Повышение надёжности электроснабжения потребителей 10-15 кВ Каскада Свирских ГЭС, страница 27

Процедура    выбора     настройки   АЛАР   по   углу   состоит   в     следующем. При   выбранных  z_{мод 1} и z_{мод 2} производятся   расчеты  на  ЭВМ  асинхронных   режимов   в   нормальной   схеме   и   определяется   диапазон   значений  _ср,  удовлетворяющих   условию (5.1). Аналогичные   расчеты   выполняются    для   интересующих   расчетных   схем;  в   каждой   схеме   определяется   также   диапазон   возможных   уставок   срабатывания.  Пересечение   множеств   значений   _срi   в   различных   схемах   образует   диапазон    ,  в   пределах   которого    может   быть   выбрана   уставка  срабатывания   .  Если   из-за   существенного   увеличения   суммарного   сопротивления   электропередачи   и   смещения   ЭЦК  не  удается   обеспечить   настройку   АЛАР   в   какой- либо   из   ремонтных   схем,   то   можно   попробовать   изменить   место   установки   АЛАР   или   значения   моделируемых    сопротивлений.

Промежуточные   отборы   мощности   на   электропередаче   и   синхронные   качания   ближайших   электростанций   могут   сильно   влиять   на   значение   и   характер   изменения   моделируемого   угла   .  Поэтому   выбор  уставок АЛАР    по   углу  целесообразно,  как  правило,   производить   по   программам   расчета   электромеханических   переходных   процессов   в   достаточно   подробных   схемах.   Тем   не   менее,   в   тех   случаях,   когда   схема   электропередачи    хотя  бы    приближенно   может   быть   сведена   к   двухмашинному    эквиваленту,  рекомендуется    в   первом   приближении   выбрать   настройку   АЛАР   в   такой   упрощенной   схеме   (с   последующей   проверкой    и   улучшением   настройки   по   результатам   расчетов   на   ЭВМ   в    полной    схеме).                                                              

На текущий момент на Л-Олх-1  уставки АЛАР по углу заданы следующие: на Хл=10 Ом, Хш=30 Ом, σ=70 град. На рис.7  изменение угла и напряжения при   асинхронном ходе в результате короткого замыкания на шинах 110кВ  ГЭС-12.

Рис.7. Изменение угла и напряжения при асинхронном ходе в результате к.з.

на    шинах  110кВ ГЭС-12.

Как видно из графиков, уставки АЛАР подобраны правильно и достижение угла 70 º происходит при  3,8с.  При этом также как и на ГЭС-9 с шин 110 кВ осуществляется питание потребителя - города Подпорожье.  В этом случае также целесообразно максимально сократить время перерыва электроснабжения  и задействовать в качестве пускового устройства АЛАР-Ц. Оценка времени перерыва питания потребителей с шин 110кВ после возникновения асинхронного хода по алгоритму :

ПРЕ      1   УГО  АПА    725-726;

БОЛ    70   Х=10;  Y=30

ФИК; /

АЛАР-Ц составила  как   и    ранее 1,1с.,  что  является   допустимой  в   соответствии   с  таблицей  3.      

6.Технико-экономическое  обоснование  целесообразности   модернизации  противоаварийной   автоматики   на  Каскаде  Свирских  ГЭС

При технико-экономическом сравнении сопоставляются только допустимые по техническим требованиям варианты, т. е. такие, в которых потребитель получает нужную электроэнергию заданного качества при заданной степени надежности [8].

На первом этапе технико-экономического сравнения выбирают допустимые по техническим требованиям варианты, а на втором этапе из них выбирают оптимальный  по  технико-экономическим показателям.  Самый простой путь — это определить капитальные вложения и издержки по вариантам и сравнить их.

Первый  вариант  предполагает  анализ   приведенных   затрат  действующей   системы   противоаварийной  автоматики.  Очевидно,  что  в   этом   случае   капитальные   затраты   К₁ =0. В  соответствии  со  сметой,   ежегодные   отчисления   на   обслуживание   РЗ и А  составляют (И) 1млн.96тыс. руб. Оценка  ущерба   проводится  следующим  образом.

Предполагается,  что  ситуация,  связанная  с  возникновением  асинхронного   режима  возникает   один  раз   в   десять  лет, как   показывает   опыт  эксплуатации.  В   составляющие  ущерба  электростанции (У) при  не устранении   асинхронного  хода  включается   следующее:             

У₁  - ущерба  от недоотпуска  электроэнергии  потребителям   10кВ на длительное  время,  (ориентировочно  30-50мин.);

У₂   - ущерб, вызванный затратами  на  полный  ремонт  генератора (статор,  ротор, система АРВ);