Наладка и эксплуатация оборудования АЭС

отсутствует ток и собственные магнитные поля. При этом в соответствии с законом электромагнитной индукции

̇= −̇/.

Из этого уравнения следует, что вектор ЭДС отстает от вектора

потокосцепления ротора ̇ на 90°, т.е. совпадает с поперечной магнитной

осью q ротора. При подключении к обмоткам статора внешних сопротивлений возникает переменный ток, частота которого совпадает с частотой сети. Для двухполюсных генераторов при установившихся режимах она равна частоте вращения ротора, для четырехполюсных – удвоенной частоте вращения ротора. Напряжение U на шинах генератора отвечает векторному уравнению

= − ′,

где ′ = вн + ; – ЭДС самоиндукции, обусловленная собственным магнитным полем статора; вн = + ; – внутреннее активное сопротивление; x = ωL – реактивное сопротивление статорных обмоток; L – индуктивность статорных обмоток.

Вектор силы тока I образует угол φ с вектором напряжения U (рисунок 1.6), вектор ′ перпендикулярен вектору силы тока.

Рисунок 1.6 - Векторная диаграмма генератора

Трехфазный переменный ток, проходящий в обмотках статора, создает вращающееся магнитное поле с потокосцеплением с. Вектор с имеет составляющие по обеим магнитным осям. Электромагнитный момент генератора и мощность, отдаваемая генератором в сеть, определяется

взаимодействием магнитных полей статора и ротора. В результате сложения всех магнитных полей, включая и потоки рассеяния, может быть найдено результирующее потокосцепление Ψ, имеющее составляющие исоответственно по продольной и поперечной магнитным осям ротора. Вектор Ψ образует с продольной магнитной осью d фазовый угол =

( ). Вектор результирующего потокосцепления Ψ перпендикулярен

вектору напряжения U. Поскольку этот вектор однозначно связан с силой тока в линии электропередачи, он характеризует вращающееся магнитное поле энергосистемы и положение магнитных условных плюсов этого поля. Таким образом, фазовый угол определяет положение магнитных полюсов ротора генератора относительно магнитного поля энергосистемы.

Если представить энергосистему, параллельно с которой работает генератор, в виде одной синхронной электрической машины, то синхронная частота сети с будет равна частоте вращения ротора этой эквивалентной электрической машины. Ротор исследуемого генератора при установившихся режимах вращается с той же частотой, но опережает по фазе на угол ротор эквивалентной электрической машины. Фазовый сдвиг определяет мощность, отдаваемую генератором в сеть. Как известно, мощность трехфазного генератора

Рг = √3 = ном ,

где ном = √3. Как следует из векторной диаграммы (рисунок 1.6), вектор напряжения U образует угол с вектором ЭДС Е. Из треугольников

ОАЕ и UAE найдем = ′ = . Подставим значение из этого соотношения в уравнение мощности, получим

г = ,

где = ном; = ′.

Фазовый угол генератора связан с разностью частот ∆ = − с интегральным соотношением = ∫0 ( − ) . В том случае, когда одновременно меняются обе частоты, последнее соотношение можно переписать в виде = ∫0 − ∫0 . Обозначив ∫0 = г и ∫0 =, получим = г − с. Величины г и с называют абсолютными фазовыми углами роторов генератора и энергосистемы. Их отсчет производят от произвольного неподвижного вектора. Величина представляет собой относительный фазовый угол генератора, отсчитываемый от вектора магнитного потока энергосистемы. В том частном случае, когда = , что справедливо, например, для энергосистемы, мощность которой бесконечно велика, = /.

Следовательно электрическая мощность синхронного генератора зависит от фазового угла и достигает максимального значения при = 90° (рисунок 1.7). Максимальная мощность генератора может значительно превышать номинальную. Если воздействием на систему регулирования возбуждения повысить ЭДС генератора и напряжение на его шинах, то величина возрастет.

Если открытием регулирующих клапанов турбины увеличить ее мощность на ∆ , то ротор генератора ускорит свое вращение, проскальзывая относительно эквивалентного ротора энергосистемы, продолжающего вращения с синхронной частотой с. Фазовый угол при этом увеличивается. Если исходный режим, определяемый значениями 0 и 0, соответствовал точке на левой ветви характеристики генератора ( 0 < 90°), то с увеличением угла мощность, отдаваемая генератором в сеть, возрастает до тех пор, пока не окажется равной новой мощности турбины. После достижения этого равенства ротор генератора и эквивалентный ротор энергосистемы вращаются с одинаковой частотой , но с увеличенным фазовым углом. Следовательно, установившиеся режимы работы генератора, которым соответствуют значенияв интервале 0 < < 90°, являются устойчивыми.

Рисунок 1.7 - Характеристика генератора

Точкам, расположенным на правой ветви характеристики генератора (90° ≤ ≤ 180°), соответствуют неустойчивые режимы. Увеличение угла при возрастании мощности турбины приведет в этом случае к разгрузке генератора, что увеличивает небаланс мощностей, способствуя дальнейшему росту фазового угла. Поэтому работа генератора в установившихся режимах, которым соответствуют значения > 90°, невозможна.

При значениях фазового угла от 180 до 360° генератор потребляет мощность от энергосистемы, работая в режиме электродвигателя. При этом ротор энергосистемы по фазе опережает ротор генератора.

Регулирования частоты в энергосистемах. Если бы в любой момент времени фактическое потребление электроэнергии было точно равно плановому, то выполнение плановых графиков обеспечило бы поддержание частоты в энергосистеме. Однако в силу разных причин фактическое потребление электроэнергии отличается от планового. Эти неплановые отклонения нагрузки, а также случайные изменения генерируемой мощности вызывают нерегулярные колебания частоты (рисунок 1.8), весьма различные по периоды: среди них можно выделить низкочастотные колебания большой амплитуды, период которых измеряется минутами, и наложенные на них высокочастотные колебания малой амплитуды с периодом в несколько секунд. Регулирование частоты состоит, по существу, в покрытии неплановых отклонений потребляемой мощности.

Рисунок 1.8 - Колебания частоты в сети ƒ и мощности энергоблока э, участвующего в первичном регулировании частоты

Участие энергетического блока в регулировании частоты в электрической сети определяется статической характеристикой его регулирования (рисунок 1.9), представляющей собой график зависимости равновесных значений частоты вращения ротора турбины или соответствующей ей частоты в энергосистеме ƒ от мощности турбины P.

Рисунок 1.9 - Статические характеристики регулируемого энергоблока

Наклон этой характеристики определяется коэффициентом неравномерности (статизмом) регулирования

= ( − )/ном,

где и – максимальное и минимальное значение частоты вращения, соответствующие холостому ходу и полной нагрузке; ном – номинальная частота вращения.

Пересечение статической характеристики блока 1 с характеристикой сети 3 (линией постоянной частоты вращения ) определяет рабочую точку блока С, которой соответствует мощности 1, вырабатываемая блоком. При отклонении частоты в энергосистеме изменяется положение рабочей точки на характеристике 1. Соответственно этому изменяется мощность блока. При включенном ограничите мощности блок не может увеличить мощность сверх значения ; статическая характеристика блока при понижении частоты в таком случае изображена линией AB, чему соответствует бесконечно большой коэффициент неравномерности.

Ручное или дистанционное воздействие на механизм управления турбиной смещает параллельно самой себе статическую характеристику регулирования блока. При ее смещении в положение 2 и неизменной частоте в сети (неизменной частоте вращения ротора генератора) рабочей точкой блока становится точка D, при этом мощность возрастает до значения 2.

Рассмотрим в качестве примера энергосистему, в которой параллельно работают z энергетических агрегатов 1, 2, …, z со статическими характеристиками регулирования a1b1, a2b2, ….,azbz (рисунок 1.10).

Рисунок 1.10 - Статические характеристики агрегатов при регулировании частоты в энергосистеме

В исходном установившемся режиме с частотой ƒ0 пересечением статических характеристик регулирования агрегатов с характеристикой сети ƒ0 = определяются рабочие точки агрегатов 1, 2, … , , которым соответствуют мощности этих агрегатов 1, 2, … , . Пусть в некоторый момент времени к энергосистеме подключился новый потребитель. Его подключение, изменив структуру энергосистемы, уменьшило общее сопротивление электрической сети. Поскольку мощность, отдаваемая генераторами, в этот момент еще равна исходной, подключение дополнительного потребителя понижает напряжение электрического тока и вследствие этого уменьшает мощность, получаемую от сети ранее включенными потребителями. Вступающие при этом в работу системы регулирования возбуждения генераторов, изменяя токи возбуждения, восстанавливают исходное значение напряжения, что сопровождается увеличением токов в сети и возвращением мощностей, получаемых ранее включенными потребителями, к исходным значениям. Дополнительно включенный потребитель забирает из сети мощность ∆ , которая распределяется между генераторами обратно пропорционально сопротивлениям электрических цепей, связывающим их с этим потребителем. Так как турбогенераторов замедляют свое вращение и частота в энергосистеме снижается.

Регуляторы частоты вращения паровых, газовых и гидравлических турбин распределяют дефицит мощности ∆ между агрегатами энергосистемы обратно пропорционально их коэффициентам неравномерности, переводя эти агрегаты на новые режимы, определяемые рабочими точками 1, 2, … , . Агрегаты получают приращения мощности ∆ 1, ∆ 2, … , ∆ . При этом отклонение частоты ∆ƒ ограничивается некоторым довольно узким интервалом, определяемым статическими характеристиками

регулирования агрегатов. Таким путем энергетические агрегаты осуществляют первичное регулирование частоты в энергосистеме.

Участие энергоблоков в первичном регулировании частоты связано с непрерывными изменениями мощности их турбин, обычно сравнительно небольшими по амплитуде. Отклонения частоты ∆ƒ в энергосистеме и глубина изменения режима турбин будут тем меньшими, чем большее число агрегатов привлечено к первичному регулированию частоты.

Вместе с тем первичное регулирование частоты, обладающее определенным статизмом (неравномерностью энергосистемы), принципиально не может обеспечить постоянной частоты при отклонениях нагрузки. Вторичное регулирование частоты обеспечивает восстановление заданного ее значения. Медленно действующий сетевой регулятор частоты, выполняемый обычно без статической неравномерности, воздействуя на механизм управления специально выделенных энергетических агрегатов (в качестве примера – агрегат 1 на рисунке 1.10), смещают их характеристики a1b1 в положение c1d1 таким образом, чтобы вернуть к номинальной частоту в энергосистеме. По мере восстановления частоты агрегаты станции, не привлекаемых ко вторичному регулированию, но участвовавших в первичном регулировании (агрегаты 2 - z), возвращаются к исходному (до возмущения) режиму, определяемому точками 2, … , .

В итоге все изменения нагрузки ∆ воспринимается агрегатами регулирующих станций. Обычно их стремятся держать загруженными так, чтобы они имели достаточный регулировочный диапазон в сторону как возможной разгрузки, так и нагружения. При вторичном регулировании частоты регулировочный диапазон в одно из этих сторон уменьшается. Поэтому в дальнейшем служба оперативного диспетчерского управления перераспределяет нагрузки, увеличивая регулировочный диапазон регулирующих станций. В процессе этого перераспределения, называемого иногда третичным регулированием энергосистемы, стремятся добиться оптимального распределения нагрузок между агрегатами.

1.4 Участие энергоблоков тепловых и атомных электростанций в противоаварийном управлении энергосистемами

Физические процессы при работе объединенных энергосистем.

Объединение энергосистем дает существенные экономические преимущества. Оно позволяет осуществить передачу электроэнергии из районов, где в определённый момент времени имеется избыток мощности, в районы с ее дефицитом. При этом расширяются возможности оптимального распределения нагрузок между электростанциями и уменьшается необходимая резервная мощность при заданной надежности энергосбережения. В ряде случаев оказывается более целесообразной передача электроэнергии на большие расстояния, чем соответствующая перевозка топлива. Вместе с тем усложнение структуры энергосистем при их объединении выдвигает новые проблемы, связанные в первую очередь с предотвращением аварийных ситуаций.

Для понимания существа возникающих проблем рассмотрим в качестве примера энергосистему, включающую в себя районные энергосистемы I и II, связанные между собой межсистемной линией электропередач (рисунок 1.11). В каждой районной энергосистеме имеется большое число самых разнообразных энергетических агрегатов – генераторов и приемников электрической энергии. Стремление учесть особенности каждого из них чрезвычайно усложнять задачу, затрудняет ее решение, даже при использовании современной вычислительной техники, и затрудняет обобщение полученных результатов. Поэтому на практике обычно упрощают задачу, заменяя совокупность агрегатов системы одной или несколькими синхронными электрическими машинами, имеющими мощность, равную суммарной мощности агрегатов энергосистемы, и характеристики, соответствующие осредненным характеристикам всей совокупности заменяемых агрегатов. Получаемая при такой замене эквивалентная модель энергосистемы позволяет более четко выявить главные связи и получить более общие результаты. В примере на рисунке 1.11 объединенная энергосистема заменена двумя параллельно работающими синхронными электрическими машинами, соединенными между собой линией электропередач. Такая схема анализировалась в предыдущем параграфе при рассмотрении параллельной работы генератора с энергосистемой. Полученные при этом анализе результаты могут быть распространены на объединенную энергосистему.

Рисунок 1.11 - Объединенная энергосистема: а – принципиальная схема; б – эквивалентная схема (I – передающая энергосистема; II – приемная энергосистема)

В частности, мощность о.м, представляемая по межсистемной связи (обменная мощность между энергосистемами), может быть определена формулой:

о.м = ,

где – пропускная способность линии электропередачи, равная= /; – относительный (взаимный) фазовый угол линии электропередачи, определяющий сдвиг по фазе магнитных полюсов роторов эквивалентных электрических машин I и II; и – напряжение в энергосистемах I и II; Z – полное сопротивление межсистемной связи.

При неизменных напряжениях мощностная характеристика межсистемной связи не отличается от приведенной, при этом по оси ординат следует вместо Рг поставим о.м. Остаются в силе высказанные в пункте 1.3 соображения об области статической устойчивости параллельной работы энергосистемы (0 < < 90°), о диапазонах неустойчивых режимов (90° ≤

≤ 180°) и обратного перетока мощности по межсистемной связи (180° ≤

≤ 360°).

Объединение энергосистем облегчает решение задачи регулирования частоты. Это связано с тем, что при увеличении или уменьшении частоты вращения генератора той энергосистемы, где произошло возмущение, изменяется взаимный фазовый угол между эквивалентными роторами связанных между собой энергосистем. При этом изменяется мощность, передаваемая по межсистемной связи к возмущенной энергосистеме или от нее. Изменение перетока мощности по межсистемной связи обеспечивает помощь в регулировании частоты возмущенной энергосистеме со стороны соседних энергосистем. Но это изменение фазового угла приносит положительный эффект, если значение не превысят 90°.

Аварии в энергосистемах. Обычно при эксплуатации энергосистем по экономических соображениям применяют сравнительно небольшие запасы пропускной способности межсистемных линий электропередачи, как правило, не превышающие 20% , чему соответствует расчетный фазовый угол ≈ 60°. При колебаниях частоты в отдельных частях объединения взаимный фазовый угол линии электропередачи может превысить критическое значение, при котором нарушается устойчивость энергообъединения. При этом возникнут колебания перетоков мощности о.мпо линии электропередачи, амплитуды которых могут превысить исходное значение передаваемой мощности, причем могут меняться даже направления перетоков, что вызовет дополнительные возмущения в каждой из энергосистем. Особенно серьезные последствия такие процессы могут вызывать в сложных энергообъединениях, где межсистемными связями соединено больше число отдельных энергосистем. Там нарушение устойчивости какой-либо из межсистемных связей может лавинообразно приводить к потере устойчивости других связей, создавая глобальную аварию. Такие глобальные аварии с полным прекращением энергоснабжения в обширных районах за последние 25 лет были в США, Японии, Австралии и других странах, сопровождаясь громадным экономическим ущербом.

Следует отметить в виду, что большие изменения взаимного фазового угла между эквивалентными роторами двух связанных частей энергообъединения не обязательно сопровождаются значительными отклонениями частоты. Допустим, например, что исходный фазовый угол был равен 60°. Если после возникновения дефицита мощности частота вращения роторов генераторов в приемной части энергообъединения уменьшится на 1 об/мин по сравнению с передающей, то столь незначительное изменение частоты в приемной системе не выйдет за пределы нечувствительности