Отключение СШ 220 кВ ТЭС-1 с однофазным КЗ

Время действия дифференциальной защиты шин 0,3 с.

Рисунок 21

Контролируемые параметры – частота генераторов

61 – 66; 70 – 72 – генераторы, U_ном=15,8 кВ, Р_гном=200 МВт

67, 69, 75, 77 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=100 МВт

68 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=50 МВт

73, 74 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=110 МВт

76 – генератор, U_ном=18 кВ, Р_гном=165 МВт

Однофазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 – ПС-200 с действием УРОВ с отказом одного выключателя на ТЭС-1

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия УРОВ 0,54 с.

Рисунок 22

Контролируемые параметры – активная мощность генераторов

61 – 66; 70 – 72 – генераторы, U_ном=15,8 кВ, Р_гном=200 МВт

67, 69, 75, 77 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=100 МВт

68 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=50 МВт

73, 74 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=110 МВт

76 – генератор, U_ном=18 кВ, Р_гном=165 МВт

Однофазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 – ПС-200 с действием УРОВ с отказом одного выключателя на ТЭС-1

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия УРОВ 0,54 с.

Рисунок 23

Контролируемые параметры – угол роторов генераторов

61 – 66; 70 – 72 – генераторы, U_ном=15,8 кВ, Р_гном=200 МВт

67, 69, 75, 77 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=100 МВт

68 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=50 МВт

73, 74 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=110 МВт

76 – генератор, U_ном=18 кВ, Р_гном=165 МВт

Однофазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 – ПС-200 с действием УРОВ с отказом одного выключателя на ТЭС-1

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия УРОВ 0,54 с.

Рисунок 24

Контролируемые параметры – частота генераторов

61 – 66; 70 – 72 – генераторы, U_ном=15,8 кВ, Р_гном=200 МВт

67, 69, 75, 77 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=100 МВт

68 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=50 МВт

73, 74 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=110 МВт

76 – генератор, U_ном=18 кВ, Р_гном=165 МВт

Однофазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 – ПС-200 с действием УРОВ с отказом одного выключателя на ТЭС-1 (отключение турбогенератора 200 МВт)

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия УРОВ 0,54 с.

Рисунок 25

Контролируемые параметры – активная мощность генераторов

61 – 66; 70 – 72 – генераторы, U_ном=15,8 кВ, Р_гном=200 МВт

67, 69, 75, 77 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=100 МВт

68 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=50 МВт

73, 74 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=110 МВт

76 – генератор, U_ном=18 кВ, Р_гном=165 МВт

Однофазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 – ПС-200 с действием УРОВ с отказом одного выключателя на ТЭС-1 (отключение турбогенератора 200 МВт)

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия УРОВ 0,54 с.

Рисунок 26

Контролируемые параметры – углы роторов генераторов

61 – 66; 70 – 72 – генераторы, U_ном=15,8 кВ, Р_гном=200 МВт

67, 69, 75, 77 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=100 МВт

68 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=50 МВт

73, 74 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=110 МВт

76 – генератор, U_ном=18 кВ, Р_гном=165 МВт

Однофазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 – ПС-200 с действием УРОВ с отказом одного выключателя на ТЭС-1 (отключение турбогенератора 200 МВт)

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия УРОВ 0,54 с.

Рисунок 27

Контролируемые параметры – частота генераторов

61 – 66; 70 – 72 – генераторы, U_ном=15,8 кВ, Р_гном=200 МВт

67, 69, 75, 77 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=100 МВт

68 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=50 МВт

73, 74 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=110 МВт

76 – генератор, U_ном=18 кВ, Р_гном=165 МВт

Трехфазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 – ПС-200 с действием УРОВ с отказом одного выключателя на ТЭС-1

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия УРОВ 0,54 с.

Рисунок 28

Контролируемые параметры – активная мощность генераторов

61 – 66; 70 – 72 – генераторы, U_ном=15,8 кВ, Р_гном=200 МВт

67, 69, 75, 77 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=100 МВт

68 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=50 МВт

73, 74 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=110 МВт

76 – генератор, U_ном=18 кВ, Р_гном=165 МВт

Трехфазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 – ПС-200 с действием УРОВ с отказом одного выключателя на ТЭС-1

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия УРОВ 0,54 с.

Рисунок 29

Контролируемые параметры – углы роторов генераторов

61 – 66; 70 – 72 – генераторы, U_ном=15,8 кВ, Р_гном=200 МВт

67, 69, 75, 77 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=100 МВт

68 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=50 МВт

73, 74 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=110 МВт

76 – генератор, U_ном=18 кВ, Р_гном=165 МВт

Трехфазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 – ПС-200 с действием УРОВ с отказом одного выключателя на ТЭС-1

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия УРОВ 0,54 с.

Рисунок 30

Контролируемые параметры – частота генераторов

61 – 66; 70 – 72 – генераторы, U_ном=15,8 кВ, Р_гном=200 МВт

67, 69, 75, 77 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=100 МВт

68 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=50 МВт

73, 74 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=110 МВт

76 – генератор, U_ном=18 кВ, Р_гном=165 МВт

Трехфазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 – ПС-200 с действием УРОВ с отказом одного выключателя на ТЭС-1 (отключение турбогенератора 200 МВт)

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия УРОВ 0,54 с.

Рисунок 31

Контролируемые параметры – активная мощность генераторов

61 – 66; 70 – 72 – генераторы, U_ном=15,8 кВ, Р_гном=200 МВт

67, 69, 75, 77 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=100 МВт

68 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=50 МВт

73, 74 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=110 МВт

76 – генератор, U_ном=18 кВ, Р_гном=165 МВт

Трехфазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 – ПС-200 с действием УРОВ с отказом одного выключателя на ТЭС-1 (отключение турбогенератора 200 МВт)

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия УРОВ 0,54 с.

Рисунок 32

Контролируемые параметры – углы роторов генераторов

61 – 66; 70 – 72 – генераторы, U_ном=15,8 кВ, Р_гном=200 МВт

67, 69, 75, 77 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=100 МВт

68 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=50 МВт

73, 74 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=110 МВт

76 – генератор, U_ном=18 кВ, Р_гном=165 МВт

Трехфазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 – ПС-200 с действием УРОВ с отказом одного выключателя на ТЭС-1 (отключение турбогенератора 200 МВт)

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия УРОВ 0,54 с.

Рисунок 33

Контролируемые параметры – частота генераторов

61 – 66; 70 – 72 – генераторы, U_ном=15,8 кВ, Р_гном=200 МВт

67, 69, 75, 77 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=100 МВт

68 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=50 МВт

73, 74 – генераторы, U_ном=10,5 кВ, Р_гном=110 МВт

76 – генератор, U_ном=18 кВ, Р_гном=165 МВт

Принципиальная схема размещения устройств ПА

Структурно-функциональная схема системы

Структурно-функциональная схема устройств

Заключение

В соответствие с целью и задачами курсового проекта был произведен расчёт нормального установившегося и послеаварийного режимов работы ЭЭС.

Методом последовательного утяжеления определены коэффициенты запаса статической устойчивости. ЭЭС статически устойчива в нормальном и послеаварийном режимах.

Произведен выбор управляющих воздействий, типа и места установки устройств ПА для обеспечения разгрузки ВЛ в послеаварийном режиме.

По результатам расчетов в послеаварийном режиме при отключении ВЛ ТЭС-1 – ПС-200, оставшаяся в работе ВЛ перегружается по току. Измерительный орган АОПО, как и сам терминал АОПО необходимо установить на ТЭС-1.

Расчетом переходных режимов при нормативных возмущениях группы II, выявлены режимы, в которых возникает неустойчивый асинхронный ход с 1-3 циклами асинхронного режима. Произведен выбор управляющих воздействий, типа и места установки устройств ПА, обеспечивающих сохранение динамической устойчивости.

Основной и резервный комплект АЛАР устанавливается на ТЭЦ-1 и его измерительные трансформаторы тока устанавливаются на линейных выключателях ТЭЦ-1.

После действия АЛАР на ТЭЦ-1 неустойчивый асинхронный ход сохраняется на генераторах 70-72, 75, 77, но при этом уменьшается угол ротора генераторов 73, 74 на ГРЭС-2 (на 1 цикл асинхронного режима).

Список литературы

1. Справочник по проектированию электрических сетей. Под ред. Д.Л. Файбисовича.-М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005-320 с.

2. Стандарт организации ОАО «СО ЕЭС». Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Условия организации процесса. Нормы и требования. СТО 59012820.29.240.001-2011.

3. Методические указания по устойчивости энергосистем ОАО «СО ЕЭС». Утв. Приказом Минэнерго России от 30.06.2003. № 277.

4. Овчаренко Н.И. Автоматика электрических станций и электроэнергетических систем: Учебник для вузов/ Под ред. А.Ф. Дьякова. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2000. – 504 с.: ил.

5. Общие требования к системам противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики, телеметрической информации, технологической связи в ЕЭС России. Приложение 1 к приказу ОАО РАО «ЕЭС России» от 11.02.2008 № 57.

6. ГОСТ 721-77 (СТ СЭВ 779-77) Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемник электрической энергии номинальные напряжения свыше 1000 В. Утвержден и введен в действие Постановлением Государственного комитета стандартов Совета Министров СССР от 27.05.77 № 1376

7. ГОСТ 13109-97 Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Принят Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол № 12-97 от 21 ноября 1997 г).

8. Нормы технологического проектирования электроснабжения промышленных предприятий. 1-я редакция, Москва, 1994 г.

9. ГОСТ 14209-97 (МЭК 354-91) Руководство по нагрузке масляных силовых трансформаторов. Принят Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол № 11 от 23.04.1997 г.).

10. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. Приказ Минэнерго РФ от 19 июня 2003 г. № 229