Глава 5. Средства повышения статической и динамической устойчивости
Средства повышения статической устойчивости
Одним из средств повышения статической устойчивости является применение АРВ генераторов (рис. 5.1).
Рис.5.1. Влияние АРВ генераторов на угловую характеристику электропередачи:
I – характеристика без АРВ;
II – характеристика с АРВ.
При действии устройств АРВ генераторов электростанции угловая характеристика видоизменяется: максимум характеристики смещается в область углов d, больших 900.
Эффективным средством повышения устойчивости являются все виды АПВ. Если указанные выше средства не обеспечивают необходимого запаса устойчивости, то применяется ограничение мощности, передаваемой в приемную часть энергосистемы, путем разгрузки турбин через их системы регулирования или отключения части генераторов в передающей части энергосистемы. Отключение используется и как средство для повышения динамической устойчивости. Для повышения эффективности ограничения мощности генераторов оно может выполняться совместно с делением передающей части энергосистемы (электростанции) на две несинхронно работающие части.
Чтобы исключить нежелательное снижение частоты в энергосистеме, Ошибка! Ошибка связи. Генераторов в передающей части энергосистемы выполняется совместно с отключением части потребителей в приемной ее части. Такое комплексное управление, являющееся наиболее эффективным средством повышения устойчивости, требует для его реализации значительных затрат на создание рассредоточенной системы автоматического отключения нагрузки (САОН). Отключение генераторов получило широкое применение на ГЭС, так как обратное включение гидрогенераторов может быть выполнено за относительно небольшое время, а также на ТЭС и АЭС.
|
|
|
Средства повышения динамической устойчивости
5.2.1. Ускоренное отключение КЗ и форсировка возбуждения.
Кардинальным средством повышения динамической устойчивости при КЗ является снижение его длительности применением более быстродействующих защит и выключателей.
Точками 3 и 3¢ обозначены моменты отключения КЗ при различной его длительности. Ускоренное отключение КЗ в точке 3¢ ограничивает площадку ускорения характеристикой Рт1, характеристикой II и ординатами 1-2 и 3¢-4¢.
Форсировка возбуждения также способствует повышению устойчивости. Действуя во время КЗ, она повышает ЭДС генераторов и напряжение на шинах электростанции, что приводит к уменьшению сброса электрической мощности. Угловая характеристика, соответствующая режиму КЗ, занимает положение II¢, площадка ускорения уменьшается: она ограничивается линиями Рт1, II¢ и ординатами 1-2¢ и 3¢¢-4.
|
|
|
Форсировка возбуждения может быть полезной и после отключения КЗ. В этом случае она способствует увеличению площади торможения.
5.2.2. Автоматическое повторное включение линии.
Как средство повышения динамической устойчивости может быть эффективным, если время бестоковой паузы АПВ меньше времени, за которое угол d достигает критического значения. В этих условиях успешное АПВ увеличивает площадку торможения и тем самым ограничивает увеличение угла d. Практически указанный эффект может быть получен от применения устройства быстродействующего АПВ (БАПВ) с временем бестоковой паузы не более 0,3-0,5 с.
Рис.5.2. Угловые характеристики электропередачи при КЗ на одной из параллельных линий с учетом действий устройства автоматики:
а- схема электропередачи;
б- угловые характеристики электропередачи:
I – характеристика исходного режима;
II – характеристика КЗ;
II¢ – тоже с учетом действия форсировки возбуждения генераторов;
III – характеристика послеаварийного режима.
5.2.3. Отключение части генераторов.
Применяется на электростанциях передающей части энергосистемы. Отключение генераторов ОГ общей мощностью Ро.г в момент времени, соответствующий точке 5 (см. рис. 5.2.), приводит к снижению мощности турбин от исходного значения Рт1 до Рт2 , а следовательно к увеличению максимальной площадки торможения. Одновременно происходит увеличение критического угла от dкр1 до d кр2. Положение точки 5 зависит от времени действия устройств автоматики и времени отключения выключателей генераторов. Как видно из рисунка максимальное значение угла d в переходном процессе (точка 6) не превышает критического значения d кр2. Динамическая устойчивость не нарушается. Новый режим устанавливается в точке 7, характеризующейся равенством мощности турбин Рт2 и электрической мощности, передаваемой в энергосистему по оставшейся в работе линии.
|
|
|
5.2.4. Кратковременная импульсная разгрузка тепловых турбин.
Может оказаться достаточной для сохранения динамической устойчивости. После затухания переходного процесса мощность турбин может быть восстановлена. Импульсная разгрузка на ГЭС не применяется, так как она не эффективна из-за медленнодействующей системы регулирования частоты вращения гидравлических турбин.
Для выполнения импульсной разгрузки тепловые турбины оборудуются специальными электрогидравлическими преобразователями (ЭГП), которые преобразуют электрические сигналы устройств противоаварийной автоматики в гидравлические воздействия на систему регулирования частоты вращения. Электрогидравлический преобразователь обеспечивает быстрый ввод в систему регулирования сигнала разгрузки. После снятия сигнала разгрузки система регулирования восстанавливает мощность турбин до первоначального значения.
|
|
|
Глубина и скорости разгрузки (см. рис. 5.3) зависят от параметров регулирующего импульса – амплитуды А и длительности импульса tu
Характеристики 1 и 2 соответствуют импульсам различной амплитуды или длительности. Чем больше амплитуда и длительность импульса, тем быстрее и глубже снижение мощности турбины. Снижение мощности турбины начинается с запаздыванием 0,15 - 0,2 с, обусловленным инерционностью элементов гидравлической системы регулирования и наличием паровых объемов перед турбиной. Минимальное значение мощности достигается через 0,5-0,7 с после подачи импульса регулирования.
Для сохранения статической устойчивости послеаварийного режима воздействие через ЭГП дополняется воздействием на ограничение мощности турбин через механизм управления турбины (МУТ). Характеристика 3 показывает изменение мощности турбины при ее разгрузке через ЭГП и МУТ. В установившемся послеаварийном режиме мощность турбины Рт2 меньше мощности турбины исходного режима Рт1.
Рис. 5.3. Изменение мощности турбины во времени при импульсном воздействии на систему регулирования турбины через ЭГП:
а - изменение мощности турбины во времени;
б - форма электрического импульса ЭГП.
Импульс регулирования показан в виде отрицательного сигнала (сигнала на уменьшение мощности) с экспоненциальным затуханием, характеризующимся постоянной времени t. Экспоненциальный съем сигнала создает замедление в наборе мощности турбиной и предотвращает нарушение устойчивости во втором цикле качаний.
5.2.5. Электрическое (электродинамическое) торможение ЭТ
Способ сохранения динамической устойчивости ЭЭС путем гашения части избыточной кинетической энергии за счет подключения специальных нагрузочных резисторов (НР). Существуют два способа включения НР: последовательное и параллельное – рис.5.4.
Рис. 5.4. Способы включения НР при ЭТ:
а – параллельное;
б – последовательное.
Скорость подключения НР определяет качество переходного процесса, поэтому требуется высокое быстродействие выключателя НР: tсоб. выкл. = 0,04-0,06 с. При этом также необходима высокая надежность выключателей, так как от нее зависит динамическая устойчивость всей системы.
Эффект от применения ЭТ достигается за счет частичного уменьшения энергии ускорения, хотя он и не всегда реализуется, и увеличения энергии торможения – рис. 5.5.
Рис. 5.5. Угловые характеристики мощности:
I – нормальный режим;
II – аварийный режим;
III – послеаварийный режим без ЭТ;
IV – при включенных тормозных сопротивлениях (НР).
Различают однократное ЭТ, служащее для повышения только динамической устойчивости в переходном режиме, и многократное, т.е. последовательное подключение и отключение НР на разное время, позволяющее обеспечить переход к послеаварийному режиму. НР бывают металлическими с воздушным и масляным охлаждением и бетэловыми (электротехнический бетон) энергоемкостью от 400 до 2000 МДж. Этот способ только частично используется на некоторых ГЭС энергосистем бывшего Союза.
На кафедре «Передача электрической энергии» НТУ «ХПИ» выполнен анализ динамической устойчивости генераторов Ровенской АЭС (РАЭС) при вводе 4-го блока мощностью 1000 МВт и вводе 2-го блока мощностью 1000 МВт на Хмельницкой АЭС в режиме летнего минимума нагрузок выходного дня (опорный режим) по начальным условиям из анализа нормального установившегося режима электрической сети. Анализ выполнялся на основе упрощенной математической модели ЭЭС при представлении генераторов переходными ЭДС 
и нагрузок ZН 
; несимметричные повреждения моделировались в соответствии с методом симметричных составляющих комплексными схемами замещения. При расчетах принималось время существования аварийного режима 
с, время бестоковой паузы в цикле ТАПВ 
с. Анализ полученных результатов расчета по критерию изменения угла 
генераторов РАЭС за время электромеханического переходного процесса ( 
с) показал, что в опорном режиме не обеспечивается динамическая устойчивость при расчетных возмущениях (двухфазное КЗ на землю) в произвольной точке длины ВЛ-750 кВ «РАЭС - ПС Заподноукраинская» даже при успешном ТАПВ. В ремонтной схеме устойчивость не обеспечивается при неуспешном ТАПВ.
При кратковременном включении активного сопротивления НР в них превращается в теплоту значительная часть избыточной энергии, запасенной роторами генераторов во время КЗ. Наибольший тормозящий эффект достигается при значении сопротивления тормозных резисторов РАЭС равном 700 Ом (приведено к напряжению 750 кВ); время электрического торможения составляло от 0,5 до 1,7 с. Требуемое время торможения определялось по критерию 
генераторов РАЭС.
По оценкам специалистов применение ЭТ представляется перспективным для ТЭС и особенно АЭС, удаленных от центров нагрузок.
5.2.6.Отключение части нагрузки ОН.
Способ повышения динамической устойчивости дефицитной ЭЭС.
В результате аварии, например КЗ на передающем конце ЛЭП (см.рис.5.6) в приемной части ЭЭС возникает дефицит мощности из-за уменьшения его потока по ЛЭП. При этом нагрузка этой системы SНΣ практически не изменяется, так как КЗ произошло на достаточном расстоянии.
Рис. 5.6. Угловые характеристики мощности:
а – схема энергосистемы;
б – без отключения части нагрузки;
в – при отключении части нагрузки.
Так как SНΣ практически не изменяется, то возможно нарушение динамической устойчивости из-за переторможения генераторов приемной энергосистемы (Sт>Sу – рис.5.6,б). При возникновении дефицита мощности часть нагрузки отключается специальной автоматикой САОН (момент САОН совмещен с отключением поврежденной цепи – рис.5.6,в). При этом условия сохранения устойчивости значительно улучшаются.
САОН требует соответствующих телеканалов для дистанционного отключения потребителей, определения необходимой дозировки воздействия, т.е. значения отключаемой нагрузки. Это затрудняет применение САОН.
5.7.Деление системы.
Важной особенностью ЭЭС является то, что они состоят из структурно- и функционально подобных подсистем, способных при их выделении независимо работать. Деление ЭЭС на независимые части при управлении необходимо:
- при угрозе или нарушении синхронности параллельной работы подсистем для предотвращения или прекращения их «асинхронного хода»;
- при ослаблении межсистемных связей и нецелесообразности дальнейшей параллельной работы подсистем;
- при возникновении локальных дефицитов активной мощности и соответственно необходимости понижения частоты по всей системе для предотвращения нарушения устойчивости;
- при отказах в системах АРЧМ, обеспечивающих поддержание частоты и синхронности параллельной работы подсистем.
Деление системы во всех этих случаях может улучшить условия работы ЭЭС, т.е. является средством повышения надежности электроснабжения потребителей.
Физически деление осуществляется отключением выключателей, прерывающих электрические связи между подсистемами. Может производиться либо путем отключения линий, связывающих подсистемы, либо путем разделения шин РУ электростанций и подстанций. При делении необходимо учитывать возможность отказа выключателей и в связи с этим осуществлять контроль за исполнением каждой их коммутации. Варианты деления должны реализовываться с минимальным числом коммутируемых выключателей.
Выбор границ выделяемой подсистемы должен производиться так, чтобы в подсистемах сохранялся энергобаланс, а также чтобы они не теряли управляемости.
Рис. 5.7. Пример выделения независимой подсистемы из ОЭС без отключения ЛЭП, приводящего к увеличению локальных дефицитов мощности.
Дата добавления: 2018-05-31; просмотров: 4249; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!