Противоаварийная автоматика для энергосистем с большой удельной единичной мощностью на примере Армении
Акопян Г. С., инж. Армэнерго
За последние 10 лет условия функционирования Армянской энергосистемы существенно изменились, создав дополнительные объективные противоречия между требованиями безопасности работы энергосистемы в целом и Армянской АЭС в частности, с одной стороны, - и требованиями экономической ее эффективности, с другой. Именно:
- Значительно сократился состав вращающегося оборудования, так как выработка и потребление электроэнергии в Армении сократились соответственно в 2,5 и 2 раза.
- Усилился ночной спад нагрузки из-за сворачивания производств с непрерывной технологией.
- Если прежде энергосистема работала в составе ОЭС Закавказья и в целом ЕЭС СССР, с достаточно сильными межсистемными электрическими связями, то впоследствии Армения перешла на изолированную работу, с возможностью подсоединения к энергосистеме Ирана по единственной связи 220 кВ со значительно меньшей пропускной способностью, чем по прежним связям. При возникновении в энергосистеме аварийного дефицита мощности, подчас даже меньше расчетного, эта связь зачастую отключалась, и в результате дефицит еще более усугублялся (на величину имевшегося до аварийной ситуации перетока).
- В 1995 г. была возобновлена работа единичного реакторного блока Армянской АЭС, номинальная мощность которого ныне даже превышает всю ночную летнюю нагрузку республики. Это тем более ужесточило условия работы энергосистемы по безопасности.
В результате, с учетом требований нормативных документов по допустимой частоте тока в энергосистеме в аварийных условиях, а также рекомендаций международных экспертов по режиму работы Армянской АЭС из того же условия, станция несколько лет проработала в разгруженном режиме, ограничивающем ее мощность на уровне, не превышающем 50% минимальной суточной нагрузки энергосистемы. Реально блок загружался примерно на половину своей номинальной мощности. При четырехкратной разнице в ценах на топливо АЭС и ТЭС большие экономические потери очевидны.
Для обеспечения условий безопасной и одновременно экономически эффективной работы Армянской АЭС и в целом энергосистемы армянские энергетики применили известные по своей идее решения, однако со следующими принципиальными особенностями реализации.
Исходя из того, что простое увеличение объема классического АЧР на реле частоты РЧ-1 не дало (и не могло дать) сколько-нибудь существенного эффекта, была разработана и внедрена система дополнительной автоматической аварийной разгрузки по признаку скорости снижения частоты (АЧРС). Все аппаратное обеспечение было разработано собственными силами и произведено на заводах республики.
Внедрению АЧРС предшествовали разработка и внедрение автоматизированной системы записи текущих значений частоты, скорости изменения частоты, величин активной и реактивной мощности, с репетицией 50 раз в секунду. Двухлетние наблюдения за поведением указанных параметров при аварийных дефицитах мощности, коротких замыканиях в сети, автоматических повторных включениях, синхронных качаниях, асинхронном ходе позволили разработать и изготовить систему АЧРС, обеспечивающую, по нашему мнению, необходимые требования:
электромагнитную совместимость с техногенной средой электростанций и подстанций, спроектированных по нормам проектирования бывшего СССР;
эффективную дозированность воздействия в зависимости от величины аварийного дефицита мощности и необходимый для Армении большой суммарный объем нагрузки, подключенной к АЧРС (к 86 комплектам АЧРС подключены 77% всей нагрузки);
действие практически без выдержки времени. Устройство содержит измерительный орган в виде реле скорости снижения частоты с регулируемым диапазоном 0,5 - 5 Гц/с, реле времени с регулируемым диапазоном 0,1 - 0,3 с с возможностью его исключения из схемы, так как естественная задержка времени 0,1 с заложена в принятом принципе измерения скорости изменения частоты, а также пусковой орган в виде реле частоты с регулируемым диапазоном 40 - 55 Гц. Для условий Армянской энергосистемы быстрота действия достигнута благодаря принятию единой высокой уставки по частоте пускового органа 49,5 Гц для всех комплектов и исключению из схемы органа выдержки времени;
Рис. 1. Главная схема электрических соединений Ереванской ГЭС
Электрические станции, 2001, № 8 39
Рис. 2. Диаграмма результатов испытаний без АЧРС (в) и с АЧРС (б)
отстройку от качаний и коротких замыканий в энергосистеме благодаря наличию пускового органа в сочетании с измерительным органом;
возможность тестирования на месте установки нажатием кнопки;
возможность тестирования и перенастройки простым полевым прибором;
Рис. 3. Результаты автоматической записи изменений частоты и скорости изменения частоты после внедрения АЧРС при фактической аварии (дефицит мощности 39%)
Рис. 4. Расчетные кривые изменений частоты и скорости изменения частоты
дополнительный контроль правильности действия устройства АЧРС на месте установки с помощью отдельного тестирующего устройства благодаря созданной возможности воспроизводства аварий по закону фактически имевшей место аварии;
автоматический вывод из работы и сигнализацию о выходе из работы при неисправностях;
возможность выбора параметров АЧРС по условию дозированного воздействия и последующего сопоставления фактических изменений частоты с изменениями частоты при расчетном воспроизводстве аварий;
контроль правильности поведения устройств АЧРС, АЧР, ЧАПВ на основе анализа результатов автоматизированной записи частоты, скорости ее изменения и мощностей в характерных узлах энергосистемы. Та же система используется для контроля правильности поведения автоматических регуляторов перетока по межсистемной линии, скорости турбин, возбуждения генераторов, а также действий оперативного персонала.
Натурные испытания и годовой опыт эксплуатации АЧРС с действием на отключение подтвердили правильность выбранных параметров системы АЧРС и надежность работы устройств (за исключением одного из 86 комплектов, вышедшего из строя из-за некачественной сборки и контроля на заводе-изготовителе).
На рис. 1 представлена схема узла проведения натурных испытаний АЧРС. Диаграммы результатов испытаний без АЧРС (классическая АЧР введена в работу) и с АЧРС, благодаря которой глубина снижения частоты оказалось на 2,1 Гц меньше, чем без нее, приведены на рис. 2.
Условия проведения сравнительных опытов были следующими. При отключенной одной из ВЛ 110 кВ, связывающих узел с системой, подключенном к системе на холостом ходу одним из генераторов и при нагрузке по фидерам 6 кВ порядка 10 МВт, на противоположном конце отключалась вторая ВЛ 110 кВ, чем создавался внезапный дефицит мощности.
Рис. 5. Диаграмма изменения частоты при аварии в энергосистеме (дефицит мощности 25%)
Рис. 6. Кривая изменения частоты при КЗ в системообразующей сети
Изменение частоты (кривая 1 ) и скорости изменения частоты (кривая 2 ) после внедрения АЧРС при фактической аварии с возникновением в энергосистеме аварийного дефицита мощности в 39% по результатам автоматизированной скоростной записи частоты представлены на рис. 3. То же по результатам расчета представлено на рис. 4. Разница в глубине снижения частоты практически отсутствует, что свидетельствует о правильности методики расчета параметров АЧРС.
На рис. 5 приведена диаграмма изменения частоты при аварии в энергосистеме с дефицитом 25%, но при отключенной АЧРС (действовала лить классическая АЧР на базе реле РЧ-1). В остальном состав оборудования в обоих случаях одинаковый. Сравнение с предшествующей аварией с большим дефицитом подтверждает эффективность наличия АЧРС.
Рис. 7. Кривые изменения мощности и частоты при действии автоматического регулятора мощности перетока:
1, 2 - активная и реактивная мощности регулируемого перетока; 3 - активная мощность регулирующей станции; 4 - частота
На рис. 6 показана кривая изменения частоты при коротком замыкании в системообразующей сети.
Таким образом, внедрение АЧРС позволило повысить в Армении допустимый аварийный дефицит мощности до 72% вместо 45% по нормативным материалам и 50% по рекомендации международных экспертов - не нарушая условий допустимого снижения частоты в энергосистеме. В результате оказалось возможным поднять нагрузку Армянской АЭС и соответственно снизить расход более дорогого органического топлива.
- С целью предотвращения отключения единственной межгосударственной электрической связи, по которой осуществляется параллельная работа двух энергосистем, собственными силами разработаны, изготовлены и внедрены:
комплекс специальной автоматики отключения нагрузки (САОН) в трех узлах энергосистемы, упреждающий нарушения устойчивости межсистемной линии;
комплекс нормального и аварийного форсированного регулирования перетока мощности по линии, предотвращающий ее отключение с противоположного конца от автоматики перегрузки;
промышленный цифровой ваттметр-реле с телеметрическим выходом и тремя независимыми выходными реле, срабатывающими при независимо регулируемых уровнях мощности с коэффициентом возврата К > 0,99. Устройство используется одновременно и для САОН, и для аварийного форсированного регулирования мощности всех работающих агрегатов двух ГЭС. Нормальное же регулирование перетока осуществляется поагрегатно с логикой выбора агрегата;
малогабаритные передатчики и приемники для передачи изменяющихся по уровню сигналов или управляющих воздействий по высокочастотному каналу линии электропередачи;
реле, реагирующее на динамику изменения напряжения с фиксацией предаварийного уровня во всех фазах, с коэффициентом возврата К > 0,99.
Рис. 8. Кривая изменения частоты при выходе в асинхронный ход генератора из-за потери возбуждения
Это реле может быть использовано также для существенного повышения коэффициента чувствительности максимальных токовых защит с пуском по напряжению.
Также была разработана и внедрена защита от потери возбуждения генераторов, перешедших в асинхронный режим, на новом принципе измерения направления и величины реактивной и активной мощностей с возможностью дополнительного контроля изменения частоты тока.
На рис. 7 показано изменение мощности при действии автоматического регулятора мощности перетока по межсистемной линии.
Эта разработка весьма актуальна, учитывая низкую чувствительность известных принципов такой защиты или практическое их отсутствие.
Необходимость такой разработки определяется и жесткими по времени (для некоторых генераторов практически невыполнимыми) требованиями Правил технической эксплуатации в части действий оперативного персонала.
На рис. 8 представлена кривая изменения частоты при выходе в асинхронный ход генератора из-за потери возбуждения.
Выводы
- Ужесточившееся противоречие по условиям обеспечения безопасности и экономической эффективности работы Армянской энергосистемы потребовало разработки и внедрения средств противоаварийной автоматики, реагирующих на динамику аварийного процесса - в отличие от способа реагирования на достижение электрическими величинами некоторых статически фиксированных значений.
- Необходимы исследования и срочная разработка требований по электромагнитной совместимости новых средств РЗА с техногенной средой существующих электростанций и подстанций.
- Необходима взаимовыгодная координации усилий и финансовых затрат по разработкам и производству средств противоаварийной автоматики и релейной защиты, взаимный обмен информацией, единые условия сертификации.
