Вопросы применения технологии синхронизированных векторных измерений для задач мониторинга эксплуатационного состояния электрооборудования ...
←
→
Транскрипция содержимого страницы
Если ваш браузер не отображает страницу правильно, пожалуйста, читайте содержимое страницы ниже
25 – 28 апреля 2017 г., г. Санкт-Петербург
«Релейная защита и автоматика энергосистем 2017»
Вопросы применения технологии синхронизированных
векторных измерений для задач мониторинга
эксплуатационного состояния электрооборудования
Дубинин Дмитрий Михайлович, АО «СО ЕЭС»
Развитие СМПР в ЕЭС России
2
АО «СО ЕЭС» SUPER PDC
уровень ГДЦ PhasorPoint
главного ДЦ
PDC ОЭС зарубежных стран
ОДУ PDC компаний
территориальный
уровень
regional PDC
PDC АО «ФСК ЕЭС», АО «РусГидро»,
АО «Концерн «Росэнергоатом»
РДУ
(Тюменское,
Саратовское)
Функции контроля
региональный
и управления
уровень региональные
PDC
уровень ЭО
84 объекта
PMU PMU
PMU объекта
46 КСВД (PDC)
534 УСВИ (PMU) ПТК СМПР объекта ПТК СМПР объекта
PMU объекта
Возникновение синхронных качаний активной
мощности на Кольской АЭС
3
Исходная схема:
По данным ОИК СК-2007 на 07:42:00 16.03.2016 потребление в ЭС ОЗ
Кольского РДУ - 1383 МВт, потребление в ЭС ОЗ Карельского РДУ -
904 МВт, частота в энергосистемах 50,00 Гц.
Переток активной мощности в контролируемом сечении №30 Кола –
Карелия (ВЛ 330 кВ Княжегубская – Лоухи №1, ВЛ 330 кВ
Княжегубская – Лоухи №2 и ВЛ 110 кВ Княжегубская ГЭС – Княжая) из
Кольской ЭС в ЭС Республики Карелия составил 512 МВт (при
значениях МДП=600 МВт и АДП=710 МВт).
Возникновение аварии:
16.03.16 г. в 07:43 однофазное КЗ ф.«В» на ВЛ 330 кВ Мончегорск –
Оленегорск.
На ПС 330 кВ Мончегорск отключение ф.«В» В-5 Л-399, В-6 Л-399 и
переход междуфазного КЗ ф.АВ с землёй на ВЛ 330 кВ Мончегорск –
Оленегорск в однофазное КЗ ф.«А».
(+0,433 секунд) На ПС 330 кВ Оленегорск произошло доотключение
ф.А,С 3ВЛ-399, 4ВЛ-399 и в результате произошло трехфазное
отключение линии ВЛ 330 кВ Мончегорск – Оленегорск.
(+4,7 секунд) Включение линии в транзит со стороны ПС 330 кВ
Мончегорск.
Развитие аварии:
07-43 После отключения ВЛ 330 кВ Мончегорск – Оленегорск
возникли синхронные качания активной мощности в диапазоне от 300
МВт до 710 МВт и увеличивающихся до диапазона от -140 МВт до 800
МВт. Общая продолжительность синхронных качаний составила 110
сек.
Практические результаты мониторинга НЧК в ЕЭС России:
синхронные качания активной мощности на Кольской АЭС
и выделение Кольской ЭС на изолированную работу 4
Работа АЛАР – выделение Кольской ЭС на изолированную работу
F, Гц P, МВт
Частота высокоамплитудных
синхронных качаний активной
мощности - 0,26 Гц.
Одним из наиболее информативных
параметров, по которому возможно
было оперативно определить
станцию-источник НЧК, оказался
размах колебаний относительного
фазового угла напряжения.
Реакция энергоблоков ЕЭС России на синхронные качаний
активной мощности на Кольской АЭС
5
Действия диспетчерского персонала СО и оперативного персонала станций при возникновении
режима синхронных качаний регламентируются «ИНСТРУКЦИЕЙ по предотвращению развития и
ликвидации нарушений нормального режима электрической части ЕЭС России»
Визуализация синхронных качаний активной мощности
на Кольской АЭС
6
Практический опыт мониторинга НЧК:
синхронные качания активной мощности Г-6 Невинномысской ГРЭС
7
Активная мощность и фаза
моды 1,34 Гц синхронных
генераторов
Невинномысской ГРЭС
При отделении ОЭС Юга на изолированную работу от
ЕЭС России в ноябре 2014 г возникли
продолжительные НЧК с частотой 1,34 Гц, погасить
которые удалось разгрузкой по активной мощности
Невинномысской ГРЭС.
Источник НЧК – Г-6, опережавший остальные
синхронные генераторы по фазе доминантной моды на
120 градусов, создавая межмашинные качания.
Пробой изолятора на стороне 20 кВ
8
Р, МВт (размах колебаний – 250 МВт) U, кВ
Зафиксированы многочисленные замыкания в ф.В генератора (по причине пробоя изолятора на
высоковольтном вводе повышающего трансформатора), смещение нейтральной точки в цепях
генераторного напряжения и работа форсировки возбуждения АРВ генератора c возникновением
кратковременных качаний активной мощности размахом от 250 до 500 МВт. Условия для пробоя
изолятора устранялись и пробой самоликвидировался.
Защита от замыкания на землю в обмотке статора была нечувствительна, до ее срабатывания
зафиксировано более 400 замыканий (оперативный персонал никаких действий не предпринимал).
Кu, %Дефект ТН на ВЛ 500 кВ АЭС
9
Во вторичных цепях напряжения АЭС зафиксирована несимметрия фазных напряжений (от
0,94Uном до 1,08Uном, рис.2).
Вероятная причина – состояние контактов или ухудшение изоляции во вторичных цепях ТН.
После замены дефектной жилки во вторичных цепях ТН проблема была устранена, симметрия
фазных напряжений восстановлена.
На базе СМПР электростанции может быть создана автоматическая система мониторинга точности
и корректности работы ТН, измерительных преобразователей и РАС.Дефект трансформатора напряжения (пример США)
10
Фиксация кратковременного отклонения напряжения в одной из фаз ТН.
Возможные причины – дефект обмотки, состояние контактов, неисправный предохранитель в цепях
напряжения.
Опасность – некорректная работа РЗА и средств измерений.
На базе СМПР электростанции может быть реализована автоматическая система выявления дефектов
оборудования при коммутациях и неисправностей ТН и их вторичных цепей.Дефект трансформатора напряжения (пример США)
11
Зафиксированы колебания напряжения
на емкостном ТН - свидетельствует об
окончании срока службы конденсатора,
скачки напряжения на одном
конденсаторе увеличивают нагрузку
других конденсаторов.
Отказ конденсатора емкостного ТН
может стать причиной взрыва
оборудования. По этой причине
рекомендуется замена ТН в максимально
короткие сроки.
В описываемом случае после
срабатывания аварийного сигнала на
реле в ходе осмотра ТН было
обнаружено, что он находился в
предаварийном состоянии.
В компании Dominion сообщают, что
данные с устройства PMU указали на
признаки неизбежного отказа емкостного
ТН за четыре дня до получения
аварийного сигнала от SCADA-системы.ВЫВОДЫ
12
•Мировой опыт развития технологии СВИ и анализ функциональных
возможностей СМПР показывает целесообразность ее применения для
решения следующих эксплуатационных задач на объектах электроэнергетики:
мониторинг корректности работы системных регуляторов;
мониторинг возникновения синхронных качаний и низкочастотных колебаний
с определением параметров колебаний и оценкой их опасности;
мониторинг несимметричного режима работы оборудования;
диагностика неисправностей коммутационного оборудования,
измерительных трансформаторов и их вторичных цепей;
автоматический анализ корректности учета электроэнергии счетчиками
АИИС КУЭ и измерений измерительных преобразователей СОТИАССО.
•Современный уровень развития технологии СВИ позволяет сделать вывод о
необходимости активного использования технологии СВИ персоналом
электростанций в задачах мониторинга, анализа и управления (on- и off-line)
эксплуатационным состоянием и режимами работы оборудования.Спасибо за внимание
Дубинин Дмитрий Михайлович
Контактная информация:
dubinin@so-ups.ru, (495) 627-84-14Вы также можете почитать
