ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ

⇐ ПредыдущаяСтр 41 из 41

Аварии в энергосистемах наносят огромный народнохозяйственный ущерб, поэтому ликвидация их должна осуществляться быстро и точно. Для этого применяют быстродействующие релейные защиты от токов КЗ и средства противоаварийной системной автоматики: повторного включения линий, трансформаторов и шин, включения резервного оборудования и источников питания, регулирования возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов; регулирования напряжения (АРН), частотной разгрузки, частотного повторного включения (ЧАПВ) и др. Массовое внедрение в энергосистемах перечисленных автоматических устройств отражается на работе диспетчера энергосистемы, от которого требуется четкое знание принципов и особенностей работы автоматических устройств при нарушениях режима; быстрая переработка всей поступающей во время аварии информации и столь же быстрое принятие решений, направленных на устранение аварийного режима. При нормальном функционировании автоматических устройств действия диспетчера сводятся к контролю за их срабатыванием и за установившимся послеаварийным режимом с последующим принятием необходимых мер. В случае неисправности того или иного автоматического устройства персонал вынужден дублировать его действие вручную.

Большое значение при ликвидации аварий приобретает безотказность в работе средств связи и телемеханики. Последнее имеет особое значение при отсутствии на управляемых энергообъектах дежурного персонала.

Типичными явлениями, с которыми обычно бывают связаны аварии в энергосистемах, являются понижения частоты и напряжения. В результате обоих этих явлений возможно возникновение асинхронного режима, качаний и разделение систем на части.

Понижение частоты возникает при нарушении баланса между генерацией и потреблением активной мощности. При дефиците мощности, вызванном отключением крупных генераторов или станций и отсутствием в системе резерва, частота снижается в зависимости.от состава генерирующей мощности и нагрузки ориентировочно на 1 % при изменении нагрузки на 1—3 %.

Понижение частоты снижает производительность машин у потребителей и механизмов с. н. на станциях, что в свою очередь вызывает дальнейшее снижение вырабатываемой генераторами мощности.

Для предупреждения системных аварий, связанных с внезапным понижением частоты, применяются устройства автоматического включения и загрузки резервных гидрогенераторов, перевода в активный режим гидрогенераторов, работающих в режиме синхронных компенсаторов. Набор нагрузки резервными генераторами сокращает дефицит мощности в системе, но не во всех случаях устраняет начавшийся процесс снижения частоты. В помощь автоматическим устройствам загрузки генераторов в энергосистемах установлены устройства для автоматической разгрузки (т. е. отключения части потребителей) при снижении частоты. Разгрузка производится несколькими очередями в диапазоне частот срабатывания 48—46, 5 Гц с интервалами по частоте 0, 1— 0, 2 Гц. Автоматическая частотная разгрузка должна обеспечить уровень частоты в системе не ниже 49 Гц. Дальнейшее повышение частоты до номинальной осуществляется диспетчером вводом резервной мощности, а при отсутствии — ограничением и отключением наименее ответственных потребителей.

Важнейшим мероприятием при понижении частоты в пределах 48—45 Гц является выделение на независимое от энергосистемы питание с. н. электростанций, чтобы устранить угрозу нарушения нормальной работы их оборудования. Для этого предусматриваются специальные схемы, в которых часть генераторов станций при заданной частоте отделяется от системы (автоматически или вручную дежурным персоналом станции) со сбалансированной нагрузкой с. н. и части потребителей, не допускающих резкого изменения частоты.

Понижение напряжения может сопутствовать понижению частоты, но может произойти и независимо от нее. При одновременном пониже* нии частоты и напряжения последнее снижается примерно на 1 % при понижении частоты на 1 Гц.

Напряжение может понижаться в той или иной части энергосистемы при недостатке в ней реактивной мощности. В этом случае оперативный персонал станций и подстанций с синхронными компенсаторами самостоятельно, не дожидаясь распоряжения диспетчера, повышает реактивную нагрузку генераторов и синхронных компенсаторов, пользуясь таблицами допустимых перегрузок.

При глубоком снижении напряжения независимо от причины, по которой оно произошло, срабатывают устройства автоматического регулирования возбуждения и быстродействующей форсировки возбуждения (БВ) генераторов и синхронных компенсаторов, временно поднимая реактивную мощность. Однако допустимое время форсированной работы незначительно (для крупных турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток 20 с). Поэтому в условиях, когда срабатывает форсировка возбуждения генераторов, диспетчер обязан действовать особенно быстро, так как промедление с восстановлением напряжения может привести к отключению перегруженных генераторов от сети и дальнейшему ухудшению положения в системе.

Асинхронный режим в энергосистеме может возникнуть в результате междуфазиого КЗ, потери возбуждения (полной или частичной) мощным генератором и т. д. При этом вышедшие из синхронизма генераторы или части энергосистемы продолжают оставаться соединенными между собой, но работают с разными частотами и между ними происходит периодический обмен потоками мощности. Признаками асинхронного режима являются качания стрелок вольтметров, амперметров в цепях генераторов, линий и трансформаторов вслед за изменением направления потока мощности. Число периодов качаний в секунду равно разности частот в выпавших из синхронизма частях. В точках, близких к так называемому электрическому центру качания, наблюдаются наибольшие колебания напряжения. Асинхронные режимы могут устраняться самопроизвольно в течение нескольких секунд. Если же ресинхронизация затягивается, то для восстановления синхронизма понижают частоту в части системы, где она повысилась, и повышают там, где частота понизилась. При разности частот от 1 до 0, 5 Гц вышедшие из синхронизма части (станции) обычно втягиваются в синхронизм.

Ресинхронизация обеспечивается действием АЧР в части системы с пониженной частотой и автоматической разгрузкой генераторов в части системы с повышенной частотой. Кроме того, для ликвидации асия-хронного режима на транзитных линиях устанавливаются делительные защиты, разделяющие части энергосистемы, вышедшие из синхронизма.

Если в течение 2—3 мин синхронизм в системе восстановить не удается, диспетчер разделяет энергосистему на несинхронно работающие части. После установления нормального режима в разделенных частях их синхронизируют и включают на параллельную работу. Разница частот при замыкании несинхронно работающих частей допускается не более 0, 5 Гц.

При ликвидации аварийных режимов диспетчер энергосистемы пользуется прямой телефонной связью со всеми управляемыми энергообъектами, а также радиосвязью. Оперативные переговоры записываются на магнитную лешу. В создавшейся аварийной ситуации диспетчер ориентируется по мнемонической схеме системы, изображенной на диспетчерском щите. Щиты оснащены средствами телесигнализации положения отключающих аппаратов, а в некоторых случаях и средствами телеуправления. Имеются устройства телеизмерения наиболее важных электрических величин: частоты, активной мощности станций, напряжения в контрольных точках системы, нагрузки по линиям и др.

В настоящее время различные устройства телеинформации сопря-

гаются с устройствами отображения ее на электронно-лучевых трубках. Обработка и воспроизведение получаемой диспетчером информации производятся с помощью ЭВМ.

Вопросы для повторения

1. На основании какой информации оценивается аварийная ситуация, возникшая на станции или подстанции?

2. Что понимается под самостоятельными действиями оперативного персонала станций и подстанций при ликвидации аварий?

3. Какой принцип положен в основу ликвидации аварий, связанных с исчезновением напряжения на шинах понижающих подстанций?

4. Назовите первоочередные действия персонала станции при отделении ее от энергосистемы на несинхронную работу.

5. Выполнением каких мероприятий обеспечивается надежность питания собственных нужд станций?

6. Чем опасны глубокие понижения частоты и напряжения в энергосистеме?

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Азбукин Ю. И., Аврух В. Ю. Модернизация трубогенераторов.— М: Энергия, 1980.—231 с.

2. Грудинский П. Г., Мандрыкин С. А., Улицкий М. С.Техническая эксплуатация основного электрооборудования станций иподстанций/ Под ред. П. И. Устинова. — М.: Энергия, 1974.—576 с.

3. Голунов А. М., Мазур А. Л.Вспомогательное оборудование трансформаторов. — М.: Энергия, 1978.—143 с.

4. Инструкцияпо эксплуатации и ремонту генераторов на электростанциях.— М.: Энергия, 1974.—81с.

5. Инструкцияпо эксплуатации трансформаторов. — СПО ОРГРЭС, 1976.—107 с.

6. Мусаэлян Э. С.Наладка и испытание электрооборудования электростанций и подстанций. — 2-е изд. — М.: Энергия, 1979.—464 с.

7. Нормыиспытания электрооборудования/Под ред. С. Г. Королева.— 5-е изд. — М.: Атомиздат, 1978.—304 с.

8. Полтев А. И.Конструкции ирасчет, элегазовых аппаратов высокого напряжения. — Л.: Энергия, Ленинградское отделение, 1979.—240 с.

9. Пособиедля изучения «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей»/Под ред. К. М. Антипова.—М.: Энергия, 1979.—400 с.

10. Правилатехнической эксплуатации электрических станций и сетей. — 13-е изд. — М.: Энергия, 1977. — 288 с.

11. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций иподстанций. — 2-е изд. — М.: Энергия, 1980.—600 с.

12. Справочникпо ремонту турбогенераторов/Под ред. П. И. Устинова. — М: Энергия, 1979.—480 с.

13. Филатов А. А. Оперативное обслуживание электрических подстанций. — М.: Энергия, 1980.—232 с.

14. Филатов А. А.Фазировка электрического оборудования. — М.: Энергия, 1977.—64 с.

15. Эксплуатация турбогенераторов с непосредственным охлаждением/Под общей ред. Л. С. Линдорфа и Л. Г. Мамиконянца. — М.: Энергия, 1972.—351 с.

⇐ Предыдущая 32 33 34 35 36 37 38 39 4041