Стартовая >> Архив >> Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости

Восстановление синхронной работы частей энергообъединения - 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

Для тех случаев, когда не обеспечивается синхронная устойчивость между районом энергообъединения, имеющим избыточную мощность, и остальной его частью, требуется восстанавливать синхронную работу. Для этого возможны два способа: а) ресинхронизация, б) разделение с последующей синхронизацией.
На выбор того или иного способа в энергосистемах типовой структуры I влияют обычно следующие факторы: длительность процесса ресинхронизации, допустимость кратковременных понижений напряжения при асинхронном режиме для потребителей и допустимость возникающих при этом токов для генераторов, трансформаторов и другого оборудования. Если район с избыточной мощностью соединен с энергосистемой одной линией, то для восстановления синхронной работы при ее отключении(или при одновременном отключении двух параллельных линий) могут быть применены следующие способы: быстродействующее АПВ. АПВ с улавливанием синхронизма, несинхронное АПВ, АПВ с самосинхронизацией.

На выбор АПВ того или иного вида влияют в основном те же факторы, что и на выбор способа восстановления синхронизма после нарушения синхронной устойчивости. Вопросы допустимости для оборудования токов, возникающих при асинхронных режимах, подробно рассмотрены в [170] и в данной работе практически не затрагиваются. Вопросы ресинхронизации рассматриваются в данной работе более подробно. Это связано, во-первых, с тем, что до сих пор еще в ряде публикуемых работ (например, в [106]) имеет место путаница при определении условий ресинхронизации, и, во-вторых, с важностью этого вопроса для определения режимных принципов и уставок автоматики. Следует также отметить, что в энергосистемах I типа всегда могут быть обеспечены условия для автоматической ресинхронизации, если только допустим кратковременный асинхронный ход, поскольку всегда можно снизить скорость выпавшего из синхронизма генератора до синхронной. Допустимость кратковременного асинхронного хода для потребителей рассматривалась в ряде работ [46, 61]. Некоторые дополнительные данные по этому вопросу приведены также в третьей и четвертой главах. Однако окончательное суждение о допустимости и целесообразности применения кратковременного асинхронного хода по условиям работы потребителей чаще всего можно составить лишь на основании анализа натурных экспериментов (включая анализ действия релейной защиты и автоматики потребителей).
Рассмотрим процесс после нарушения динамической устойчивости передающей станции. Для этого запишем уравнение мощностей* действующих на ротор генератора в асинхронном режиме:
(2-38)
Взаимная мощность в асинхронном режиме практически не влияет на величину среднего скольжения, а создает периодические мгновенные колебания скольжения (то ускоряя, то тормозя ротор), среднее значение которых равно нулю. Таким образом, для анализа изменения среднего скольжения можно рассмотреть уравнение движения без учета взаимной мощности
(2-39)
При нарушении устойчивости скорость генератора возрастает и регулятор скорости уменьшает впуск энергоносителя. При Рас(5) +Рц=Рт(5) скольжение достигает максимального значения и затем начинает уменьшаться. Дальнейшее протекание процесса существенно зависит от настройки регулятора скорости турбины.

Рис. 2-23. Кривые среднего скольжения.

В некоторых  случаях   параметры регулятора скорости таковы, что среднее скольжение монотонно приближается к своему установившемуся значению, определяемому статизмом регулятора и величинами Рас. и Рп (кривая /, рис. 2-23). В других случаях настройка регулятора скорости такова, что происходит перерегулирование и среднее скольжение** в переходном процессе приближается к нулю или даже меняет знак (кривые 2 и 5, рис. 2-23). Это явление в значительной степени способствует ресинхронизации машин.

*Более строгой является запись  нелогичного уравнения для моментов.
**Здесь и далее под средним скольжением понимается скольжение, соответствующее решению (2-39).

В случаях, когда среднее скольжение монотонно приближается к своему установившемуся значению, не пересекая при этом оси абсцисс, синхронизация (s=0) происходит при изменении знака мгновенного скольжения (представляющего собой сумму среднего скольжения и скольжения, обусловленного взаимной мощностью Р п) под действием взаимной мощности. Таким образом, синхронизация в этом случае возможна только при условии, что установившееся значение среднего скольжения меньше некоторой допустимой величины Sср.доп, зависящей от максимального значения взаимной мощности.
При настройке регулятора скорости с перерегулированием синхронизация может произойти в тот момент, когда среднее скольжение в переходном процессе станет меньше Sср.доп (кривая 2, рис. 2-23), хотя установившееся значение среднего скольжения и превосходит эту величину. Однако кратковременное понижение среднего скольжения ДО значения меньшего SСр.доп не является достаточным условием ресинхронизации, так как если впуск энергоносителя под действием регулятора скорости происходит слишком быстро, синхронизм может быть вновь нарушен.
Если кривая среднего скольжения пересекает ось абсцисс И зону значений скольжений, меньших SСр.доп, то может наблюдаться явление «проскакивания» синхронизма, которое заключается в том, что после достижения синхронной скорости синхронизм не наступает, а снова возникает асинхронный режим, но с измененным знаком скольжения. После проскакивания синхронизма может произойти в зависимости от вида кривой среднего скольжения или синхронизация, или повторное проскакивание синхронизма с переходом в асинхронный режим.
Когда кривая среднего скольжения, не пересекая ось абсцисс, монотонно приближается к своему установившемуся значению и ресинхронизация происходит за счет взаимного момента, критерий ресинхронизации получается интегрированием (2-38) в предположении, что за время одного асинхронного проворота сохраняется равенство


(2-40)
т. е.
(2-41)
Уравнение (2-41) описывает колебательное движение ротора при асинхронном ходе, которое происходит под влиянием взаимной мощности около среднего значения скольжения. Рассмотрим процесс колебаний на фазовой плоскости, для чего введем замену:



(2-42)
(2-43) и получим: (2-44)
(2-45)
Проинтегрировав уравнение в пределах от 50 и 60 до текущих значений 5 и 6, получим:

(2-46)
(2-47)
Уравнению (2-47) на фазовой плоскости соответствует семейство траекторий, которое изображено на рис. 2-24.

Рис. 2-24. Фазовые траектории для асинхронного хода и синхронных качаний.

Кривая, проведенная жирной линией и являющаяся сепаратрис-сой, делит всю плоскость на две области — область ресинхронизации (в этой области скольжение на фазовых траекториях меняет знак) и область, в которой ресинхронизации не происходит (в этой области скольжение на фазовых траекториях не изменяет знака). Максимальное скольжение Sмакс достигается при d=0, а минимальное SМин. Если принять,  что колебания скольжения синусоидальны*, то среднее скольжение, соответствующее каждой фазовой траектории, определяется по формуле
(2-48)

* В действительности колебания скольжения несинусоидальны, особенно на грани ресинхронизации. Однако сделанное допущение позволяет получить результат, хорошо совпадающий с расчетами на вычислительных машинах, выполненными с учетом асинхронного момента и регулятора скорости турбины.

Для сепаратриссы, которая определяет допустимое по условиям ресинхронизации скольжение, величина 5МИН=0, тогда в соответствии с (2-48)
(2-49)

низации может быть упрощенно рассчитана по выражению

где Рас.ном(5)—величина среднего асинхронного момента генератора при номинальном напряжении и критическом скольжении 5кр, для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток примерно 2,0, для гидрогенераторов с успокоительными контурами и турбогенераторов с форсированным охлаждением обмоток примерно 1,0, для гидрогенераторов без успокоительных контуров 0,4—0,5; х'в. и Е'а — соответственно переходный реактанс и переходная э. д. с. эквивалентного генератора передающей системы; хвн—внешнее реактивное сопротивление связи генератора с энергообъединением; и — напряжение на шинах приемного энергообъединения.
Как следует из (2-53), значение асинхронного момента существенно снижается при увеличении реактивного сопротивления связи передающей энергосистемы с приемным энергообъединением. Для энергосистемы I структуры Р2^0,15^-2,0. Принимая в среднем тj=12с, получим, ЧТО соответственно Sср.доп (0,006-М),023).
Осциллограмма, приведенная на рис. 1-3, иллюстрирует процесс ресинхронизации после нарушения статической устойчивости и асинхронного хода, происшедшей на 21—22 с переходного процесса. Моменту ресинхронизации соответствует характерный седлообразный провал в кривой мощности, который объясняется тем, что в момент ресинхронизации скольжение изменяет свой знак и в течение части периода угол генератора повторяет значения, предшествующие ресинхронизации.
Выполнение условия (2-52) означает, что ресинхронизация обеспечивается независимо от динамических характеристик регулятора скорости. В этом случае длительность асинхронного хода может быть рассчитана следующим образом. Если в начальный момент времени (например, к моменту НАПВ) скольжение генератора было постоянным и равным 50 и на генератор действовала избыточная мощность
(2-54)
ДР = РИ|) - Р„ - Рас = пост
где Pіо и Pі — собственные мощности соответственно в исходном режиме и к моменту НАПВ, то синхронная скорость (то есть ресинхронизация) будет достигнута за время
(2-55)
и число асинхронных проворотов
(2-56)
В других случаях для определения длительности асинхронного хода необходимо [170] построить зависимость $=ф(£).

Рис. 2-25. Осциллограмма ресинхронизации генераторов Волжской ГЭС имени XXII съезда КПСС («проскакиваиие синхронизма»).

На рис. 2-25 показана осциллограмма процесса ресинхронизации генераторов Волжской ГЭС имени XXII съезда КПСС при их работе на электропередачу Волгоград—Москва после нарушения синхронной динамической устойчивости. Первое достижение нулевого скольжения произошло через 14 с после возникновения короткого замыкания. Однако вследствие того, что тормозящий момент при этом был значительно большим, чем демпфирующий, условие (2-52) не было выполнено и произошло «проскакиваиие» синхронизма. Затем, после двух циклов асинхронного хода при скорости генераторов ниже синхронной произошло втягивание в синхронизм, так как направляющий аппарат приоткрылся под действием регулятора турбины и скорость медленно приблизилась к синхронной.
Помимо проскакивания синхронизма, как указывалось выше, возможна еще одна разновидность процесса, при которой достижение нулевого скольжения еще не гарантирует завершения ресинхронизации. Это явление, впервые рассмотренное в [177], получило название «срыва ресинхронизации». Заключается оно в том, что под влиянием быстрого впуска энергоносителя после достижения синхронной скорости и одного или нескольких циклов синхронных качаний вновь наступает асинхронный ход. Осциллограмма такого процесса при ресинхронизации генераторов Братской ГЭС после нарушения устойчивости электропередачи Братск — Иркутск показана на рис. 2-26.

Рис. 2-26. Осциллограмма ресинхронизации генераторов Братской ГЭС («срыв ресинхронизации»).

Для того чтобы «срыв ресинхронизации» не происходил, впуск энергоносителя должен быть достаточно медленным и с необходимым запасом не должен превышать уровня, определяемого пределом статической устойчивости.

Практический критерий (2-51) широко используется для расчетов ресинхронизации. Впервые этот критерий был опубликован в 1931 г. и применялся в качестве условия втягивания в синхронизм для синхронного двигателя. Далее вопросы применения этого критерия развивались в ряде других работ применительно к синхронным двигателям и генераторам [136, 170]. Всесторонняя и многолетняя проверка применимости этого критерия в большом числе исследований определила его вполне оправданное использование как на практике, так и в учебной литературе [22]. Однако в [106] было высказано мнение о неприменимости практического критерия ресинхронизации. Поскольку это мнение могло ввести в заблуждение некоторых неподготовленных читателей, в [110] была показана несостоятельность позиции [106].
Рассмотрим особенности применения критерия (2-51) в энергосистемах I типа*. При определении условий ресинхронизации важно правильно оценить значения взаимного момента (взаимной мощности) и среднего установившегося скольжения. Значение взаимной мощности в значительной степени определяется характеристиками регулятора возбуждения. Наиболее точно взаимную мощность можно определить из экспериментально полученной осциллограммы асинхронного режима. При отсутствии таких данных можно приближенно принимать постоянство переходной э. д. с. Е'д при пропорциональном регулировании возбуждения или постоянство напряжения в точке регулирования при сильном регулировании. Анализ большого количества экспериментальных данных подтверждает допустимость такого подхода.
При определении среднего установившегося скольжения в энергосистемах 1 типа обычно вполне допустимо замещать нагрузки постоянными сопротивлениями, поскольку при этом условия ресинхронизации удовлетворяются с запасом. При нормальной наладке регуляторов возбуждения и скорости выполнение критерия (2-51), как показывает опыт эксплуатации, обеспечивает стопроцентную вероятность ресинхронизации. Если же регулятор возбуждения вызывает сильное самораскачивание напряжения (при работе генератора на холостом ходу) или регулятор скорости не обеспечивает устойчивой скорости турбины (при изолированной работе агрегата), то возможны случаи повторяющихся циклов асинхронного хода, «проскакивания» синхронизма или «срыва ресинхронизации».
Практически такие случаи крайне редки. В наблюдавшихся подобных явлениях (рис. 2-26) ресинхронизация все же происходила при повторном достижении нулевого скольжения.

*Особенности применения этого критерия в других типах энергосистем рассмотрены в последующих главах.

Условия успешного втягивания в синхронизм при применении быстродействующего АПВ (БАПВ) и АПВ с улавливанием синхронизма (АПВУС) для энергосистем рассматриваемого типа достаточно подробно изложены в: [170]. АПВ с самосинхронизацией (АПВС) обычно применяется на электростанциях небольшой мощности, связанных с системой одной линией, если на этой линии нецелесообразно применение более простых АПВ или АПВУС. В ряде случаев может оказаться целесообразным сочетание АПВС с АПВ на выделенную нагрузку.
Рассмотрим теперь основные режимные принципы и характеристики, определяющие выбор делительной автоматики для прекращения асинхронного хода (АПАХ) в энергосистемах I типа. При этом вначале рассматривается случай асинхронного режима возбужденных генераторов, а затем — генераторов, потерявших возбуждение.
В последние десятилетия принципы выполнения делительной автоматики существенно изменились в связи с широким применением кратковременных асинхронных режимов. В зависимости от степени использования этих режимов требования к делительной автоматике и ее принципы могут быть различными. Если на рассматриваемой электропередаче применяется несинхронное АПВ, несинхронное ручное включение или должна обеспечиваться результирующая устойчивость, то делительная автоматика должна действовать только в тех случаях, когда ресинхронизация по каким-либо причинам не произошла. Для того чтобы делительная автоматика не работала при успешной ресинхронизации, время ее действия должно быть больше, чем время втягизания в синхронизм. Это время в энергосистемах I типа определяется временем действия регуляторов скорости агрегатов.
Турбогенераторы имеют быстродействующую систему регулирования скорости (полное время закрытия регулирующих клапанов турбины составляет 0,3—1 с). Поэтому даже в наиболее тяжелых случаях, например при отключении в цикле НАПВ одиночной линии, связывающей передающую энергосистему с энергообъединением, и полном сбросе номинальной мощности генераторов, их скорость вращения увеличивается не более чем на 5— 10% (рис. 2-27). При неполном сбросе нагрузки увеличение скорости будет еще меньшим. Кроме того, как машины с массивным ротором турбогенераторы развивают большой асинхронный момент, способствующий их более быстрому втягиванию в синхронизм. Таким образом, в случае преобладания турбогенераторов в энергосистеме время действия делительной автоматики не должно превышать 5—10 с. Опыт эксплуатации показывает, что при передаче в предшествующем режиме больших значений мощности после нарушения устойчивости ресинхронизация турбогенераторов обычно происходит через несколько циклов асинхронного хода, а после НАГТВ синхронизм восстанавливается вообще без асинхронного хода или через один — три цикла.

Рис. 2-27. Зависимости изменения скольжения генератора во времени при сбросе нагрузки. а — турбогенератор; б — гидрогенератор.

Система регулирования скорости гидрогенераторов работает более медленно, чем у турбогенераторов, полное время закрытия направляющих аппаратов гидротурбин составляет 5—8 с. При больших сбросах мощности скорость вращения гидрогенератора может увеличиваться на 15—20, а иногда на 30—50% (рис. 2-27). В целом условия синхронизации гидрогенераторов более тяжелые, чем турбогенераторов, поскольку асинхронный момент гидрогенераторов, являющихся явнополюсными машинами, весьма мал, особенно гидрогенераторов без успокоительных контуров. Однако характеристики системы регулирования скорости гидрогенераторов с точки зрения ресинхронизации являются более благоприятными, поскольку их регуляторы скорости обычно обеспечивают перерегулирование, способствующее достижению синхронной скорости (рис. 2-27). Общая длительность процесса втягивания гидрогенератора в синхронизм больше, чем у турбогенератора, и обычно в случае преобладания гидрогенераторов в энергосистеме делительная автоматика должна иметь выдержку времени в пределах 15—30 с.
Если на электропередаче нецелесообразно применение кратковременных асинхронных режимов, то время действия делительной автоматики определяется условием ее правильной работы при коротких замыканиях, АПВ и синхронных качаниях. Обычно для обеспечения правильной работы делительной автоматики достаточно, чтобы она действовала через три цикла асинхронного хода. В отдельных случаях, когда по условиям работы потребителей или по другой причине выгоднее допустить отключение электропередачи вследствие излишнего действия автоматики, чем два-три цикла асинхронного хода, отключение электропередачи производится при первом же достижении углом значения 180° или несколько раньше.
Асинхронный режим при потере возбуждения турбогенераторов широко применяется для повышения надежности их работы [111]. В эксплуатации не наблюдались случаи, когда потеря возбуждения турбогенераторов вызывала бы нарушение устойчивости энергосистемы (хотя теоретически такие явления возможны). Объясняется это обстоятельство тем, что электропередачи от тепловых электростанций, как правило, работают с запасом устойчивости, достаточным для того, чтобы устойчивость сохранялась при потере возбуждения на одном из генераторов. Вследствие этого не возникает необходимости в делительной автоматике, отключающей турбогенератор при потере возбуждения*.

* Однако при этом современные мощные турбогенераторы требуется быстро разгружать.

На гидростанциях имели место случаи нарушения устойчивости электропередачи вследствие потери возбуждения на одном из генераторов. Этому явлению способствовали, во-первых, работа электропередач с малым запасом устойчивости и, во-вторых, то, что гидрогенератор при потере возбуждения потребляет большой реактивный ток. Помимо этого, на многоагрегатных ГЭС и на ГЭС без постоянного дежурного персонала имели место повреждения генераторов, потерявших возбуждение [111]. Случаи потери возбуждения на гидроагрегатах участились в последнее время в связи с применением вентильных систем возбуждения; причем иногда возбуждение теряется кратковременно, и затем имеет место тяжелый асинхронный режим одного возбужденного генератора относительно остальных генераторов. Все эти обстоятельства делают целесообразной установку делительной автоматики, отключающей гидрогенератор от сети при потере возбуждения на тех станциях, где подобные явления могут иметь место. В тех случаях, когда такая делительная автоматика предназначена для предотвращения нарушений устойчивости, она должна действовать быстро. При включении агрегатов способом самосинхронизации эту автоматику следует выводить, чтобы она не препятствовала включению. Однако в каждом конкретном случае необходимо проверить, будет ли действие такого устройства эффективным в части сохранения устойчивости и не будет ли ложного действия (например, при асинхронном ходе в системе или при синхронных качаниях). Поэтому целесообразно продолжить разработку полноценной делительной автоматики, отключающей гидрогенераторы при потере возбуждения для предотвращения нарушения устойчивости, а также для быстрой разгрузки в подобных случаях турбогенераторов.



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