Реферат: Окин А. А. 0504 Противоаварийная автоматика энергосистем

ББК: Л1.27-()82.03я73

О 504 УДК: 621 .111 52.018.43(075.8)

Рецензенты докт. техн. наук проф. В.А. Строев,

докт. техн. наук проф. Ю.Г. Шакарян Редактор докт. техн. наук проф. В.П. Морозкин

Окин А.А.

0504 Противоаварийная автоматика энергосистем. — М.: Издательство МЭИ, 1995. — 212 с. 18ВЫ 5-7046-0105-7

Рассматриваются проблемы противоаварийного управления современ­ными электроэнергетическими системами. Изложены принципы получения, передачи, переработки информации в системах оперативного и противоава­рийного управления.

Приведены алгоритмы и схемы основных устройств противоаварийной автоматики.

Для студентов электроэнергетических специальностей вузов, факульте­тов повышения квалификации специалистов, инженерно-технических ра­ботников проектных и научно-исследовательских организаций, энергосис­тем и ОДУ.

^ 2202080000 — 006
О -Безобъявл. ББК:31.27-082.03я73

097(02) — 95

15ВЫ 5-7046-0105-7 © Окин А.А., 1995

1ГХ


ВВЕДЕНИЕ

Высокие темпы трансформации структуры Единой электро­энергетической системы, усложнение условий эксплуатации энергосистем, наличие крупных атомных электростанций с ба­зисным режимом работы и ухудшенными динамическими харак­теристиками, трудности учета многообразия режимов электро­станций и другие причины привели к тому, что управление ре­жимами энергосистем значительно усложнилось. В этих услови­ях обеспечение параллельной работы энергосистем и одновре­менное выполнение заданных нормативов статической и дина­мической устойчивости предъявляют повышенные требования как к принципам и точности управления нормальными, аварий­ными и послеаварийными режимами энергосистем, так и к ап­паратной реализации устройств противоаварийной автоматики, а также их эксплуатации в действующих энергосистемах.

В современных энергосистемах (ЭЭС) должна обеспечиваться высокая эффективность противоаварийного управления для раз­личных условий функционирования и с учетом индивидуальных особенностей ЭЭС:

структуры сети ЭЭС, жесткости ее связей с Единой Энерго­системой, возможности реверса потоков мощности по системооб-разующим ЛЭП;

режимных и структурных различий для всех характерных режимов года — зимнего максимума нагрузки, периода паводка ГЭС, летнего минимума нагрузки;

специфики нетиповых ремонтных схем или нерасчетных ре­жимов при выборе режимных параметров настройки противоава­рийной автоматики (ПА).

Широкий спектр учитываемых факторов свидетельствует о многообразии требований, предъявляемых к устройствам ПА, алгоритмам их функционирования.

Поэтому анализ режимов и устойчивости энергосистем пред­ставляет собой неотъемлемую часть работы по созданию систем ПА, которые по структуре исполнения являются иерархически-

ми. Системы ПА должны оказывать дозированные воздействия на ЭЭС, чтобы обеспечивать локализацию и ликвидацию ава­рийных режимов, а также минимизировать ущербы от аварий.

В учебном пособии собраны и систематизированы материалы, необходимые для изучения структуры, алгоритмов функциони­рования и построения систем ПА, а также квалифицированно­го выполнения расчетов и проектирования систем противо-аварийного управления. Содержание книги соответствует учеб­ным программам энергетических вузов по специальности 2104 «Автоматическое управление электроэнергетическими система­ми», а также соответствующих курсов институтов повышения квалификации руководящих работников и специалистов Мин­топэнерго РФ.

Глава первая

^ СТРУКТУРА И ФУНКЦИИ АВТОМАТИКИ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ НАРУШЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ

1.1. ОБЩАЯ СТРУКТУРА ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ

В целях предотвращения возникновения и развития аварий в энергосистемах, их локализации и ликвидации путем выявления опасных аварийных возмущений или недопустимых отклонений параметров электрического режима и осуществления противо-аварийного управления применяют ПА.

Различают функциональное и аппаратное структурное по­строение ПА. В эксплуатации функциональные структурные схемы используются при описании режимных принципов выпол­нения и действия ПА, составлении инструкций по режимам ра­боты энергообъединений, энергоузлов, межсистемных и внутри­системных связей. Аппаратные структурные схемы необходимы для составления инструкций по обслуживанию противоаварий-ной автоматики, оперативных заявок на вывод в ремонт ПА или ее частей.

Обобщающее понятие функциональной структуры — система ПА, которая в пределах своего энергоузла, энергорайона, энер­гообъединения решает все задачи противоаварийного управления и включает ряд подсистем, обеспечивающих:

предотвращение нарушения устойчивости параллельной работы (АПНУ),

ликвидацию асинхронного режима (АЛАР),

ограничение снижения частоты (АОСЧ),

ограничение повышения частоты (АОПЧ),

ограничение снижения напряжения (АОСН),

разгрузку (предотвращение недопустимой перегрузки) оборудования (АРО)

Подсистемы ПА, функционируя совместно, взаимно дополня­ют и резервируют друг друга и образуют, таким образом, эше­лонированную систему ПА, обеспечивающую требуемый уровень живучести энергосистемы.

5

На подсистему АПНУ, представляющую собой первый эше­лон этой системы, возлагается задача обеспечения устойчивости энергосистемы. Если по каким-либо причинам нарушение устой­чивости все же произойдет, то подсистема АЛ АР должна обеспе­чить прекращение асинхронного режима путем ресинхронизации или деления электрической сети.

Задача предотвращения недопустимых отклонений частоты, вызываемых аварийными возмущениями или разделениями энергосистемы на несинхронные части (включая и деления от действия подсистемы АЛАР), возлагается на подсистемы АОСЧ и АОПЧ. Подсистема АОСЧ при снижениях частоты осуществ­ляет автоматический частотный пуск и загрузку генераторов электростанции, а также частотную разгрузку энергосистемы посредством отключения части нагрузки потребителей. Подси­стема АОПЧ воздействует на отключение гидрогенераторов и разгрузку энергоблоков тепловых электростанций при опасных повышениях частоты. В наиболее тяжелых случаях при каскад­ных авариях или особо крупных небалансах мощности и при не­эффективности действия подсистем АОСЧ и АОПЧ на поддержание частоты в допустимых для работы тепловых и атомных электростанций пределах осуществляется выделение этих электростанций или части энергоблоков на питание мест­ной нагрузки или нагрузки собственных нужд.

Подсистема АРО предназначена для защиты оборудования от повреждений, вызываемых перегрузкой по току. В то же время должны исключаться излишние действия этой подсистемы, так как они могут привести к каскадному развитию аварии в энер­госистеме вследствие перегрузки других элементов электриче­ской сети и нарушения устойчивости. Подсистема АОСН пред­назначена для предотвращения нарушения устойчивости нагруз­ки и расстройства технологических процессов собственных нужд электростанций при аварийных возмущениях, сопровождающих­ся снижением напряжения.

Иногда в состав системы ПА включают подсистему ограниче­ния повышения напряжения (подсистему АОПН), необходимую для защиты оборудования электростанций и подстанций. Право­мерность включения этих устройств в состав ПА спорна; скорее,

6

их следует рассматривать как составную часть штатного комп­лекса защит линий, генераторов и пр.

Любая подсистема ПА представляет собой некоторый набор автоматик, которые могут объединяться в определенные виды. Каждая автоматика решает законченную задачу противоаварий-иого управления, включающую следующие операции:

фиксация аварийного возмущения или нарушения контролируемыми пара­метрами электрического режима заданных ограничений;

запоминание предаварийного состояния энергосистемы: схемы и текущего режима в момент фиксации возмущения или нарушения параметрами режима шданных ограничений;

оценка степени тяжести аварийного возмущения и необходимости осущест-нления управляющих воздействий для зафиксированного предаварийного состоя­ния энергосистемы;

выбор видов, объемов и мест реализации управляющих воздействий;

реализация управляющих воздействий.

У конкретной автоматики некоторые из перечисленных фун­кций могут отсутствовать вообще (например, запоминание доава-рийного режима, выбор объема управляющих воздействий и др.). Часть отсутствующих функций может восполняться дейст-ииями оперативного персонала (фиксация предаварийной схемы энергосистемы, выбор мест реализации воздействий).

Автоматика — наименьшая единица функциональной структу­ры (рис. 1.1). С точки зрения аппаратной реализации автомати­ка включает некоторую совокупность устройств. Устройство — наименьшая единица аппаратной структуры ПА.



Автоматики могут объединяться в комплексы. Цель создания комплексов — удешевление ПА и повышение ее надежности пу­тем более эффективного использования аппаратуры (каналов передачи доаварийной инфор­мации, аварийных сигналов и исполнительных команд; логи­ко-вычислительных, пусковых и исполнительных устройств).

Объединение автоматик в
комплексы наиболее характер­
но для подсистемы АПНУ в
связи со сложностью реализу­
емых ею задач и территори- рис. ы. Функциональная и

аппаратная структура ПА

альной удаленностью входящих в нее устройств. Комплексы АП­НУ, решающие задачу обеспечения устойчивости в некотором энергоузле (энергорайоне), могут целиком или частично входить в состав более обширных комплексов АПНУ.

^ 1.2. ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ И АППАРАТНАЯ СТРУКТУРА ПОДСИСТЕМЫ АПНУ

Подсистема АПНУ включает следующие виды автоматики разгрузки при:

отключении одной или двух линий электропередачи (АРОЛ, АРОДЛ); статической перегрузке электропередачи (АРСП); динамической перегрузке электропередачи (АРДП); близких или затяжных коротких замыканиях (АРКЗ).

Перечисленные виды автоматики являются наиболее распро­страненными и составляют основную часть подсистемы АПНУ.

Возможно выделение в составе подсистемы АПНУ и других видов автоматики. Например, в последние годы в связи с ростом единичной мощности генераторов и энергетических блоков все более широкое применение находит автоматика разгрузки элек­тропередач при отключении генераторов (АРОГ). Внезапное от­ключение мощных генераторов или энергоблоков в дефицитной части энергосистем (энергообъединений) может привести к пере­грузке и нарушению устойчивости по связям, загруженным в исходном режиме в их сторону.

Для выполнения возложенных задач подсистема АПНУ осу­ществляет различные управляющие воздействия. На начальных этапах развития автоматика действовала в основном на отклю­чение гидрогенераторов или на деление электрической сети (ДО. В настоящее время АПНУ использует широкий спектр воздействий, включающий:

отключение турбогенераторов (ОГ);

кратковременную (импульсную) и длительную разгрузки турбин (ИРТ,

ДРТ);

отключение части нагрузки потребителей (ОН);

частотный пуск гидрогенераторов (ЧП) и перевод их из режима синхронно­го компенсатора в активный режим;

загрузку гидро- и турбогенераторов (ЗГ);

электрическое торможение ОТ) агрегатов путем включения нагрузочных

активных сопротивлений. 8

Ввиду меньшей эффективности относительно повышения пределов устойчивости дополнительными считаются:

воздействия на отключение шунтирующих реакторов (ОР); форсировка устройств продольной и поперечной компенсации (ФК); форсировка возбуждения (ФВ) и изменение уставки АРВ по напряжению (ИУН).

Полная структура подсистемы АПНУ и распределение основ­ных и дополнительных управляющих воздействий по видам ав­томатики показаны на рис. 1.2. Для каждого вида автоматики указаны лишь наиболее часто используемые воздействия. При конкретном выполнении автоматики в эксплуатации в зависимо­сти от возможности осуществления тех или иных управляющих воздействий и их режимных характеристик с целью обеспечения требуемых пределов устойчивости и повышения эффективности воздействий могут привлекаться и другие их виды.

Рассмотрим вопросы структурно-аппаратного построения ав­томатики предотвращения нарушения устойчивости; при этом для краткости изложения опустим некоторые аппаратные тонко­сти, не существенные с точки зрения режимных принципов по­строения АПНУ.

Простейшая автоматика (рис. 1.3 а) включает в себя пуско­вой орган (ПО), высокочастотный телеканал — передатчик и приемник исполнительных команд (ПРД1 — ПРМ1) — и испол-



нительное устройство (ИУ), посредством которого осуществляет­ся требуемое управляющее воздействие (например, на отклю­чение части нагрузки подстанции или части генераторов элект­ростанции). При необходимости передачи исполнительных ко­манд на разные объекты могут быть организованы высоко­частотные телеканалы и в других направлениях (передатчик ПРД2, рис. 1.3).

Исполнительное устройство может иметь различные степени сложности. В простейшем случае — это фиксированная релей­ная схема, выполняющая строго определенное управляющее воз­действие (отключение конкретных выключателей, формиро­вание дозированного управляющего импульса, подаваемого на вход системы регулирования турбины, и др.). В более сложном исполнении схема может предусматривать оперативное пере­ключение исполнительных цепей с помощью накладок коммута­торов и др. Наконец, в составе ИУ может быть использована микроЭВМ, автоматически формирующая исполнительные цепи



Рис. 1.3. Структура простейшей автоматики

а — с действием по заданному аварийному возмущению; б — с контролем предше­ствующего режима и действием по возмущению; в — с фиксацией наложения двух аварийных событий или аварийного возмущения в ремонтной схеме; г — с автома­тическим выбором направления воздействия по параметрам предшествующего

режима

10

в зависимости от условий реализации управляющих воздействий на одном или нескольких объектах (электростанциях, подстан­циях) .

Описанную автоматику называют «автоматикой по возмуще­нию». При фиксации ПО заданного аварийного возмущения или достижении контролируемым параметром режима заданного зна­чения (уставки) осуществляется без какого-либо дополнительно­го контроля программное управляющее воздействие заданной интенсивности. Такую структуру имеет, например, автоматика разгрузки при статической перегрузке электропередачи (АРСП).

В отличие от «автоматики по возмущению» автоматика, изо­браженная на рис. 1.3 б, действует только в строго определенной области режимов. Для этого она снабжена органом контроля предшествующего режима (КПР). Срабатывание автоматики происходит, если значение контролируемого параметра в режи­ме, предшествующем зафиксированному ПО аварийному возму­щению, превышало заданную уставку КПР, т. е. только в том случае, если предаварийный режим был достаточно тяжелым с ;точки зрения устойчивости.

\: Приведенной на рис. 1.3 б структуре могут соответствовать ^различные виды АПНУ. Наиболее распространена автоматика разгрузки при отключении одной из линий электропередачи (АРОЛ). Согласно этой же структурной схеме выполняется и АРОГ. Автоматика разгрузки при КЗ может проводиться по схе­мам (см. рис. 1.3 а или б).

Автоматика, структурная схема которой показана на рис. 1.3 0, контролирует не только предаварийный режим, но и состояние предаварийной схемы. Контролируемое автоматикой ремонтное или аварийное отключение линии или трансформатора фиксиру­ется пусковым органом П02. Сигнал об изменении схемы пере­дается по высокочастотному телеканалу ПРДЗ — ПРМЗ к месту установки пускового органа П01 и органа КПР, который пере­страивается на ремонтную уставку. Если во время существова­ния этой схемы произойдет фиксируемое П01 аварийное возмущение, а предшествующее этому возмущению значение контролируемого параметра режима превысит заданную ремонт­ную уставку органа КПР, то произойдет срабатывание автома­тики — сигнал пройдет через логический элемент И и контакты

11

реле КПР, и будет передан по высокочастотному каналу ПРД1 — ПРМ1 к ИУ.

Описанную структуру имеет автоматика разгрузки при от­ключении контролируемой линии электропередачи в ремонтной схеме (АРОЛрем). Переход к ремонтной схеме фиксируется при отключении влияющей линии с неуспешным ТАПВ или ее от­ключении без КЗ с временем, превышающем паузу ТАПВ.

Подобную структуру может иметь автоматика, вводимая в работу в схеме разделения энергосистем или энергообъединений. В результате деления в одной или обеих частях энергосистемы могут создаваться условия устойчивости, сильно отличающиеся от условий устойчивости, имеющих место при параллельной ра­боте. Если такие деления происходят часто по схеме или режи­му, то может потребоваться выполнение специальной автома­тики. В этом случае П02 фиксирует автоматическое разделение энергосистем на определенных выключателях или аварийное от­ключение контролируемой одиночной связующей линии электро­передачи.

Структурная схема автоматики при одновременном отключе­нии двух линии электропередачи (АРОДЛ) схожа с приведенной на рис. 1.3 в, однако предварительная перестройка уставки КПР не требуется. Автоматика срабатывает при получении сигналов об отключениях линий от П01 и П02 с разновременностью не более заданной на реле времени, входящем в состав логического элемента И.

Автоматика, структурная схема которой показана на рис. 1.3 г, в дополнение к автоматике согласно рис. 1.3 б содержит КПРвь,б, предназначенный для автоматического выбора одного из двух возможных управляющих воздействий, реализуемых на разных объектах. Орган КПРвыб используется тогда, когда необходимо обеспечить определенный приоритет одного из воздействий, на­пример воздействия А. Тогда воздействие Б имеет место только в том случае, если воздействие А в данном режиме не обеспечи­вает необходимый объем разгрузки или может привести к недо­пустимой перегрузке близлежащих линий электропередачи. Реле КПРвь,б измеряет суммарную активную мощность электро­станции А или переток по контролируемой линии электропере­дачи в предшествующем срабатыванию автоматики режиме и

12

щранее подготавливает цепи действия автоматики в направле-нинх А или Б.

Орган КПРвь,б, необходимость установки которого не связана I пусковыми факторами и условиями срабатывания автоматики, может присутствовать и в других структурных схемах.

Каждая из приведенных автоматик может быть выполнена многоступенчатой — более тяжелым режимам или возмущениям I оотвстствуют ступени, осуществляющие более интенсивные уп-ринляющие воздействия. Разумеется, приведенные структурные I хемы не исчерпывают все технические решения, а представля­ют собой лишь наиболее часто применяемые. Элементы, входя­щие в эти структурные схемы, могут иметь различную степень

• ложности и быть реализованы на разной аппаратуре — релей­ной, аналоговой, микроЭВМ.

У некоторых видов автоматики (АРОЛ, АРОДЛ, АРОГ) удовлетворительный результат достигается с помощью релейных

• кем. У других видов автоматики (АРСП, АРДП, АРКЗ) на ре­пейной аппаратуре могут быть реализованы лишь простейшие к-хнические решения. Фиксация сложных многопараметриче-1ких пусковых факторов, переход от ступенчатого (дискретного) (нособа фиксации тяжести режимов и возмущений к непрерыв­ному, контроль за скоростями изменения текущих параметров требуют применения средств аналоговой и цифровой техники.

Начальный этап разработки АПНУ любого вида — выбор ее I труктурной схемы. На основе расчетов устойчивости определя­ется перечень аварийных возмущений, при которых должна дей-»тновать автоматика. Предварительно намечаются места разме­щения ПО, выявляющих эти возмущения, и ИУ. Прорабатыва­ются варианты организации новых высокочастотных каналов и использования существующих. Предполагаемое структурное ре­шение выдвигает необходимость проведения дополнительных расчетов устойчивости и настройки автоматики, на основе кото­рых в свою очередь будут уточнены требования к структуре ав­томатики, ее аппаратному построению.

Таким образом организационно процедура разработки авто­матики (как при проектировании, так и в эксплуатации) носит итерационный характер последовательного формирования и уточнения требований к настройке АПНУ, ее аппаратной реали-

13

зации и проведения на ЭВМ уточняющих расчетов; только при этом могут быть найдены наиболее эффективные решения.

1.3. ^ ДЕЦЕНТРАЛИЗОВАННЫЕ И ЦЕНТРАЛИЗОВАННЫЕ КОМПЛЕКСЫ АПНУ

Каждая АПНУ как решающая определенную законченную задачу противоаварийного управления принципиально может быть выполнена полностью независимой от других на основе от­дельной аппаратуры. Однако такой подход нельзя считать целе­сообразным: если в энергоузле, энергорайоне, необходимо решить совокупность задач противоаварийного управления, то реализация неизбежно будет связана с многократным примене­нием одинаковых устройств для различных автоматик и общим нерациональным использованием аппаратуры. Уже только по этой причине целесообразно объединять устройства в комплекс АПНУ, где для всех входящих в него автоматик используется некоторая совокупность устройств.

Конкретные структурные схемы комплексов зависят от кон­фигурации контролируемой ими части схемы электрической се­ти, условий устойчивости и мест реализации управляющих воздействий. Однако можно указать на общие характерные осо­бенности.

Комплексы АПНУ охватывают энергоузлы, энергосистемы, участки основной системообразующей сети энергообъединений, отличающиеся некоторой общностью электрического режима. Например, для узла мощной электростанции (радиальная схема) характерна проблема обеспечения устойчивости ее параллельной работы с энергосистемой при близких и тяжелых КЗ или отклю­чениях линий электропередачи в зоне выдачи мощности. Необ­ходимо выявлять такие повреждения и разгружать электро­станцию по активной мощности с такой скоростью и на такую глубину, при которых обеспечивается сохранение устойчивости с нормативным запасом.

Для транзитной системообразующей сети (цепочечная схе­ма) , передающей на большое расстояние направленные потоки активной мощности из избыточной в дефицитную часть энерго­системы (знергообъединения, ЕЭС), характерна проблема обес­печения устойчивости при отключении сильно загруженных

14

линии электропередачи на каком-либо из участков, а также при возникновении аварийных небалансов мощности и вызываемых ими набросах мощности на транзитную электрическую сеть (по­следнее проявляется тем в большей степени чем слабее связь). Необходимо разгрузить транзит при отключении загруженных линий электропередачи на любом его участке и при набросах мощности на него таким образом, чтобы запас статической устой­чивости в послеаварийном режиме был не ниже нормативного.

В сложной кольцевой сети энергообъединений возможны на­рушения устойчивости в различных сечениях. Автоматика долж­на контролировать опасные сечения и обеспечивать разгрузку в случае их ослабления или набросов мощности, вызываемых от­ключениями генераторов или нагрузочных узлов как в самом кольце, так и за его пределами.

Сказанное определяет основные задачи, возлагаемые на ком­плексы АПНУ в радиальной, цепочечной и кольцевой схемах, и примерные границы охватываемых ими районов противоаварий-ного управления. Выбор конкретных сечений и линий, контро­лируемых комплексами, оценивается по результатам расчетов устойчивости.

Различают децентрализованные и централизованные комп­лексы АПНУ. В децентрализованных комплексах, как правило, необходимость осуществления воздействий и их дозировка фор­мируются на тех объектах, где устанавливаются органы контро­ля тяжести режима и возмущения.

Упрощенная структурная схема децентрализованного комплек­са АПНУ узла мощной электростанции показана на рис. 1.4 а. В схеме имеются пусковые органы ПО — ФОЛ, фиксирующие от­ключения отходящих от электростанции линий электропереда­чи. Автоматическая разгрузка электростанции через устройство разгрузки УРС проводится в том случае, если предшествовав­ший отключению переток по линии превышал уставку органа КПР — Ли нагрузка электростанции превышала уставку обще­станционного органа КПР — СТ.

Линейные органы КПР — Л могут не устанавливаться, если анализ фактических режимов или результаты расчетов показы­вают, что между суммарной нагрузкой электростанции и пере­токами по линиям соблюдается хотя бы приближенное соот-

15




Рис. 1.4. Децентрализованный ком­плекс АПНУ узла электростанции (а) и межсистемной связи (б)



ветствие. Если же отходящие от электростанции линии электро­передачи — часть межсистемного транзита, то перетоки по от­дельным линиям зависят не только от нагрузки электростанции, но и от значения межсистемного перетока. Установка линейных органов КПР в этом случае обязательна.

Аварийные сигналы на разгрузку электростанции при отклю­чении линий электропередачи, не примыкающих непосредствен-

16

но к шинам электростанции, передаются по высокочастотному телеканалу (ПРД — ПРМ) и, пройдя орган КПР — СТ, подаются на вход устройства УРС. Пусковые органы ПО — ФОЛ и линей­ные органы КПР — Л устанавливаются на соответствующих подстанциях. На рис. 1.4 а ПО ФОЛ показаны в обобщенном виде.

Фиксация односторонних отключений линий с удаленных от электростанции концов выполняется путем передачи сигналов по высокочастотному телеканалу. При необходимости разгрузки электростанции в цикле АПВ предусматриваются отдельные вы­ходы устройства ФОЛ и отдельные каналы, обеспечивающие разную глубину разгрузки электростанции сразу же при фикса­ции первого отключения линии (не ожидая АПВ) и в случае не­успешного АПВ.

Сигнал на разгрузку при близких тяжелых КЗ, фиксируемых ПО — БКЗ, подается через орган КПР — СТ, а сигнал при за­тяжных КЗ, фиксируемых ПО — ЗКЗ — минуя КПР — СТ не­посредственно на устройство УРС. Последнее объясняется тем, что затяжные КЗ представляют собой относительно редкий вид возмущений, приводящий к нарушениям устойчивости даже при минимальных нагрузках электростанций.

Задача отработки соответствующей ступени разгрузки элект­ростанции путем отключения генераторов или разгрузки турбин при поступлении сигнала на один из входов возлагается на об­щестанционное устройство УРС (распределяет воздействие по исполнительным устройствам ИУ блочного уровня с учетом фак­тической нагрузки энергоблоков и имеющегося регулировочного диапазона).

Несмотря на радиальную структуру, описанный комплекс АПНУ — децентрализованный. Дозировка разгрузки здесь про­изводится линейным и станционным устройствами КПР по ме­сту их установки. Наличие общестанционного устройства разгрузки УРС не является признаком централизованного по­строения комплекса, поскольку это устройство выполняет вспо­могательные функции распределения заданного объема разгрузки. Структурные схемы, близкие к описанной, имеют комплексы АПНУ Курской и Смоленской АЭС, Рязанской ГРЭС, релейный комплекс АПНУ Костромской ГРЭС и др.

17

Пример структурной схемы децентрализованного комплекса АПНУ межсистемного транзита, включающего четыре последо­вательные линии электропередачи, показан на рис. 1.4 б. Меж­системный транзит имеет шунтирующие связи (на схеме не показаны) и работает в реверсивных режимах, т. е. может быть загружен потоками активной мощности в обоих направлениях. Задача комплекса — обеспечение устойчивости при отключении любой из линий транзита и набросах мощности в любом направ­лении.

Для каждого направления перетоков по транзиту комплекс осуществляет две ступени разгрузки электростанций ОГ1, ОГ2 по одну сторону транзита и две ступени отключения части на­грузки ОН1, ОН2 по другую сторону. С этой целью организует­ся по одному магистральному телеканалу в каждом направ­лении, включающему каналы по каждой линии (ПРД — ПРМ) и переприемы на промежуточных подстанциях. Фиксация от­ключения линий выполняется устройствами ФОЛ непосредст­венно со своего конца линии и по высокочастотному каналу с противоположного конца.

На каждом участке транзита для обоих направлений перето­ков предусматривается по двухступенчатому устройству КПР. При отключении линии с предшествующей мощностью по ней выше уставки первой или второй ступени КПР срабатывает со­ответствующая ступень разгрузки. Для предотвращения опасных набросов мощности устанавливаются двухступенчатые устройст­ва АНМ, действующие на те же ступени разгрузки.

Структурные схемы, близкие к описанной, имеют комплексы АПНУ ряда межсистемных и внутрисистемных транзитов — та­ких, как связи 500 кВ Центр — Средняя Волга — Урал, Украи­на — Центр, Волгоград — Липецк и др.

Отметим, что первоначальные структурные схемы этих ком­плексов принципиально отличались от приведенной: телеканалы заполнялись исполнительными командами отдельных автоматик и аварийными сигналами, передаваемыми от пусковых органов к местам установки органов КПР. При поэтапной реконструкции этих комплексов были созданы единые магистральные каналы передачи исполнительных команд на разгрузку гидро- и тепло­электростанций и отключение части нагрузки потребителей. Пе-

18

реход на эту структуру дал ряд весьма существенных преиму­ществ.

Так, менее определяющим стало ограничение по числу пере­даваемых высокочастотных команд, сдерживавшее развитие комплексов АПНУ: уже на пятикомандных устройствах ВЧТО удалось создать достаточно развитые комплексы; 14-командные устройства АНКА — АВПА предоставили широкие дополнитель­ные возможности. Контроль тяжести предшествующего режима в АРОЛ стал легко выполним непосредственно по контролируе­мым линиям (ранее частым вынужденным решением был кос­венный контроль предшествующего режима по другим участкам передачи).

Оказалась более гибкой структура комплекса — при измене­нии режима транзитов изменение настройки и количества сту­пеней существующих автоматических систем и подключение новых на любом участке стало значительно проще. Появилась возможность использовать более удаленные управляющие воз­действия и частичную стыковку комплексов путем использо­вания общих управляющих воздействий, если это допустимо по режиму охватываемых ими районов противоаварийного управ­ления.

Особенность структурного построения централизованных комплексов: вся информация о текущем состоянии схемы и па­раметрах электрического режима в контролируемом районе про­тивоаварийного управления собирается в одном центральном логико-вычислительном устройстве (ЛВУ), реализуемом на базе специализированной или серийной ЭВМ. Задача ЛВУ, действую­щего по заданному алгоритму, — формирование дозировки уп­равляющих воздействии (АДВ) для каждого пускового органа и выдачи ее на устройства запоминания дозировки (УАЗД). Цент­рализованный комплекс может дополняться отдельными децент­рализованными автоматиками (например, автоматикой разгруз­ки при близких или затяжных КЗ), использующими для своего действия лишь локальную информацию.

Необходимость в специальных устройствах АЗД вызвана тре­бованием максимального быстродействия АПНУ — к моменту срабатывания любого пускового органа цепи реализации рассчи­танных в ЛВУ управляющих воздействий должны быть сформи-

19


I

рованы. При реализации воздействий ЛВУ находится вне кон­тура управления; управляющие сигналы от пусковых органов через цепочки, сформированные в УАЗД, поступают на испол­нительные органы. Настройка УАЗД меняется циклически с ин­тервалом времени, необходимым для расчета в ЛВУ дозировки воздействий для всех пусковых органов комплекса.

Два варианта структурных схем централизованных комплек­сов АПНУ показаны на рис. 1.5. В обоих вариантах в ЛВУ по­ступают телеизмерения ТИ текущих параметров режима и телесигнализация ТС о ремонтных или аварийных изменениях схемы. Для передачи телеизмерений используются каналы теле­механики повышенной надежности; они же или высокочастот­ные каналы служат для телесигнализации.

В первом варианте (рис. 1.5 а) устройство АЗД установлено там же, где и ЛВУ (совмещенное УАЗД). Все телеканалы пере­дачи аварийных сигналов от пусковых органов направлены к ме­сту установки ЛВУ и АЗД, откуда каналы передачи исполни­тельных команд веерно расходятся к местам реализации воздей­ствий. Во втором варианте (см. рис. 1.5 б) одно, два или более устройств АЗД устанавливаются в наиболее удобных местах по тракту передачи сигналов от ПО к местам реализации управля­ющих воздействий (вынесенные УАЗД).





20



В первом варианте значительно проще решается сопряжение ЛВУ с УАЗД — не требуется организация надежных быстродей­ствующих каналов между этими устройствами. Однако второй вариант может дать существенный выигрыш в общем количестве используемых телеканалов. Предпочтительность того или друго­го варианта должна определяться при конкретном их сопостав­лении. Наилучшим может оказаться и комбинированный вариант, при котором одно из устройств АЗД выполняется совмещенным, а остальные — вынесенными.

В децентрализованных комплексах каждая входящая в них автоматика действует независимо от других; их взаимное согла­сование проводится лишь в необходимой мере при выборе их ус-тавок и воздействий. В централизованных комплексах действие всех автоматических систем подчинено единому алгоритму. Па­мять ЭВМ и большой объем информации о схеме и режиме по­зволяют строить сложные алгоритмы противоаварийного управ­ления, дающие преимущества централизованным комплексам перед децентрализованными в плане обеспечения максимальных областей устойчивости; адаптивности настройки и минимума ущерба от реализации управляющих воздействий. Особенно это касается протяженных кольцевых и сложных многоконтурных схем, где комплексы с децентрализованной структурой позволя­ют осуществить лишь довольно «грубые» законы противоаварий­ного управления. Вместе с тем следует учитывать, что на нынешнем уровне развития технических средств централизован­ные комплексы на базе управляющих ЭВМ обходятся значитель­но дороже традиционных децентрализованных, сложнее их эксплуатация. Поэтому решение о выполнении централизован­ного комплекса в том или ином районе противоаварийного уп­равления должно быть подкреплено соответствующими техни­ко-экономическими обоснованиями.

^ 1.4. ИЕРАРХИЧЕСКИЙ ПРИНЦИП ПОСТРОЕНИЯ ПОДСИСТЕМЫ АПНУ

По мере усложнения режимов и схемы основной системооб-разующей сети ЕЭС увеличивалась протяженность децентрали­зованных комплексов АПНУ, мощность осуществляемых ими управляющих воздействий. Стали создаваться централизованные комплексы на базе управляющих ЭВМ. В настоящее время раз-

21

витые и мощные децентрализованные комплексы эксплуатиру­ются на системообразующих транзитах 750 — 330 кВ — Моск­ва, 500 кВ Центр — Средняя Волга — Урал, Красноярск — Кузбасс, Волгоград — Липецк и др. Централизованные комплек­сы на базе ЭВМ введены и эксплуатируются в ОЭС Урала, на Костромской ГРЭС, на Братской и Усть-Илимской ГЭС. Работы по созданию комплексов ПА продолжаются.

Требования надежности и быстродействия подсистемы АП-НУ, снижения затрат на ее развитие и эксплуатацию ставят вопрос о технически и экономически оправданной протяженно­сти районов противоаварийного управления, охватываемых ком­плексами АПНУ, целесообразном объеме возлагаемых на них функций, их взаимодействии.

Чрезмерное расширение границ районов противоаварийного управления ведет к усложнению структурных схем комплексов, удлинению телеканалов и уве