Содержание лекции: отключение генераторов в передающей части системы с целью сохранения устойчивости, разгрузка турбин, области устойчивости, дозировка управляющих воздействий.
Цель лекции: изучить методы расчета дозировки управления мощностью для сохранения статической и динамической устойчивости.
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.
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 аварийном режиме без отключения части агрегатов; 4/- то же после отключения части генераторов; SАБВГ – площадка ускорения; SБДЕЖ – площадка торможения; Δδ- приращение угла δ до момента отключения к.з. и части генераторов.
Рисунок 8.1 - Угловая характеристика электропередачи
при к.з. с отключением одной из параллельных линий
Наибольшее распространение до настоящего времени получил способ обеспечения устойчивости энергосистем типовой структуры I путем отключения части генераторов передающей энергосистемы (см.рисунок 8.1). Этот способ наиболее часто применяется на гидростанциях, где отключение и последующее повторное включение генератора в сеть не представляют 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 электростанцияхдля повышения устойчивости применялось также весьма широко.
В последние годы серьезное внимание было уделено другому эффективному способу повышения синхронной динамической устойчивости энергосистем — аварийному управлению мощностью турбин тепловых электростанций.
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 штрихпунктирной линией); Sабвгд — площадка ускорения при к. з.; Sвежз — площадка торможения в первом цикле качаний при аварийном управлении мощностью турбины; Sежл— площадка торможения во втором цикле качаний;Sлки — площадка ускорения во втором цикле качаний.
Рисунок 8.2 - Аварийное управление мощностью турбины при к.з.
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 (см.рисунок 8.2). Первые опыты по аварийному регулированию турбоагрегатов, проведенные еще в предвоенные годы [67], показали эффективность кратковременного глубокого снижения мощности турбины.
Воздействие на регулирование первичного двигателя (турбины), как видно из рисунок 8.2, практически не изменяет площадки ускорения, но существенно расширяет возможную площадку торможения.
Рисунок 8.3 - Форма импульса приразомкнутом
программном управлении
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 синхронизмавовтором 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 Р11). При незначительной местной нагрузке опасность переторможения отсутствует (см.рисунок 8.2.) 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] (см.рисунок 8.3).
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 самоуправление осуществляется как разомкнутое программное, т. е. без контроля за дальнейшим протеканием процесса.
К-200-130 ЛМЗ, результаты испытаний на агрегате Змиевской ГРЭС.
Рисунок 8.4 - Импульсные характеристики турбины
Применяемые в настоящее время программы представляют собой сигнал специальной формы (см.рисунок 8.4), 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 рисунке 8.5 приведена серия импульсных характеристик для турбин К-300-240 и К-200-130, выпускаемых ЛМЗ, а на рисунке 8.6 — осциллограммы опытов, выполненных при испытаниях на Конаковской ГРЭС в 1969 г.
На рисунке 8.5 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 ΔPг при к.з. (tкз =пост.), а интенсивность воздействия — длительностью прямоугольного импульса Ти (максимальное значение импульса постоянно). Область ограничена двумя линиями, одна из которых (I) может быть названа границей недоторможения, за пределами которой происходит нарушение устойчивости с положительным скольжением (ускорение), а вторая (II) — границей переторможения, за пределами которой происходит нарушение устойчивости с отрицательным скольжением (торможение).
Рт = 1,0; Рнагр = 0,7; Рпред=0;5;τJ=8 c; tкз=0,2 с.
Рисунок 8.5 - Области устойчивости простой энергосистемы
Конфигурация диаграммы рисунка 8.5 зависит от исходного перетока мощности, но электропередаче, от параметров энергосистемы, а также от параметров турбины. Таким образом, даже для энергосистем простейшей структуры возникает необходимость в автоматической дозировке воздействия (АДВ).
