Стартовая >> Архив >> Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости

Управление для обеспечения устойчивости энергосистем простой структуры - Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости

Оглавление
Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости
Управление для обеспечения устойчивости
Причины нарушения устойчивости энергосистем
Последствия нарушений устойчивости
Требования к управлению режимами для обеспечения заданного уровня устойчивости
Влияние изменения схем и режимов работы на управление для обеспечения устойчивости
Принципы выбора противоаварийной автоматики
Вопросы эквивалентирования
Принципы управления для обеспечения устойчивости энергосистем
Управление для обеспечения устойчивости энергосистем простой структуры
Автоматика повышения синхронной динамической устойчивости
Определение управляющих воздействий, обеспечивающих максимальную область устойчивых режимов
Восстановление синхронной работы частей энергообъединения
Методика определения требований к противоаварийной автоматике
Обеспечение  устойчивости энергосистем простой структуры
Предотвращение нарушений статической устойчивости энергосистем с дефицитом мощности
Повышение синхронной динамической устойчивости энергосистем с дефицитом мощности
Обеспечение устойчивости энергосистем с дефицитом мощности после их отделения
Прекращение асинхронного режима и восстановление синхронной работы
Методика выбора противоаварийной автоматики для энергосистем с дефицитом мощности
Управление для обеспечения устойчивости энергосистем, соединенных слабыми связями
Особенности выбора противоаварийной автоматики слабых связей
Обеспечение устойчивости энергообъединений сложной структуры с помощью управления
Взаимное влияние электропередач в переходных процессах
Определение управляющих воздействий для расширения области устойчивых режимов в энергосистемах сложной структуры
Локализация и прекращение асинхронных режимов
Автоматизация решения задач устойчивости при управлении режимами энергообъединений
Структура и основные задачи АСДУ
Задачи АСДУ в обеспечении устойчивости энергосистем
Задачи обеспечения устойчивости энергосистем на уровне оперативного управления АСДУ
Оценка эффективности оперативного решения задач устойчивости с помощью АСДУ
Иерархия и эквивалентирование при оперативном решении задач устойчивости
Структурная схема АСДУ в части решения задач устойчивости
Расчет электромеханических переходных процессов с помощью ЭВМ
Список литературы

Глава вторая
УПРАВЛЕНИЕ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ ПРОСТОЙ СТРУКТУРЫ, ПЕРЕДАЮЩИХ МОЩНОСТЬ В ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЯ

2-1. Введение

В этой главе рассматриваются энергосистемы простой структуры (I тип), которые, как указывалось в гл. 1, могут быть сведены к эквивалентной схеме, состоящей из генератора, передающего мощность в систему (шины постоянного напряжения и постоянной частоты), и местной нагрузки (меньшей, чем мощность генератора). В первом параграфе дается анализ различной автоматики, повышающей статическую устойчивость в энергосистемах этого типа. Анализ различных способов повышения синхронной динамической устойчивости выполняется с привлечением теории оптимального управления, что позволяет достаточно объективно оценивать действие отдельных видов автоматики.
В следующем параграфе рассмотрены условия ресинхронизации и требования к автоматике, которая должна обеспечивать быструю ресинхронизацию (или деление). Восстановление нормальной схемы и режима в энергосистемах I типа возможно несколькими способами. Эти способы (и соответствующая автоматика) сопоставлены между собой, и определены области их применения. Заканчивается глава изложением методики выбора противоаварийной автоматики. В [57] рассматриваются вопросы использования АВМ для анализа электромеханических переходных процессов применительно к энергосистемам этого типа.

2-2. Способы повышения статической устойчивости


Рис. 2-1. Простая энергосистема типовой структуры I.
а — схема энергосистемы; б — угловая характеристика.

Для простейшей схемы станции, передающей мощность в энергообъединение (рис. 2-1,а), при наличии местной нагрузки на шинах станции и активного сопротивления линий выражение для электрической мощности эквивалентного генератора станции может быть записано следующим образом:


(2-2)

Зависимость (2-1) графически изображена на рис. 2-1,6. Предельная мощность, которую может выдать генератор (станция), как следует из (2-1) и рис. 2-1,6, составляет:

Эта величина тем больше, чем больше местная нагрузка и активные сопротивления линий (т. е. чем больше Ри), чем выше напряжения по концам электропередачи и ниже ее суммарное сопротивление (т. е. больше Р12).
Уголмежду э. д. с. эквивалентного генератора Е1 и напряжением 11с на шинах энергообъединения определяется из условия равенства механической мощности Рт, развиваемой турбиной, и электрической мощности генератора Рэл
(2-3)
При этом статическая устойчивость генератора обеспечивается, если угол
Как показывает анализ выражения (2-1) и кривых на рис. 2-1,6, причинами нарушения статической устойчивости станции, передающей мощность в энергосистему, могут быть: снижение эквивалентной э. д. с. В1 передающей станции или напряжения Цс на приемном конце электропередачи, что приводит к уменьшению Р\2\ увеличение мощности станции Рт сверх предела передаваемой мощности; увеличение суммарного реактивного сопротивления х1:=хг+хТХ)+Хл между станцией и энергосистемой; увеличение перетока по электропередаче сверх предела передаваемой мощности из-за отключения части местной нагрузки станции (т. е. снижения Рц) .
Процесс нарушения статической устойчивости характеризуется постепенным нарастанием тока и реактивной мощности по линии, снижением напряжения на подстанциях с последующим лавинообразным протеканием процесса и периодическими колебаниями таких электрических параметров, как токи, мощность, напряжения. Типичная осциллограмма нарушения статической устойчивости приведена на рис. 1-3.
Как указывалось в гл. 1, нарушения статической устойчивости в энергосистемах структуры I происходят главным образом в послеаварийном режиме вследствие отключения одной из сильно загруженных параллельных линий, т. е. увеличения хъ. Кроме того, имеют место нарушения устойчивости, обусловленные понижением напряжения в приемной или передающей частях энергосистемы. В частности, наблюдались случаи нарушения устойчивости гидростанций в период их ввода в эксплуатацию при работе с временными схемами возбуждения в результате потери возбуждения генераторов (т. е. снижение эквивалентной э. д. с. станции Е1 и как следствие нарушение статической устойчивости). Причиной нарушения статической устойчивости было также возникновение дефицита реактивной мощности в приемной системе конечной мощности.

Основной широко используемый способ повышения статической устойчивости — автоматическое регулирование возбуждения генераторов [22, 26]. Определению наиболее эффективных законов «регулирования возбуждения для регуляторов пропорционального и сильного действия посвящены работы целого ряда организаций (ВЭИ, МЭИ, ИЭД АН УССР и др.), и в настоящее время можно считать, что для рассматриваемых энергосистем типовой структуры I этот вопрос проработан достаточно глубокого и всесторонне.
В качестве средств повышения статической устойчивости могут также применяться отключение или управление реакторами (если такая возможность имеется), принудительная кратковременная форсировка возбуждения генераторов (у современных крупных турбогенераторов по условиям нагрева ротора длительность форсировки ограничивается временем 15—20 с) и форсировка продольной компенсации, снижающей суммарное реактивное сопротивление (число таких устройств в настоящее время незначительно). Эффективным способом повышения статической устойчивости послеаварийного режима являются все виды АПВ.
С ростом мощности энергосистем и энергообъединений растут и единичные мощности генераторов, при этом их параметры с точки зрения устойчивости менее благоприятны. В связи с этим в последние годы уделяется серьезное внимание созданию новых систем возбуждения синхронных генераторов (в первую очередь с управляемыми преобразователями) с АРВ сильного действия. Остановимся на этом вопросе более подробно и рассмотрим его с точки зрения устойчивости энергосистем, используя материалы, изложенные в [32, 33, 89].
Все системы возбуждения современных турбоагрегатов можно разделить на две группы: электромашинные системы возбуждения, постоянная времени которых составляет 0,3—0,5 с из-за наличия электромагнитной инерции возбудителя; системы возбуждения с управляемыми выпрямителями, постоянная времени которых составляет 0,04—0,05 с и не зависит от источника питания выпрямителя.
До последнего времени для возбуждения турбо- и гидрогенераторов в основном применялись возбудители постоянного тока, сочлененные непосредственно с валом основного генератора.
Для работающих турбоагрегатов 200—800 МВт и проектируемых агрегатов мощностью свыше 1000 МВт выполнение обычных электромашинных возбудителей, соединенных с валом генератора, из-за большой требуемой мощности возбудителя оказывается технически очень сложным. Для них создаются новые системы возбуждения в основном с применением ионных и полупроводниковых управляемых выпрямителей,
С электромашинными системами возбуждения, как правило, используются АРВ пропорционального типа, которые регулируют возбуждение по отклонению одного-двух параметров. С системами возбуждения с управляемыми выпрямителями применяются АРВ сильного действия, которые производят регулирование как по отклонению режимных параметров, так и по их производным.
С точки зрения обеспечения устойчивости (как статической, так и динамической) энергосистем целесообразно сопоставить различные системы возбуждения крупных турбогенераторов и АРВ по их быстродействию, кратности форсировки, повышению пределов устойчивости, демпфированию колебаний в переходных процессах. С этих позиций любую систему возбуждения и АРВ можно охарактеризовать постоянной времени возбудителя Те, постоянной времени регулятора Гр, кратностью потолочного возбуждения /ге, скоростью нарастания возбуждения ve, законом регулирования и коэффициентами усиления АРВ. В ГОСТ на синхронные машины по системам возбуждения и АРВ регламентированы только две величины ke и ve:

* Оговариваются особо заказчиком.
К электромашинным системам возбуждения с АРВ пропорционального типа относятся высокочастотная система возбуждения, электромашинная с возбудителем постоянного тока с компаундированием, корректором и релейной форсировкой, электромашинная с редукторным приводом, бесщеточная. В АРВ, работающих с этими системами возбуждения, обычно применяется регулирование по отклонению напряжения AU при наличии компаундирования по А/. Практически при расчетах синхронной динамической устойчивости (§ 2-2) можно учитывать только регулирование по AU, а для электромашинной системы с компаундированием, корректором и релейной форсировкой — только действие релейной форсировки, поскольку постоянная времени корректора примерно равна тКОрр~2 с и его действие не оказывает влияние на первые периоды переходного процесса, а компаундирование очень незначительно увеличивает нарастание возбуждения только в процессе К. 3.
В высокочастотной системе возбуждения (рис. 2-2,а) выпрямление переменного тока осуществляется неуправляемыми кремниевыми выпрямителями. В качестве возбудителя ВГТ используется индукторный генератор 500 Гц, имеющий три обмотки: одну, включенную последовательно с обмоткой возбуждения генератора и две независимые. Две последние обмотки питаются либо от подвозбудителя (как показано на схеме), либо от выводов ВГТ.

Возбудитель ВГТ имеет большое сопротивление рассеяния и большое переходное сопротивление, в результате чего его нагрузочная характеристика имеет резко падающий характер (рис. 2-2,6). Как следствие этого, когда при к. з. из-за наличия апериодической составляющей тока ротора возрастает ток Id, напряжение возбуждения снижается (рис. 2-2,в), в течение к. з. имеет значение меньше исходного и резко возрастает после отключения. В послеаварийных режимах эта система возбуждения характеризуется затяжкой цикла потолочного возбуждения. Постоянная времени системы возбуждения составляет около 0,36 с.
Регулирование возбуждения выполняется по отклонению напряжения &Ц, причемзд. возб./ед. напр., т. е. при минимальном значении кАи и при снижении напряжения на 5% система возбуждения обеспечивает дополнительно II ед. возб. или, другими словами, потолочное возбуждение. Запаздывание на форсировку и расфорсировку возбуждения не превосходит 0,03 с, для турбогенераторов ие = 2 ед. возб./с.

Высокочастотная система возбуждения
5)                       б)                     г)
Рис. 2-2. Высокочастотная система возбуждения.
а — принципиальная схема высокочастотной системы возбуждения; б — нагрузочная характеристика возбудителя; в — изменение напряжения возбуждения в переходном режиме; г — изменение э. д. с. Е' в переходном режиме; ТГ — турбогенератор; БОФ — блок ограничения форсировки; АРВ — автоматический регулятор возбуждения; УБФ — устройство бесконтактной форсировки; ОВ\ — обмотка независимого возбуждения, питающаяся от УБФ; ОВ2 — обмотка независимого возбуждения, питающаяся от АРВ; СО — последовательная обмотка возбудителя; ВГТ — высокочастотный возбудитель; ВЧП — высокочастотный подвозбудитель; ОВ — обмотка возбуждения основного турбогенератора; Ви В2 — выпрямители.

С точки зрения статической устойчивости высокочастотная система возбуждения с АРБ пропорционального типа аналогична другим электромашинным системам возбуждения и обеспечивает выполнение практического критерия устойчивости
(2-4)
где E'q — переходная э. д. с. в предельном режиме.
В расчетах динамической устойчивости работу высокочастотной системы возбуждения можно описать уравнением
(2-5)
где Edeо и Edeмакс — соответственно исходная и максимальная (определяемая ke) э. д. с. возбудителя.
Если напряжение генератора превысит 1,05£/ном« осуществляется расфорсировка возбуждения по экспоненциальному закону до нуля
(2-6)
При к. з. первый момент Е'q=E'q(о), поскольку потокосцепление ротора скачком измениться не может и остается постоянным (рис. 2-2,г). При расчетах динамической устойчивости реальная кривая нарастания возбуждения (рис. 2-2,в) упрощенно может быть заменена экспонентой с те =0,36 с без учета снижения возбуждения на период к. з. Аналогично можно учесть и систему электромашинного возбуждения с редукторным приводом.

схема электромашинной системы возбуждения
Рис. 2-3. Принципиальная схема электромашинной системы возбуждения с компаундированием, корректором и релейной форсировкой.
ТГ — турбогенератор; 1у к — ток компаундирования; г‘кор —ток корректора по напряжению; РФ — релейная форсировка; Рп — постоянно включенное активное сопротивление; АГП — автомат гашения поля; ВПТ — возбудитель постоянного тока; ШР — шунтовой реостат; ОВ — обмотка возбуждения основного генератора; ОВВ — обмотка возбуждения возбудителя.

Электромашинная система возбуждения с компаундированием, корректором и релейной форсировкой для турбогенераторов мощностью до 150 МВт приведена на рис. 2-3. В обмотку возбуждения возбудителя, являющегося машиной постоянного тока, подается ток компаундирования, пропорциональный току статора основного генератора. Регулирование напряжения осуществляется с помощью корректора напряжения с тКОр.р~2 с, kAU=20 ед. возб./ед. напр. С целью стабилизации системы возбуждения и АРВ применена гибкая обратная связь по напряжению возбудителя.
При расчетах синхронной динамической устойчивости практически можно учитывать только релейную форсировку по AU с запаздыванием на форсировку и расфорсировку 0,15 с, которая вступает в действие при снижении напряжения до 0,85UНом и производит расфорсировку при повышении напряжения до 0,95UНом.
Кривая нарастания возбуждения для электромашинной системы с компаундированием, корректором и релейной форсировкой приближенно может быть представлена экспонентой с те = 0,36-0,5 с. В расчетах статической устойчивости эта система возбуждения учитывается аналогично высокочастотной системе возбуждения с пропорциональным регулированием.
Схема электромашинной системы возбуждения с АРВ пропорционального типа, применяющаяся в качестве резервной системы возбуждения на турбогенераторах большой мощности, приведена на рис. 2-4,а. Она отличается от рассмотренной схемы тем, что форсировка и расфорсировка возбуждения в ней выполняются с помощью АРВ, действующего по AU с малой постоянной времени, примерно равной 0,1 с. Кривая нарастания возбуждения при форсировке приведена на рис. 2-4,6. Действие и учет работы такой системы возбуждения при анализе статической и динамической устойчивости аналогичны высокочастотной системе возбуждения.


Рис. 2-4. Электромашинная система возбуждения с АРВ пропорционального типа.
а — принципиальная схема; б—кривая нарастания возбуждения при форсировке; П — подвозбудитель 400 Гц; ВПТ — возбудитель постоянного тока; ОВ — обмотка возбуждения основного турбогенератора; ОВу — независимая обмотка возбуждения (форсировочная); ОВ2 — независимая обмотка возбуждения (расфорсировочная); ОВВ — обмотка возбуждения возбудителя.

Бесщеточные системы возбуждения являются наиболее перспективными для турбогенераторов мощностью 300 МВт и выше. За рубежом они уже нашли широкое применение, у нас в стране находятся в стадии разработки. В этой системе возбуждения (рис. 2-5,а) в качестве возбудителя применен обращенный трехфазный синхронный генератор повышенной частоты, схема выпрямления — трехфазная мостовая или трехфазная с нулевым выводом на кремниевых вентилях, гашение поля основного генератора осуществляется гашением поля возбудителя.
Бесщеточная система возбуждения проектируется для машин мощностью 1200 МВт, проводятся испытания на агрегатах мощностью 200 МВт и менее. Наиболее перспективно применение в бесщеточных системах возбуждения тиристорных выпрямителей. Предполагается, что для турбогенераторов мощностью 200 МВт будут обеспечены 4 ед. возб./с, для турбогенераторов 800—1200 МВт — около 4 ед. возб./с.
есщеточная система возбуждения
Рис. 2-5. Бесщеточная система возбуждения.
а — принципиальная схема; б — кривая нарастания напряжения возбуждения; ТГ — турбогенератор; ОБ — обмотка возбуждения основного генератора; В — возбудитель; ОВВ (Ф) — обмотка возбуждения возбудителя (форсировочная); О В (Р) — обмотка возбуждения возбудителя (расфорсировочная)); ПВ — подвозбудитель; ОВП — обмотка возбуждения подвозбудителя; ТТ и ТН— трансформаторы тока и напряжения; ТВ — твердые выпрямители; НС — тиритовое (защитное) нелинейное сопротивление.

Эксперименты, подтвердившие высокое быстродействие бесщеточной системы возбуждения, показали, что целесообразно и можно применить с этой системой возбуждения АРВ сильного действия. Испытания на машинах небольшой мощности подтвердили также способность такой системы возбуждения с АРВ сильного действия предотвращать самораскачивание синхронного генератора вблизи предела статической устойчивости, высокую скорость нарастания напряжения на кольцах ротора при к. з. (примерно за 0,06 с достигается потолочное возбуждение, хотя на время одного периода имеет место снижение напряжения возбуждения до нуля), быстрое и эффективное демпфирование качаний генератора.
Бесщеточная система возбуждения с неуправляемыми выпрямителями представляет собой электромашинную систему возбуждения, но выполненную таким образом, что она позволяет получить малые постоянные времени возбуждения те=0,1-0,15 с и использовать с ней АРВ сильного действия. При испытаниях на опытном образце была получена высокая скорость нарастания напряжения возбуждения ae=9-10 ед. возб./с. На рис. 2-5,6 показана кривая нарастания напряжения возбуждения. Ввиду того что снижение возбуждения происходит очень кратковременно (на один-два периода), при учете действия возбудителя такая система возбуждения может быть представлена экспонентой с постоянной времени около 0,1 с. При расчетах статической и динамической устойчивости эта система возбуждения может учитываться аналогично быстродействующим системам возбуждения (например, ионным) с АРВ сильного действия.

Быстродействующие системы возбуждения с АРБ сильного действия. К этим системам возбуждения относятся ионные (с независимыми источниками питания, работающие по схеме самовозбуждения с последовательно включенными трансформаторами) и тиристорные системы (с управляемыми полупроводниками). Эти системы возбуждения (рис. 2-6,а) имеют очень малую постоянную времени те=0,02-5-0,04 с.
В АРВ сильного действия, которые применяются с этими системами возбуждения как для генераторов, так и для синхронных компенсаторов, заложен закон регулирования возбуждения по AU, U'
Ионная система возбуждения
Рис. 2-6. Ионная система возбуждения (схема параллельного самовозбуждения с питанием от выпрямительного трансформатора).
а — принципиальная схема; б— кривая нарастания возбуждения быстродействующей системы; в — статические характеристики ионных систем возбуждении; /—при Г^Д[/ =50 ед. возб./ед. напр.; 2 — при =20 ед. возб./ед. напр.; 3 — при питании выпрямителей по схеме самовозбуждения; ТГ — генератор; ОВ — обмотка возбуждения основного генератора; ВТ — выпрямительный трансформатор; ВР — ртутные выпрямители (вентили); СУ — устройство суточного управления вентилями; ТТ — трансформатор тока; ТН — трансформатор напряжения; АРВ — автоматический регулятор возбуждения.

 На гидрогенераторах Волжской ГЭС имени В. И. Ленина и XXII съезда КПСС, где была впервые применена ионная система возбуждения, осуществлен закон регулирования по А£/, U', А/, /', /". Кривая нарастания возбуждения для таких систем приведена на рис. 2-6,6. Она обеспечивает рост E'q сразу после к. з.
Как показали исследования, при расчете устойчивости в первом цикле качаний генераторов закон регулирования практически не оказывает существенного влияния на характер процесса, который определяется в основном только постоянной времени системы возбуждения те, соизмеримой с ней постоянной времени регулятора Гр, кратностью возбуждения и Значением 6Д£/. В то же время учет закона регулирования важен при анализе качаний генератора как фактор, существенно влияющий на его демпфирование.
Статические характеристики ионных систем возбуждения при различных источниках питания и разных £д(; показаны на рис. 2-6, в.
Характеристика системы ионного самовозбуждения без последовательных трансформаторов, нанесенная на том же рисунке 2-6,б, отличается от них и при расчетах динамической устойчивости может учитываться следующим образом:

(2-7)
где UТе — текущее значение напряжения в точке регулирования (например, на зажимах генератора), отн. ед.
При возмущениях с к. з. такая система возбуждения на время к. з. снижает возбуждение до значения, пропорционального остаточному напряжению в регулируемой точке, и после отключения К. 3. мгновенно производит форсировку возбуждения, если напряжение в этой точке восстанавливается. Чтобы действие этой системы возбуждения было примерно эквивалентно действию электромашинной системы возбуждения с ke=2,0 и ие = 2,0 (без снижения возбуждения в первый момент), этот провал в возбуждении должен быть скомпенсирован существенным увеличением кратности потолочного возбуждения ke в послеаварийном режиме. В упрощенных расчетах динамической устойчивости в первом цикле ионное самовозбуждение с достаточной для практических целей точностью можно учитывать как электромашинную систему возбуждения с те = 0,5 с и /ге = 2,0.
В расчетах статической устойчивости энергосистем (без учета самораскачивания) работу быстродействующих систем возбуждения с АРВ сильного действия следует учитывать заданием постоянного напряжения в точке регулирования, что соответствует определению предела апериодической устойчивости по критерию

(2-8)
По сравнению с электромашинными системами возбуждения с регуляторами пропорционального типа эти системы дают возможность увеличить предел передаваемой мощности примерно на 7—13% в нормальных и на 15—20% в послеаварийных режимах.
Если в предаварийном режиме запас статической устойчивости был невелик, то АРВ (в том числе и сильного действия) и прочие указанные выше способы  могут быть недостаточно эффективны для обеспечения статической устойчивости послеаварийного режима. Более эффективна при этом разгрузка электростанций передающей части энергосистемы (т. е. снижение величины Рт). Эта разгрузка может выполняться путем воздействия на регулирующие органы паровых и гидротурбин через механизм изменения числа оборотов (если его быстродействие достаточно), через специальные устройства или (если перечисленные выше мероприятия
неосуществимы или неэффективны) путем отключения части генераторов или деления передающей станции (энергосистемы) на части.
Поскольку отключение одной из параллельных линий в большинстве случаев происходит в результате к. з., разгрузка электропередачи путем отключения генераторов, аварийного регулирования турбин с последующим ограничением их мощности, деления станции предназначается как для обеспечения статической, так и синхронной динамической устойчивости. Естественно, что в целом это процесс динамический, но поскольку в подавляющем большинстве подобных нарушений определяющим является статическая устойчивость в послеаварийном режиме после отключения одной из параллельных линий, оценим эти мероприятия только с точки зрения обеспечения статической устойчивости.
Цель перечисленных мероприятий — снизить переток по оставшимся в работе линиям до значений, допустимых по условиям статической устойчивости. Однако их эффективность существенно зависит от соотношения мощностей передающей и приемной энергосистем.

Рассмотрим схему, состоящую из передающей и приемной энергосистем (рис. 2-1,а), связанных линией электропередачи. Примем, что коэффициенты крутизны статических характеристик энергосистем по частоте (или обратные им величины — коэффициенты статизма а) равны между собой
(2-9)
и определяются следующими выражениями:
(2-9а)
где Рг1г, РГ2г — номинальные мощности агрегатов, нагрузка которых изменяется под действием регуляторов скорости, в энергосистемах 1 и 2; кц, к<ц— коэффициенты крутизны статических характеристик регуляторов скорости агрегатов в энергосистемах 1 и 2; РН1, Рй— мощности нагрузки соответственно в энергосистемах 1 и 2; kн1, kн2 — регулирующие эффекты нагрузки по частоте в энергосистемах 1 и 2; 2РГи 2Рг2 — суммарные номинальные мощности всех работающих агрегатов в энергосистемах 1 и 2.

Снижение (отключение) генерирующей МОЩНОСТИ в передающей энергосистеме на ДР1 приводит к снижению частоты в установившемся послеаварийном режиме во всем энергообъединении, равному
(2-10)
При таком снижении частоты нагрузка передающей энергосистемы снизится на величину
(2-11)
Используя (2-10) и (2-11), получим, что переток из передающей системы уменьшится на величину

Если коэффициенты крутизны передающей и приемной энергосистемы различны, последнее выражение запишется следующим образом:
(2-13)
Как видно из (2-12) и (2-13), чем меньше соотношение РН1/-Рн2, тем больше величина ДР, т. е. тем более эффективным является снижение генерирующей мощности в передающей энергосистеме. Если например, за счет наличия резервов мощности, то этот эффект еще более увеличивается.
В случае, если передающая и приемная энергосистемы соизмеримы по мощности или приемная энергосистема меньше передающей, то снижение генерируемой мощности в передающей системе малоэффективно, поскольку для уменьшения перетока в послеаварийном режиме на определенную величину потребуется в ряде случаев снижение генерируемой мощности передающей энергосистемы на величину, в несколько раз большую. При таких соотношениях более целесообразным может быть разделение передающей станции (энергосистемы) на две части при отключении одной из параллельных линий с выделением на оставшиеся связи такого числа генераторов, чтобы обеспечивались условия устойчивости.

Такой способ наиболее часто применяется в случае, когда в предаварийном режиме передающая станция или энергосистема работает на два направления, т. е. по схеме, которая вообще-то относится к сложным структурам V (рис. 2-7). Однако, поскольку в послеаварийном режиме она фактически сводится к типовой структуре I, это мероприятие рассматривается в настоящем разделе.
схема электростанции, работающей на два направления
Рис. 2-7. Принципиальная схема электростанции, работающей на два направления.

Его существо сводится к следующему. При возникновении аварийной ситуации, например отключении одной из параллельных линий, передающая крупная станция или энергосистема 1 делится с помощью выключателя В на две части, одна из которых передает мощность в энергосистему 2, другая в энергосистему 3, причем число выделенных генераторов на каждую передачу выбирается таким, чтобы обеспечивались условия устойчивости при передаче мощности в каждой из двух разделившихся частей. Для выполнения этого условия разделение передающей станции обычно одновременно сопровождается отключением одного или нескольких генераторов, причем в соответствии с (243) в этом случае отключение генераторов в отделившейся части оказывается более эффективным, чем аналогичное мероприятие в полкой схеме без разделения, поскольку мощность каждой части разделившейся передающей энергосистемы меньше ее полной мощности. В качестве примера такой автоматики можно привести автоматику, установленную на Красноярской ГЭС, работающей на два направления — Братск и Кузбасс, которая производит деление станции с одновременным отключением части генераторов при отключении одной из линий 500 кВ.
К недостаткам данного способа следует отнести следующее. Деление станции или энергосистемы обычно приходится осуществлять на нескольких выключателях, что существенно усложняет выполнение этого мероприятия, снижает его надежность и при отказе одного из выключателей может привести к развитию тяжелой аварийной ситуации. Эта задача зачастую еще более усложняется, как, например, на Красноярской ГЭС, когда точка деления в зависимости от соотношения перетоков по двум направлениям, числа и загрузки работающих агрегатов станции в исходном режиме должна быть различной.
Другим недостатком этого мероприятия, присущим также и простому (без разделения) отключению генераторов или аварийному снижению мощности турбин в передающей энергосистеме, является то, что при происходящем в результате этих воздействий снижении частоты во всем энергообъединении или в той выделенной части, где отключается (или снижается) генерируемая мощность, действием АЧР (если оно имеет место) отключаются потребители как в передающей, так и в приемной энергосистемах, хотя оправданным является отключение нагрузки только на приемном конце. Таким образом, происходит беспорядочное отключение потребителей, причем их отключение в передающей части утяжеляет режим с точки зрения устойчивости. Этот недостаток особенно неблагоприятно проявляется в тех энергосистемах, где АЧР имеет высокие уставки по частоте.
Этот отрицательный эффект от нежелательного отключения части нагрузки от АЧР в передающей энергосистеме тем меньше, чем меньше величина нагрузки остается в части передающей энергосистемы, выделенной на электропередачу после разделения передающей станции на два направления.
В случае, когда мощность приемной энергосистемы соизмерима с мощностью передающей или в несколько раз меньше ее, т. е. в условиях, когда применение отключения генераторов или аварийного снижения мощности турбин передающей энергосистемы нецелесообразно, а деление передающей станции (энергосистемы) или неэффективно, или существенно снижает надежность передачи, целесообразно для обеспечения устойчивости ориентироваться на мероприятия в приемной энергосистеме, в частности на отключение в ней части нагрузки, или по крайней мере сочетать мероприятия в передающей и приемной энергосистемах. В последнем случае при изменении мощности в них соответственно на DР 1 и DР2 в установившемся послеаварийном режиме переток по межсистемной связи изменится на

 


(2-14)

Рис. 2-8. Зависимости изменения электрических параметров при изменении угла б.
а — активная мощность (/) и ток линии (2); б — сопротивление на зажимах реле полного сопротивления; 1 — в электрическом центре качаний, 2 — в точке приложения э. д. с., 3 — в промежуточной точке.

В тех случаях, когда нарушение статической устойчивости может произойти или в результате отключения одной из параллельных линий без к. з., или при понижении напряжения на одном из концов электропередачи, или при увеличении передаваемой мощности (например, из-за отключения части местной нагрузки), пуск разгрузочной автоматики может осуществляться по различным факторам. В качестве выявительных органов возможно применение реле, реагирующих на ток, активную мощность, сопротивление или непосредственно на угол б. Зависимости изменения электрических параметров при изменении угла б показаны на рис. 2-8.
Недостатком автоматики, реагирующей на активную мощность электропередачи, является то, что она может не действовать при нарушениях устойчивости, вызванных снижением напряжения на одном из концов электропередачи или отключением одной из параллельных линий, поскольку при этом предел передаваемой мощности снижается, а автоматика, настроенная на определенный переток мощности, который остается неизменным, не реагирует на это.
Использование в качестве выявительного органа реле тока или сопротивления (которое практически пропорционально углу при расположении органа в электрическом центре качаний или примерно пропорционально ему при расположении в других точках, рис. 2-8,6) позволяет создать автоматику, предотвращающую нарушение устойчивости вследствие понижения напряжения (с увеличением угла передачи растет ток и падает сопротивление)» но отключение одной из параллельных линий такой автоматикой также не охватывается (поскольку при росте угла в этом случае ток падает, а сопротивление растет). Для разгрузки электропередачи в таких режимах чаще всего используется телеотключение. Недостатком выполнения автоматики, использующей токовые выявительные органы, является также существенная зависимость действия такой автоматики от перетока реактивной мощности.
Необходимо также отметить, что поскольку действие автоматики, реагирующей на мощность или ток, в значительной степени) зависит соответственно от уровня напряжения и потоков реактивной мощности, уставки такой автоматики выбираются по наиболее тяжелому режиму. В связи с этим в других, более легких режимах (с более высокими пределами мощности) автоматика не позволит полностью использовать пропускную способность транзитной передачи.
Наиболее универсальной автоматикой, предотвращающей нарушение статической устойчивости независимо от причин этого нарушения, является автоматика, реагирующая на угол [87, 88]. Эти устройства автоматики измеряют угол между векторами напряжения по концам электропередачи и, если этот угол превышает заданное значение, производят разгрузку или отключение генераторов. Вектор э. д. с. или напряжения (точнее их фаза) получается или с помощью телеизмерения, или с помощью так называемой фантомной схемы.
Фантомная схема работает по следующему принципу. Для получения векторов э. д. с. станции (энергосистемы) и шин приемной энергосистемы в простейшей двухмашинной схеме (рис. 1 ,а) к вектору напряжения U в данной точке (например, на шинах высокого напряжения электростанции) добавляются векторы падения напряжения в эквивалентных сопротивлениях до точек приложения э. д. с. и напряжения системы z\ и z2, модель которых обтекается током, пропорциональным току линии. Таким образом, моделируются два вектора
(2-15)
Выполнить фантомную схему проще, чем телеизмерение угла, однако этот способ связан с дополнительными погрешностями при изменении схемы электропередачи; кроме того, его осуществление существенно усложняется при наличии большого числа промежуточных отборов нагрузки. Применяя фантомную схему при небольшом числе промежуточных нагрузок, обычно удается понизить до приемлемых значений погрешности при измерении угла и погрешности, возникающие из-за того, что измеряемый угол не является углом между напряжением в точках, где поддерживается постоянство напряжения. В разработанном во ВНИИЭ устройстве разгрузочной автоматики использовались оба упомянутых выше способа получения угла.
Первое устройство разгрузки электропередачи по углу было установлено в 1965 г. на Братской ГЭС (шины 220 кВ), передававшей мощность в Иркутскэнерго по линии 220 кВ. Схема электропередачи показана на рис. 2-9,а. На электропередачу работают два — четыре генератора с АРВ сильного действия, поддерживающим постоянство напряжения на шинах 220 кВ. Приемная система весьма мощная, и можно считать, что напряжение на шинах приемной подстанции также неизменно. Активное сопротивление линии незначительно, и предельный угол электропередачи приблизительно равен предельному углу по линии и несколько превышает 90°. Уставка автоматики была выбрана с целью предотвращения нарушений устойчивости электропередачи при ее работе с малыми запасами статической устойчивости. Разгрузку генераторов через механизм изменения числа оборотов было решено производить, если запас устойчивости становится меньше 15% (т. е. 6=62°). При больших значениях угла (до 80—85°) должен отключаться один из генераторов. После наладки аппаратуры для определения эффективности автоматики были проведены системные испытания, состоявшие из трех опытов.
В первом опыте производилось повышение активной мощности ступенями по 10 МВт, начиная со 150 МВт. При мощности 220 МВт, что соответствовало 6 = 62°, автоматика начала разгрузку генераторов. Во втором опыте гасилось поле на одном из трех работавших генераторов. Предшествующая нагрузка была 220 МВт. После отключения АГП угол начинает быстро возрастать (рис. 2-9). При угле 6 = 62° срабатывает реле разгрузки, а при 6 = 83° — реле отключения генератора. После отключения генератора угол электропередачи уменьшается, совершая колебания около среднего значения. Третий опыт также осуществлялся при нагрузке 200 МВт. При этом на одной из линий в приемной системе было произведено несинхронное включение, что вызвало существенное понижение напряжения на приемном конце электропередачи и увеличение ее угла до уставки реле, действующего на отключение генератора.
Проведенные опыты показали эффективность этой автоматики, и она была введена в эксплуатацию на линиях Братск — Иркутск и Братск — Красноярск 220 и 500 кВ. За время эксплуатации было несколько случаев ее работы, предотвративших нарушение устойчивости энергосистемы.

Рис. 2-9. Экспериментальная оценка эффективности автоматики отключения генераторов Братской ГЭС. а — схема электропередачи; б — осциллограмма действия автоматики отключения генераторов.

Приведем еще два примера разгрузочной автоматики, обеспечивающей статическую устойчивость. В Колэнерго при отключении одной из параллельных линий происходит нарушение синхронной работы двух частей системы (рис. 2-10,а). Отключение двух генераторов в передающей части энергосистемы при увеличении тока по оставшейся в работе линии позволяет сохранить устойчивость (рис. 2-10,6). Эта автоматика только за 2 года эксплуатации 5 раз предотвращала системные аварии.

Эффективность автоматики отключения генераторов
Рис. 2-10. Эффективность автоматики отключения генераторов в Колэнерго.
а осциллограмма нарушения синхронной работы двух частей Колэнерго; б — зависимость изменения угла 6 между эквивалентными э. д. с. двух частей Колэнерго при работе автоматики отключения генераторов в передающей части; 1 — натурный эксперимент; 2 — расчет.

В Тулэнерго на Щекинской ГРЭС в соответствии с разработанными ВНИИЭ рекомендациями был установлен автоматический ограничитель мощности турбин (АОМ), разработанный ВТИ, который вводился в действие при отключении одной из параллельных линий. В течение двух лет эта автоматика предотвратила три аварии.



 
« Удаление сульфатных накипей фосфатной вываркой   Установка для исследования диаграмм направленности наклонных акустических преобразователей »
электрические сети