противоаварийного управления; 4. 4. 2 Система АПНУ; 4. 4. 3 Пример создания системы ПА в предела одного энергоузла; • 5. Мировые системные аварии

Единая энергетическая система. Единая энергетическая система.

Фактический баланс электроэнергии по ЕЭС России Фактический баланс электроэнергии по ЕЭС России

• Нагрузка электростанций на час годового максимума потребления электрической мощности • Нагрузка электростанций на час годового максимума потребления электрической мощности

Становление и этапы развития ЕЭС: • • • • 1923 г – создание первой Становление и этапы развития ЕЭС: • • • • 1923 г – создание первой диспетчерской службы в Московской энергосистеме; 1926 г – создание диспетчерской службы в Ленинграде; 1930 г – ДС Донбасской ЭЭС; 1932 г – ДС Урала (Свердловск, Челябинск, Пермь) – двухуровневая ОЭС Затем – становление ОЭС Центра, Средней Волги, Северного Кавказа, Юга; 1957 г – Формирование ЕЭС Европейской части СССР; 1962 г – создание ЦДУ энергообъединения СССР и стран членов СЭВ (Болгария, Венгрия, ГДР, Польша, Румыния, СССР, Чехословакия) 1970 -еы – Создание автоматизированной системы управления ОАСУ “Энергия” и ее важного звена АСДУ ЕЭС СССР

• • • • 1993 г – вынужденный раздел ОЭС на несинхронно работающие • • • • 1993 г – вынужденный раздел ОЭС на несинхронно работающие части: Часть А – ЭЭС Венгрии, ГДР (VEAG), Польши, Румынии, Словакии и Чехии; Часть Б – ЭЭС Болгарии, Украины и часть ЕЭС России; Часть В – ЭЭС России и часть ЕЭС Украины; 05. 04. 94 – ЭС Румынии отделилась от части А и перешла на параллельную работу с ЭЭС Ю-В Европы и Румынии; 13. 09. 95 – ЭС Вост. Германии (VEAG) переключилась на параллельную работу с ЭЭС Зап. Германии и ЭО UCTE; 18. 10. 95 – ЭС Венгрии, Польши, Словакии, Чехии образовали CENTREL. Энергоблоки Бурштынской ГРЭС (Украина) перешли на параллельную работу с Западно. Европейскими энергообъединениями UCTE. 31. 12. 96 – Прекращение работы ЦДУ Восточной Европы (г. Прага)

Показатели качества электроэнергии ГОСТ 13109 -97: 1. - установившееся отклонение напряжения d. Uy; 2. Показатели качества электроэнергии ГОСТ 13109 -97: 1. - установившееся отклонение напряжения d. Uy; 2. - размах изменения напряжения d. Ut; 3. - доза фликера Рt; 4. - коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения КU; 5. - коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения КU(n); 6. - коэффициент несимметрии напряжений по обратной 7. последовательности К 2 U; 8. - коэффициент несимметрии напряжений по нулевой 9. последовательности К 0 U; 10. - отклонение частоты Df; 11. - длительность провала напряжения Dtп; 12. - импульсное напряжение Uимп; 13. - коэффициент временного перенапряжения Кпер U.

Регулирование частоты и напряжения При регулировании частоты и мощности в ЕЭС должно быть обеспечено: Регулирование частоты и напряжения При регулировании частоты и мощности в ЕЭС должно быть обеспечено: • - Поддержание частоты в соответствии с требованиями ГОСТ 1310987; • - Поддержание задаваемых ОДУ и ЦДУ значений суммарных перетоков • активной мощности (сальдо перетоков мощности) по внешним связям с • коррекцией по частоте; • - Ограничение перетоков мощности по отдельным сечениям по • установленным критериям; При регулировании напряжения в ЕЭС должны быть обеспечены: • - Соответствие показателей напряжения требованиям ГОСТ 13109 -87; • - Соответствие уровней напряжения заданным, допустимым для • оборудования ЭС и сетей; • - Необходимый запас устойчивости; • - Минимальные потери электроэнергии в электрических сетях;

Противоаварийное управление Основная цель противоаварийного управления: • Предотвращение возникновения аварийных нарушений, прекращение аварийных нарушений Противоаварийное управление Основная цель противоаварийного управления: • Предотвращение возникновения аварийных нарушений, прекращение аварийных нарушений и их каскадного развития, восстановление рабочего режима после нарушения.

Режимы энергосистем Нормальный режим ЭС – режим ЭС, при котором все потребители снабжаются электроэнергией Режимы энергосистем Нормальный режим ЭС – режим ЭС, при котором все потребители снабжаются электроэнергией в соответствии с договорами и диспетчерскими графиками, а значения технических параметров режима ЭС и оборудования находятся в пределах длительнодопустимых значений, имеются оперативные резервы мощности и топлива на ЭС. Утяжеленный режим – режим, при котором наблюдается отклонение режимных параметров , которое допустимо лишь кратковременно. Перетоки мощности по ЛЭП могут превышать длительно-допустимые в нормальном режиме, но не доходить до опасных по статической устойчивости значений. Аварийный режим ЭС – режим с параметрами, выходящими за пределы технических регламентов, возникновение и длительное существование которого представляет недопустимую угрозу для жизни людей, повреждения оборудования и ведут к ограничению подачи электрической и тепловой энергии в необходимом объеме.

Задачи управления режимами энергосистем Задача управления нормальным режимом – обеспечение производства и передачи электроэнергии Задачи управления режимами энергосистем Задача управления нормальным режимом – обеспечение производства и передачи электроэнергии с минимальными затратами энергоресурсов, надежности электроснабжения потребителей, а также исправности электроэнергетических объектов. Задача управления утяжеленным режимом – недопущение перехода в аварийный режим, устранение причины его возникновения, восстановление нормального режима. Задача управления аварийным режимом – устранение и выявление возмущающего воздействия, предотвращение дальнейшего развития аварии и восстановление нормального режима.

Основная задача противоаварийного управления и систем ПА Предотвращение возникновения и развития аварий в энергосистеме, Основная задача противоаварийного управления и систем ПА Предотвращение возникновения и развития аварий в энергосистеме, их локализация и ликвидация путем выявления опасных аварийных возмущений т. е. управление режимами в целях недопущения аварийной ситуации, повышения надежности и живучести ЭС. Живучесть ЭС – способность противостоять возмущениям, не допуская каскадного развития аварий, приводящих к массовому нарушению электроснабжения потребителей.

Противоаварийное управление на примере частоты Частота энергосистемы: 1) Рг = Рнг f = 50 Противоаварийное управление на примере частоты Частота энергосистемы: 1) Рг = Рнг f = 50 Гц 2) Рг < Рнг f < 50 Гц 3) Рг > Рнг f > 50 Гц

Противоаварийное управление Противоаварийное управление

Характерные аварийные ситуации 1) Значительные изменения частоты и напряжения; 2) Опасная перегрузка электрических связей; Характерные аварийные ситуации 1) Значительные изменения частоты и напряжения; 2) Опасная перегрузка электрических связей; 3) Нарушение режима из-за неотключившегося КЗ; 4) Асинхронный режим в энергосистеме; 5) Аварийное разделение энергосистемы на несинхронно работающие части;

Показатели качества электроэнергии - установившееся отклонение напряжения d. Uy; - размах изменения напряжения d. Показатели качества электроэнергии - установившееся отклонение напряжения d. Uy; - размах изменения напряжения d. Ut; - доза фликера Рt; - коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения КU; - коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения КU(n); - коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности К 2 U; - коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности К 0 U; - отклонение частоты Df; - длительность провала напряжения Dtп; - импульсное напряжение Uимп; - коэффициент временного перенапряжения Кпер U.

Регулирование частоты и напряжения При регулировании частоты и мощности в ЕЭС должно быть обеспечено: Регулирование частоты и напряжения При регулировании частоты и мощности в ЕЭС должно быть обеспечено: - Поддержание частоты в соответствии с требованиями ГОСТ 13109 -87; - Поддержание задаваемых ОДУ и ЦДУ значений суммарных перетоков активной мощности (сальдо перетоков мощности) по внешним связям с коррекцией по частоте; - Ограничение перетоков мощности по отдельным сечениям по установленным критериям; При регулировании напряжения в ЕЭС должны быть обеспечены: - Соответствие показателей напряжения требованиям ГОСТ 13109 -87; - Соответствие уровней напряжения заданным, допустимым для оборудования ЭС и сетей; - Необходимый запас устойчивости; - Минимальные потери электроэнергии в электрических сетях;

Управление частотой 1) Снижение частоты на 0, 1 -0, 2 Гц: - использование вращающегося Управление частотой 1) Снижение частоты на 0, 1 -0, 2 Гц: - использование вращающегося резерва; 2) Снижение частоты на 0, 5 Гц: - использование вращающегося резерва; - ввод резерва; - увеличение мощности работающих генераторов; 3) Снижение частоты до ≤ 49, 2 Гц: - отключение нагрузки; 4) Снижение частоты ≤ 49, 0 Гц: - допускается не более 40 с; 5) Снижение частоты ≤ 47, 0 Гц: - допускается не более 10 с; 6) Снижение частоты ≤ 46, 0 Гц: - не допускается!; 7) Повышение частоты ≥ 50, 5 Гц: - ограничение генерации ГЭС; - ограничение генерации ТЭС; - ограничение генерации АЭС;

Регулирующий эффект нагрузки: Регулирующий эффект нагрузки:

Обеспечение надежной работы Обеспечение надежной работы

Структура развития аварийных процессов в энергосистеме Структура развития аварийных процессов в энергосистеме

Характерные аварийные ситуации 1) Значительные изменения частоты и напряжения; 2) Опасная перегрузка электрических связей; Характерные аварийные ситуации 1) Значительные изменения частоты и напряжения; 2) Опасная перегрузка электрических связей; 3) Нарушение режима из-за неотключившегося КЗ; 4) Асинхронный режим в энергосистеме; 5) Аварийное разделение энергосистемы на несинхронно работающие части;

Ограничения по частоте: 1) Снижение частоты на 0, 1 -0, 2 Гц: - использование Ограничения по частоте: 1) Снижение частоты на 0, 1 -0, 2 Гц: - использование вращающегося резерва; 2) Снижение частоты на 0, 5 Гц: - использование вращающегося резерва; - ввод резерва; - увеличение мощности работающих генераторов; 3) Снижение частоты до ≤ 49, 2 Гц: - отключение нагрузки; 4) Снижение частоты ≤ 49, 0 Гц: - допускается не более 40 с; 5) Снижение частоты ≤ 47, 0 Гц: - допускается не более 10 с; 6) Снижение частоты ≤ 46, 0 Гц: - не допускается!; 7) Повышение частоты ≥ 50, 5 Гц: - ограничение генерации ГЭС; - ограничение генерации ТЭС; - ограничение генерации АЭС;

Последовательность событий погашения Последовательность событий погашения

Механизм возникновения каскадного отключения электроэнергии Механизм возникновения каскадного отключения электроэнергии

Нарушения ЭЭС, приводящие к каскадным авариям Нарушения ЭЭС, приводящие к каскадным авариям

Автоматика энергосистем Автоматика энергосистем

Классификация устройств РЗА Классификация устройств РЗА

АПВ –автоматическое повторное включение АПВ –автоматическое повторное включение

АВР –автоматический ввод резерва АВР –автоматический ввод резерва

Объекты автоматического регулирования частоты и мощности ЕЭС Гидро. ОГК решают задачи обеспечения требуемого уровня Объекты автоматического регулирования частоты и мощности ЕЭС Гидро. ОГК решают задачи обеспечения требуемого уровня частоты и мощности в ЕЭС России (обеспечивают 95% резерва мощности): ОЭС Дальнего Востока – Зейская ГЭС ОЭС Сибири – Саяно-Шушенская ГЭС ОЭС Урала – Воткинская ГЭС ОЭС Центра – Жигулевская ГЭС и Волжская ГЭС Загорская ГАЭС обеспечивает покрытие пиков электропотребления в Европейской части России

Первичное регулирование частоты Осуществляется автоматическими регуляторами частоты вращения (АРЧВ) турбин (в некоторых источниках используется Первичное регулирование частоты Осуществляется автоматическими регуляторами частоты вращения (АРЧВ) турбин (в некоторых источниках используется термин «автоматический регулятор скорости» (АРС)). При изменении частоты вращения турбины такие регуляторы осуществляют воздействие на регулирующие органы турбины (регулирующие клапаны у паровой турбины или направляющий аппарат у гидротурбины), изменяя подачу энергоносителя. При повышении частоты вращения регулятор уменьшает впуск энергоносителя в турбину, а при снижении частоты — увеличивает. Назначение первичного регулирования заключается в удержании частоты в допустимых пределах при нарушении баланса активной мощности. При этом частота до номинального значения не восстанавливается, что обусловлено статизмом регуляторов. Общее первичное регулирование частоты Осуществляется всеми электростанциями в меру имеющихся возможностей. В настоящее время в России ТЭЦ, работающие по теплофикационному режиму в ОПРЧ не участвуют. На АЭС ОПРЧ реализовано на втором блоке Волгодонской АЭС, готовится реализация ОПРЧ на четвертом блоке Калининской АЭС

Вторичное регулирование частоты Процесс восстановления планового баланса мощности путём использования вторичной регулирующей мощности для Вторичное регулирование частоты Процесс восстановления планового баланса мощности путём использования вторичной регулирующей мощности для компенсации возникшего небаланса, ликвидации перегрузки транзитных связей, восстановления частоты и использованных при первичном регулировании резервов первичной регулирующей мощности. Вторичное регулирование может осуществляться автоматически или по командам диспетчера. Вторичное регулирование начинается после действия первичного и предназначено для восстановления номинальной частоты и плановых перетоков мощности между энергосистемами в энергообъединении.

Третичное регулирование частоты Третичное регулирование используется для восстановления резервов первичного и вторичного регулирования и Третичное регулирование частоты Третичное регулирование используется для восстановления резервов первичного и вторичного регулирования и для оказания взаимопомощи энергосистемам при неспособности отдельных энергосистем в составе ОЭС самостоятельно обеспечить вторичное регулирование.

АРЧМ –автоматический регулятор частоты и мощности АРЧМ –автоматический регулятор частоты и мощности

ГРАМ –групповой регулятор активной мощности (СШГЭС, НПФ Ракурс) ГРАМ –групповой регулятор активной мощности (СШГЭС, НПФ Ракурс)

Многоуровневая структура технологического управления Включает все процессы управления технологическими циклами объектов генерации. Многоуровневая структура технологического управления Включает все процессы управления технологическими циклами объектов генерации.

Структура связей в технологическом управлении Структура связей в технологическом управлении

Структура ПТК технологического управления Структура ПТК технологического управления

ТЭС – Принципиальная схема регулирования барабанного котла 1 -экранные поверхности топки, 2 -опускные экраны, ТЭС – Принципиальная схема регулирования барабанного котла 1 -экранные поверхности топки, 2 -опускные экраны, 3 -барабан, 4 -пароперегреватель, 5 -внрыск воды, 6 -экономайзер, 7 воздухоподогреват ель, 8 -датчик расхода пара, 9 -регулятор температуры, 10 -регулятор давления, 11 -датчик давления, 12 -задатчик, 13 -питательный клапан, 14 -дифференциальный манометр, 15 -регулятор производительности, 16 -питательный насос, 17 -гидромуфта, 18 -электродвигатель, 19 -датчик расхода питательной воды, 20 -регулятор питания, 21 -устройство динамической связи, 22 -регулятор разрежения, 23 -дымосос, 24 -дутьевой вентилятор, 25 -регулятор экономичности процесса горения, 26 -датчик расхода воздуха, 27 -датчик расхода топлива, 28 -регулировочный орган подачи топлива, 29 -датчик уровня в барабане

ГЭС. Состав АСУ ТП Система управления гидроэлектростанцией • Система регулирования активной и реактивной мощностью ГЭС. Состав АСУ ТП Система управления гидроэлектростанцией • Система регулирования активной и реактивной мощностью • Система управления и диагностирования гидроагрегатов • Система управления и диагностирования общестанционного оборудования • Системы противоаварийной автоматики Регулятор уровня Регулятор мощности

Функциональная схема системы управления гидроагрегатом Функциональная схема системы управления гидроагрегатом

Мнемосхема АСУ ТП генератора Мнемосхема АСУ ТП генератора

АУГ – автоматика управления гидроагрегатом Основные функции: • Автоматический пуск и остановка гидроагрегата (ГА). АУГ – автоматика управления гидроагрегатом Основные функции: • Автоматический пуск и остановка гидроагрегата (ГА). • Автоматическая подгонка частоты ГА при синхронизации. • Ведение технологических режимов ГА при работе в сети. • Точная отработка задания с высокой скоростью при отсутствии перерегулирования. • Нормированное участие в первичном регулировании частоты при работе в сети. • Автоматическое переключение в режим регулирования частоты при выделении на изолированный район. • Интеграция с системами верхнего уровня на базе промышленных вычислительных сетей. • Встроенные реле оборотов и командоаппарат. • Управление ГА с одним или двумя регулирующими органами. • Релейная защита ГА от разгона.

Противоаварийная автоматика предназначена для ограничения развития и прекращения аварийных режимов в энергосистеме. Важнейшей ее 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.

Структура системы противоаварийного управления Структура системы противоаварийного управления

Системы диспетчерского противоаварийного управления Оперативное ПАУ осуществляется действиями диспетчерского персонала различных степеней территориальной иерархии Системы диспетчерского противоаварийного управления Оперативное ПАУ осуществляется действиями диспетчерского персонала различных степеней территориальной иерархии управления. Средства оперативного ПАУ: - диспетчерская связь; - Устройства телесигнализации и телеизмерений; - устройства телеуправления.

Противоаварийная автоматика осуществляет: • выявление аварийной ситуации; • определение вида и значения (дозировки) управляющих Противоаварийная автоматика осуществляет: • выявление аварийной ситуации; • определение вида и значения (дозировки) управляющих воздействий (УВ); • исполнение УВ.

АОСН –автоматика ограничения снижения напряжения Управляющие Воздействия (УВ): - Отключение шунтирующих реакторов - Форсировка АОСН –автоматика ограничения снижения напряжения Управляющие Воздействия (УВ): - Отключение шунтирующих реакторов - Форсировка конденсаторов - Отключение нагрузки - Деление системы

АОПН –автоматика ограничения повышения напряжения УВ: - Включение шунтирующих реакторов - Отключение линии АОПН –автоматика ограничения повышения напряжения УВ: - Включение шунтирующих реакторов - Отключение линии

АОСЧ –автоматика ограничения снижения частоты УВ: - Мобилизация резерва мощности - Отключение нагрузки - АОСЧ –автоматика ограничения снижения частоты УВ: - Мобилизация резерва мощности - Отключение нагрузки - Деление системы

АОСЧ –автоматика ограничения снижения частоты Допустимые снижения частоты: - ниже 49, 0 Гц в АОСЧ –автоматика ограничения снижения частоты Допустимые снижения частоты: - ниже 49, 0 Гц в течение более 40 с - ниже 47, 0 Гц в течение более 10 с - ниже 46, 0 Гц не допускается АОСЧ осуществляет: - Автоматический ввод резерва - Автоматическую частотную разгрузку - Дополнительная разгрузка - Включение питания отключенных потребителей при восстановлении частоты

АОСЧ –автоматика ограничения снижения частоты На объектах генерации: - Загрузка работающих генераторов - Перевод АОСЧ –автоматика ограничения снижения частоты На объектах генерации: - Загрузка работающих генераторов - Перевод в активный режим из режима СК - Автоматический частотный пуск Предпочтительное место установки - ГЭС

АОПЧ –автоматика ограничения повышения частоты Устройства АОПЧ ликвидируют аварийный избыток активной мощности района за АОПЧ –автоматика ограничения повышения частоты 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. Предпочтительное место установки - ГЭС

АОПЧ –автоматика ограничения повышения частоты УВ: - Отключение шунтирующих реакторов - Форсировка конденсаторов - АОПЧ –автоматика ограничения повышения частоты УВ: - Отключение шунтирующих реакторов - Форсировка конденсаторов - Отключение нагрузки - Деление системы

АРПМ – автоматика разгрузки при перегрузке по мощности Работа: - Срабатывает при превышении максимальнодопустимой АРПМ – автоматика разгрузки при перегрузке по мощности Работа: - Срабатывает при превышении максимальнодопустимой мощности по ВЛ. - При срабатывании подает сигнал на УЗС (устройство загрузки станции). УВ: - разгрузка и отключение генераторов осуществляющих питание этой линии - отключение линии

АРПТ –автоматика разгрузки при перегрузке по току УВ: - разгрузка и отключение генераторов осуществляющих АРПТ –автоматика разгрузки при перегрузке по току УВ: - разгрузка и отключение генераторов осуществляющих питание этой линии - отключение линии Работа: - Срабатывает при превышении максимальнодопустимого тока по ВЛ. - При срабатывании подает сигнал на УЗС (устройство загрузки станции).

АЛАР –автоматика ликвидации асинхронного режима АЛАР –автоматика ликвидации асинхронного режима

АЛАР –автоматика ликвидации асинхронного режима Работа: - Действует на отключение защищаемой линии с одной АЛАР –автоматика ликвидации асинхронного режима Работа: - Действует на отключение защищаемой линии с одной или двух сторон. - Отключение осуществляется с запретом АПВ. - Часто отключение осуществляется с пуском УРОВ. 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).

АРОШ – автоматика разгрузки при отключении шин АРОШ постоянно отслеживает величину мощности по по АРОШ – автоматика разгрузки при отключении шин АРОШ постоянно отслеживает величину мощности по по отходящим линиям, т. е. располагает к моменту аварии информацией опредшествующем режиме. Величина Ркпр используется для дозировки управляющих воздействий. АРОШ посредством передачи ВЧ ВЧ передатчиков посылает команды расположенным на на подстанциям приемникам (ПРМ ПРМ)

АРОШ – автоматика разгрузки при отключении шин АРОШ – автоматика разгрузки при отключении шин