K. Sidorov
“System Operator of the United Power System”, JSC Pyatigorsk, Russian Federation
kiruxa27.90@mail.ru Abstract
Background: The use of emergency control automation devices to ensure the dynamic stability of the generating equipment of stations increases the permissible load of the generating equipment limited in terms of dynamic stability and also allows to increase the load of sections in which problems of this nature are observed. When carrying out researches of dynamic stability of the generating equipment of the Rostov NPP, in the conditions of change of a configuration of the open switchgear of 500 kV, change of structure of the generating equipment of the Rostov NPP, network construction near the investigated station, it became clear that the existing structure of accident management is unable to provide dynamic stability of the generating equipment of the Rostov NPP, To ensure dynamic stability, as most of the South's energy mix later became clear, a completely new emergency management structure was needed that took into account many additional factors.
Materials and methods: Mathematical modeling methods and graph-analytical method were used.
Results: In order to minimize the control effects, additional calculations were carried out taking into account the dependencies on the influencing factors and a new structure of emergency management of the Rostov NPP power unit was created.
Conclusions: The proposed structure of emergency management will minimize the magnitude of the control actions, differentiate the volume of control actions from the magnitude of the influencing factors, as well as ensure the adaptability of automation and completely eliminate overregulation.
Key words: dynamic stability, emergency control, Rostov NPP.
I. ВВЕДЕНИЕ
Ростовская АЭС является одним из крупнейших пред- приятий энергетики на Юге России. Это самая южная из Российских АЭС. Станция обеспечивает 60 % произ- водства электроэнергии в Ростовской области. От Ростов- ской АЭС электроэнергия по семи ВЛ 500 кВ поступает в Волгоградскую и Ростовскую области, Краснодарский и Ставропольский края, по трем ВЛ 220 кВ – в г. Волго- донск и по одной ВЛ 220 кВ – в Волгоградскую область.
Вся мощность Ростовской АЭС предназначена для покрытия потребности объединенной энергосистемы Юга.
Проведение расчетов динамической устойчивости гене- рирующего оборудования Ростовской АЭС необходимо было произвести с учетом того, что вводятся в работу четвертый блок Ростовской АЭС
Pн 1000 МВт
и ВЛ 500 кВ «Ростовская АЭС – Ростовская», ВЛ 500 кВ«Ростовская – Тамань», что коренным образом меняет схемно-балансовую ситуацию в Ростовском и Волгоград- ском энергоузлах. В связи с чем, необходима разработка структуры противоаварийного управления и режимных мероприятий для обеспечения динамической устойчивости.
Решение проблем обеспечения динамической устойчивости энергоблоков усложнено наличием рядом с исследуемой станцией «опасного» контролируемого сечения «Ростов – Волгоград», по обе стороны которого сконцентрированы большие объемы генерации. Упрощенная карта – схема ОЭС Юга приведена на рис. 1.
Существующий комплекс противоаварийной автома- тики не адаптивен и избыточен в управляющих воздей- ствиях в условиях ввода третьего и четвертого блоков Ростовской АЭС и предстоящего сетевого строительства.
Структурно-логическая схема существующей автоматики разгрузки при близких коротких замыканиях (АРБКЗ) Ростовской АЭС представлена на рис. 2.
Избыточность и неадаптивность проявляется в том, что при перетоках по контролируемому сечению «Волго- град – Ростов» на прием мощности в ОЭС Юга, в случае реализации управляющих воздействий на импульсную разгрузку 50 % двух Блоков Ростовской АЭС, на сечение ляжет дополнительный «наброс» мощности величиной около 1000 МВт, что в некоторых режимах может привести к нарушению устойчивости. Другая же проблема заклю- чается в том, что диспетчеру каждый раз приходиться выбирать дозировку управляющих воздействий в зависи- мости от складывающихся схемно-режимных условий.
II. ВЫПОЛНЕНИЕ И АНАЛИЗ ПРОВЕДЕННЫХ РАСЧЕТОВ
При выполнении расчетов динамической устойчивости необходимо выбрать режим работы энергосистемы, характе- ризующийся минимальными запасами устойчивости при КЗ [2]. Таким режимом для ОЭС Юга является режим минимального потребления, когда мощность вырабатыва- емая генераторами, не потребляется вблизи шин, а её при- ходится передавать на большие расстояния от станции и тем самым увеличивать угол между эквивалентными ЭДС рассматриваемого генератора и системы. Генераторы
Донбасская ЭС
Ростовская АЭС Южная
Трубная Балаковская АЭС Волжская
ГЭС
Волга Фроловская
Шахты Победа
Донбасская
Нововоронежская АЭС Балашовская
Б-10 Арчеда
Волгодонск
Ростовская Южная
Невинномысская ГРЭС Ставропольская
ГРЭС Тихорецк
Кубанская
Центральная
Ингури ГЭС
Невинномысск
Буденновск
Чирюрт
Артем Махачкала Дербент
Хачмаз Чиркейская
ГЭС
Ирганайская Армавир ГЭС
Кропоткин
Краснодарская ТЭЦ
Ставрополь
Благодарная Прикумск
ГЭС-2 ГЭС-4
Машук
Прхл.-2 Моздок В-500 В-2
Грозный
Баксан Черкесск
Грузинская ЭС
Азербайджан Новочеркасская
ГРЭС ОЭС Центра
Джубгинская ТЭЦ
Вешенская-2
Андреановская Заливская Котельниково
Контролируемое сечение «Ростов - Волгоград»
Яшма Тамань
Кафа
Камыш-Бурун Крымская ЭС
ОЭС Средней Волги
Волгоградская
ЭС Астраханская ЭС
Владимировка
Черный Яр
Рис. 1 – Упрощенная карта-схема ОЭС Юга
исследуемой электростанции и электростанций, находя- щихся в непосредственной близости, должны быть загру- жены в соответствии со своими номинальными парамет- рами (с учетом возможной допустимой перегрузки).
При рассмотрении нормативных возмущений, приво- дящих к отключениям ВЛ, входящих в контролируемые сечения «Ростов – Волгоград», было обнаружено, что нарушения динамической устойчивости происходили на всех генераторах ОЭС Юга, находящихся за этим сече- нием, а не как предполагалось ранее лишь на генераторах Ростовской АЭС. Проведя анализ полученных результа- тов, был сделан вывод, о том, что на сечении «Ростов – Волгоград» происходит наброс мощности из-за необхо- димости генераторов «затормозить» приобретенное уско- рение роторов во время короткого замыкания на ОРУ 500 кВ Ростовской АЭС. Изменение перетока активной мощ- ности со сечению «Ростов – Волгоград» при возникнове- нии КЗ на шинах вблизи Ростовской АЭС представлено на рис. 3.
Как правило, системные колебания, вызванные тяже- лым возмущением, наиболее выражены вблизи сечений, связывающих одну часть энергосистемы с другой частью энергосистемы, мощность которой в несколько раз больше пропускной способности самого сечения. Влияние отдель- ного генератора или электростанции на развитие системных колебаний вблизи «опасного сечения» тем выше, чем больше установленная мощность отдельного генератора или элек- тростанции, и чем отдельный генератор или электростан- ция электрически ближе к «опасному сечению». Кроме того, влияние отдельного генератора или электростанции на развитие системных колебаний вблизи «опасного сече- ния» существенно зависит от влияния загрузки электро- станции по активной мощности на величину перетока активной мощности в сечении. Увеличение передаваемой мощности по «опасному сечению», ослабление «опасного сечения» при отключении входящих в него линий электро- передачи либо линий электропередачи, не входящих в него, но приводящих к снижению предельно передаваемой мощности, приводят к ухудшению условий протекания системных колебаний в данном «опасном сечении» [1].
В связи с этим при расчете динамической устойчивости Ростовской АЭС необходимо контролировать величину перетока в сечении «Ростов – Волгоград».
Для обеспечения динамической устойчивости рассматри- вались управляющие воздействия, реализация которых оказывает наибольший эффект на все генераторы ОЭС Юга. Такими управляющими воздействиями являются
«импульсная разгрузка» любого из блоков Ростовской АЭС или отключение одного из блоков Ростовской АЭС.
Применение иных УВ нецелесообразно в связи с тем, что единичная мощность иных УВ незначительна по сравне- нию с выбранными (ИР, ОГ), к тому же нет необходимо- сти задействовать каналы передачи аварийных сигналов и команд, что может привести к затягиванию реализации УВ или вовсе к его потере.
Для правильного учета реализации УВ на ИР Блоков Ростовкой АЭС было смоделировано устройство регули- рования мощности турбины с частичным перенаправлением паровых объемов в обход турбины. Настройки данного устройства регулирования были подобраны таким образом, чтобы получившиеся характеристики снижения активной мощности были аналогичны результатам натурных испы- таний данных УВ.
III. РАЗРАБОТКА ЛОГИЧЕСКОЙ СТРУКТУРЫ ПА Для обеспечения противоаварийного управления, направленного на сохранение динамической устойчиво- сти, необходимо разработать логическую структуру устрой- ства автоматической разгрузки при близких и затяжных ко- ротких замыканиях (АРБЗКЗ) и выбрать уставки срабаты- вания данной автоматики. Определено, что динамическая устойчивость нарушается при двухфазном КЗ на землю с отказом выключателя и работой УРОВ и однофазном КЗ на землю с отказом выключателя и работой УРОВ.
Так как нарушение устойчивости происходит лишь при возмущениях сопровождающихся отказом фазы выключате- ля, была задана выдержка времени на срабатывание устройства ФТКЗ для исключения ложного срабатывания при ликвидации КЗ быстродействующими основными защитами, когда КЗ не приводит к нарушению устойчивости.
Для исключения излишнего срабатывания в условиях, когда не происходит нарушения динамической устойчи- вости, был выполнен контроль активной мощности по контролируемому сечению «Ростов – Волгоград», с дозировкой величины управляющих воздействий в зави- симости от перетока мощности по сечению.
Для исключения излишнего срабатывания в условиях, когда Блоки Ростовской АЭС разгружены и способны демпфировать колебания без применения УВ, был выполнен контроль активной мощности вырабатываемой Блоками Ростовской АЭС.
Функционально-логическая структура разработанной логики действия противоаварийной автоматики представ- лена на рис. 4. Уставки срабатывания приведены в таблице.
ОГ Блока 1
ИР 30% ИР 50% ОГ Блока 2
ФТКЗ
Блок 1
ИР 30% ИР 50%
Блок 2
ИР 30% ИР 50%
Блок 3
ОГ Блока 3
КПР
«Блок 1+Блок 2»
Резерв 1 ст
2100 2 ст
Uср=200;
Uв=210;
t=0 с.
1 ст +
Uср=200;
Uв=210;
t=0,15 с.
Uср=200;
Uв=350;
t=0,15 с.
2 ст
3 ст
100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 Р, Мвт
1 2 4 6 8 10
t, сек.
Рис. 2 – Структурно-логическая схема существующей АРБКЗ
Ростовской АЭС Рис. 3 – Переток активной мощности по КС «Ростов – Волгоград»
УСТАВКИ СРАБАТЫВАНИЯ ФТКЗ
№ ступени
Уставка срабатывания/возврата
Выдержка времени на срабатывание, с по напряжению по сбросу
мощности
1 340/345 300/250 0,15
2 220/320 450/300 0,15
IV. ВЫВОДЫ
Анализ результатов расчёта динамической устойчивости Ростовской АЭС показал, что во время короткого замы- кания вблизи шин 500 кВ Ростовской АЭС, вследствие приобретенного ускорения роторов в момент КЗ, проис- ходит «наброс» мощности в контролируемом сечении при расходовании запасенной кинетической энергии.
Выявлена необходимость применения адаптивного противоаварийного управления для обеспечения динами- ческой устойчивости Ростовской АЭС и всех генераторов за сечением «Волгоград – Ростов».
На основании вышеперечисленного разработана и внедрена логическая структура комплекса АРБКЗ для противоаварийного управления Ростовской АЭС с учетом дозировки УВ в зависимости от перетоков активной мощ- ности в контролируемом сечении «Ростов-Волгоград».
Список литературы
[1] Рагозин А.А. Обобщенный анализ динамических свойств энерго- объединений на основе структурного подхода: дис. … докт. техн.
наук. СПб., 1998. 353 с.
[2] Меркурьев Г.В., Шаргин М. Устойчивость энергосистем. СПб.:
НОУ «Центр подготовки кадров энергетики», 2008. Т. 2. 376 с.
[3] Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е., Окин А.А. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосиcтемах. М: Энерго- атомиздат, 1990. 390 с.
© IX Международная научно-техническая конференция «Электроэнергетика глазами молодежи – 2018»
ОГ Блока 1
ИР 30% ИР 50% ОГ Блока 2
ФТКЗ
Блок 1
ИР 30% ИР 50%
Блок 2
ИР 30% ИР 50%
Блок 3
ОГ Блока 3
КПР Суммарный замер Блоков
3600 2 ст Uср.=220 кВ;
Uвозв.=320;
ΔРср.=450 МВт;
ΔРвозв=300МВт;
Tср.=0,15 с.
Tвозвр.=0,3 с.
ФОЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная
1300 14 ст
КПР Ростов- Волгоград
(выдача)
ФОЛ 500 кВ Ростовская АЭС -
Южная
ФОЛ 500 кВ Ростовская АЭС -
Буденновск
3600
2 ст 14 ст1300
3600 ФОЛ 500 кВ Ростовская 2 ст
АЭС - Буденновск 1000
При КЗ (1) с УРОВ При КЗ (1.1) с УРОВ При КЗ (1.1) с УРОВ
ИР 50% двух из блоков
1100 800 9 ст
900 10 ст
1000 11 ст
1100 12 ст
1200 13 ст
ИР 30% одного из блоков ИР 50% одного из блоков
ИР 50% одного из блоков ИР 30% одного из блоков
ИР 30% ИР 50%
Блок 4
ИР 50% двух из блоков
1300 14 ст
1200 13 ст
ИР 50% одного из блоков
700 8 ст
ОГ Блока 4
Uср.=220 кВ;
Uвозв.=320;
ΔРср.=450 МВт;
ΔРвозв=300МВт;
Tср.=0,15 с.
Tвозвр.=0,3 с.
Uср.=340 кВ;
Uвозв.=345;
ΔРср.=300 МВт;
ΔРвозв=250МВт;
Tср.=0,15 с.
Tвозвр.=0,3 с.
12 ст 11 ст +
Рис. 4 – Разработанная функционально-логическая структура АРБКЗ в нормальной схеме