21. Принципы действия и реализации автоматики ликвидации асинхронного режима энергосистем.

Асинхронный режим является следствием нарушения устойчивости параллельной работы генерирующих источников. Различают двухмашинный (между 2 группами генераторов) и многомашинный асинхронный режим (между тремя и более). Причины нарушения устойчивой работы: - отказ быстродействующих защит и откл КЗ резервными, нерасчетные повреждения, непредвиденное развитие аварии (цепочные), отказ ПА, несинхронное АПВ.

Характерными признаками асинхронного режима являются периодические изменения угла между эквивалентными ЭДС несинхронно работающих частей ЭС ( между Е1 и Е2) и напряжения в различных точках электропередачи, что при асинхронном режиме напряжение в любой точке электропередачи достигает минимального значения при, причем этот минимум тем меньше, чем ближе находится рассматриваемая точка к электрическому центру качаний (э. ц. к.), в котором напряжение снижается до нуля.

Периодическое увеличение тока и снижение напряжения могут вызвать неселективную работу РЗ. Колебания активной мощности приводят к прекращению выдачи мощности э.ст. в приемную дефицитную энергосистему. Повышение частоты в одной части энергосистемы и ее снижение в другой части представляют опасность для работы потребителей и генераторов.

Для устранения асинхронного режима применяют:

1) ресинхронизацию (мероприятия, направленные на установление баланса мощностей в несинхронно работающих частях энергосистемы).

2) быстрый набор нагрузки турбинами или частичное отключение потребителей в той части энергосистемы, в которой возник дефицит активной мощности. (АЧР, АВР).

3) уменьшение генерирующей мощности путем воздействия на регуляторы турбин или на отключение части генераторов в той части энергосистемы, в которой возник избыток активной мощности. (Аварийная импульсная разгрузка).

4) автоматическое разделение энергосистемы (деление асинхронно работающих энергосистем).

Для выявления асинхронного режима и определения знака скольжения (ускорение или торможение вектора ) может использоваться устройство АЛАР. Устройство имеет трехступенчатое исполнение. Первая ступень (I) выявляет асинхронный режим на первом его цикле, вторая ступень (II) действует по истечении двух-четырех циклов асинхронного режима, третья ступень (III) действует с дополнительной выдержкой времени t2 после срабатывания второй ступени. Асинхронный режим выявляется путем фиксирования изменения сопротивления на зажимах реле сопро­тивления, а также знака мощности электропередачи в этом режиме. Для этой цели в устройстве используется комплект реле сопротивления, содержащий три направленных реле сопротивления. Для фиксирования изменения знака мощности используется макси­мальное реле мощности. Применение реле сопротивления обеспечивает повышенную чувствитель­ность по сравнению с другими видами пусковых органов и, кроме того, позволяет определить сечение асинхронного режима, в котором разме­щается электрический центр качаний. Реле сопротивления имеют неза­висимую настройку и могут иметь в устройстве различное применение в зависимости от вида и расположения характеристики изменения сопро­тивления на зажимах реле в асинхронном режиме.

22. Назначение, принципы действия и реализации автоматики противоаварийного управления мощностью турбин, отключения генераторов и их электрического торможения. Для увеличения запаса устойчивости применяют средства по ограничению или по вводу мощности, передаваемой в приемную часть ЭС. К первым относят автоматику управления мощностью турбины, отключения генераторов и их электрическое торможение. Ко второй - АРВ, АПВ, управления мощностью турбины.

1. Рассмотрим работу автоматики противоаварийного управления мощностью турбин (АРТ). Этот вид воздействия заключается в том, что путем введения в систему регулирования турбин воздействия большой интенсивности, добиваются максимально быстрого изменения мощности турбин Pт (быстрого уменьшения мощности или форсированный набор мощности). Эффективность АРТ естественно зависит от скорости изменения мощности, которая определяется динамическими свойствами турбины и регулятора (АРЧВ). Для осуществления АРТ регулятор турбины дополняется электрогидравлической приставкой (ЭГП), которая от системы противоаварийной автоматики (ПА) вводит в АРЧВ сигналы большой интенсивности, то есть для более быстрого регулирования. Первичное регулирование частоты и активной мощности син­хронного генератора Г осуществляется с помощью АРЧВ путем изменения впуска энергоносителя ЭН турбины Т воз­действием на ее регулирующий клапан РК соответственно откло­нению частоты вращения от предписанного значения, опре­деляемому возмущающим воздействием — изменением электриче­ской мощности генератора Р_г, т. е. изменением его электрической нагрузки.

При астатическом регулировании – 1:- регулятор поддерживает частоту вращения и частоту сети неизменными при изменении нагрузки генератора. Это положительный эффект.- невозможность параллельной работы нескольких генераторов из-за неопределённости в распределении нагрузки между ними (один будет перегружен, а второй не догружен).

При статическом регулировании – 2: В зависимости от выбранной характеристики происходит распределение нагрузки генераторов до вполне определенной величины Р2` и Р1. Отклонение частоты от номинального значения зависит от коэффициента статизма, который определяется как отношение частоты сети к изменению нагрузки.

2. Отключение генератора используется для обеспечения статической устойчивости послеаварийного режима, реже ди­намической устойчивости. В последнем случае применение ОГ связано с отсутствием, невозможностью или неэффективностью применения других, более благоприятных видов воздействия. Отключение генераторов применяется как на гидравлических, так и на тепловых (большей частью блочных) электростанциях. Для повышения надежности возможно одновременно с командой на отключение генераторов подавать сигнал на закрытие стопорных клапанов. Менее вредным для тепловой части является такой способ реализации ОГ, когда сначала подается команда на закрытие стопорных клапанов, в результате чего мощность турбины резко снижается, генератор переходит в двигательный режим и отключается от сети защитой обратной мощности. При использовании такого способа заметно повышается время реализации воздействия, поэтому возможность его применения должна проверяться расчетами. Эффективность ОГ зависит от соотношения мощностей пере­дающей и приемной частей и, в частности, от их постоянных вре­мени инерции и . Изменение баланса мощностей, произведенное в момент дина­мического перехода, продолжает действовать и после его завер­шения. В общем случае ОГ приводит к тому, что мощность турбины уменьшается, соответственно увеличивается увеличивает площадку торможения, что благоприятно влияет на сохранение устойчивости. ОГ предпочтительнее применять на ГЭС, так как отключенные генераторы могут быть быстро снова включены в работу. Отключенные турбогенераторы могут быть включены в работу только спустя 0,5 – 3 часа. Отключение турбогенератора приводит к полному сбросу нагрузки и увеличению частоты вращения.

Р ис. 5.7. Применение отключения генераторов для сохранения синхронной динамической устойчивости 1-доаварийный режим. 2-аварийный, 3-послеаварийный,

б - мощность отключаемых генераторов выбрана по условиям статической устойчивости в послеаварийном режиме, в- мощность отключаемых генераторов выбрана по условиям сохранения синхронной динамической устойчивости в послеаварийном режиме Sу, -площадка ускорения, Sт - площадка торможения, Р_Т - мощность турбины

3 . Электрическое торможение необходимо для гашения избыточной кинетической энергии роторов агрегатов путем кратковременного подключения к шинам станции или последовательно в цепь статора генератора специальных нагрузочных резисторов (HP) – в них превращается в теплоту значительная часть энергии. благодаря чему уменьш. избыточная кинетич. энергия роторов. Подключение этих резисторов должно удовлетворять условию - эффективность торможения тем выше, чем меньше электрическое сопротивление связи между HP и генератором. Рисунок 4. Процессы при электрическом торможении.

1 – характеристика доаварийного режима, 2 – характеристика аварийного режима, 3 – характеристика послеаварийного режима, 4 – характеристика при включении тормозного резистора, Различаются два возможных выполнения торможения — одно­кратное, рассчитанное лишь на гашение избытка кинетической энер­гии в динамическом переходе, и многократное, способное поддер­жать баланс мощностей в послеаварийном режиме в течение вре­мени, необходимого для снижения мощности передающей электро­станции воздействием на систему регулирования частоты вращения турбин (имеются в виду гидротурбины, для которых снижение мощ­ности после возникновения небаланса мощностей длится несколько секунд).