Лекция. Управление мощностью генераторов для повышения синхронной динамической устойчивости

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; S_АБВГ – площадка ускорения; S_БДЕЖ – 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); S_абвгд — площадка ускорения при к. з.; S_вежз — площадка торможения в первом цикле качаний при аварийном уп­равлении мощностью турбины; S_ежл— площадка торможения во втором цикле качаний;S_лки — 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 ΔP_г при к.з. (t_кз =пост.), а интенсивность воздей­ствия — длительностью пря­моугольного импульса Т_и (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).

 

 

Р_т = 1,0; Р_нагр = 0,7; Р_пред=0_;5;τ_J=8 c; t_кз=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).