Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Автоматика управления режимами электроэнергетических систем. Учебное пособие
.pdf
31
пара и тем самым выводит из действия регулятор скорости. Для того чтобы
действие регуляторов «до себя» не приводило к недопустимому повышению
частоты, нарушению устойчивости внутри отделившейся части энергосистемы
и отключению турбогенераторов автоматами безопасности для них (в
избыточных частях энергосистемы) устанавливается такая зона
нечувствительности по давлению, при которой осуществляется защита
энергоблока от недопустимого режима.
При отделении части энергосистемы с дефицитом активной мощности
под действием регуляторов скорости происходит полная загрузка находящихся
в работе агрегатов. Если в результате этого возникший дефицит не
ликвидируется и не принимаются другие меры к его ликвидации, то происходит
дальнейшее аварийное снижение частоты, в результате чего в отделившемся
районе энергосистемы снижается производительность механизмов собственных
нужд ТЭС (в первую очередь питательных электронасосов), а следовательно,
через некоторое время уменьшаются генерирующая мощность и частота.
Поэтому если в процессе аварийного снижения частоты быстро не отключить
часть потребителей, то может начаться лавинообразное снижение частоты
(«лавина частоты»), а также полное погашение всех ТЭС и потребителей
отделившегося района энергосистемы.
Аварийные ситуации со снижением частоты после отделения района
энергосистемы с дефицитом мощности и исчерпания имеющихся резервов
генераторной мощности предотвращаются путем отключения части менее
ответственных потребителей. Целью отключения потребителей является
предотвращение возникновения «лавины частоты» и остановки ТЭС с потерей
питания механизмов собственных нужд.
Особенностью современных энергообъединений является многообразие
возможных аварийных ситуаций с дефицитом мощности. Аварийный дефицит
может охватывать различные территории – район, энергосистему, группу
энергосистем, энергообъединение, часть ЕЭС или ЕЭС в целом.
4.1. Автоматика ограничения опасных повышений
напряжения (АОПН)
Наиболее частая причина действия автоматики от повышения напряжения
– разрыв электропередачи или одностороннее отключение линии. Для выявления
повышения напряжения в неполнофазных режимах автоматика выполняется в
пофазном исполнении. В случае присоединения к шинам более чем одной
линии правильный выбор подлежащей отключению линии обеспечивается
пофазным контролем стока реактивной мощности. Уставки автоматики по
32
напряжению выбираются в пределах (1,15–1,25)U
для электропередач 500 кВ.
HOM
На подстанциях с шунтирующими реакторами автоматика действует с
несколькими ступенями выдержки времени: с первой ступенью (1–2 с)
производится включение отключенных шунтирующих реакторов; если это не
привело к возврату реле максимального напряжения, то со второй ступенью
выдержки (2–5 с) отключаются линии, по которым произошел наброс реактивной
мощности; если напряжение не снизилось (например, из-за отказа
выключателя линии), с третьей ступенью (4–6 с) отключаются трансформаторы
и шунтирующие реакторы (при необходимости – с воздействием на устройство
УРОВ).
Автоматика от повышения напряжения не должна действовать при
повышениях напряжения, вызванных синхронными и асинхронными
качаниями; выполнение этого требования облегчается наличием контроля стока
реактивной мощности. Выдержки времени второй и третьей ступеней
многоступенчатой автоматики должны быть отстроены от времени
срабатывания резервных защит и пауз АПВ.
При выборе уставок по времени должны быть учтены требования
селективности действия на последовательных участках электропередачи.
4.2. Автоматика ограничения опасных повышений частоты (АОПЧ)
Повышение частоты в отделившейся части энергосистемы с
избыточной мощностью ГЭС может привести к тому, что скорость вращения
роторов турбогенераторов станет больше синхронной. При этом серьезно
возрастают механические нагрузки на бандажи и клинья, фиксирующие
элементы ротора генератора, и на лопатки турбины. Работа автоматов
безопасности паровых турбин практически безрезультатна, т.к. разгон
обусловлен внешним фактором – наличием электрической связи
турбогенераторов с ГЭС.
Поэтому в тех случаях, когда генерирующая мощность ГЭС не менее
чем на 20% превышает суммарную нагрузку выделенной энергосистемы или ее
части, следует применять надежно резервированную автоматику,
предотвращающую опасное для паровых турбин повышение частоты.
Автоматика от повышения частоты, отключающая часть генераторов ГЭС,
во многих случаях способна предотвратить опасные для энергосистемы
режимы. Для обеспечения эффективного действия АОПЧ в условиях
многообразия возможных схем и режимов необходимо применять не менее
двух ступеней разгрузки и выбирать для первой ступени относительно
низкую уставку – 51,5 Гц.
33
С целью дополнительного резервирования установленных на ГЭС
в
1,03÷1,05k
.
.
()
ном
ср
в
U
U 0,75; 0,8; 0,85
k
устройств предписывается там, где это возможно по схемным и режимным
условиям устанавливать делительную автоматику по частоте, действующую на
выделение тепловых электростанций или их частей с примерно
сбалансированной нагрузкой. Эта автоматика должна быть отстроена по частоте
от автоматики, действующей при повышении частоты на ГЭС. Допустимый
диапазон уставок делительной автоматики от повышения частоты должен
быть в пределах 51,0–53,5 Гц.
4.3. Автоматика ограничения снижения напряжения (АОСН)
Как известно, напряжение поддерживается генерированием или
потреблением реактивной мощности сихронными генераторами, сихронными
кормпенсаторами с реверсивным возбуждением, реакторно-конденсаторными
управляемыми источниками реактивной мощности, включением и
отключением шунтирующих реакторов, устанавливаемых по концам ЛЭП СВН.
Обычно автоматика, действующая при снижении или повышении напряжения,
реализуется простыми ступенчатыми релейно-контактными устройствами.
Характерным примером является устройство форсировки возбуждения.
Автоматика ограничения снижения напряжения, вызванного дефицитом
мощности и угрожающего развитием лавины напряжения, выполняется
многоступенчатой. Каждая ступень содержит по два минимальных реле
напряжения с близким к единице коэффициентом возврата (
).
Это обеспечивает малую величину ступени при настройке измерительной части
АОСН. Например, напряжение срабатывания для трех ступеней:
.
Логическая часть содержит реле времени с минимальной выдержкой
времени первой ступени, отстроенной от времени действия релейной защиты
(в процессе возникновения и ликвидации КЗ работают устройства релейной
защиты; а отключение нагрузки от АОСН не должно происходить).
Настройка автоматики ограничения снижения напряжения с малым
шагом ступени обеспечивает некоторую адаптацию производимых АОСН
отключений нагрузки (в первую очередь ‒ электродвигателей) или питающих ее
линий к степени снижения напряжения.
34
4.4. Автоматика ограничения снижения частоты (АОСЧ)
.1ср
48,5f
.ср N
46,5f
0,1÷ 0,2f
1
5t
.ср II
49,2f
0,5t
/df dt
4.4.1. Автоматика частотной рагрузки
Обязательная для всех подстанций автоматика частотной разгрузки
наносит ущерб потребителям электроэнергии, поэтому должна обладать
свойством адаптации к возникшему дефициту мощности. Поскольку АЧР
производит дискретное отключение, возможно лишь приближенное
соответствие отключаемой мощности и образовавшегося дефицита. Как уже
упоминалось выше, АЧР реализуется автоматами трех категорий – АЧРI, АЧРII
и АЧРIII.
Наиболее распространена и эффективна первая из них, состоящая из 1020 мгновенно действующих очередей с уставками, изменяющимися от
до
Гц с шагом
Гц. Мощность
нагрузки, отключаемая каждой очередью, тщательно рассчитывается с учетом
того, что по мере отключения потребителей дефицит уменьшается.
Если в течение некоторого времени, начиная с
с, частота не
восстанавливается до значения, близкого к номинальному, т.е. утяжеленный
режим ЭЭС продолжается, то приходят в действие устройства АЧРII (обычно
не более пяти очередей), имеющие одну установленную частоту срабатывания
Гц, но различающиеся по времени действия (
с). Эти
устройства производят дополнительное отключение потребителей, обеспечивая
подъем частоты.
Категория АЧРIII устанавливается на подстанциях сильно дефицитных
частей ЭЭС, в которых возможно очень быстрое снижение частоты да опасного
уровня (45 Гц). Устройства этой категории контролируют скорость изменения
частоты: производная
является показателем дефицита мощности и
вероятной глубины снижения частоты [5].
4.4.2. Автоматика частотного пуска и загрузки гидрогенераторов
Обладающие способностью быстро разгоняться и набирать нагрузку
гидрогенераторы используются как резервные источники мощности для
покрытия ее дефицита, вызывающего снижение частоты в
электроэнергетической системе. Автоматика частотного пуска и загрузка
выдающих неполную мощность, или работающих в режиме синхронного
компенсатора гидрогенераторов эффективно способствует прекращению
35
снижения и последующему восстановлению частоты. При ее действии обычно
не происходит отключение потребителей устройствами АЧРII.
4.5. Примеры работы устройств противоаварийной автоматики
Рассмотрим действие различных видов противоаварийной автоматики на
примерах качественного анализа влияния возмущений на режим работы
энергосистемы, схема которой приведена на рис. 4.1.
Короткое замыкание в точке К1. После срабатывания устройств
релейной защиты и отключения выключателей Q34 и Q41 поврежденной линии
мощность Р
, ранее передававшаяся по двум линиям, будет передаваться
3-4
по одной и может превысить некоторое предельное значение, следствием
чего будет нарушение устойчивости параллельной работы генераторов
электростанций ЭС1–ЭСЗ относительно генераторов электростанции ЭС4. Для
предотвращения этого нарушения применяются устройства АПНУ,
действующие на ограничение мощности генераторов передающей части
энергосистемы (электростанции ЭС1–ЭСЗ). Для того чтобы это ограничение
мощности не вызывало снижения частоты в приемной части системы, на
электростанции ЭС4 применяются устройства, действующие на увеличение
загрузки работающих генераторов или отключение части потребителей
(САОН, АЧР).
Опасность нарушения устойчивости может возникнуть и при к. з. в
точке К2 (отключение линии ЭС1–ЭСЗ выключателями Q12 и Q32),
поскольку мощность Р
, придется передавать по линии ЭС1–ЭС2,
1-3
увеличивая ее загрузку. В этих условиях возможно нарушение устойчивости
параллельной работы генераторов электростанции ЭС1 относительно
остальной части энергосистемы. Для предотвращения нарушения
устойчивости в рассматриваемом случае ограничение мощности следует
применить на электростанции ЭС1, а увеличение загрузки работающих
генераторов или отключение нагрузки потребителей – на электростанциях
ЭС2–ЭС4.
При отказах устройств АПНУ возможно нарушение устойчивости
параллельной работы и, как следствие, возникновение асинхронного хода,
являющегося наиболее опасным нарушением режима, поскольку он
сопровождается глубокими колебаниями напряжения в узловых точках
энергосистемы, что неблагоприятно для paботы потребителей. Кроме того, в
асинхронном режиме мощность, вырабатываемая генераторами передающей
части энергосистемы, периодически изменяется таким образом, что среднее ее
значение за период близко к нулю и электростанции, вышедшие из синхронизма
36
Q11
ЭС4
Q13
Q12
Q14
Q51
Q52
Q53
Q41 Q42
Q43
Q31 Q32 Q33 Q34
Q35
Q21 Q22
Q23
ЭС1
ЭС3
ЭС2
К1
К3
К2
ПС5
РР
Р
Р
3-4
1-3
Рис. 4.1. Схема электроэнергетической системы
практически перестают выдавать мощность в приемную энергосистему.
Последнее обстоятельство приводит к тому, что частота в передающей части
энергосистемы – ЭС1, избыточной по мощности, увеличивается, а в приемной
части (дефицитной по мощности) уменьшается.
Для прекращения асинхронного режима применяются устройства
АЛАР, действующие на восстановление синхронизма (ресинхронизацию) или
разделение энергосистемы на несинхронно работающие части (отключением
выключателя Q21 или Q31). Для обеспечения ресинхронизации выполняются
мероприятия, направленные на выравнивание частот: в ЭС1 применяется
разгрузка турбин электростанций или отключение части генераторов (ОГ),
в ЭС2–ЭС4 – загрузка работающих генераторов или отключение части
нагрузки (АЧР).
Одним из тяжелых видов аварийного возмущения является разрыв
электропередачи, связывающей две части энергосистемы. Так, при разрыве
электропередачи ЭСЗ–ЭС4, возникающем при отключении одной из
параллельных линий в условиях, когда параллельная линия выведена в ремонт,
в одной части энергосистемы (на электростанциях ЭС1–ЭСЗ) возникает
избыток мощности генераторов, в другой части, питающейся от ЭС4, –
дефицит. Избыток мощности может привести к опасному повышению
частоты. Для предотвращения указанного предусматриваются устройства
АОПЧ, действующие на разгрузку турбин электростанций или
37
отключение части генераторов (в основном гидрогенераторов), или на
отделение тепловых электростанций с примерно сбалансированной нагрузкой
от ГЭС.
Дефицит мощности, приводящий к опасному понижению частоты,
ликвидируется действием устройств АОСЧ, которые действуют в ЭС4 на
автоматическую частотную разгрузку потребителей (АЧР), автоматический
частотный ввод резерва или на выделение электростанций со
сбалансированной нагрузкой для сохранения их собственных нужд.
В дефицитной части энергосистемы помимо снижения частоты возможно
снижение напряжения, обусловленное дефицитом реактивной мощности.
Опасность снижения напряжения связана с возможностью нарушения
устойчивости потребителей и возникновения «лавины» напряжения. Для
предотвращения опасного снижения напряжения предусматриваются
устройства АОСН, действующие на форсировку возбуждения генераторов
ЭС4, отключение шунтирующих реакторов (если они есть и были включены)
и отключение части нагрузки.
Линии электропередачи напряжением 330 кВ и выше могут быть
источниками опасного для электрооборудования электростанций и
подстанций повышения напряжения, вызванного резонансными явлениями
между распределенной емкостью и индуктивностью линий при их
одностороннем отключении. Для предотвращения длительного повышения
напряжения применяют устройства АОПН, действующие на расфорсировку
возбуждения генераторов, включение шунтирующих реакторов или
отключение линии.
При отключении линий или трансформаторов, питающих нагрузку,
может возникнуть перегрузка по току оставшегося в работе
электрооборудования. Например, отключение одной из линий, питающих
нагрузку подстанции ПС5, может вызвать перегрузку оставшейся в работе
линии по условию ее термической стойкости. Ограничение мощности
питающей электростанции ЭС1, как правило, неэффективно и отражается на
работе остальной части системы. Необходимо отключать часть нагрузки
подстанции ПС5.
38
5. УПРАВЛЕНИЕ ПЕРЕХОДНЫМИ РЕЖИМАМИ
В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЕ
5.1. Способы сохранения динамической устойчивости [7]
Сущность способов воздействия на электроэнергетическую систему для
сохранения ее динамической устойчивости состоит в изменении баланса
мощности в рассматриваемой системе и перераспределении небалансов
моментов для ограничения амплитуд взаимных качаний, что способствует
переходу к новому установившемуся режиму. Эти виды воздействий можно
разделить на несколько категорий [7]:
1. Изменение параметров генерирующих элементов:
– управление возбуждением синхронных генераторов;
– применение импульсной разгрузки турбин;
– электрическое торможение генераторов.
2. Изменение состава генерирующей подсистемы:
– отключение генераторов.
3. Изменение структуры потребляющей подсистемы:
– отключение части нагрузки.
Выбор способа воздействия в конкретных условиях зависти от типа
станций и структуры электрической сети.
Управление возбуждением синхронных генераторов рассмотрено в [8]
(см. порядок выполнения уточненного расчета, начиная со стр. 55 и примеры
8, 9, 10). Данный способ сохранения динамической устойчивости по
эффективности уступает другим названным выше способам даже при
современных быстродействующих системах АРВ. Это объясняется сложностью
настройки АРВ синхронных генераторов: АРВ, настроенное на сохранение
статической устойчивости и обеспечивающее интенсивное демпфирование
малых колебаний, может действовать нерационально в плане обеспечения
динамической устойчивости. При больших возмущениях существенно
проявляется нелинейность характеристик системы, что придает ей новые
свойства и требует иного управления возбуждением [7].
Отключение части нагрузки применяется в дефицитных ЭЭС. При
возникновении дефицита генерирующей мощности (например, вследствие к.з.
на передающем конце линии электропередачи) часть нагрузки отключается
системной автоматикой отключения нагрузки (САОН). Малая эффективность
САОН как средства повышения динамической устойчивости ЭЭС,
обуславливает ее применение лишь в некоторых случаях для облегчения
динамического перехода [7].
39
5.2. Импульсная разгрузка (ИР) паровых турбин
P
0
()bmi
()i
( ) ( )
EU
qc
P bm P P sin P sin
1 1 0 mII 1 0 0 0
x
II 1
Применяется в избыточных ЭЭС и заключается в непосредственном
изменении механической мощности турбины с последующим восстановлением
мощности до какого-то сниженного значения, при котором обеспечивается
необходимый запас статической устойчивости в послеаварийном режиме [7].
Дозировка интенсивности импульсного воздействия на систему
регулирования турбины производится по результатам анализа переходных
процессов с учетом экспериментально полученных импульсных диаграмм
(зависимостей глубины разгрузки турбин от параметров импульса), с учетом
предшествующего режима и тяжести аварии. Верхний предел интенсивности
импульсного воздействия определяется условиями предотвращения
переторможения.
Основным преимуществом применения ИР является сохранение
энергоблоков в работе и по сравнению с отключением генераторов импульсная
разгрузка паровых турбин экономически более целесообразна. Поэтому она
часто называется аварийным управлением мощностью паровых турбин
(АУМПТ) [7].
Расчет динамического перехода турбогенераторов, на турбинах которых
реализуется импульсная разгрузка, проводится по известным формулам [8,
формулы (29) – (35)]. Учет действия ИР обеспечивается корректировкой
величины
. Для этого в формулу, по которой вычисляется разность
мощностей в начале соответствующего интервала, вводится поправочный
коэффициент
(m – номер варианта ИР; число в скобках
– порядковый
номер интервала). Например, для первого интервала:
. (5.1)
Обобщенные экспериментальные характеристики изменения мощности
турбины при ИР представлены на рис. 5.1 [7]. Значения поправочных
коэффициентов (в о.е.), соответствующие этим характеристикам, приведены в
табл. 5.1.
40
t, c.
0
0,4 0,6 0,80,20,1
0,3 0,5 0,7 0,9
b1, b2,
о.е.
0,4
0,6
0,8
0,2
вариант 1
вариант 2
Интервал,
()i
1 2 3 4 5 6 7
8
Время
()i
t
, (левая
граница интервала), с
0
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
0,3
0,35
Коэффициент
()i
b1
,
о.е., (вариант 1)
1 1 1 1 0,97
0,89
0,77
0,39
Коэффициент
()i
b2
,
о.е., (вариант 2)
1 1 1 1 0,9
0,8
0,7
0,6
продолжение таблицы 5.1
Интервал,
()i
9
10
11
12
13
14
15
16
Время
()i
t
, (левая
граница интервала), с
0,4
0,45
0,5
0,55
0,6
0,65
0,7
0,75
Коэффициент
()i
b1
,
о.е., (вариант 1)
0,3
0,3
0,32
0,36
0,42
0,48
0,54
0,6
Коэффициент
()i
b2
,
о.е., (вариант 2)
0,53
0,47
0,43
0,41
0,41
0,42
0,45
0,48
Рис. 5.1. Обобщенные экспериментальные характеристики изменения мощности
паровой турбины при импульсной разгрузке.
Таблица 5.1
Поправочные коэффициенты, характеризующие процесс
импульсной разгрузки паровой турбины
Пример 5.1. Взяв в качестве исходных данных развитие переходного процесса и
результаты расчета из примера 7 [8], выполнить приближенную оценку устойчивости
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]