А.В. ЖУКОВ1, А.Т. ДЕМЧУК1, В.И. ЛЕОНИДОВ , В.А. АНДРЕЮК2, Г.В. КИРЬЕНКО2, Т.А. ГУЩИНА2 ОАО «СО ЕЭС»1, ОАО «ПИИПТ»2 Россия leonidov v@niipt.ru
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА
Электромеханический переходный процесс, управление установившимися и переходными режимами, система мониторинга переходных режимов (СМПР), управление мощностью турбин энергоблоков, относительный угол между векторами напряжения
- ВВЕДЕНИЕ
Информация о положении векторов напряжения в узловых точках электрической сети, полученная с помощью системы мониторинга переходных режимов (СМПР), может быть использована для определения запасов устойчивости энергосистемы и формирования управляющих воздействий для ввода режима в допустимую область при ослаблении пропускной способности сечения. При этом способом управления переходными процессами в энергосистеме является управление мощностью турбин энергоблоков электростанций.
В связи с определенными трудностями организации управления мощностью турбин с использованием данных СМПР весьма важным является вопрос практической реализации такого управления [1,2].
В докладе представлены первые результаты проводимых исследований по выявлению возможности организации управления режимами энергосистемы по данным СМПР применительно к ОЭС Урала с использованием ее физической модели, включающей элементы СМПР. Физическая модель энергосистемы создана на базе цифро-аналогово-физического комплекса ОАО «НИИПТ», включающая в свой состав самую большую в мире электродинамическую модель.
Электродинамическое моделирование позволяет воспроизводить аварийные режимы любого характера и является эффективным средством исследования и анализа электромеханических переходных процессов в энергосистемах. При построении физической модели энергосистемы в качестве генераторов, трансформаторов, нагрузок и линий электропередач используются их физические аналоги, а системы измерения, регулирования и управления - представляются аналоговыми и цифровыми моделями.
2 ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ
Физическая модель ОЭС Урала, содержащая транзит 500 кВ Сургутская ГРЭС2 - Тюмень - Рефтинская ГРЭС, с использованием которой проводились исследования, представлена на рис. 1. Она содержит генераторы электростанций Сургутских ГРЭС-1 и ГРЭС-2 и Нижне- Вартовсковской ГРЭС, эквивалентный генератор Тюмени, эквивалентный генератор ЕЭС, примыкающий к шинам 500 кВ Рефтинской ГРЭС, 15 нагрузок и 40 линий электропередач. На шинах 500 кВ Сургутской ГРЭС-2 и Рефтинской ГРЭС установлены два элемента СМПР - многофункциональные измерительные преобразователи (МИП).
В процессе исследований осуществлялось управление мощностью турбин энергоблоков Сургутской ГРЭС-2. На физической модели энергосистемы турбина генераторов Сургутской ГРЭС-2 представлена цифровой моделью, которая включает в себя дифференциальные уравнения 12 порядка, нелинейности в системе регулирования, в том числе и типа люфт, а также учитывает работу сбросных и предохранительных клапанов.
В качестве основного параметра управления мощностью турбин энергоблоков Сургутсткой ГРЭС-2 используется угол между векторами напряжения на шинах 500 кВ Сургутской ГРЭС-2 и Рефтинской ГРЭС (относительный угол 8л), вычисляемый как разность двух абсолютных углов векторов напряжений, замеряемых с использованием двух элементов СМПР на шинах этих электростанций (рис. 1).
В настоящее время в ОАО «НИИПТ» проводится работа по исследованию эффективности разработанных в различных научно-исследовательских организациях России алгоритмов управления установившимися и переходными режимами энергосистемы путем воздействия на турбины энергоблоков. В докладе представлены результаты исследований, полученные с использованием разработанного в ОАО «НИИПТ» алгоритма управления [2]. В рамках данного алгоритма разработаны соответствующие закон формирования управляющего воздействия и реализующая этот закон цифровая модель регулятора мощности турбины (РМТ).
В алгоритме используются программный и непрерывный принципы противоаварийного управления. При этом программное управление возлагается на систему противоаварийной автоматики (ПАА).
Программное управление, реализуемое при аварийных возмущениях, приводящих к нарушению устойчивости, решает задачу обеспечения динамической устойчивости генераторов в первой фазе переходного процесса, а непрерывное управление по текущим параметрам переходного процесса обеспечивает устойчивость в последующих его фазах и выход послеаварийного режима на максимально допустимый уровень с 8%-ным запасом.
Программное управляющее воздействие, формируемое ПАА, подается на вход электро- гидравлического преобразователя турбины (ЭГП) в виде прямоугольного импульса, глубина которого обеспечивает максимальную скорость снижения мощности турбины, а длительность определяется требованием сохранения устойчивости на первой фазе переходного процесса. Управляющее воздействие (импульсная разгрузка турбины) осуществляется с запаздыванием по отношению к моменту возникновения аварийной ситуации, определяемым временем, необходимым для передачи информации и формирования управляющего воздействия. В ходе исследований запаздывание было принято равным 0.2 с.
Непрерывное управление включается по факту подачи программного воздействия. Так как величина программного воздействия значительно превосходит величину непрерывного управления, то эффект непрерывного управления в полной мере проявляется после снятия первого разгрузочного импульса.
Входными переменными для канала непрерывного управления являются отклонение относительного угла, получаемого от СМПР, от заданной уставки и отклонение частоты напряжения шин 500кВ Сургутской ГРЭС-2 от ее доаварийного значения.
Закон формирования управляющего воздействия канала непрерывного управления представлен следующей зависимостью:
Рис. 1: Схема физической модели энергосистемы
Kgo - коэффициент регулирования по интегралу отклонения относительного угла от уставки [нв/град.с];
Kg - коэффициент регулирования по отклонению относительного угла от уставки [нв/град.];
Ks - коэффициент регулирования по отклонению частоты напряжения [нв];
Ks' - коэффициент регулирования по скорости изменения частоты напряжения [нв.с].
В ходе исследований рассматривались аварийные режимы в полной и ремонтных схемах при трехфазных, двухфазных и однофазных КЗ с отключением аварийной линии и при успешных и неуспешных ОАПВ и ТАПВ, при нормальной работе выключателей и при отказе фазы выключателя и работе УРОВ. Рассматривались как удаленные от Сургутских ГРЭС аварийные возмущения, так и КЗ вблизи шин 500кВ Сургутских ГРЭС.
Проведенные исследования показали, что управление мощностью турбины энергоблоков Сургутской ГРЭС-2 по предлагаемому алгоритму позволяет снизить ограничения на величину перетока по контролируемому сечению, так как обеспечивает по текущим параметрам надежное функционирование энергосистемы в послеаварийном режиме с запасом по статической устойчивости не менее 8%. На рис. 3-5 приведены переходные процессы, иллюстрирующие эффективность предлагаемого алгоритма управления.
В ремонтной схеме с отключенной ВЛ 500 кВ Ильково-Сургутская ГРЭС-2 в рассматриваемом режиме предельная по статической устойчивости величина перетока по контролируемому сечению составляет 2440 МВт, что соответствует допустимому режиму с перетоком, равным 1950 МВт (- 20%), и относительным углом, равным 55 градусам. При аварийном отключении ВЛ 500 кВ Демьяновская - Тюмень предельная по статической устойчивости величина перетока по контролируемому сечению в послеаварийном режиме снижается до 1970 МВт, что приводит к снижению допустимого перетока до 1810 МВт (- 8%). Таким образом, по требованию обеспечения статической устойчивости в послеаварийном режиме требуется разгрузка генераторов Сургутской ГРЭС-2, соответствующая снижению перетока на 140 МВт. Однако по условию обеспечения динамической устойчивости требуется значительно большая величина разгрузки. На рис.2 приведен переходный процесс с нарушением устойчивости при двухфазном КЗ на ВЛ 500 кВ Демьяновская - Тюмень при величине перетока по сечению, равной 1450 МВт. На рисунке представлены изменения напряжения на шинах 500 кВ Сургутской ГРЭС-2 (U_500-СуГРЭС2), величины перетока активной мощности по контролируемому сечению (Р сечения) и относительного угла (g_СуГРЭС2-Рефта).
В качестве противоаварийного мероприятия используется разгрузка всех генераторов Сургутской ГРЭС-2, что обусловлено требованием обеспечения динамической устойчивости.
При рассматриваемом аварийном возмущении для обеспечения устойчивости при максимально допустимой величине перетока требуется как программное управление разгрузкой энергоблоков, так и непрерывное в послеаварийном режиме. На рис.3 приведен переходный процесс при только программном управлении - импульсная разгрузка с глубиной разгрузочного сигнала 4 нв и длительностью 0.12 с. На рисунке приведены дополнительно кроме параметров, представленных на рис. 2, управляющее воздействие от программного управления (ПАА) и изменение момента турбины (Nr). Как видно, импульсная разгрузка обеспечивает сохранение устойчивости на первом максимуме угла, но в дальнейшем происходит нарушение устойчивости. Задача по обеспечению устойчивости на этих фазах переходного процесса должна решаться непрерывным управлением по текущим параметрам переходного процесса с возможностью длительной устойчивой работы с величинами перетока вплоть до максимально допустимых значений.
На рис. 4 приведен переходный процесс при программном и непрерывном управлении мощностью энергоблоков. На рисунке представлено управляющее воздействие от РМТ (Uупр). Как видно, управление осуществляется в пределах рабочего регулировочного диапазона изменения момента турбины.
Рис. 2: Переходный процесс с нарушением устойчивости. Двухфазное КЗ на ВЛ 500 кВ Демьяновская - Тюмень с отключением линии. Длительность КЗ 0.12 с. Переток по сечению составляет 74% от максимально допустимой величины
Рис. 3: Переходный процесс при двухфазном КЗ на ВЛ 500 кВ Демьяновская - Тюмень с отключением линии. Программное управление моментом турбины энергоблоков Сургутской ГРЭС2 прямоугольным импульсом глубиной 4 нв и длительностью 0.12 с (импульсная разгрузка). Длительность КЗ 0.12с. Переток по сечению равен максимально допустимой величине
Алгоритм непрерывного управления предусматривает возможность различных вариантов задания уставок. В представленном переходном процессе первоначальное значение уставки соответствовало величине угла доаварийного режима. После затухания больших колебаний (первые 20 с переходного процесса) величина уставки по углу увеличивалась до значения, соответствующего максимально допустимому режиму с 8% запасом.
При аварийном отключении ВЛ 500 кВ Демьяновская - Тюмень представленный переходный процесс соответствует наиболее тяжелому аварийному режиму. Следовательно, можно сделать вывод, что управление по предлагаемому алгоритму обеспечивает устойчивость и выход на максимально допустимый послеаварийный режим с 8% запасом по устойчивости во всей области «опасных» по устойчивости режимов при рассматриваемом аварийном возмущении.
Рис. 4: Переходный процесс при двухфазном КЗ на ВЛ 500 кВ Демьяновская - Тюмень с отключением линии. Непрерывное управление моментом турбины энергоблоков Сургутской ГРЭС2 по текущим значениям относительного угла после первоначальной импульсной разгрузки.
В исходном режиме переток по сечению равен максимально допустимой величине.
В послеаварийном режиме переток по сечению выведен на режим с 8% запасом по устойчивости.
- ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Таким образом, проведенные на физической модели ОЭС Урала исследования с использованием разработанного в НИИПТ алгоритма управления показали, что полученные от СМПР данные об относительном угле между векторами напряжения на шинах Сургутской ГРЭС-2 и Рефтинской ГРЭС могут быть использованы для ввода режима в допустимую область при ослаблении пропускной способности сечения Сургут - Рефта.
ЛИТЕРАТУРА
- Использование информации о векторах напряжения, получаемой от СМПР, для управления режимами в энергообъединении ЕЭС/ОЭС. Отчет НИИПТ, № 116-КТ, 2006.
- Алгоритмы прямого цифрового управления установившимися и переходными режимами энергосистемы по данным системы мониторинга переходных режимов. Отчет НИИПТ, № 171-КТ, 2007.
