Анализ асинхронных режимов при потере возбуждения

САРКИСЯН Э. А.
АНАЛИЗ КРАТКОВРЕМЕННЫХ АСИНХРОННЫХ РЕЖИМОВ ПРИ ПОТЕРЕ ВОЗБУЖДЕНИЯ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ

Предложена модель для анализа кратковременных асинхронных режимов (АР) в энергосистемах, возникающих из-за потери возбуждения турбогенераторов. С целью проверки методики расчета АР, возникающих при потере возбуждения турбогенераторов, проведены расчеты режимов турбогенераторов типов ТГВ-500 и ТВВ-320-2. Исследованы их характеристики и получены конкретные результаты. Для ТВВ-320-2 сопоставлены расчетные результаты на ЭВМ с данными натурного эксперимента.

Для повышения живучести современных объединенных энергосистем весьма актуальным является решение вопроса о допустимости кратковременных АР [1, 2].
Во время эксплуатации турбогенераторов возможны нарушения нормальной работы схем управления ионных возбудителей, выход из строя вентилей, отказов в работе автоматического регулятора возбуждения (АРВ) при переходе с рабочей системы возбуждения на резервную и наоборот. Все эти факторы могут привести к потере возбуждения турбогенераторов. Наиболее тяжелым является АР при исходной нагрузке. При этом на электростанциях используются автоматические системы аварийной разгрузки блоков (АСАРБ). Время дополнительной разгрузки агрегата по активной мощности не более 2 мин. Действие АСАРБ до 60% номинальной нагрузки не должно превышать 30 с для генераторов мощностью больше 150 МВт.
Методика исследования АР при потере возбуждения турбогенераторов предусматривает расчеты: АР при замкнутой на гасительное сопротивление обмотки возбуждения, АР при разомкнутой обмотке возбуждения, АР при замкнутой на якорь резервного возбудителя обмотки возбуждения.
Все расчеты при потере возбуждения могут быть выполнены с учетом работы автомата гашения поля (АГП) по программе «РЕЗУСА» [3]. В программе реализованы как подробные, так и упрощенные модели (с учетом процессов в технологических звеньях электростанций (АЭС, ТЭС, ГЭС), влияния электромагнитных процессов и системы АРВ (АРВ-СД), влияния процессов в турбине и ее системы регулирования, а также с учетом статических и динамических характеристик нагрузок).
Расчет двухчастотного АР также может выполняться с помощью программы «РЕЗУС-2», поэтапный алгоритм которой приводится в [4]. Расчет на первом и третьем этапах проводится по многомашинной (исходной) схеме замещения, а на втором этапе — по двухмашинной схеме замещения. На первом этапе осуществляется проверка возможности перехода к двухмашинной схеме (после первого асинхронного проворота). Если имеется такая возможность, то схема эквивалентируются и начинается второй этап расчета. Если нет, то осуществляется переход к двухмашинной схеме путем деления системы (ДС) с ликвидацией третьей частоты. На втором этапе расчет продолжается с учетом асинхронных моментов, статических и динамических характеристик турбин эквивалентных генераторов и противоаварийных мероприятий. Когда скольжение между двумя подсистемами снижается до критического значения, в пределах которого возможна ресинхронизация под действием взаимного момента, данный этап считается завершенным. Третий этап предназначен для расчета процесса вхождения в синхронизм.
Генератор, потерявший возбуждение, в расчетах может отдельно представляться в одной подсистеме, а остальные генераторы — в другой (после определения двухчастотного АР).
Алгоритм расчета (используемый в данной программе) дополнен выражениями, позволяющими определить ряд параметров турбогенератора, оценивающих допустимость его АР при потере возбуждения [1]. Указанные выражения можно представить в следующем виде:

Рис. 1. Схема исследуемой ЭЭС

Здесь Рас, Рас(1), Pас(d), Рас(q) — мгновенные значения асинхронных активных мощностей соответственно: полная, обмотки возбуждения и демпферных обмоток; Рас(ср) — средняя асинхронная активная мощность; Qac, Qμ — полная асинхронная реактивная мощность и мощность намагничивания; Iст — ток статора; Ucт — напряжение статора; ∆Ррот — потери в роторе; Еэ — модуль эквивалентной ЭДС. Параметры синхронного генератора включают внешнее сопротивление хва. Так, например,.
Асинхронная мощность (Рас) каждого генератора определяется выражением (1) относительно напряжения своих шин. В расчете по двухмашинной схеме используется средняя асинхронная мощность (Рас(ср)i), а напряжения (Ur) представляются соответствующими эквивалентными ЭДС каждого генератора (Eai) за его внутренним сопротивлением. В подробной модели представляется сверхпереходная ЭДС (E"), а в упрощенной — переходная ЭДС (Eq'). Значение эквивалентной ЭДС каждой подсистемы (в случае двух подсистем с количеством генераторов М и К) имеет вид
(4) где Ei — комплексное значение ЭДС i-го генератора.

В (1) — (3) также представлены эквивалентные ЭДС, полученные согласно выражению (4). При расчете потери возбуждения в первой подсистеме может быть один генератор, тогда М= 1.
Значения эквивалентной ЭДС (Еэ) и внешнего сопротивления (z) определяются в ходе расчета путем эквивалентирования схемы замещения (к двухмашинному виду) через заданные промежутки времени протекания процесса. При расчете потери возбуждения в зависимости от конфигурации схемы и наличии шин бесконечной мощности двухмашинная схема замещения может быть либо генератор — шины бесконечной мощности, — либо две подсистемы с эквивалентными генераторами, аналогичные типам энергосистем простой структуры, приведенных в [2]. 

Примечание. Номинальный ток ротора 5120 А, номинальное напряжение возбуждения 440 В.

Следовательно, значение сопротивления zBН зависит от типа схемы и оно может быть в принципе сопротивлением до шин бесконечной мощности (без внутреннего сопротивления генератора).  Например, комплексное значение внешнего сопротивления можно представить как

Перейдем теперь к анализу кратковременных АР в ЭЭС, возникающих из-за потери возбуждения турбогенераторов различного типа и мощности [5]. В качестве примера рассмотрим расчет АР турбогенераторов 500 МВт (ТГВ-500) и 300 МВт (ТВВ-320-2) сложной ЭЭС, вызванных потерей возбуждения. Расчетная схема реальной исследуемой ЭЭС представлена на рис. 1. В схеме учтены системообразующие линии электропередач (ЛЭП) 220 и 500 кВ, а также мощные связи данной ЭЭС с соседними энергообъединениями. Анализ параметров режима позволил принять в качестве шин бесконечной мощности следующие узлы: шины 500 кВ ГРЭС-6 (узел 17), ГЭС (узел 23) и ГРЭС-8 (узел 25). ГРЭС-1 и ГРЭС-2, в которых находятся исследуемые турбогенераторы, в расчетной схеме даны в более подробном представлении (узлы 1—3 и узлы 8, 9).
Для исследования АР энергоблока ТГВ-500 ГРЭС-1 (узел-7) проведены расчеты разных случаев. Рассмотрим только два режима.
Режим 1. Нагрузка генератора составляла 500 МВт. При работе генератора на рабочем возбуждении происходит отказ вентилей (повреждение тиристоров). При этом действует АГП и ротор генератора замыкается на гасительный, равный четырех — пятикратному сопротивлению обмотки возбуждения. Неотключение генератора от сети вызывает АР. Возникший из-за потери возбуждения АР сопровождается увеличением тока статора до 2,5-кратной величины номинального тока. В начальной стадии процесса имеет место увеличение скольжения до 2% в связи со снижением выдаваемой активной мощности до 60%. К началу второй секунды благодаря действию регулятора частоты вращения происходит снижение мощности турбины также до 60 %. С этого момента начинается установившийся АР со средним скольжением порядка 0,5%. Напряжение на шинах 220 и 500 кВ сохраняется в пределах номинального. Пределы изменения основных параметров для этого режима в обобщенном виде приведены в таблице.
Режим 2. В данном режиме генератор работал на резервном возбуждении. При выходе из строя резервного возбудителя генератор переходит в АР. 

Рис. 2. Кривые сопоставления экспериментальных и расчетных результатов: сплошная линия - эксперимент; штриховая - расчет на ЭВМ; 1 — момент отключения АГП; 2 — ротор разомкнут; 3 - ротор замкнут на гасительное сопротивление (Дг.с=0,3 Ом) 4 - включение АГП

В этом случае через 2—3 с автоматически отключается АГП от действия реле обратной реактивной мощности, в результате чего происходит резкое снижение напряжения статора (порядка 15% номинального) и в
течение нескольких секунд (в данном случае 2 с) обмотка возбуждения генератора оказывается разорванной.
В начальной стадии АР имеет место постепенное увеличение тока статора до двукратной величины номинального. В течение первой секунды в связи со снижением выдаваемой активной мощности до 60% скольжение генератора достигает 3,5%. К началу второй секунды начинает действовать регулятор частоты вращения и происходит снижение мощности турбины также до 60%. Со второй секунды в связи с отключением АТП ток статора возрастает и достигает двукратной величины номинального тока, далее снижается и колеблется у номинального значения. Напряжение за весь период остается близким к номинальному. Потери активной мощности в роторе в начале процесса увеличиваются до 10—12 МВт, затем после 9—10 с уменьшаются до номинального значения. После 5—6 с начинается установившийся АР со средним скольжением порядка 0,5%. Мгновенное значение асинхронной активной мощности достигает 600—700 МВт.
Таким образом, на основе результатов расчетов выявлено, что оба режима не сопровождаются значительным дефицитом реактивной мощности в ЭЭС, и поэтому не вызывают опасного снижения напряжения в сети. Существенных отклонений параметров по котлу п турбине во время АР не происходило.
В связи с тем что имеет место незначительное повышение скольжения и сохранение допустимых уровней напряжения после восстановления возбуждения происходит быстрая ресинхронизация.
С целью проверки вышеизложенной методики расчета АР были проведены расчеты режимов при потере возбуждения турбогенератора ТВВ-320-2 ГРЭС-2 (узел 8) данной ЭЭС (рис. 1) и сопоставление их с результатами эксперимента. При этом использованы материалы эксперимента по АР турбогенератора типа ТВВ-320-2. Такой эксперимент был поставлен электротехнической службой Свердловэнерго в марте 1974 г.
Для сравнения результатов сделаны расчеты по программе «РЕЗУС-2», аналогичные проведенному опыту. На рис. 2 даны кривые изменения основных параметров во времени.
Из сопоставления результатов эксперимента и расчетов на ЭВМ видно, что расчеты по вышеизложенной методике дают удовлетворительное совпадение с опытом. Следовательно, полученная методика может быть применена для анализа АР, вызванных потерей возбуждения [5].

Выводы. 1. Приведенный математический аппарат дает возможность сократить объем сложных натурных испытаний в ЭЭС по потере возбуждения турбогенераторов.
2. чесы на ЭВМ подтверждают возможность ресинхронизации при АР, вызванных потерей возбуждения турбогенераторов 500 МВт, а также турбогенераторов меньшей мощности.