Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> Автоматическое противоаварийное управление

Отключение генераторов - Автоматическое противоаварийное управление

Оглавление
Автоматическое противоаварийное управление
Характер аварийных режимов в энергосистемах
Задачи противоаварийного управления
Характеристика эффективности противоаварийного управления
Средства противоаварийного управления
Отключение генераторов
Отключение нагрузки
Автоматическая частотная разгрузка
Деление энергосистемы
Электрическое торможение генераторов
Коммутационные воздействия в индуктивно-емкостных установках
Средства противоаварийного управления воздействием на момент турбины
Противоаварийная импульсная разгрузка турбины
Противоаварийное ограничение мощности турбины
Управления воздействием на момент турбины и отключение генераторов и электрическое торможение
Противоаварийная форсировка мощности турбины
ПА управления воздействием через систему возбуждения
Автоматическое повышение напряжения
Средства противоаварийного управления воздействием на изменение режима преобразовательных устройств
Управление мощностью передач и вставок постоянного тока
Управление преобразовательными устройствами FACTS
Примеры оценки эффективности и обоснования применения
Организация системы автоматического противоаварийного управления
Локальные устройства управления
Выбор и определение объема средств управления
Алгоритмы локальных устройств противоаварийного управления
Настройка и координация локальных устройств противоаварийного управления
Централизованное устройство противоаварийного управления
Структурная схема и алгоритмы устройств централизованного управления
Алгоритмы неадаптивной централизованной системы управления
Алгоритмы адаптивной централизованной системы управления
Иерархическая система противоаварийного управления
Основные положения алгоритма КСПУ
Координация на нижних уровнях иерархической системы управления

Отключение генераторов (ОГ) как управляющее воздействие противоаварийной автоматики используется в основном для предотвращения нарушения устойчивости при аварийных возмущениях, связанных с ослаблением связей (отключением сетевых элементов) энергосистемы. Однако, в отличие от АПВ ОГ приводит к изменению баланса мощностей в энергосистеме. В зависимости от конкретных условий отключения генераторов осуществляется блочными или генераторными выключателями с минимально возможным запаздыванием относительно момента возникновения аварийного возмущения.
Полезный с точки зрения сохранения устойчивости эффект ОГ в передающей части энергосистемы заключается в разгрузке "опасного сечения" во время переходного процесса и в послеаварийном режиме. Для пояснения механизма воздействия ОГ на протекание аварийного режима обратимся к эквивалентной схеме рис.2.а, причем с целью упрощения изложения в качестве аварийного возмущения рассматривается случай отключения поврежденной ЛЭП без применения АПВ. При этом имеет место последовательный переход от моментно-угловой характеристики "а" к "б" и "в" (рис.7), и условие устойчивости без отключения генераторов по "правилу площадей" записывается в виде (4). При соотношениях, отвечающих рис.7, условие (4) не выполняется.


Рис. 7
Отключение в подсистеме I генераторной мощности АРГ\ в момент времени, соответствующий достижению углом δ значения δοηικ приводит к ступенчатому изменению момента (мощности) эквивалентного первичного двигателя РТ на величину АРТ , которая определяется по аналогии с рассмотренным в 1.2 случаем аварийного отключения генераторной мощности:
(16)
Одновременно может несколько измениться и моментно-угловая характеристика из-за увеличения сопротивления эквивалентного генератора подсистемы I и снижения ресурса его реактивной мощности (г, рис.7). В результате условие устойчивости приобретает вид:
(17)
Очевидно, что если отключение происходит до момента достижения точки 5, то составляющей S5685 в правой части (17) не будет. Однако, это не означает, что условия устойчивости ухудшаются. Напротив, чем раньше происходит отключение генераторов, тем более эффективно воздействие этого мероприятия на протекание аварийного процесса. В этом легко убедиться, построив соответствующую этому случаю траекторию и определив новую "площадку торможения". С другой стороны легко представить себе случай, когда из-за задержки отключения угол δοηικ может достигнуть такого значения, что условия устойчивости окажутся заведомо невыполнимыми. Обычно предельная задержка на отключение генераторов от момента возникновения аварийного возмущения допускается в пределах tomK = 0.2+0.5 с.
Очевидно, что эффективность ОГ оказывается тем большей, чем больше величина ΔΡΤ , которая в свою очередь зависит от мощности ΔΡΓ и соотношения инерционных постоянных подсистем. Максимальный эффект от отключения генераторов (ΔΡΤ = ΔΡΓ1 ) имеет место в случаях отделения "опасным сечением" удаленной электростанции от энергосистемы "бесконечной мощности"По мере уменьшения соотношенияэффективность ОГ снижается.
Из приведенного на рис.7 построения очевидно, что эффект ОГ зависит также от степени снижения максимума моментно-угловой характеристики в послеаварийном режиме в результате изменения электрических параметров. При этом возможен случай, когда увеличение площадки торможения за счет изменения РТ полностью скомпенсируется снижением максимума моментно- угловой характеристики, и ОГ как мероприятие по повышению устойчивости окажется бесполезным. Существенное влияние на характеристику оказывают исходный баланс(запас) реактивной мощности в подсистеме I и условия регулирования возбуждения генераторов в этой системе, прежде всего генераторов, жестко связанных с линиями, входящими в "опасное сечение". Наиболее эффективным с этой точки зрения является сильное регулирование возбуждения генераторов.
Для уменьшения отрицательного влияния ОГ на изменение моментно-угловой характеристики целесообразно отключать генераторы, наиболее загруженные по активной мощности, расположенные на большем "электрическом удалении" от линий "опасного сечения" и имеющие худшие характеристики регулирования возбуждения. При выборе отключаемых генераторов следует также учитывать, что если ОГ приводит к снижению в подсистеме I напряжения в узлах нагрузки, то последняя в соответствии со статической характеристикой по напряжению снижается, что приводит к
уменьшению значенияи в конечном счете к уменьшению АРТ (см.
выражение РТЭ е (3)).
Все приведенные вале соотношения не учитывают изменений моментов первичных двигателей под действием регуляторов скорости турбин и вторичных систем регулирования частоты и активной мощности. Действие этих систем приводит к дальнейшему изменению эквивалентного значения АРТ , которое может оказаться большим или меньшим значения АРТ , определяемого согласно (16).
Если "опасное сечение" проходит по сравнительно слабой межсистемной связи между двумя мощными энергосистемами, то обычно имеет место приближенное соотношение Рл= Ря1 +Р1 ; Рп= РН2 +Р2. При этом:
(18)
В другом важном частном случае, когда "опасное сечение" отделяет удаленную электростанцию от остальной части энергосистемы (Рп << РГ2 ), имеет место очевидное равенство:
(19)
Таким образом, применение ОГ как мероприятия противоаварийной автоматики, направленного на сохранение устойчивости энергосистемы, наиболее целесообразно в тех случаях, когда передающая часть энергосистемы существенно уступает по мощности приемной.
При выборе генераторов, подлежащих отключению, предпочтение должно отдаваться гидрогенераторам, т. к. с одной стороны эффективное управление их мощностью затруднено из-за значительной инерционности системы управления, а с другой ущерб от отключения генераторов ГЭС существенно ниже ущерба от отключения генераторов ГЭС и АЭС. Последнее, прежде всего, определяется технологическими трудностями последующего ввода их в работу. Если для гидрогенераторов необходимое для этого время исчисляется минутами, то для энергоблоков ТЭС и АЭС в зависимости от длительности пребывания в отключенном состоянии и некоторых других причин ввод в работу может занять многие часы.
При выборе отключаемых генераторов приходится также учитывать ряд эксплуатационных условий - оперативные возможности схемы электростанции, техническое состояние отдельных агрегатов и др. Требуемая в зависимости от аварийной ситуации величина АРГ должна набираться с учетом всех перечисленных условий в виде суммы текущих значений мощности отдельных подведенных под действие автоматики ОГ генераторов (Σ Pri) в передающей части энергосистемы при соблюдении соотношения:

где АРГ - минимальное значение мощности ОГ, обеспечивающее условия устойчивости энергосистемы на всех фазах переходного процесса.
Кроме решения задач устойчивости параллельной работы, ОГ используется как средство предотвращения недопустимого повышения частоты. В качестве такого мероприятия применение ОГ оказывается необходимым при аварийном отделении избыточной части энергосистемы, в которой большая доля генераторной мощности сосредоточена на ГЭС. Рост частоты в этой части системы компенсируется действием регуляторов скорости турбин. Однако, регуляторы скорости гидротурбин в силу инерционности управления потоком воды через турбину допускают существенно больший "заброс" оборотов, чем регуляторы паровых турбин, причем предельно допустимая скорость вращения гидроагрегатов может оказаться недопустимой для агрегатов ТЭС. В то же время регулирование малой части паровых турбин оказывается недостаточным для сохранения скорости вращения в допустимых пределах, и в этом случае для предотвращения повреждений агрегатов ТЭС используется отключение части генераторов ГЭС по факту превышения некоторого критического значения частоты, либо по факту сброса мощности, выдаваемой во внешнюю часть системы (ΔΡ > Р кр). В последнем случае предусматриваются специальные блокировки, предотвращающие срабатывание автоматики при к.з .и синхронных качаниях.



 
Автоматическое регулирование мощности конденсаторных установок »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.