Рис. 2-11. Угловая характеристика электропередачи при к. з. с отключением одной из параллельных линий и отключением части генераторов передающей электростанции.
1 — электрическая мощность в предаварийном режиме; 2 — то же при к. з.; 3 — мощность турбин до отключения части агрегатов; 3' — то же после отключения части агрегатов; 4 — электрическая мощность в послеаварийном режиме без отключения части агрегатов; 4' — то же после отключения части генераторов; 5абвг — площадка ускорения; 5гдеж — площадка торможения; Дб — приращение угла б до момента отключения к. з. и части генераторов.
Нарушения синхронной динамической устойчивости происходят в энергосистемах относительно редко, что (как указывалось в гл. 1) обусловлено малой вероятностью тяжелых к. з., оснащением энергосистем быстродействующими релейными защитами, современными АРВ и другой противоаварийной автоматикой.
Наибольшее распространение до настоящего времени получил способ обеспечения устойчивости энергосистем типовой структуры I путем отключения части генераторов передающей энергосистемы (рис. 2-11). Этот способ наиболее часто применяется на гидростанциях, где отключение и последующее повторное включение генератора в сеть не представляет больших трудностей, могут быть выполнены быстро и легко могут быть автоматизированы. Отключение современных турбогенераторов для повышения устойчивости нежелательно по ряду причин и в первую очередь из-за долгого пуска блока после его отключения. Однако за неимением других средств отключение агрегатов на тепловых электростанциях для повышения устойчивости применялось также весьма широко.
В последние 10—15 лет серьезное внимание было уделено другому эффективному способу повышения синхронной динамической устойчивости энергосистем — аварийному управлению мощностью турбин тепловых электростанций. Этот способ позволяет не отключать агрегат от сети и тем самым существенно повышает надежность энергоснабжения по сравнению с отключением генераторов. Рассмотрим его более подробно, отметив на примере этого мероприятия некоторые общие положения обеспечения устойчивости энергосистем типовой структуры I.
Рис. 2-12. Аварийное управление мощностью турбины при к. з.
а — устойчивость обеспечивается; б — нарушение устойчивости с положительным скольжением (недоторможение); в — нарушение устойчивости с отрицательным скольжением (переторможение); (изменение мощности турбины во втором цикле качаний показано штрих-пунктирной линией); 5абвгд — площадка ускорения при к. з.; 5вежз— площадка торможения в первом цикле качаний при аварийном управлении мощностью турбины; 5ежл — площадка торможения во втором цикле качаний; 5д1ш — площадка ускорения во втором цикле качаний.
Для обеспечения синхронной динамической устойчивости энергосистемы требуется быстрое изменение мощности агрегата, что не позволяет использовать для этой цели механизм управления турбиной, обычно применяемый в нормальном режиме. Поэтому если не отключать агрегат от сети, то для его быстрого управления возникает необходимость в более быстродействующем электрическом входе в систему регулирования турбины — так называемом электрогидравлическом преобразователе (ЭГП). Через этот преобразователь электрического сигнала в гидравлический в систему регулирования турбины подается форсированный сигнал, обеспечивающий кратковременную глубокую разгрузку турбины для гашения избыточной кинетической энергии ротора с последующим набором нагрузки и, если в этом есть необходимость, ограничением мощности агрегата (рис. 2-12).
Первые опыты по аварийному регулированию турбоагрегатов, проведенные еще в предвоенные годы [67], показали эффективность кратковременного глубокого снижения мощности турбины. Однако после первых экспериментов дальнейшие работы в этом направлении практически не велись в течение ряда лет, поскольку такое регулирование считалось опасным для турбин. Лишь после того, как Б. П. Мургановым (ВТИ) было теоретически и экспериментально показано, что для турбин такое регулирование не представляет опасности [127], работы в этом направлении были развернуты во многих организациях (ЛМЗ, ВНИИЭ, ВТИ, Энергосетьпроект, ВЭИ, ОДУ ЕЭС, ОРГРЭС и др.).
Рис. 2-13. Осциллограммы аварийного регулирования мощности турбины с помощью аварийного регулятора мощности АРМ (исследования на АВМ); трехфазное к.з. (*к.з=0,2 с).
а — Рл=0,35; Pt2—0,85, устойчивость сохраняется (при отключенном АРМ
устойчивость нарушается); б — Рц—0,86, Р\2=0,7, нарушение устойчивости с отрицательным скольжением (переторможение); цс — перемещение сервомотора турбины.
Рис. 2-14. Форма импульса при разомкнутом программном управлении.
Воздействие на регулирование первичного двигателя (турбины), как видно из рис. 2-12, практически не изменяет площадки ускорения, но существенно расширяет возможную площадку торможения. Вместе с тем, этот способ весьма чувствителен к параметрам управляющего импульса: при его малой величине не удается скомпенсировать площадку ускорения, что приводит к нарушению устойчивости в первом цикле качаний с положительным скольжением (ускорением), при избыточном импульсе может произойти резкое увеличение площадки торможения и выпадение из синхронизма во втором цикле с отрицательным скольжением (торможение). Возникновение явления переторможения при аварийном управлении турбиной возможно только при наличии на шинах станции достаточно большой местной нагрузки (большого значения Рц). При незначительной местной нагрузке опасность переторможения отсутствует (рис. 2-12, 2-13). Возможны различные законы регулирования мощности турбины в переходном режиме. В одном из первых регуляторов, созданных ВТИ, управляющий сигнал определялся по разности между мощностью генератора и турбины [127, 128] (рис. 2-13).
Натурные эксперименты в энергосистемах и исследования на АВМ показали эффективность такого регулятора в простейшей энергосистеме типовой структуры I, однако использование этого закона для более сложных схем (например, в энергосистемах типовой структуры V), как показал дальнейший анализ, в ряде случаев может ухудшить условия устойчивости.
В настоящее время применяется такой способ управления мощностью турбины, при котором значение управляющего воздействия определяется в начальный момент переходного процесса на основании анализа возникшей ситуации, а само управление осуществляется как разомкнутое программное, т. е. без контроля за дальнейшим протеканием процесса. Программа действия устройства (одна или несколько) определяется предварительными расчетами устойчивости; заранее определяются и критерии, по которым автоматическое устройство в момент аварии выбирает из этого набора нужную программу и вводит ее в действие.
Рис. 2-15. Импульсные характеристики турбины.
а — турбина К-300-240 ЛМЗ, результаты испытаний на агрегатах Конаковской ГРЭС; б — турбина К-200-130 ЛМЗ, результаты испытаний на агрегате Змиевской ГРЭС.
Применяемые в настоящее время программы представляют собой сигнал специальной формы (рис. 2-14), состоящий из прямоугольного импульса, обеспечивающего быстрое снижение мощности турбины, и остаточного сигнала, предотвращающего нарушение во втором или последующих циклах качаний из-за быстрого набора нагрузки турбиной.
Изменяя максимальное значение и длительность прямоугольной части импульса, можно менять глубину и скорость разгрузки агрегата и, следовательно, интенсивность воздействия в переходном процессе. Для существенно нелинейного объекта, каким является турбина,
для выбора управляющего воздействия необходим набор характеристик изменения момента (мощности) турбины в зависимости от длительности и амплитуды прямоугольного импульса — так называемые импульсные характеристики. На рис. 2-15 приведена серия импульсных характеристик для турбин К-300-240 и К-200-130, выпускаемых ЛМЗ, а на рис. 2-16 — осциллограммы опытов, выполненных при испытаниях на Конаковской ГРЭС в 1969 г.*
* Неравномерность (нв) — условная единица сигнала на входе системы регулирования, необходимая для изменения нагрузки турбины на величину, равную ее номинальной мощности.
Рис. 2-17. Области устойчивости простой энергосистемы
Рис. 2-16. Осциллограммы испытаний по определению импульсных характеристик турбин К-300-240 Конаковской ГРЭС.
Мт — момент турбины; Рэл — электрическая мощность; Л2, Л5, К, Лцсд — ход клапанов 2, 5, 6 и цилиндра среднего давления; Т — входной сигнал управления.
На рис. 2-17 в качестве примера построены полученные на математической модели области синхронной динамической устойчивости простейшей энергосистемы типовой структуры I в координатах тяжесть аварии — интенсивность воздействия. Тяжесть аварии характеризуется сбросом мощности ДЯГ при К. 3. а интенсивность воздействия — длительностью прямоугольного импульса Ги (максимальное значение импульса постоянно). Область ограничена двумя линиями, одна из которых (/) может быть названа границей недоторможения, за пределами которой происходит нарушение устойчивости с положительным скольжением (ускорение), а вторая (//) —границей переторможения, за пределами которой происходит нарушение устойчивости с отрицательным скольжением (торможение).
Конфигурация диаграммы рис. 2-17 зависит от исходного перетока мощности по электропередаче, от параметров энергосистемы, а также от параметров турбины. Кроме того, величина и длительность аварийного воздействия, обеспечивающего устойчивость энергосистемы, зависят от числа и нагрузки агрегатов и тяжести аварийной ситуации.
Рис. 2-18. Характеристика дозировки отключаемой мощности генератора в зависимости от передаваемой мощности.
Р0 г1—Ро г4 —ступени суммарной мощности отключаемых генераторов; / — расчетная характеристика; // — ступенчатая аппроксимация; РС1—с4 — уставки срабатывания устройства АДВ.
Таким образом, даже для энергосистем простейшей структуры возникает необходимость в автоматической дозировке управляющего воздействия (АДВ), т. е. в определении значения снижения мощности турбины, а также числа регулируемых агрегатов и долевого их участия в зависимости от целого ряда параметров. Это положение в полной мере относится и к другим способам обеспечения устойчивости энергосистем типовой структуры I — отключению генераторов, разделению станции на два направления, электрическому торможению. На рис. 2-18 в качестве примера показана характерная кривая дозировки отключаемой мощности генераторов для определенной фиксированной схемы сети в зависимости от исходной передаваемой мощности станции (для возмущения в виде отключения одной из параллельных линий).
Аналогичная задача автоматической дозировки воздействия возникает и при обеспечении статической устойчивости с помощью различных рассмотренных выше мероприятий, Таким образом, ввиду зависимости необходимой для обеспечения устойчивости величины управляющего воздействия от большого числа параметров задача автоматической ее дозировки уже в энергосистемах простейшей структуры становится одной из важнейших. Как будет показано в гл. 5, она еще более усложняется и приобретает еще большее значение в энергосистемах сложной структуры.
В тех случаях, когда в послеаварийном режиме предел статической устойчивости становится меньше предаварийного перетока мощности (например, вследствие отключения одной из параллельных линий), для обеспечения статической устойчивости энергосистемы, как указывалось выше, применяется аварийное ограничение мощности турбин. Работе системы аварийного ограничения мощности обычно предшествует кратковременная разгрузка турбины, необходимая для обеспечения динамической устойчивости. Однако в ряде случаев ограничитель мощности выполняется как самостоятельное устройство, назначение которого состоит в быстром изменении уровня механической мощности агрегатов станции до величины, определенной послеаварийным значением предела статической устойчивости с соответствующим запасом. Существуют различные исполнения аварийных ограничителей мощности агрегатов (АОМ), которые установлены на целом ряде электростанций.
В настоящее время устройствами аварийного управления мощностью турбин (электроприставки, АОМ) оснащены и оснащаются многие электростанции страны, в особенности оборудованные блоками 200 и 300 МВт.
