Диссертация (1143218), страница 35
Текст из файла (страница 35)
Это уникальное свойствоаналитических сигналов эффективно используется в последующих разделахпри решении задачи синтеза Якобиана (определителя коэффициентовчувствительности активной и реактивной мощностей), контроль которогопозволяет разработать современные средства противоаварийного управленияобъединенными энергосистемами.5.3. Исследование и синтез противоаварийной автоматики ликвидацииасинхронныхрежимовработысиловогоэлектрооборудованияобъединенных энергосистемСтрого говоря, из-за несинфазного управления регуляторами скоростивращения турбин все режимы на многоагрегатных (при количествегенераторов ≥ 2) электрических станциях являются многочастотными.
Всовременной практике эксплуатации энергосистем режимы, в которыхизменениедопустимыхчастотынапряженияпроисходит(регламентированныхГОСТ,впределах[163, 176])некоторыхотклонений,классифицируют как синхронные и одночастотные. Тем не менее, автором внастоящей главе используется более узкая (строгая) классификация такихрежимов.Введениеавторомматематическистрогогоопределениямгновенной частоты в узлах электроэнергетической системы, являющихсяфункциями времени, позволяет считать все режимы (включая нормальные)многочастотными и квазистационарными.Принекоторыхнеблагоприятныхобстоятельствахнарушениединамической устойчивости может привести к появлению не двух, а251нескольких асинхронно работающих частей. Это может быть прямымследствием КЗ, либо из-за дополнительных нарушений устойчивости послевыпадения из синхронизма одного из параллельно работавших генераторов(эквивалентных источников).
Кроме этого, вследствие определенногоэлектрическогоотдалениястанцииотносительноостальнойчастиобъединенной энергосистемы при выпадении из синхронизма или потеревозбуждения одним из генераторов электростанции мгновенная частота навыводах других агрегатов также будет отличаться от синхронной. Следуетотметить, что асинхронные режимы нескольких источников представляютбольшую опасность для устойчивости синхронных машин и существенноуменьшают вероятность успешной ресинхронизации частей энергосистемы.Известно, что переход синхронного генератора в асинхронный режим,как и переход в режим недовозбуждения, сопровождается достаточнобыстрым нарастанием температуры крайних пакетов сердечника статора иметаллических конструктивных элементов, расположенных в зоне лобовыхсоединений его обмотки. Скорость и степень нагрева находятся при этом впрямой зависимости от активной нагрузки.
Правилами техническойэксплуатацииустановленаориентировочнаяпредельнодопустимаядлительность таких режимов для турбогенераторов. Для гидрогенератороввследствие их инерционности и недостаточной, малой скорости их разгрузкиасинхронные режимы не допускаются и должны устраняться средствамипротивоаварийной автоматики. Автором настоящей диссертации совместно сОАО «Ленгидропроект» проводились экспертные исследования аварии наБурейской ГЭС (ОЭС Востока), обусловленной потерей возбуждениягенератором Г1. Причиной отказа автоматики ликвидации асинхронногорежима при потере возбуждения генератора явились ошибки в реализациилогической схемы (наличие блокировки «возбуждение подано») в цепиаварийного отключения выключателя. В результате экспертизы авторомбылисформулированытребованиякмодернизациисредствпротивоаварийной автоматики станции (Приложение А, Акты внедрения).2525.3.1.
Исследованиеасинхронныхрежимовработыобъединенныхэнергосистем при потере возбуждения синхронных генераторовБурейская ГЭС расположена в избыточной передающей части ОЭСВостока. Распределение мощности от шин РУ 500 кВ осуществляется повоздушнымлиниямэлектропередачи 500 кВ,входящихвсистемообразующий транзит Зейская ГЭС – Амурская – Бурейская ГЭС –Хабаровск – Приморская ГРЭС. Структурная схема ОЭС Востока имеетпротяженныйцепочечныйхарактерссосредоточениемосновныхэлектрических нагрузок, как правило, в крупных промышленных центрах.На каждой ВЛ 500 кВ, коммутируемой к шинам РУ 500 кВ БурейскойГЭС для компенсации реактивной мощности и нормализации уровнейнапряженияподключенымощностью3х60 МВАустановленнойнеуправляемые(рисунок 5.1).мощностьюкоммутируемымискомпенсируютзаряднуюБурейская ГЭС-ПС 500 кВЭти540 МВАпротивоположныхшунтирующиереакторысовместноконцовмощность«Хабаровская»исуммарнойсреакторами,ВЛ 500 кВдвуходнойреакторыполностьюВЛ500 кВВЛ500 кВБурейская ГЭС-ПС 500 кВ «Амурская».Анализ эксплуатационных данных аварийного режима Бурейской ГЭС(далее по тексту Б ГЭС) общей продолжительностью около 8 часов (с 14.00до22.20)показал,(перемежающиеся)чтоимелиместократковременныесинхронно-асинхронныережимыповторныевследствиекратковременной (не более 0.5 с) потери возбуждения и последующейресинхронизацией гидрогенератора Г1, коммутируемого на шины РУ 220 кВ(рисунок 5.1).
При этом среднее значение активной мощности аварийногогенератора Г1 составляло около Pас = 150 МВт (Mас ≈ 0.4 о. е.). В результатепроведения экспертизы установлено, что авария в системе возбужденияпервого генератора Г1 Б ГЭС обусловлена периодическими сбоями в работеосновного контроллера автоматического регулятора возбуждения (АРВ).253Рисунок 5.1 – Фрагмент расчетной схемы электрической сети 110-500 кВ ОЭС Востока.254Сцельюнаучно-обоснованногоформулированиятребованийксредствам защиты и автоматики выявления потери возбуждения синхронныхмашин, а также определения условий успешной их ресинхронизации авторомбыли выполнены численные эксперименты по исследованию асинхронногорежимов гидрогенераторов станции, результаты которых изложены ниже.Значения сопротивлений и проводимостей схем замещения линийэлектропередачиитрансформаторовфрагментарасчетнойсхемыОЭС Востока, который показан на рисунке 5.1, вычислены для синхроннойчастоты f0 = 50 Гц.
Здесь следует напомнить о невозможности применениярасчетного метода узловых напряжений, реализованного в традиционномпрограммном обеспечении исследования электромеханических переходныхпроцессов, из-за необходимости учета частотной зависимости параметровгенераторов, трансформаторов и воздушных линий. В этой связи для анализаасинхронныхрежимовБурейской ГЭСиспользоваласьразработаннаяавтором программа. Методика расчета режимов работы многомашинныхэлектрических систем достаточно подробно изложена в публикациях автора[132, 133, 144, 172] и в связи с ограничениями по объему диссертации здесьне приводится.Предварительная,грубаяквазиустановившегосяоценкаасинхронногоБурейской ГЭСпроизводиласьхарактеристики(рисунок 5.2),свозможностирежимаиспользованиемрассчитаннойдлясуществованиягидрогенератораегоасинхроннойсреднихзначенийскольжения.Параметры цепей статора и ротора синхронного генератора задавалисьвсоответствиисданнымизавода-изготовителя.Первыймаксимумасинхронного момента (s ≈ 0,10%, Mас ≈ 0,41 о.
е., Pас ≈ 137,35 МВт) восновном обусловлен активными потерями в обмотке возбуждения, второймаксимум (s ≈ 2,0%, Mас ≈ 0,53 о. е., Pас ≈ 177,55 МВт) в значительной мереопределяется потерями в демпферных контурах. Анализ асинхроннойхарактеристикимоментапоказалпринципиальнуювозможность2556I, o.e.0.6Mac, o.e.50.5Mac40.4Imax30.3Imin20.210.1s, %0002468101214161820Рисунок 5.2 – Характеристика асинхронного момента Мас и зависимости максимальногоImax и минимального Imin значений мгновенной амплитуды обобщенного сигнала токастатора гидрогенератора СВ 1313/28-48 Бурейской ГЭСсуществованияквазиустановившегосярежимапризагрузкесинхронной машины на величину мощности Pас = 150,0 МВт при среднемзначениискольженияs ≈ 1,15%.Однако,данныйрежимявляетсянедопустимым (Imin ≈ 1,83 о. е., Imax ≈ 2,75 о.
е.) по условиям термическойстойкости цепей статора синхронной машины.Квазиустановившийсяасинхронныйрежимхарактеризуетсянезначительными отклонениями параметров агрегатов Б ГЭС относительнойих средних значений при начальной мощности аварийного генератора Г1,равной80 МВт(0,215 Sном).Согласноасинхроннойхарактеристике(рисунок 5.2) этой величине асинхронного электромагнитного моментасоответствует практически нулевое среднее значение скольжения.Исследование асинхронных режимов с учетом систем регулированияпроизводилосьприразличномКоэффициентыусиленияпосоставеагрегатовстабилизирующимэлектростанции.каналамрегулятороввозбуждения типа АРВ-М гидрогенераторов Бурейской ГЭС принимались256равными их средним значениям.
Схема формирования импульсов управлениятиристорами хорошо известна и, поэтому, здесь не приводится. Имитацияпотери возбуждения гидрогенератора Г1 осуществлялась в момент времениt = 0,0 с (рисунок 5.3). Предельная длительность квазиустановившегосяасинхронного режима (область асинхронной устойчивости) определялась пофакту успешности ресинхронизации аварийного генератора Г1 при вариацииего нагрузки в предшествующем аварийному режиме. При этом загрузкагенератора Г3 блока, коммутируемого к шинам РУ 500 кВ, принималасьравной 300 МВт. Оценка влияния второго агрегата Г2 в исследуемыхасинхронных режимах производилась при значениях его предаварийноймощности 147 МВт (рисунки 5.3 – 5.8), 160 МВт и 300 МВт, соответственно.Анализ результатов исследований асинхронных режимов агрегатовБурейскойГЭСпоказалнезначительноевлияниезагрузкивторогогидрогенератора во всех расчетных случаях. Аварийный агрегат Г1 Б ГЭС висследуемыхрежимахимеетзначительноепотреблениереактивноймощности, компенсируемое в большей степени за счет электрически близкихгенераторов станции Г2 и Г3.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
