Розглянемо найпростіший випадок - в енергосистемі працює одна еквівалентна теплова та одна гідравлічна електростанції. Гідростанція за період Т може витратити певну кількість енергоресурсу (стоку). Задача полягає в тому, щоб в кожному розрахунковому інтервалі і всього періоду Т отримати найвигідніший розподіл навантаження між станціями. Таким чином, рівняння цілі мало б вид:
;
Спростимо задачу ще раз, прийнявши розрахунковий інтервал і рівним Т, тоді рівняння цілі матиме вигляд:
;
Витрати палива на АЕС зрозуміло залежать від потужності, з якою працює ГЕС, а витрати води відповідно, від потужності АЕС. Врахуємо це рівняннями зв'язку.
B 
і Q 
;
Рівняння обмежень запишемо у вигляді:
Тут Q – задане обмеження стоку;
- витрати води на ГЕС при її роботі;
- потужності електростанції, відповідно АЕС та ГЕС.
Функція Лагранжа матиме вигляд:
Для виводу рівняння оптимізації візьмемо часткові похідні від Ф по невідомих 
та прирівняємо їх до нуля,тобто:
Умови оптимального розподілу
Звідси витікає,що
Прийнявши: 
та 
, отримаємо рівняння оптимального розподілу навантаження між ТЕС та ГЕС
Тут b – відносний приріст витрат палива теплової станції;
q – відносний приріст витрат води гідростанції;
, 
- відносні прирости втрат активної потужності в електричних мережах при зміні потужностей АЕС та ГЕС відповідно.
Якщо еквівалентна теплова станція працює паралельно з декількома ГЕС (а їх не можна еквіваленту вати в одну із-за різних напорів), то рівняння оптимізації буде таким:
де 
, 
,…, 
- множники Лагранжа 1,2,…n-тої ГЕС;
відносні прирости витрат води кожної ГЕС відповідно;
, 
- відносні прирости втрат активної потужності в мережі при зміні потужностей 1,2,…, n-тої ГЕС; 
.
Отже, для найвигіднішого розподілу навантаження необхідно для всього періоду оптимізації зберігати постійне співвідношення між АЕС та окремими гідростанціями, а саме: між АЕС і ГЕС навантаження повинно розподілятись за співвідношенням
Між АЕС і ГЕС2 за співвідношенням
і т.д. Зрозуміло, що при цьому повинен витримуватись баланс [18].
Розмірність та фізичний зміст множників Лагранжа. Для вищезгаданого випадку (одна АЕС і одна ГЕС) нехтуємо втратами у мережі. Тоді умова найвигіднішого розподілу навантаження у системі має вид:
або 
;
Відомо, що b= 
а 
тоді
Приймемо рівними прирости потужностей на електростанціях,тобто 
= 
, тоді
Тут 
виступає мірою ефективності використання гідроресурсів у системі, тобто цей коефіцієнт показує,яку економію палива можна буде отримати на тепловій станції при використанні на ГЕС стоку Q. І зрозуміло, що найвигідніший буде такий режим, при якому ресурси кожної ГЕС будуть використані з однаковою ефективністю на протязі всього періоду оптимізації, тобто 
. Ще раз нагадаємо, що наведені міркування стосуються ГЕС з H=const. При змінних напорах розв’язання цієї задачі значно ускладнюється.
λ=idem.
без врахування втрат в мережі
з врахуванням втрат в мережі
Максимальний небаланс води:
Рисунок 2.22 – Оптимальний розподіл активної потужності між станціями
3 Релейний захист та автоматика ГАЕС 1263 МВт
3.1 Вибір організаційної структури оперативного керування
Для керування роботою електричних станцій в нормальних та аварійних режимах на них встановлюється велика кількість допоміжних пристроїв, які створюють систему керування.
Система керування має п¢ять основних підкласів:
– вимірювання;
– сигналізації;
– регулювання;
– керування комутаційними апаратами;
– захисту.
Під системи вимірювання та сигналізації забезпечують необхідну інформацію про роботу обладнання та хід технологічного процесу; за допомогою підсистеми регулювання та керування здійснюється управління об¢єктом. При різких відхиленнях від нормального режиму роботи або при пошкодженні обладнання діє захист і виконує автоматичне вимикання відповідних елементів.
Для зручності оперативного обслуговування прилади і апарати керування зосереджуються на щитах управління (ЩУ). Число ЩУ, які встановлюються на станції, їх територіальне розташування та склад пристроїв залежать від прийнятої на станції структури оперативного керування.
У нинішній час склалися три форми організаційної структури оперативного керування:
- цехова;
- блочна;
- 
централізована.
Прилади та пристрої ЩУ мають дві групи елементів. Перша, яка знаходиться безпосередньо біля обладнання, - це первинні вимірювальні перетворювачі, комутаційні апарати, виконавчі елементи. Друга група елементів знаходиться на ЩУ і до її складу входять:
- вимірювальні (вторинні) прилади;
- засоби фіксації цифрової та текстової інформації;
- прилади та апарати керування;
- прилади та реле захисту і автоматичних пристроїв, електронні регулятори.
В пунктах централізованого керування наступні види сигналізації:
а) світлова – про положення активних елементів керуючого об¢єкту;
б) світлозвукова аварійна – аварійна технологічна, аварійних вимикань та автоматичних увімкнень вимикачів;
в) світлозвукова попереджувальна – про відхилення режиму роботи обладнання від нормального та пошкодженнях оперативних кіл;
г) світлозвукова – для виклику персоналу в приміщення місцевих ЩУ допоміжних цехів та різних електротехнічних пристроїв;
д) сигналізації дії технологічних та електричних захистів.
Вимірюваннями повинні бути охоплені всі параметри основного та допоміжного обладнання, які визначають режим об¢єкта. На електричних станціях використовуються вимірювальні прилади чотирьох типів:
а) вказуючі аналогові та цифрові прилад – для візуального спостереження за параметрами режиму;
б) реєструючи прилади – для безперервного графічного або цифрового запису параметрів в нормальному режимі;
в) інтегруючі прилади (лічильники) – для сумування показань в часі;
г) фіксуючі прилади – для графічного запису параметрів в аварійних умовах.
3.2 Вибір системи дистанційного управління, сигналізації, телемеханіки, зв¢язку
На електростанції повинна бути забезпечена система дистанційного управління комутаційними апаратами для проведення необхідних переключень в нормальних режимах та про ліквідацію аварійних станів. Дія системи дистанційного управління супроводжується роботою засобів сигналізації, які дають необхідну інформацію про стан обладнання і спрацьовування захисту.
На щитах управління ГАЕС повинні бути встановлені наступні види сигналізації: положення комутаційних апаратів, аварійна, попереджуюча та командна.
3.3 Вибір засобів захисту двигунів власних потреб
На асинхронних електродвигунах (ЕД) власних потреб 0,4 кВ встановлюють захист від міжфазних КЗ та захист від однофазних замикань на землю, а для ЕД, які можуть піддаватися перевантаженню – захист від перевантаження з дією на вимикання. Також передбачається груповий захист мінімальної напруги.
Захист від усіх видів КЗ в ЕД виконується на триполюсних автоматах серій АВМ, А3100, А3700 з комбінованим розчеплювачем, мікропроцесорні блоки MiCOM P632 та MiCOM P345.
3.4 Захист збірних шин
Захист збірних шин РУ станцій здійснюють двома способами:
а) за допомогою основних або резервних захистів приєднань захищаємих систем (секцій) шин;
б) за допомогою спеціальних швидкодіючих захистів.
Другий спосіб набув найбільшого розповсюдження там, де частіше всього використовують диференціальний принцип, а захисти розподіляються на три групи:
- диференціальні струмові;
- диференціальні струмові з гальмуванням;
- диференціально-фазні.
В мережах з глухозаземленoю нейтраллю захисти шин реагують на всі види КЗ між фазами, однофазні та багатофазні КЗ на землю, а в мережах з ізольованою або компенсованою нейтраллю – на всі види КЗ між фазами, двійні замикання на землю та двохфазні КЗ на землю в одній точці.
3.5 Релейних захист гідрогенераторів
На ГГ передбачається релейний захист від наступних видів пошкоджень та аномальних режимів:
- багатофазних КЗ в обмотці статора та на його виводах;
- замикань на землю в обмотці статора;
- струмів симетричних та несиметричних зовнішніх КЗ;
- симетричних та несиметричних перевантажень обмоток статора;
- підвищення напруги на виводах обмотки статора;
- втрати збудження;
- замикань на землю в одній точці кола ротора;
- зникнення напруги при роботі ГГ в режимі синхронного компенсатора.
3.5.1 Захист від багаторазових КЗ в обмотці статора та на його виводах
Для визначення рівня струмів за анормальних режимів персоналом використовуються спрощені схеми та приблизні розрахунки.
Задамося базисними величинами:
МВА; (3.1)
Розраховуємо опори схеми заміщення:
; (3.2)
; (3.3)
Рівень поперечної надперехідної ЕРС обмотки статора визначають за формулою:
; (3.4)
де 
; (3.5)
; (3.6)
Розраховуємо струми КЗ на затискачах генератора (точка К1):
; (3.7)
(кА); (3.8)
Розраховуємо струми КЗ за блочним трансформатором (точка К2):
; (3.9)
Тип захисту: поздовжний диференціальний струмів захист з циркулюючими струмами на реле РНТ-565
Розрахункові уставки захисту:
а) визначається максимальне розрахункове значення первинного струму небалансу в усталеному режимі протікання через трансформатори струму (ТС) зовнішнього максимального розрахункового струму:
Інб.розр.мах = Кодн×e×Ізовн.розр.мах= 0,5×0,1×58747,5 = 2937,4 (А), (3.10)
де Кодн = 0,5 – коефіцієнт однотипності ТС;
e = 0,1 – максимальна похибка ТС.
б) визначається розрахунковий первинний струм спрацьовуваннязахисту за умовами:
- неспрацьовування від розрахункового струму небаланса:
Ісз = Кн× Інб.розр.мах= 1,3×2937,4 = 3818,62 (А), (3.11)
де Кн = 1,3 – коефіцієнт надійності;
- неспрацьовування від максимального струму навантаження при пошкодженні кола циркуляції:
Ісз = Кн× Ірозр.мах = 1,3×9572,63 = 12444,41 (А). (3.12)
Приймаємо Ісз = 12444,41 (А).
в) перевіряємо чутливість захисту в режимі мінімального струму КЗ в зоні дії захисту:
Кч = Ік.розр.min/Ісз > 2; (3.13)
Кч = 0,87*58747,5/12444,41 = 4,12;
г) струм спрацьовування реле:
Іср = Ісз/nс = 12444,41 /2000 = 6,2 А; (3.14)
д) число витків диференціальної обмотки реле:
wдиф.розр = Fср / Іср = 100/Іср= 100/ 6,2 = 16. (3.15)
Приймаємо wдиф. = 16 витків.
Остаточні значення струмів спрацювання:
Іср = Fср /wдиф; (3.16)
Ісз = Іср×nс;
Іср = 100/16 = 6,25 (А);
Ісз = 6,2×2000 = 12400 (А).
Коефіцієнт чутливості захисту:
Кч = 0,87×58747,5/12400 = 4,12 > 2.
В коло короткозамкненої обмотки реле вмикаємо максимальний опір 10 Ом.
3.5.2 Захист від замикань на землю в обмотці статора
Тип захисту: захист напруги першої та третьої гармонік без зони нечутливості типу ЗЗГ-1.
Захист має два органи:
Максимальне реле напруги першої гармоніки («реле напруги»), яке захищає 80-95% витків обмотки статора зі сторони лінійних виводів;
Реле напруги третьої гармоніки з гальмуванням («реле з гальмуванням»), яке захищає до 35% витків обмотки статора зі сторони нейтралі та саму нейтраль.
До «реле напруги» та «реле з гальмуванням» підводиться напруга зі сторони лінійних виводів від трансформатора напруги типу ЗНОМ з номінальною напругою обмоток Uф / 100/Ö3 / 100/3 В.
Для «реле з гальмуванням» додатково підводиться напруга зі сторони нульових виводів від спеціального трансформатора напруги типу ЗНОЛ або ЗОМ з номінальною напругою обмоток (Uф /Ö3)/100 В.
Захист діє з незалежною витримкою часу близько 0,5 с.
3.5.3 Захист обмотки статора від зовнішніх симетричних КЗ
Тип захисту: Максимальний струмів захист (МСЗ) з пуском по напрузі з незалежною витримкою часу.
Захист здійснюється одним реле струму КРС-3, яке вмикається на струм фази послідовно з фільтром-реле струму оберненої послідовності, одним мінімальним реле напруги РН-54/160, які вмикаються на між фазну напругу трансформатора напруги на виводах генератора, та реле часу.
Розрахункові уставки захисту:
а) первинний струм спрацьовуваннязахисту та струм спрацьовування реле:
Ісз = Кн×Іг.ном/Кпов; (3.17)
Іср = Ксх×Ісз/nс;
Ісз = 1,2×15750/0,85 = 22235,3 (А);
Іср = 1×22235,3/2000 = 11,117 (А).
б) первинна напруга спрацьовування захисту та спрацьовування реле:
Uсз = (0,6-0,75)× Uг.ном; (3.18)
Uср = Uсз/ nн,
Uсз = 0,65×15750= 10237,5 (В);
Uср = 10237,5 /150 = 68,25 (В).
в) витримка часу першого ступеня захисту вибирається за умовою узгодження з лінійними резервними захистами. Витримка часу другого ступеня приймається на ступінь селективності більшою витримки часу першого ступеня.
г) коефіцієнт чутливості захисту:
Кч = 0,87×58747,5/22235,3 = 2,3 > 1,5.
3.5.4 Захист обмотки статора від зовнішніх несиметричних КЗ
Тип захисту: струмовий захист оберненої послідовності з незалежною витримкою часу.
Захист виконується з фільтр-реле струму оберненої послідовності РТФ-1М та реле часу і має дві витримки часу.
Первинний струм спрацювання захисту вибирається за умовою узгодження зі струмовим захистом нульової послідовності, який встановлюється на підвищую чому трансформаторі. Витримка часу вибирається за умовою узгодження з захистом наступних елементів.
Захист обмотки статора від несиметричних перевантажень.Тип захисту: двоступінчастий струмів захист оберненої послідовності з незалежною витримкою часу.
Захист виконується з фільтр-реле струму оберненої послідовності РТФ-7/2 та реле часу.
Обидва ступеня діють на вимикання гідрогенератора.
Розрахункові уставки захисту:
Струм спрацьовуваннята витримки часу кожного зі ступенів узгоджуються з характеристикою допустимого часу протікання несиметричних струмів tдоп= f(І2) для гідрогенераторів.
Орієнтовно можуть бути рекомендовані такі уставки захисту:
струм спрацювання захисту першого ступеня:
ІсзІ = 0,4×Іг.ном= 0,4×15750 = 6300 (А); (3.19)
витримка часу першого ступеня становить tсзІ = 2 хв;
струм спрацювання другого ступеня:
ІсзІІ = 0,2×Іг.ном= 0,2×15750 = 3150 (А); (3.20)
витримка часу другого ступеня становить tсзІІ = 15 хв;
Струми спрацювання реле:
ІсрІ = 6300/2000 = 3,15 (А);
ІсрІІ = 3150/2000 = 1,575 (А).
Захист обмотки статора від симетричних перевантажень. Тип захисту: максимальний струмовий захист з незалежною витримкою часу.
Захист здійснюється одним реле струму РСТ-11, яке вмикається на струм фази послідовно з фільтр-реле струму оберненої послідовності та реле часу.
Первинний струм спрацьовування захисту:
Ісз = Кн×Іг.ном/Кпов= 1,05×15750/0,85 = 19455,88 (А); (3.21)
Струм спрацювання реле:
Іср = 19455,88/2000 = 9,73 (А).
Захист від підвищення напруги на виводах гідрогенератора. Тип захисту: одноступінчастий максимальний захист напруги з незалежною витримкою часу.
Захист здійснюється одним максимальним реле напруги РН-53/200, яке вмикається на міжфазну напругу трансформатора напруги, який встановлюємо на виводах генератора, та реле часу.
Первинна напруга спрацьовування:
Uсз = 1,5× Uг.ном= 1,5× 15756 = 23634 (В); (3.22)
Витримка часу становить tсз = 0,5 с.
Напруга спрацьовування реле:
Uсз = 23634/150 = 157,56 (В).
Захист від втрат збудження. Тип захисту: максимальний струмів захист в колі статора генератора та мінімальний струмів захист в колі випрямлю вального трансформатора.
При одночасному спрацьовуванні обох захистів генератор вимикається. В процесі самосинхронізації генератора захист виводиться з дії на час (2-9) с.
Розрахункові уставки захисту:
Захист повинен спрацьовувати при підвищенні струму статора до 1,1×Іг.ном та при зменшенні струму ротора до 0,5×Ір.ном:
Ід1 = 1,1×Іг.ном; (3.23)
Ід2 = 0,5×Ірот.ном; (3.24)
Струм спрацьовування реле:
Ід1 = 1,1×15750/2000 = 8,66 (А);
Ід2 = 0,5×2500/2000 = 0,625 (А);
Захист від замикань на землю в одній точці кола ротора. Тип захисту: захист типу КЗР-З з накладенням змінної напруги 25Гц.
Захист кіл ротора. Тип захисту: двоступінчастий максимальний струмів захист з незалежною витримкою часу.
Захист виконується двофазним та дворелейним в кожному ступені з реле типу РТ-40, які вмикаються на ТС на стороні випрямляючого трансформатора, та реле часу з двома витримками часу.
Перший ступінь без витримки часу діє на реле контролю тривалості перевантаження та реле обмеження форсування; з першою витримкою часу вона діє на вимикання АРЗ, а з другою – вимикання генератора.
Другий ступінь захисту без витримки часу вимикає АРЗ та з витримкою часу вимикає генератор.
Розрахункові уставки захисту:
первинний струм спрацьовування першого ступеня:
ІдІ = 1,8×Ірот.ном= 1,8×2500 = 4500 (А); (4.25)
перша витримка часу захисту становить tдІ = 35 с;
друга витримка часу захисту становить tдІІ = 50 с;
первинний струм спрацьовування другого ступеня захисту визначається струмом збудження в режимі форсування:
ІдІІ = Кн×Ірот.форс= 1,8×4000 = 7200 (А); (4.26)
витримка часу захисту становить tдІІ = 0,5 с.
Струми спрацьовування реле:
ІсрІ = 4500/2000 = 2,25 (А);
ІсрІІ = 7200/2000 = 3,6 (А).
Пристрій для гасіння пожеж в гідрогенераторі. Пристрій діє автоматично при спрацьовуванні основних захистів генератора з фіксацією виникнення пожежі відповідними приладами.
Таблиця 3.1- Типи захистів, які встановлюються на обладнанні ГАЕС
Обладнання | Найменування захисту | Тип захисту |
1. Блок гідрогенератор-трансформатор | ||
| Захист від багатофазних КЗ в ОС | Повздовжній диференціальний захист з реле типу ДЗТ-11/5 |
| Захист від замикань на землю в ОС | Захист типу ЗЗГ-1 |
Продовження таблиці 3.1
| Захист від зовнішніх симетричних КЗ | Дистанційний захист з реле типу КРС-3 |
| Захист ОС від зовнішніх несиметричних КЗ та несиметричних перевантажень | Струмів захист зворотної послідовності типу РТФ-6М |
| Захист від підвищення напруги на виводах генератора та трансформатора | Двохступеневий максимальний захист напруги з реле типу РН-53/200 |
| Захист генератора від зникнення напруги при його роботі в режимі СК | Мінімальний захист напруги з реле типу РН-54/160 |
| Захист від асинхронного ходу | Спеціальний захист з реле РАХ |
| Захист від втрати збудження | Струмів захист в колі статора та мінімальний струмів захист в колі випрямляючого трансформатора (реле типу РСТ-11) |
| Захист від замикань на землю в одній точці кола ротора | Захист типу КЗР-3 |
| Захист випрямляючого трансформатора від між фазних КЗ | Струмова відсічка з реле типу РСТ-11
|
| Захист кіл ротора та тиристорного перетворювача | Двохступеневий МСЗ з реле типу РСТ-11 |
| Резервний захист системи збудження | МСЗ з реле типу РСТ-11 |
| Захист від усіх видів КЗ в обмотках та на виводах блокового трансформатора | Поздовжній диференціальний струмів захист типу РНТ-566 |
Продовження таблиці 3.1
Дата добавления: 2015-09-29; просмотров: 31 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |