|
Форум посвящен вопросам релейной защиты и автоматики (РЗА). Обмену опытом и общению релейщиков. |
Вы не вошли. Пожалуйста, войдите или зарегистрируйтесь.
Советы бывалого релейщика → Релейная защита и автоматика в "малой энергетике" → Делительная автоматика в малой энергетике.
|
 |
Обратная мощность это фактически асинхронный режим
Не вседа. Обратная мощность может возникнуть, когда мощность, вырабатываемая генератором превышает мощность, потребляемую потребителями, подключенными к данному РУ. Приэтом избыток мощности начинает передаваться в энергосистему.
Еще одна причина обратной мощности - к.з. в энергосистеме, когда генератор подпитывает место к.з.
Тогда уточните место установки и принцип действия рассматриваемого органа обратной мощности
То что Вы написали о превышении мощности генератора над местной нагрузкой - разве это обратная мощность?
Про подпитку кз тоже не совсем правильно. Токи кз это реактивные токи, их ктивная составляющая очень мала.
В случае требования сети реле обратной мощности устанавливается на выключатели/ях связи с сетью.
а вот что они отключают решается по месту ( иногда генератор, иногда сеть ).
как Валериан и написал, причина: избыток вырабатываемой мощности.
От внешних КЗ предпочтительней использовать направленую токовую защиту, а не реле обратной мощности.
время срабатывания гораздо быстрей. также выполняется направленая МТЗ с пуском минимального напряжения.
То что Вы написали о превышении мощности генератора над местной нагрузкой - разве это обратная мощность?
А что это, куда деваться мощности, вырабатываемой генератором, только передаваться в энергосистему, а это и есть обратная мощность.
На счет подвитки места к.з. согласен
Понятненько. Вот тольько не стал бы я называть то чем Вы говорите ни автоматикой ни защитой, впроче как и все, что делается в экономических интересах. Тем более отключать генератор или остров только по факту превышения величины генерации над местной нагрузкой. В любоом случае, мне кажется обязательным выполнение устройством следующих функций
1. действие на сигнал ддежурному инженеру станции,
2. воздействие на регулятор скорости для разгрузки до возможного минимума с контролем перетока из системы
3. и только после этого можжно рассмотреть отделение района от системы, желательно на сбалансированную нагрузку, при этом я бы учитывал работает или нет регулятор скороости те. идет ли разгрузка
| Присоединяйтесь!!! Мы в социальных сетях и на Ютуб. |
ммм, это не в руках релейщиков обычно.
сети требует отключения в течени 1-2сек.
Вот тольько не стал бы я называть то чем Вы говорите ни автоматикой ни защитой
А что это тогда? Если схема воздействует на отключение выключателя в следствии выхода контролируемых параметров (в данном случаи мощности и ее направление) за допустимые пределы - это и есть защита.
Но отключению должно предшествовать воздействие на регулятор мощности для снижения вырабатываемой генератором мощности.
если речь идет о нормальных режимах
то, мне кажется, делительную автоматику использовать для деления при выдаче мощности в энергосистему, глупо
тут напрашивается режимное управление, контролировать заданный переток мощности в сечении (нулевой к примеру, с выдачей или потреблением), через ввод то бишь, и режимное управление уже будет третичным регулятором....
функции же делительной автоматики - это деление в АВАРИЙНОМ режиме, а не когда нагрузки на электростанции меньше стало и она избыток в сеть толкнула
а когда система медным тазом накрылась и делиться срочно надо
Валериан - а чем же определяются эти допустимые границы - какими техническими факторами, ? По моему нет тут ничего кроме проблемы учета, за возможным исключением неправильной работы защит. Если я не ошибаюсь, а если ошибаюсь поправьте меня, это защиты сс характеристикой срабатыания имеющей форму мнооугольника и работающую при при приближении рабочей точки к оси реактивного сопротивления. Еще раз прошу прощения за корявую терминоогию.
В общеи я не стал бы принимать на веру запрет сетевой. Надо искать в чем суть проблемы.
Надо искать в чем суть проблемы
А суть проблемы в следующем.
В ТУ на подключение газопоршневых генераторных установок к РУ предприятия сказано:
- в РУ должна быть выполнена делительная защита (токовая, частотная) действующая на отключение своих выключателей фидеров связи с ПС (имеется в виду питающая ПС, см. пост 53).
Согласно
http://nadejda-n.ru/2012-11-29-23-49-36 … stemy.html
действие делительной защиты заключается в отделении генераторов с частью нагрузки, соответствующей их мощности, от остальной нагрузки. Делительные защиты для электростанций, получающих дополнительную мощность от энергосистемы, выполняются главным образом реагирующими на снижение частоты и напряжения. Они представляют собой комплекс защит (или цифровые терминалы), реагирующих на понижение частоты, скорость снижения частоты, снижение напряжения, появление симметричных составляющих тока или напряжения, изменение направления мощности.
Из этого следует, что делительная защита (автоматика) должна начинать работать (действовать) после отключения выключателей связи с ПС и воздействовать на отключение части выключателей отходящих линий от РУ в зависимости от потребляемой мощности.
А выключатели связи с ПС (вводные выключателим) могут отключиться при потере питания от энергосистемы по сигналу, например, защиты по обратной мощности.
Задам вопрос тут, дабы не плодить темы.
Коллеги! Такой вопрос.
Есть у нас мини-ТЭц с двумя газопоршневыми машинами по 4,3 МВт. Напряжение 10 кВ. Шины 10 кВ, генераторы работают на шины. Станция связана с ПС энергосистемы (с РУ-10 кВ само собой) кабельными линиями протяженностью примерно 1 кВ. К шинам станции подключена наргузка предприятия.
В чем собственно проблема. Фидера, к которым подключена станция на РУ-10 кВ ПС ранее, до ввода генераторов были подведены под АЧР. ТУ предусматривают АЧР оставить. Сложность в том, что ЧАПВ нет. В ходе долгих споров, консультаций и разговоров с сетями и РДУ было принято такое нетиповое решение, как отключить фидера от АЧР, а на станции установить свое устройство АЧР с теми же уставками, но действие сделать на отключение вводов и части нагрузки в некоторых схемах. ТО есть падает частота, работает АЧР, отключает станцию, та продолжает работать на свою нагрузку. Напряжение на кабеле есть. Частота восстановилась - включили ввода с контролем синхронизма и поехали работать дальше. Если оставить АЧР на ПС, а она необслуживаемая, то надо ждать бригаду, потом отключать ввод со сторны станции, включать фидер на ПС, синхронизироваться. В общем очень долго и много операций.
Далее. Из книг, разговоров со спецами и того, что прочитал на форуме, я усвоил простую истину что ГПУ валится при любом чихе в системе из-за малой инерции легкого ротора. То есть в принципе резкое снижение частоты ввиду например отключения важной линии 110 кВ может начать сильно тормозить генератор. В контроллере самого генератора зашита защита по частоте с уставками 46 и 54 Гц и временем 3 секунды. Уставки АЧР 47,8 Гц/0,3 сек и 49 Гц/20 сек. ТО есть в принципе при быстром снижении частоты сработает АЧР и отключит станцию от сети.
Но. На вводах ставятся свои контроллеры для управления и синхронизации. Там очень много функций, в том числе есть защита по скорости снижения частоты df/ft. После опять же долгих раздумий и ряда споров решили эту функцию задействовать чтобы она работала до АЧР опять же с целью сохранения в работе генераторов в основном для случая, когда на ПС отключится силовой трансформатор и до работы АВР в РУ-10 кВ когда произойдет большой наброс нагрузки на машину, больше ее номинальной мощности.
В дело вмешался производитель контроллера. Чехи. Говорят не видят смысла в данной защите, ибо у них уже в контролере зашиты защиты по частоте по снижению и превышению. При этом типовые уставки - 49,5 Гц и 50,5 Гц с временем 0,5 сек. При таких уставках станция может отваливаться вообще постоянно на мой взгляд. На наши вопросы производители говорят что не видят смысла что-то менять и что это уже проверенное много раз решение.
В чем собственно вопрос. Во-первых не ясно нужны ли защиты по снижению и повышению частоты на вводах - на мой взгляд нет. Тем более с такими уставками. Во-вторых - кто что думает именно по делилке в указанном случае - нужна ли она? Опять же на мой взгляд нужна для отключения раньше 0,3 сек при большом набросе нагрузки.
P.S. Это моя первая станция вводимая при моем полном присутствии и руководстве проектными работыми с нуля от момента идеи СВМ до полного ввода и многое для меня новое, так что сильно прошу не ругать за вопросы )
Нет, нет и еще раз нет.
В корне неправильные рассуждения.
Ваша основная задача, как бы возможно странно это не звучало обеспечить функционирование не только и не столько ТЭЦ, сколько ТЭЦ в составе производственного цикла потребителя заказчика. Кстати почему ТЭЦ - отборы пара есть ? Наверное ТЭС ?.
Посему забудьте обо всем, что вам говорят РДУ и производители и ищите ответ на такой вопрос - с какой целью потребитель ставит себе мини генерацию.
В моем представлении такими причинами могут быть
1. Самое простое - стремление снизить затраты на покупку э/э из сети.
2. Неудовлетворительное качество э/э на шинах системы.
3. Расширение производства составной технологической частью которого является миниТЭС.
Иными словами первое, что вы должны сделать это найти вопрос - а какие собственно допустимые пределы отклонения частоты по условиям производства и работы оборудования нас ограничивают ?
В зависимости от этого будет строится идеология частотной автоматики - либо скорейшее отделение от сети с целью поддержания параметров напряжения в заданных пределах, либо наоборот максимально возможное сохранение связи с системой.
Кстати, тут сразу всплывает вопрос баланса мощности субъекта. Сколько он собственно потребляет из сети с учетом миниТЭС и без учета ? А то вполне может статься так, что АЧР стала нефункциональной и вообще не нужна. Хотя это конечно вряд ли, если учитывать уставки 49,5-50,5/0,5 сек.
Ну и по мелочи.
1. На самом деле устойчивость маленьких машин в очень большой степени зависит от скорости их вращения. Если машинка высокооборотистая - то она чудовищно устойчива.
Правда вопрос устойчивости характерен скорее для близких КЗ.
2. Наиболее критичным к отклонению частоты элементом является первичный движитель. То есть собственно поршневая группа.
Когда определитесь с допустимыми параметрами отклонения частоты возможно придется провзаимодействовать с РДУ на предмет того в каких схемно - режимных ситуациях вероятно возникновение таких отклонений, и уже с учетом этой информации строить конкретную техническую реализацию автоматики.
В дополнении к #72.
а на станции установить свое устройство АЧР с теми же уставками, но действие сделать на отключение вводов и части нагрузки в некоторых схемах.
Такое решение может привести к ложной работе АЧР при отключении ВЛ 110 кВ или трансформаторов на ПС из за разброса частоты срабатывания ЧДА на станции и реле частоты на ПС.
Частота срабатывания ЧДА должна быть выше чем уставка АЧР на ПС. Плюс делительная защита должна реагировать на скорость снижения частоты большую чем возможная скорость снижения частоты при частотной аварии в энергосистеме.
Частота срабатывания ЧДА должна быть выше чем уставка АЧР на ПС
С пуркуа ли ? Смотри курсив.
С тезисом по скорости снижения частоты согласен, но это практически невозможно.
12. Частотная делительная автоматика
12.1. ЧДА применяется для:
• сохранения в работе собственных нужд и предотвращения полного
останова электростанций при отказе или недостаточной эффективности
устройств, выполняющих функции по п. 3.2 (а, б, в) настоящего Стандарта;
• обеспечения питания отдельных групп потребителей, не
допускающих перерывов в электроснабжении.
Сохранение в работе части генераторов при действии ЧДА позволяет
ускорить восстановление электроснабжения потребителей в послеаварийном
режиме.
12.2. ЧДА осуществляет выделение электростанций, их частей или
отдельных энергоблоков на питание собственных нужд (АВСН) или на
сбалансированный район.
При выделении электростанции (энергоблока) на примерно
сбалансированную нагрузку предпочтительным является образование
небольшого избытка генерирующей мощности и повышение частоты.
12.3. ЧДА должна устанавливаться на всех ТЭС, на которых она может
быть выполнена исходя из условий их работы (схема электростанции, ее
положение в сети, ограничения по теплофикационному режиму и т.п.).
12.4. Уставки срабатывания ЧДА выбираются с учетом обеспечения
устойчивой работы выделяемых электростанций (энергоблоков) и действия
ЧДА после срабатывания АЧР1. При этом, как правило, применяются две
ступени с уставками по частоте/времени в следующих диапазонах:
• 1 ступень: 46,0–47,0 Гц/0,3–0,5 с;
• 2 ступень: 47,0–47,5 Гц/30–40 с (резервное действие).
Для предварительной подготовки района к выделению действием ЧДА
может осуществляться автоматическое изменение конфигурации
Напечатано с сайта ОАО «СО ЕЭС» www.so-ups.ru19
электрической сети путем отключения соответствующих коммутационных
аппаратов. Энергопринимающие установки потребителей в энергорайоне,
выделяемом действием ЧДА, не должны подключаться к устройствам ЧАПВ.
12.5. При выделении энергосистемы (части энергосистемы,
электростанции) с преобладанием ГЭС, если генерация ГЭС не менее чем на
20 % превышает нагрузку выделившегося района, применяются
автоматические устройства ступенчатого отключения (по факту повышения
частоты в пределах 50,5–53,5 Гц или отключения отходящих от шин ГЭС
линий электропередачи с контролем предшествующего режима) части
агрегатов суммарной мощностью равной или несколько меньшей избытка
мощности.
12.6. Для электростанций, где выполнение ЧДА признано
невозможным или нецелесообразным, при изменении состава
генерирующего оборудования, схемы выдачи мощности, схемы
прилегающей сети, но не реже одного раза в три года должны утверждаться
согласованные с субъектами оперативно-диспетчерского управления
соответствующие решения с необходимой мотивировкой.
Для электростанций с ЧДА должны быть оформлены решения,
подтверждающие соответствие назначения, настройки и удовлетворительное
состояние эксплуатации частотной делительной автоматики и систем
регулирования электростанций.
12.7. В каждой энергосистеме (части энергосистемы) должны быть
разработаны и согласованы с соответствующим диспетчерским центром
инструкции по развороту электростанций и восстановлению нормальной
схемы энергосистемы (части энергосистемы) после действия ЧДА.
12.8. Соответствие мощности генерации и нагрузки в выделяемом
районе должно проверяться не менее двух раз в год в дни контрольных
замеров.
В любом случае должна быть предусмотрены меры исключающие ложную работу АЧР при отделении питающей ПС.
Такие случаи имели уже место, например, см.: http://rzia.ru/post11902.html#p11902
Чтобы предотвратить ложную работу АЧР необходимо отделить станцию при снижении частоты до порога несколько выше уставки АЧР.
Тем более на ПС отсутствует ЧАПВ.
Не стану спорить.
Замечу лишь, что данные вопросы в общем виде практически не решаемы.
Надо смотреть конкретику.
Схему и режимы.
Потом думать.
Надо смотреть конкретику.
Схему и режимы.
Совершенно верно говорит коллега. Основной вопрос - это какое место занимает собственная генерация в общем балансе предприятия и как она увязана с техпроцессом на предприятии. Просто от этого фактора зависят не только уставки, а вообще концепция построения всех защит и автоматики в узле нагрузки с местной генерацией.
Так к примеру, на пальцах, имеется химзавод с установленной 150МВт. В техпроцессе имеем попутный газ, сжигаем на ГПУ и генерим на одну из ТП или РП завода 5МВт. Вопрос стоять не будет о сохранении машины в работе при внешнем кз и выделении одной ТП или РП завода на остров нагрузки.
Или деревообрабатывающий завод с установленной 10МВт и собственной мини-тэц с паровым котлом на щепе и турбинкой в 7,5МВт. Чувствуется разница?
Чтобы предотвратить ложную работу АЧР необходимо отделить станцию при снижении частоты до порога несколько выше уставки АЧР.
Такое решение может привести к ложной работе АЧР при отключении ВЛ 110 кВ или трансформаторов на ПС из за разброса частоты срабатывания ЧДА на станции и реле частоты на ПС.
http://rzia.ru/extensions/hcs_image_uploader/uploads/90000/3000/93096/thumb/p1a4cmk53ootp1sol45e162614aj1.jpg
Коллеги, спасибо за ответы, но у нас есть непонимание в вопросе. Прицепляю схемку (условную - из СВМ). Отходящие от ТП3602 в разные стороны линии - нагрузка предприятия. На РУ-10 кВ ПС 110/10 тоже есть нагрузки.
1. Давайте определимся с терминологией в рамках вопроса. ЧДА - автоматика конкретно регламентированная стандартами СО ЕЭС и она к нашему случаю отношения НЕ ИМЕЕТ. (собственно вопрос разных определений и стал в итоге самым тормозящим фактором при рассмотрении и согласовании). В моем вопросе речь идет о ДЕЛИТЕЛЬНОЙ ЗАЩИТЕ на принципе скорости снижения частоты. У Шабада целая книга по таким делилкам есть, именно о такой и идет речь. Ну или иначе она по ANSI идет как 87R или она же ROCOF.
Кстати почему ТЭЦ - отборы пара есть ? Наверное ТЭС ?
В ТУ сети написали "мини-ТЭЦ". По сути газопоршневые машины небольшой мощности (4,3 МВт). Никакого пара нет.
2. Касаемо режимов работы. Я кажется про это не упомянул. В грубых цифрах вся нагрузка предприятия 6 с чем-то МВт + около 400 кВт на СН самой станции. Это в максимальном режиме. Машины по 4,3 МВТ, то есть есть 8,6 МВт. Брать из системы данное предприятие может не более 3,2 МВт. Нормальный режим работы - параллель с сетью, выдача излишка мощности в сеть. Потребление свыше 3,2 МВт запрещено. Исключается контролем перетока на вводах ТП3602 с действием на отключение потребителей. По сути эти 3,2 МВт нужны только для сохранения в работе котельной (самый ответственный потребитель) и СН для разворота машин. Экономически такие расклады вполне себе выгодны (по расчетам экономистов по крайней мере).
3. Касаемо сложности в реализации АЧР на ТП3602. Почему это надо и зачем? Т.к. не было предусмотрено ЧАПВ, включение только силами выездной бригады. На фидерах со стороны ПС нет ничего для включения с контролем синхронизма. Чтобы не реконструировать РУ-10 кВ ПС (а там бы пришлось менять ячейки из-за невозможности доустановки ТН со стороны линии) и снижения действий оперативников (хотя по словам самих опретивников больше для иселючения взаимодействия сетевиков с персоналом собственника) было предложено перенести действие АЧР на фидера вводов от ПС на ТП3602 с возможностью их последующего включения после восстановления частоты.
4. По сути вопроса. Имеем станцию связанную с системой. Имеем реализацию АЧР на ТП собственника. Есть частотные защиты у самого генератора, есть что-то подобное на двигателе. При снижении частоты в системе достаточном для работы АЧР будет произведено отключение вводов - станция будет работать на свою нагрузку. Как писал выше, суммарная нагрузка ниже генерации.
Почему возник вопрос? Мы рассматриваем случай потери питания РУ-10 кВ ПС со стороны системы. Например отключение трансформатора. В этом случае до работы АВР произойдет наброс нагрузки на генераторы, когда вся нагрузка секции 10 кВ ПС ляжет на машину. Причем там нагрузка больше ощутимо. Генератор отвалится либо действием АЧР-1 (0,3 сек) либо своей частотной защитой (0,5 сек). После чего будет АВР в СН и можно будет снова раскрутить генератор и, отключив ввод от системы, начать снова работать на свою нагрузку. Вроде все нормально. Тут выполнение делительной защиты позволит отключить станцию раньше АЧР-1 и не гасить и снова раскручивать генератор.
Другой случай. В ТУ прописана выдача всей мощности только в нормальной схеме станции, то есть 2 машины + отключенный СВ. Включение СВ требует чтобы в работе был только 1 генератор. Такой случай может быть например летом когда вся нагрузка составляет порядка 2 МВт. Но в этом случае связь с системой может быть только по одному вводу - тому, на чьей секции работает генератор. В этом случае снижение частоты и отключение если приведут к остановке машины, произойдет обесточивание предприятия. Чтобы этого избежать и предлагается та же делилка, которая отключит ввод от системы.
На вашем месте я бы очень осторожно отнесся к автоматике действующей по скорости снижения частоты.
Во первых потому, что всегда лучше использовать первичные признаки аварии - лучше всего факты изменения состояния коммутационных аппаратов.
А во вторых - скорость снижения частоты плохой параметр сам по себе, но десятикратно хуже он становится при наличии близкой генерации.
ССЧ это третья производная от угла выбега ротора генератора и как любая производная высоких порядков она очень чувствительна к погрешности исходных данных.
Да и не только к погрешности. Машинки легкие - дергаться будут не только на близкое короткое, но и на изменение нагрузки местной.
В общем у меня три рекомендации.
Либо отказаться от пуска автоматики по ССЧ, либо придется повнимательнее присмотреться к системе регулирования частоты вращения и провести расчеты динамических переходных процессов.
Советы бывалого релейщика → Релейная защита и автоматика в "малой энергетике" → Делительная автоматика в малой энергетике.
