Kafe-sviaz.ru

Финансовый журнал
5 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Бухгалтерский учет противоаварийной автоматики

Приложение 2. Термины и особенности учета противоаварийной автоматики

Термины и особенности учета противоаварийной автоматики

1. Устройство ПА и локальная автоматика — совокупность элементов (аппаратов, реле, панелей и др.), установленных на одном энергетическом объекте и предназначенных:

устройство ПА — для участия в решении задач противоаварийного управления (ПАУ) совместно с другими устройствами, является составной частью функциональной (нелокальной) автоматики, в том числе в составе комплекса ПА. Относится, как правило, к системе автоматического предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ);

локальная автоматика — для самостоятельного решения (исполнения) одной конкретной задачи ПАУ.

Термин «устройство ПА» может применяться и для локальной автоматики.

Если автоматика, помимо действия в месте ее установки, осуществляет телеотключение линии с противоположной стороны, то она также относится к категории «локальная автоматика».

Устройства ПА: устройства фиксации отключения линий, трансформаторов, блоков (ФОЛ, ФОТ, ФОБ); передатчики устройств телеотключения с их пусковыми цепями (прд ВЧТО, АНКА-АВПА); приемники устройств телеотключения с их выходными цепями (прм ВЧТО, АНКА-АВПА); устройства фиксации перегрузки по мощности (ФПМ); устройства контроля предшествующего режима (КПР); устройства автоматической дозировки воздействий (АДВ); устройства автоматического запоминания дозировки (АЗД); исполнительные устройства разгрузки турбины, отключения генераторов, нагрузки (ИУ РТ, ИУ ОГ, ИУ ОН) и т.п.

Примечания: 1. Передатчики и приемники аппаратуры телеотключения учитываются порознь, т.е.: передатчик ВЧТО и приемник ВЧТО — две единицы учета; передатчик АНКА-АВПА и приемник АНКА-АВПА — две единицы учета (аппаратура АНКА и АВПА учитывается совместно как один аппарат). Для этих устройств используется также термин: устройство передачи аварийных сигналов и команд (ПАСК). 2. Если аппаратура ВЧТО используется одновременно для релейной защиты и противоаварийной автоматики, то она подлежит учету только один раз в составе того или другого (то же для аппаратуры АНКА-АВПА). 3. Исполнительные устройства ИУ РТ, ИУ ОГ, ИУ ОН могут включать в себя отдельные устройства, не являющиеся самостоятельными единицами статистического учета (например, устройство выбора отключаемых генераторов и др.). 4. Следует иметь в виду, что отдельные статистически учитываемые устройства могут отсутствовать (например, ИУ ОН) или иметь иное наименование в оперативной диспетчерской документации.

Локальная автоматика: автоматика ликвидации асинхронного режима (АЛАР); автоматика ограничения повышения или снижения напряжения (АОПН или АОСН); автоматика ограничения повышения частоты (АОПЧ); автоматика разгрузки линии (АРЛ) и т.п.

2. Функциональная (нелокальная) автоматика — совокупность устройств ПА, установленных на разных (многих) энергетических объектах и связанных между собой технологически и функционально для решения (исполнения) одной конкретной задачи ПАУ.

Автоматика разгрузки при отключении линии (АРОЛ) со следующей структурой: устройство фиксации отключения линии (ФОЛ) — тракт телепередачи пусковой команды (прд АНКА-АВПА, прм АНКА-АВПА) — устройство автоматической дозировки управляющих воздействий (АДВ) — тракт телепередачи исполнительной команды (прд АНКА-АВПА, прм АНКА-АВПА) — исполнительное устройство отключения генераторов (ИУ ОГ);

автоматика разгрузки при перегрузке по мощности линии (АРПМ) со следующей структурой: устройство фиксации перегрузки по мощности (ФПМ) — тракт телепередачи команды (прд АНКА-АВПА, прм АНКА-АВПА) — исполнительное устройство отключения нагрузки (ИУ ОН).

Эти функциональные (нелокальные) автоматики входят в систему АПНУ, могут охватывать несколько энергосистем, выходить за пределы ОЭС.

3. Комплекс ПА — совокупность функциональных (нелокальных) автоматик, связанных между собой технологически, использующих частично одни и те же устройства ПА. Задачей комплекса ПА является, как правило, автоматическое предотвращение нарушения устойчивости в пределах района противоаварийного управления. Каждая автоматика в составе комплекса ПА решает задачу ПАУ при одном конкретном аварийном возмущении: отключение линии, разрыв транзита, возникновение небалансов мощности в узлах нагрузок и др. Отличительной особенностью комплекса ПА является наличие центрального управляющего органа (релейного или на базе вычислительной техники), который осуществляет дозировку управляющих воздействий при возникновении того или иного аварийного возмущения. В пределах комплекса ПА может предусматриваться автоматика разгрузки узла (АРУ) со своим дозирующим устройством, решающая задачу АПНУ данного узла (именуется также «узловой комплекс ПА»).

4. Статистический учет наличия и оценка работы устройств ПА и локальных автоматик ведется энергосистемами с подразделением этих устройств и автоматик по системам ПА: автоматическое предотвращение нарушения устойчивости (АПНУ), автоматическая ликвидация асинхронного режима (АЛАР), автоматическое ограничение повышения частоты (АОПЧ), автоматическое ограничение повышения напряжения (АОПН), автоматическое ограничение снижения напряжения (АОСН), автоматическая разгрузка оборудования (АРО) и прочие (форма N 18-энерго, раздел IV «Противоаварийная автоматика»).

Эти же устройства ПА и локальные автоматики, подведомственные территориальным ОДУ и ЦДУ ЕЭС СССР, включаются ими в свои отчеты.

Для функциональных (нелокальных) автоматик, в том числе в составе комплексов ПА, статистический учет (по годовым формам) не ведется, а ведется учет и дается оценка работы на уровне энергосистемы, территориального ОДУ и ЦДУ ЕЭС СССР. Указанные сведения высылаются вышестоящей службе РЗА по установленной ею форме.

Учет противоаварийной автоматики (как статистический, так и нестатистический) ведется в полном соответствии с положениями настоящей Инструкции (системы оценок, показатели работы, классификация неправильной работы и др.).

Системный оператор единой энергетической системы

Деятельность

Противоаварийная автоматика

Противоаварийная автоматика — комплекс автоматических устройств, предназначенных для ограничения развития и прекращения аварийных режимов в энергосистеме.

Назначение ПА и основные требования к ней

В отдельных энергосистемах и ОЭС могут возникать следующие нарушения нормального режима работы:

  • опасные перегрузки линии электропередачи и межсистемных связей из-за непредвиденных изменений балансов мощности генераторов и нагрузки в одной или нескольких связанных между собой ОЭС или отдельных энергосистемах;
  • опасные набросы мощности на электропередачи и межсистемные связи при внезапных отключениях генераторов или нагрузки в смежных частях ОЭС или в соседних ОЭС;
  • внезапные отключения одной из межсистемных связей, в том числе наиболее мощной, отключения отдельных участков двухцепных или кольцевых электропередач, угрожающие нарушения динамической устойчивости;
  • разрывы мощных электропередач, вызывающие набросы мощности на слабые шунтирующие сети более низких напряжений и опасное повышение частоты в энергосистемах;
  • затяжные КЗ, отключаемые действием резервных защит или устройств резервирования отказа выключателей (УРОВ);
  • кратковременные неполнофазные режимы в цикле однофазного автоматического повторного включения (ОАПВ) или при отказах отдельных фаз выключателей;
  • односторонние отключения протяженных участков электропередач 330–75- кВ, вызывающие повышение напряжения, опасное для оборудования;
  • асинхронный режим.
Читать еще:  Унифицированные формы первичной учетной документации утверждаются

Быстрое протекание аварийных процессов при нарушениях нормальных режимов исключает возможность их ликвидации и тем более предотвращения действиями оперативного персонала даже при наличии хороших средство телеконтроля и телеуправления. Поэтому предотвращение, локализация и ликвидация нарушений нормального режима целиком возлагается на специальные автоматические устройства, получившие общее наименование устройства противоаварийной автоматики (ПА).

Назначение ПА заключается в следующем:

  • предотвращение нарушения статической устойчивости линий электропередачи межсистемных связей в нормальных и послеаварийных режимах;
  • предотвращение нарушения динамической устойчивости в цикле работы ОАПВ или БАПВ (быстродействующего автоматического повторного включения), а также в режимах максимальной нагрузки при расчетных видах КЗ, отключаемых как основными быстродействующими защитами, так и резервными защитами или действиями УРОВ;
  • предотвращение асинхронного режима путем опережающего деления энергосистем при приближении к пределу устойчивости и невозможности ее сохранения средствами автоматического регулирования или других видов ПА;
  • ликвидация асинхронного режима в случаях нарушения устойчивости путем ресинхронизации или селективного деления энергосистем (ОЭС) в заранее предусмотренных сечениях;
  • предотвращение опасного для паровых турбин и механизмов потребителей повышения частоты в отлившихся частях ОЭС, связанных с мощными ГЭС;
  • предотвращение опасного повышения напряжения при односторонних отключения протяженных линий электропередачи.

Устройства и комплексы устройств ПА должны удовлетворять следующим основным техническим требованиям:

  • быстродействие. Требование является главным для устройств ПА, предназначенных для предотвращения нарушения динамической устойчивости;
  • селективность. Требование в отношении устройств ПА означает способность устройства выбирать объекты, виды и минимально необходимый объем воздействий, обеспечивающие наиболее эффективную локализацию нарушений нормального режима работы. Если на возникшее нарушение нормального режима реагируют несколько устройств ПА, то их суммарное воздействие также должно удовлетворять требованию наиболее эффективной локализации нарушения при минимально необходимом объеме воздействий;
  • чувствительность. Требование относится к функциональным органам ПА и полностью соответствует аналогичным требованиям к устройствам релейной защиты. Это способность реагировать на такие отклонения и нарушения нормально режима, на действие при которых они рассчитаны;
  • надежность. Требование состоит в том, что устройства ПА, так же как и устройства релейной защиты, должны безотказно действовать при нарушениях нормального режима и не действовать излишне и ложно в условиях, когда их действие не предусмотрено.

Структура ПА и ее основные элементы

Находящиеся в эксплуатации и проектируемые устройства ПА выполняются для действия по постоянной программе, которая закладывается в схему, а настройка осуществляется на основании предварительны расчетов нормальных и аварийных режимов.

Состояние энергосистемы характеризуется рядом таких факторов и параметров, как электрическая схема, состав оборудования, перетоки мощности по электропередачам и межсистемным связям , значения токов, уровни напряжения, частота и т.п. Устройства ПА непрерывно контролируют эти параметры, выявляют и фиксируют моменты опасного отклонения или внезапного нарушения нормального режима, определяют их тяжесть и вырабатывают соответствующие воздействия на объекты управления. При этом, чем больше факторов и параметров контролирует ПА, тем ближе к оптимальным будут ее воздействия.

В каждом конкретном случае структура устройства или комплекса устройств ПА определяется его назначением и условиями работы. В общем случае устройство ПА состоит из трех частей: выявительной (ВЧ), логической (ЛЧ) и исполнительной (ИЧ). Выявительная часть включает в себя пусковые органы (ПО), органы контроля электрического режима (КЭР) и органы автоматической дозировки воздействий (АДВ). Сигналы, вырабатываемые в выявительной части, поступают в логическую часть, включающую в себя логические элементы, которые, сопоставляя последовательность, продолжительность и интенсивность сигналов, поступающих от ВЧ, выбирают виды воздействий и подготавливают соответствующие цепи. Наконец, исполнительная часть включает в себя органы или аппараты управления, с помощью которых производятся воздействия ОГ, РТ, ДС, ОН и др.

Виды устройства ПА

При всем многообразии конкретных исполнений устройств ПА все они могут быть сведены к следующим основным видам:

  • противоаварийная автоматика для предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ). Устройства АПНУ выявляют возникновение опасных перегрузок или набросов мощности, внезапные отключения участков электропередач или их полные разрывы, возникновение неполнофазных режимов и другие аналогичные нарушения нормального режима работы. Во всех случаях, когда возникшее нарушение нормального режима угрожает нарушением устойчивости, устройства АПНУ производят быструю дозированную разгрузку электропередачи и межсистемных связей. Для разгрузки используются три основных вида воздействий: отключение гидро- и турбогенераторов (ОГ) или быстрая разгрузка паровых турбин (РТ) с последующим ограничением мощности (ОМ) по условиям послеаварийного режима, а также деление энергосистем или ОЭС (ДС) по сечениям, обеспечивающим выделение в нужный район ограниченной мощности, и отключение части нагрузки (ОН);
  • противоаварийная автоматика для ликвидации асинхронного режима (АЛАР). Устройства АЛАР выявляют моменты приближения к пределу устойчивости или момент возникновения асинхронного режима и воздействуют на его прекращение путем деления энергосистем в заранее намеченных сечениях либо путем ресинхронизации энергосистем. В этих случаях они производят ОГ или РТ в избыточной части энергосистемы для выравнивания частот, что ускоряет процесс ресинхронизации;
  • противоаварийная автоматика для ограничения повышения частоты (АОПЧ). Устройства АОПЧ выявляют повышение частоты и при повышении допустимых значений производят ОГ гидрогенераторов ГЭС и при необходимости отделение ТЭС от энергосистемы со сбалансированной нагрузкой;
  • противоаварийная автоматика для ограничения повышения напряжения (АОПН). Устройства АОПН выявляют повышения напряжения до определенных установленных значений и производят включение шунтирующих реакторов и отключение линий, являющихся источниками повышенного напряжения.

Бухгалтерский учет противоаварийной автоматики

Проектные решения:

Продукция:

Технические инновации:

Интеграция в РСУ и SCADA

Системы противоаварийной автоматической защиты (ПАЗ) исторически возникли как наборы защитных блокировок, переводящих технологический процесс в безопасное состояние при выходе его параметров за предельно допустимые значения. На практике блокировки обычно приводили к останову процесса.

Необходимость применения систем ПАЗ устанавливается «Общими правилами взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утвержденных приказом Ростехнадзора №96 от 11.03.2013, пункты 3.10, 3.12, 3.20, а более детальные требования описываются в разделах 6.3 и частично 6.2 указанных правил.

Читать еще:  Рабочий план счетов бухучета

Основная цель систем ПАЗ – предупреждение возникновения аварий при выходе параметров технологического процесса за пределы допустимых значений. Системы ПАЗ должны обеспечивать защиту персонала, оборудования и окружающей среды при нештатной ситуации, развитие которой может привести к аварии. Но функциональность современных систем ПАЗ значительно вышла за рамки простого аварийного останова. В действующих нормативно-технических документах и в передовой инженерной практике встречается широкий набор функций ПАЗ:

  • автоматическое измерение технологических переменных, важных для безопасного ведения технологического процесса;
  • автоматическое обнаружение потенциально опасных изменений состояния технологического объекта и системы его автоматизации;
  • автоматическая предаварийная сигнализация (сообщения оператору, средства пультовой и местной индикации);
  • автоматическое срабатывание средств ПАЗ, прекращающих развитие нештатной ситуации (останов насосов, компрессоров, конвейеров, шнеков, открытие/закрытие электрозадвижек, отсекателей и др.);
  • процедуры управляемого последовательного останова технологических процессов, машин и оборудования, для которых «ударный» единовременный внезапный останов может привести к аварии;
  • последовательности предпусковых и пусковых операций с контролем выполнения условий, необходимых для следующего шага;
  • дистанционное управление средствами ПАЗ с пульта оператора или иных рабочих мест персонала, если это предусмотрено технологическим регламентом;
  • контроль действий персонала и блокировка заведомо ошибочных операций, способных при фактическом состоянии объекта привести к аварии («защита от дурака»);
  • самодиагностика системы ПАЗ;
  • диагностика внешних электрических цепей и технических средств, используемых системой ПАЗ;
  • автоматический контроль срабатывания средств ПАЗ по сигналам из электрических схем, от конечных и муфтовых выключателей, от реле расхода и др., формирование сообщений о сбое в случае невыполнения отданной команды за установленное время;
  • реализация деблокировочных ключей для периода пуска процесса (технологические деблоки) и для обслуживания/замены технических средств (сервисные деблоки), автоматический сброс деблокировочных ключей (взведение блокировок) по выходу процесса на режим или по иным алгоритмически заданным условиям;
  • непрерывная автоматическая регистрация последовательности событий ( SOE ), влияющих на безопасность процесса, включая потенциально опасные изменения технологических переменных, выходные сигналы системы ПАЗ, команды персонала, изменения состояния деблокировочных ключей и диагностические сообщения; обеспечение высокого разрешения по времени с целью установления точной первопричины нештатной ситуации;
  • автоматическое включение резервного технологического оборудования в случаях, определенных технологическим регламентом производства;
  • непрерывное получение текущей информации от автоматических средств газового анализа на объекте; включение в необходимых случаях вентиляционных систем, водяных завес и иных средств предотвращения развития аварии;
  • защита от несанкционированного доступа;

Исторически применявшиеся для систем ПАЗ средства релейной автоматики и программируемые логические контроллеры (ПЛК) общепромышленного назначения изжили себя. Первые – в связи с негибкостью реализуемых алгоритмов, с отсутствием или недостаточностью средств диагностики и самодиагностики, с огромным количеством технических элементов и проводных соединений при реализации сложных схем, которое порождало большие трудности при обслуживании. Вторые – в связи с недостаточными показателями надежности и с уязвимостью к факторам внешней среды (электропитание, заземление, ошибки персонала, несанкционированный доступ и др.).

В настоящее время пункт 6.3.4 «Общих правил взрывобезопасности» однозначно устанавливает: системы ПАЗ для объектов, имеющих в составе технологические блоки I и II категорий взрывоопасности, должны строиться на базе программируемых логических контроллеров, способных функционировать по отказобезопасной структуре и проверенных на соответствие требованиям функциональной безопасности.

Требования функциональной безопасности определяет стандарт ГОСТ Р МЭК 61508 «Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью». Данный стандарт состоит из 7 частей, рассматривая все элементы и все этапы жизненного цикла промышленных систем, связанных с безопасностью. В качестве основополагающего фактора стандарт вводит понятие уровня полноты безопасности ( SIL ), определяемого как для производственного объекта в целом, так и для отдельных контуров безопасности. В зависимости от уровня SIL устанавливаются требования к архитектуре и количественным показателям надежности систем.

Программируемые электронные системы, производимые компанией HIMA Paul Hildebrandt GmbH (Германия) имеют базовую архитектуру 1 oo 2 D (один из двух с диагностикой). К числу таких систем на сегодня принадлежат HIMax , HIMatrix и HIQuad H 41 q / H 51 q . Все три системы сертифицированы для уровня полноты безопасности SIL 3 (сертификат TUV Rheinland ). При единстве архитектуры они значительно различаются единичной мощностью контроллеров, охватывая весь необходимый диапазон от малых систем ( HIMatrix , от 28 сигналов на полнофункциональный моноблочный контроллер) до ПАЗ крупных производственных объектов ( HIMax , до 16 штук 18-слотовых каркасов для модулей, до 64 каналов на модуль; в практических условиях – примерно до 5000 сигналов контроля и управления на одном контроллере). Построение системы ПАЗ производственного объекта на одном контроллере позволяет исключить ситуации нарушений п.6.3.2 «Общих правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», когда алгоритмы ПАЗ, распределенные между несколькими контроллерами, оказываются зависимыми от работоспособности сети обмена данными системы управления.

Оборудование HIMA предоставляет ряд возможностей для построения структурно и территориально распределенных систем ПАЗ с отказобезопасной архитектурой:

  • использование удаленных каркасов ввода/вывода системы HIMax с топологией «шина» и «звезда», с дублированной системной шиной на базе «витой пары» и оптоволоконных линий связи;
  • пространственное разделение модулей центральных процессоров ( CPU ) путем размещения их на разных системных каркасах, позволяющее исключить потерю функциональности при нарушении линии связи;

  • использование удаленных блоков ввода/ввода HIMatrix ;
  • организация межконтроллерных коммуникаций на основе протокола SafeEthernet , сертифицированного для уровня полноты безопасности SIL 3 и позволяющего конфигурировать всю систему в рамках единого прикладного проекта.

Взаимодействие систем ПАЗ с распределенными системами управления (РСУ), иными контроллерами и интеллектуальными техническими средствами (датчиками, приводами) осуществляется на базе целого ряда протоколов и коммуникационных интерфейсов:

  • серверы OPC DA (доступ к данным) и OPC A & E (тревоги и события) – собственная разработка и поставка компании HIMA ;
  • MODBUS TCP Master / Slave – основной современный протокол для взаимодействия контроллеров разных производителей;
  • MODBUS Master / Slave на базе последовательного интерфейса RS 485 – для поддержки систем предыдущего поколения и «полевых» интеллектуальных устройств;
  • HART – де-факто мировой стандарт для интеллектуальных преобразователей и исполнительных механизмов, использующих унифицированный токовый сигнал 4…20 мА;
  • Profibus DP – протокол, используемый контроллерами и «полевыми» устройствами преимущественно компании Siemens ;
  • INTERBUS ;
  • Send&Receive TCP:
  • ComUserTask – общий термин для протоколов, задаваемых пользователем путем написания кода на языке C .
Читать еще:  Благотворительность в бухгалтерском учете

Использование одного или, при необходимости, нескольких из названных протоколов, в сочетании с глубиной проработки инженерных решений и наличием развитой документации, позволяет интегрировать системы ПАЗ на базе контроллеров HIMA с системами иных производителей:

  • РСУ Emerson DeltaV;
  • РСУ Yokogawa CENTUM;
  • РСУ Honeywell Experion PKS;
  • РСУ Invensys I/A Series;
  • Контроллеры и системы управления Siemens , Rockwell Automation , ABB , ТЕКОН и др.

Структура системы противоаварийной автоматики

Одной из основных задач АСДУ является противоаварийное управление с целью локализации аварий и ликвидации аварийного режима работы ЭЭС или отдельных ее частей.

Для такого управления в настоящее время разработан ряд устройств противоаварийной автоматики (ПА). Для решения этой задачи во всех энергосистемах введена система ПА, структура которой показана на рис. 3.7. В соответствии с требованиями, которые предъявляются к каждому элементу системы ПА, ее структуру можно разделить на три подсистемы:

· предупредительную;

· локализующую;

· восстановительную.

Предупредительная подсистема необходима для обнаружения и предотвращения аварийной ситуации. Она включает в себя:

· 1) релейную защиту (РЗ), которая обнаруживает аварийные ситуации и дает сигнал готовности к возможному действию остальным устройствам ПА; состоит из большого числа элементов, каждый из которых отвечает за определенный участок системы или за определенный вид аварии;

· 2) автоматическое повторное включение (АПВ); это устройство пытается восстановить нормальную работу энергосистемы после отключения того элемента, в котором обнаружена аварийная ситуация, путем включения этого элемента;

· 3) автоматическое регулирование возбуждения (АРВ) синхронных генераторов; это устройство путем воздействия на ток возбуждения генератора пытается удержать параметры энергосистемы (напряжение на зажимах генератора) в допустимых границах;

· 4) автоматику предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ) параллельной работы энергосистем; это устройство осуществляет непрерывный контроль частоты в энергосистеме и режимов работы межсистемных связей, что позволяет ему в случае возникновения аварийной ситуации путем воздействия на регуляторы скорости турбин не только перераспределять нагрузку электростанций между собой, но и регулировать частоту в энергосистеме или отдельных ее частях.

АПНУ включает в себя следующие виды автоматики разгрузки, действующие при:

· отключении одной или двух ЛЭП [автоматика разгрузки одной ЛЭП (АРОЛ) или двух ЛЭП (АРОДЛ)], т.е. при отключении по какой-либо причине одной или двух параллельных ЛЭП, входящих в состав межсистемных связей, и нарушении нормального режима ЭЭС, что вызывает снижение частоты в одной части ЭЭС и ее повышение в другой части ЭЭС, АПНУ перераспределяет нагрузку электростанций с целью возвращения частоты к номинальному значению;

· статической перегрузке ЛЭП [автоматика разгрузки при статической перегрузке (АРСП)], в этом случае АПНУ стремится сохранить статическую устойчивость работы ЭЭС;

· динамической перегрузке ЛЭП [автоматика разгрузки при динамической перегрузке (АРДП)], в этом случае АПНУ стремится сохранить динамическую устойчивость работы ЭЭС;

· отключении генераторов [автоматика разгрузки при отключении генераторов (АРОГ)], т.е. при отключении генераторов по каким-либо причинам и снижении частоты в ЭЭС, АПНУ перераспределяет нагрузку этих генераторов другим электростанциям;

· близких или затяжных коротких замыканиях [автоматика разгрузки при коротких замыканиях (АРКЗ)], в этих случаях АПНУ стремится сохранить динамическую устойчивость путем разгрузки генераторов электростанций.

С целью выполнения своих функций АПНУ может воздействовать на:

· отключение генераторов;

· кратковременную (импульсную) или длительную разгрузку турбин;

· отключение части нагрузки потребителей;

· частотный пуск гидрогенераторов и перевод их из режима синхронного компенсатора в режим генерации активной мощности;

· загрузку гидро- и турбогенераторов;

· электрическое торможение агрегатов;

· отключение шунтирующих реакторов;

· форсировку устройств продольной и поперечной компенсации;

· форсировку возбуждения генераторов;

· изменение уставки АРВ по напряжению генераторов.

В случае, если автоматика предупредительной подсистемы не смогла ликвидировать аварийную ситуацию, используется автоматика локализующей и восстановительной подсистем.

Локализующая подсистема включает в себя:

· 1) автоматику ликвидации асинхронного режима (АЛАР) части энергосистемы или всей энергосистемы; это устройство контролирует перегрузку ЛЭП или группы ЛЭП по току и активной мощности, а также может отслеживать разницу фаз напряжений между узлами, ограничивающими межсистемные ЛЭП, в случае появления больших колебаний скоростей роторов генераторов и соответственно частоты в ЭЭС АЛАР разгружает генераторы электростанций;

· 2) автоматику ограничения снижения напряжения (АОСН); в случае снижения напряжения ниже допустимого уровня это устройство может воздействовать не только на АРВ генераторов и синхронных компенсаторов, но и на отключение шунтирующих реакторов, которые обычно включают с целью снижения напряжения на ЛЭП СВН и УВН при небольших потоках мощности по ним;

· 3) автоматику ограничения повышения напряжения (АОПН); в случае повышения напряжения выше допустимого уровня это устройство может воздействовать на АРВ генераторов и синхронных компенсаторов и на включение шунтирующих реакторов (противоположное АОСН действие);

· 4) автоматическую частотную разгрузку (АЧР) 1-й очереди; это устройство отключает часть нагрузки энергосистемы (обычно это потребители III категории по надежности электроснабжения) в случае снижения частоты ниже допустимого уровня, т.е. когда все другие возможности регулирования частоты исчерпаны.

На АЛАР возлагаются следующие функции:

· деление ЭЭС;

· ресинхронизация частей энергосистемы, вышедших из синхронной работы;

· предварительное деление ЭЭС с последующей ресинхронизацией частей ЭЭС, работающих раздельно.

Восстановительная подсистема включает в себя:

· 1) АЧР 2-й очереди, т.е. когда АЧР 1-й очереди исчерпала свои возможности по предотвращению дальнейшего снижения частоты в энергосистеме;

· 2) АПВ по напряжению (АПВН); это устройство восстанавливает работу тех элементов энергосистемы, которые отключила АОСН;

· 3) АПВ по частоте (ЧАПВ); это устройство восстанавливает электроснабжение потребителей, отключенных АЧР.

Кроме того, в объединенной ЭЭС существуют:

· 1) автоматика ограничения снижения частоты (АОСЧ), которая выполняет следующие функции:

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector