Автоматическая частотная разгрузка энергосистем: Методические указания

Министерство образования Российской федерации Томский политехнический институт

УДК 621.313 Автоматическая частотная разгрузка энергосистем: Методические указания для студентов электроэнергетических специальностей и направления. – Томск: Изд-во ТПУ, 2004. – 30с.

Утверждаю Зам. директора ЭЛТИ по УР _______________ И.В. Плотникова «_____» _________________ 2004г.

Составитель доц., к.т.н. Р.А. Вайнштейн

Рецензент: к.т.н., доцент А.В. Шмойлов АВТОМАТИЧЕСКАЯ ЧАСТОТНАЯ РАЗГРУЗКА ЭНЕРГОСИСТЕМ Методические указания к выполнению лабораторной работы по дисциплине «Автоматизация управления электроэнергетическими системами» для студентов направления 140200 Электроэнергетика

Методические указания рассмотрены и рекомендованы к изданию методическим семинаром кафедры электрических станций ЭЛТИ “ 28” октября 2003г.

Зав кафедрой Доц., к.т.н.

Р.А. Вайнштейн

Одобрено учебно-методической комиссией ЭЛТИ Председатель учебно-методической комиссии Томск 2004

2

В.И. Готман

1.

КРАТКИЕ ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ

Автоматическая частотная разгрузка (АЧР) – это ступень противоаварийной автоматики, которая вступает в работу при определенном снижении частоты из-за возникновения дефицита активной мощности и действует на отключение части менее ответственных потребителей энергии. В современных энергосистемах наиболее типичной причиной возникновения дефицита мощности является аварийное отключение линии, связывающей дефицитный район с остальной частью энергосистемы. Если при этом в отделившейся части отсутствует быстрореализуемый резерв мощности в виде недогруженных турбоагрегатов, то может иметь место недопустимое снижение частоты. При этом следует также иметь ввиду, что резерв мощности турбоагрегатов должен быть обеспечен соответствующей паропроизводительностью котельных агрегатов. Возможность и скорость мобилизации вращающегося резерва на тепловых электростанциях зависит от многих факторов: принятого способа регулирования мощности турбин, типа котельного агрегата (барабанный, прямоточный), текущего состояния теплового оборудования и т.п. [1]. Вращающийся резерв мощности на гидроэлектростанциях с точки зрения предотвращения недопустимого снижения частоты менее эффективен, так как инерционность регулирования гидротурбин значительно больше, чем у паровых турбин. В то же время этот вид резерва мощности важен для восстановления питания потребителей электроэнергии после действия АЧР, так как пуск и набор нагрузки гидроагрегатами из неподвижного состояния может быть осуществлен за 50÷90 с., а перевод из режима синхронного генератора за 10÷30с. Если в дефицитной части энергосистемы все генераторы работают синхронно, то их можно представить в виде одного эквивалентного агрегата. При этом процесс изменения частоты приближенно описывается следующим дифференциальным уравнением

Tj где

Tj

df* = PT * − PГ ∗ , dt

(1)

- эквивалентная постоянная механической инерции

энергосистемы, f* - частота в относительных единицах,

PT *

и

PГ *

- соответственно мощность турбины и генераторов

в относительных единицах. 3

Мощность генераторов в основном определяется мощностью нагрузки PH и потерями в линиях и трансформаторах. В дальнейшем

приближенно полагаем, PГ = PH . В качестве базисных величин в (1) приняты f o и PH 0 соответственно частота и мощность нагрузки в ре-

жиме, предшествующем моменту возникновения дефицита мощности. Дополнительно заметим, что приближенность записи уравнения (1) заключается также в том, что мощности в относительных единицах приняты равными соответствующим вращающим моментам в относительных единицах. Это возможно в силу того, что практически изменение частоты в переходном процессе сравнительно невелико. Установившееся значение частоты после окончания переходного процесса, вызванного возникновением небаланса мощности, определяется зависимостью PT * и PH * от частоты. Последние называются статическими характеристиками турбины и нагрузки по частоте. Рассмотрим краткие сведения о характеристиках паровой турбины. В отношении турбины следует отметить, что в данном случае важно рассмотрение статической характеристики нерегулируемой турбины и в частности ее характеристики при исчерпании регулировочного диапазона, то есть при полном и постоянном открытии регулирующих клапанов. Данные о статических характеристиках нерегулируемой турбины имеется в [1, 2]. Эти характеристики таковы, что при малых отклонениях частоты от номинальной (порядка нескольких Гц) мощность нерегулируемой турбины изменяется незначительно. Например, при изменении частоты на ±10% от номинальной, что является уже недопустимым, мощность турбины в оговоренных выше условиях уменьшается на 1%. При неполной загрузке турбины ее статическая характеристика определяется свойствами и параметрами автоматического регулятора частоты вращения турбины (АРЧВ)[1]. В координатах мощность турбины – частота статическая характеристика регулируемой турбины в реальном диапазоне загрузки может быть представлена в виде прямой линии, крутизна которой (КТ) обратно пропорциональна коэффициенту статизма (КС). При номинальных параметрах пара коэффициент статизма, регулируемой паровой турбины, составляет 4÷ 5%. Активная мощность нагрузки в общем случае зависит и от частоты и от напряжения. В данном случае требуется знание результирующей зависимости активной мощности нагрузки от частоты. При определении этой характеристики учитывают, что при возникновении дефицита активной мощности и снижении частоты, как правило, снижается так же и напряжение. Так как практически изменения частоты 4

и напряжения относительно невелики, то статическую характеристику нагрузки линеаризуют в окрестностностях значений частоты и напряжения в предшествующем установившемся режиме, то есть при f = f 0 и U = U 0 . Эти же значения частоты и напряжения принимаются за базисные при переходе к относительным единицам. Коэффициент наклона линеаризированной статической характеристики называют коэффициентом регулирующего эффекта активной мощности нагрузки по частоте. С учетом одновременного изменения частоты и напряжения этот коэффициент равен

KH =

dP* ⎛ ∂P* ⎞ ⎛ ∂P* ⎞ ⎛ ∂U * ⎞ , =⎜ ⎟+⎜ ⎟⋅⎜ ⎟ df* ⎝ ∂f* ⎠ ⎝ ∂U * ⎠ ⎝ ∂f* ⎠

Производные в (2) вычисляются при

(2)

∂U *

требителей электроэнергии, а величина ∂U * зависит от параметров ∂f* генераторов, сетевых элементов, свойств автоматических регуляторов возбуждения и др.[2]. Составляющая ∂P* , обозначаемая в [1] K H′ , определяется в основном ∂f* двигательной частью нагрузки. Активная мощность, потребляемая электродвигателем без учета потерь Р= ωр МС ,

dt

определяется условием

PT * − PÃ* = 0 .

f* = 1 и U * = 1 .

Величины ∂P* ∞ и ∂P* зависят от свойств конкретных по-

∂f*

напряжения, определяется большим числом трудно учитываемых факторов, часть из которых названа выше. Как правило, получение статических характеристик реальной нагрузки энергосистемы расчетным путем не представляется возможным, поэтому рекомендуется использовать данные о значениях коэффициента регулирующего эффекта нагрузки, полученные на основе натурных экспериментов в энергосистемах [1, c.24]. Наиболее часто встречающиеся значения коэффициента КН лежат в пределах 1÷3. Вернемся к рассмотрению уравнения (1). Как следует из этого уравнения значение частоты в установившемся режиме, когда df* = 0 , (4)

Устойчивость режима по частоте после окончания переходного процесса, вызванного, например, изменением нагрузки энергосистемы обеспечивается благодаря определенной зависимости РТ* и РН* от частоты. В частности режим будет устойчив, если при малом отклонении от этого режима приращение небаланса мощности ΔР*= РТ* - РГ* и приращение частоты Δf*= f* - f0* будут иметь разные знаки. Это обстоятельство поясняется на рис.1, где показаны статические характеристики эквивалентной турбины и эквивалентной нагрузки энергосистемы ' ( PÍ и PÍ '' ). P

PT1

P''H P'H

(3)

Pд

где ωр - частота вращения ротора двигателя; МС - механический момент сопротивления на валу. Так как частота вращения синхронных двигателей, а с достаточной точностью и асинхронных двигателей, пропорциональна частоте напряжения сети, то даже при МС, не зависящем от частоты вращения, активная мощность изменяется пропорционально частоте. Момент сопротивления вентиляторов и насосов в зависимости от их исполнения и режима работы может зависеть от частоты вращения в степени 2÷4 [3]. Таким образом, может иметь место довольно сильная зависимость, потребляемой двигателем активной мощности от частоты. Вторая составляющая в выражении (2) для коэффициента регулирующего эффекта активной мощности, связанная с изменением

Рис. 1 Влияние крутизны статических характеристик нагрузки и турбины на установившееся изменение частоты

5

6

PTO

PT2

f1 f2 f0

f

PT1 – характеристика турбины при наличии вращающегося резерва. РТ2 – характеристика турбины при отсутствии резерва. ' PÍ – характеристика нагрузки в исходном режиме. '' PÍ – характеристика при подключении дополнительной нагрузки.

ΔРд – дефицит мощности в момент подключения дополнительной нагрузки. Δf1 – установившееся изменение частоты при наличии вращающегося резерва. Δf2 – установившееся изменение частоты при отсутствии вращающегося резерва. Характеристики турбины приведены для двух крайних случаев, когда имеется резерв мощности при понижении частоты у всех агрегатов (характеристика РТ1) и когда резерв у всех агрегатов отсутствует (характеристика РТ2). В первом случае коэффициент крутизны статической характеристики турбины составляет КТ=20÷25, а во втором при небольших отклонениях частоты можно положить PT * = const , то есть КТ = 0. Для линеаризованных характеристик турбины и нагрузки можно записать (5) PT * = PT 0* − KT Δf* ,

PH * = PH 0* + KT Δf* .

(6)

Совместное решение (5) и (6) позволяет определить установившееся изменение частоты при возникновении дефицита мощности ( ΔP∗ = PH * − PT * ):

ΔP* . Δf* = − KT + K H

Зависимость изменения частоты от времени с момента возникновения небаланса мощности называется динамической характеристикой энергосистемы, которая может быть получена решением дифференциального уравнения (1). При отсутствии вращающегося резерва в этом уравнении следует положить PT * = PT 0* = const , а PH * по (6). Тогда уравнение (1) принимает вид

Tj где

d Δf * + K H Δf* = −ΔP0* , dt

(8)

ΔP0* = PH 0* − PTo* - первоначально возникший дефицит.

Решение уравнения (8) дает t − ⎛ T Δf* = Δf уст* ⎜1 − e f ⎜ ⎝

⎞, ⎟ ⎟ ⎠

(9)

ΔP0* - установившееся изменение частоты при условии, где Δf уст* = KH что за время переходного процесса не происходит принудительного отключения потребителей; T - постоянная времени изменения частоты. Tf = j KH С учетом (9) частота в энергосистеме будет изменяться по закону (рис.2) (10) f* = f 0* − Δf∗ . f f0

(7)

fуст

Так как при наличии резерва мощности KT >> K H , то снижение частоты определяется в основном статической характеристикой регулируемых турбин и невелико. При отсутствии резерва, когда KT = 0 , изменение частоты определяется регулирующим эффектом нагрузки и значительно больше. Например, при относительном дефиците мощности ΔP* = 0,2 , K H = 2 и отсутствии резерва изменение частоты Δf* = 0,1 или 5Гц. 7

Tf

Рис.2

2Tf

3Tf

t

Изменение частоты при возникновении дефицита мощности и отсутствии вращающегося резерва на ТЭС.

8

Весьма существенно, что упоминаемая выше зависимость механического момента сопротивления на валу электродвигателей от частоты вращения, естественно означает и зависимость производительности механизмов (насосов, вентиляторов, и др.) от частоты вращения, что в данном случае имеет принципиальное значение. Это объясняется тем, что снижение частоты и соответствующее снижение производительности механизмов собственных нужд тепловых электростанций, таких например, как питательные насосы вентиляторы, дымососы приводит к снижению паропроизводительности котельных агрегатов. Наиболее существенное влияние на паропроизводительность котельных агрегатов, оказывает снижение производительности питательных электронасосов, поскольку они работают на противодавление. В таком режиме работы насоса при некотором значении частоты давление, развиваемое насосом, сравнивается с противодавлением и подача воды в котел прекращается. Таким образом, если резерв мощности оказывается недостаточным или отсутствует, то снижение частоты, вызванное дефицитом мощности, приводит к снижению производительности механизмов собственных нужд, что вызывает в свою очередь снижение мощности турбин. То есть дефицит мощности при снижении частоты не уменьшается, а увеличивается. Это ускоряет снижение частоты и процесс может принять лавинообразный характер, что приводит к полной остановке электростанций. Такой характер процесса в энергосистеме принято называть "лавина частоты". Характеристики турбины и нагрузки, при которых имеет место явление лавины частоты, например, при отделении дефицитного района от мощной энергосистемы показаны на рис 3. P 1 2

PHO

e

Pд

b c a d

3

f1

f0

f

Рис. 3 Возникновение явления лавины частоты при отделении дефицитного района от мощной энергосистемы.

9

В доаварийном режиме частота в объединении поддерживается практически постоянной системными устройствами АЧРМ и характеристикой эквивалентной турбины является прямая 1. Характеристика нагрузки в определяющемся районе занимает положение 2. После отделения дефицитного района характеристика эквивалентной турбины изображается кривой 3. До исчерпания вращающегося резерва (участок a-b) мощность турбины изменяется в соответствии со статизмом регулятора частоты вращения. На участок b-c снижение частоты на паропроизводительность котла еще не сказывается и поэтому мощность турбины остается практически неизменной, что соответствует статической характеристике нерегулируемой турбины при постоянном давлении пара. При снижении частоты до значений меньших f1 , производительность механизмов собственных нужд и соответственно паропроиводительность котлов снижается настолько, что поддержание мощности турбины становится невозможным и она снижается (участок с-d). Если при этом нагрузка такова, что ее характеристика 2 и характеристика турбины не пересекаются, то дальнейший процесс снижения частоты и мощности приобретает лавинообразный характер. Кроме возможного лавинообразного развития аварийной ситуации, имеется еще одна важная причина, из-за которой опасно отклонение частоты от номинальной. Паровые турбины конструируются таким образом, чтобы частота собственных механических колебаний лопаточного аппарата и валопроводов отличалась от рабочей частоты 50 Гц. При отклонении частоты от номинальной и приближении ее к значениям частот собственных колебаний лопаточного аппарата в нем возникают колебания с увеличенной амплитудой, что приводит к сокращению срока службы турбины. При совпадении частоты с резонансной может произойти разрушение лопаток. Для современных турбин допустима длительная работа в диапазоне частот 49,5÷50,5 Гц, а при больших отклонениях частоты допустимое время работы турбины ограничено. Данные о допустимой длительности работы турбин с частотой, отличающейся от номинальной приведены в [1,c.32]. Таким образом, при возникновении дефицита мощности при определенных условиях, которые кратко охарактеризованы выше, может иметь место недопустимое снижение частоты и лавинообразное развитие аварий. Единственным способом предотвращение развития аварии в таких ситуациях является отключение части потребителей, организован10

ное определенным образом - что и выполняет автоматическая частотная разгрузка. (АЧР). АЧР должна удовлетворять следующим требованиям [1]. 1. АЧР не должна допускать снижения частоты ниже определенного уровня на время, большее, чем некоторое допустимое (tдоп) для этого уровня частоты. То есть должна обеспечиваться некоторая предельно допустимая частотно-временная зона, которая показана на рис. 4. 2. Суммарная мощность потребителей, отключенных АЧР должна быть по возможности минимальной. АЧР должна вступать в действие после того, как полностью или частично реализуется вращающийся резерв на тепловых и атомных электростанциях. Если реализуемых вращающихся резервов нет, то мощность отключаемых потребителей не должна превосходить возникший аварийный дефицит мощности. 3. АЧР должна обеспечить подъем частоты до значений, при которых энергосистема может длительно работать. В том случае, если дефицит возник из-за отделения части энергосистемы от энергообъединения, то к АЧР предъявляется требование восстановления частоты до значений , при которых срабатывает АПВУС (с улавливанием синхронизма) и возможна успешная ресинхронизация. 4. Экономический ущерб при отключении потребителей должен быть по возможности минимальным. Для выполнения этого требования в первую очередь отключаются менее ответственные потребители. 5. АЧР не должна работать при процессах, отличающихся от переходных процессов в энергосистеме при дефиците мощности, но также сопровождающихся изменением частоты. f,Ãö 49 48 47

2. ОСНОВНЫЕ СПОСОБЫ ВЫПОЛНЕНИЯ АЧР Базовым вариантом выполнения АЧР в настоящее время является одновременное применение трех видов устройств, которые принято называть категориями. 1. АЧР I – быстродействующая разгрузка, действующая на отключение потребителей очередями с различными постепенно снижающимися уставками по частоте; 2. АЧР II – медленно действующая разгрузка, действующая на отключение потребителей очередями, имеющими одну или несколько близких уставок по частоте и различные постепенно увеличивающиеся уставки по времени; 3. Дополнительная разгрузка, действующая при возникновении дефицита мощности, превышающего максимальный расчетный дефицит. Фактором запуска дополнительной разгрузки, как правило, может быть, возникшее возмущение, например, отключение линии связи с контролем по параметрам предшествующего режима. Выполнение АЧРI и АЧРII состоящими из большого числа очередей, отключающих нагрузку сравнительно небольшими долями придает АЧР свойство системы автоматического регулирования с обратной связью. Такая система, как известно, может выполнять свои основные функции при изменении параметров объекта и интенсивности возмущений. Применительно к АЧР это означает, что она способна выполнять задачу предотвращения недопустимого снижения частоты и последующего восстановления частоты в условиях, когда в зависимости от текущего состояния энергосистемы изменяется коэффициент регулирующего эффекта нагрузки по частоте, постоянная механической инерции, а так же и значение возникающего дефицита мощности. Параметры настройки (уставки) по частоте и времени для АЧРII принимаются следующими. Верхний уровень уставок по частоте B f АЧРII = 48,8 ÷ 48,6 Гц . Н Нижний уровень уставок по частоте f АЧРII принимается на 0,3 Гц

Рис. 4. Предельно допустимая частотно-временная зона при работе АЧР

меньше верхнего уровня. Интервал по частоте между очередями АЧР II – 0,1 Гц. Таким образом, разные очереди АЧРII могут иметь до 3 уставок по частоте. При использовании для всех очередей АЧРII одной уставки по частоте она принимается из указанного выше диапазона.

11

12

46 45 0

10

20

30

40

50

60

70

t,c

Начальная уставка по времени АЧРII

t

H АЧРII

= 5 ÷ 10c.

Конечная уставка по времени АЧРII K t АЧРII = 60c.

Если возможна мобилизация мощности на ГЭС, то K t АЧРII = 70 ÷ 90c.

Если для очередей АЧР II используется более одной уставки по частоте, то очереди с более низкими уставками по частоте должны иметь большие уставки по времени [1]. Параметры настройки (уставки) по частоте и времени для АЧРI принимаются следующими. Верхний уровень уставок по частоте B B f АЧРI = f АЧРII − 0, 2 Гц . Нижний уровень уставок по частоте

где

0,05PH 0 - пять процентов от мощности нагрузки в предшествующем режиме принимается в запас; ΔPрез - вращающийся резерв тепловых электростанций. В большинстве случаев ΔPрез не учитывается и относится в запас. Если же возникает необходимость учитывать вращающийся резерв, то он должен быть гарантирован парапроизводительностью котлов. Суммарная мощность PАЧРI может быть распределена между очередями АЧРI различными способами. Наиболее распространенным способом является по возможности равномерное распределение в пределах реальных фактических значений мощности нагрузок. Суммарная мощность потребителей, подводимых под АЧРII, определяется по следующим условиям:

Н f АЧРI = 46,5 Гц .

Интервал по частоте между очередями АЧР I – 0,1 Гц. Выдержка времени очередей АЧРI, выполненных на базе полупроводникового реле частоты или на базе других современных технических средств, для отстройки от режима синхронных качаний, принимается не более 0,1÷0,15с. Введение выдержки времени в действие очередей АЧРI повышает вероятность глубокого снижения частоты. Поэтому, если возможно возникновение значительных дефицитов мощности, то допускается вообще не вводить выдержку в действие АЧРI. Верхняя уставка АЧРI принимается около 49Гц, чтобы обеспечивались условия реализации резерва на тепловых электростанциях до отключения потребителей. При этом исходят из того, что максимально возможный резерв мощности составляет 50% (обычно он значительно меньше). Тогда при статизме около 5% и снижении частоты на 2% (1Гц) регулирующие клапаны турбины полностью открываются. Если при этом частота продолжает снижаться, то это означает, что резерв на тепловых электростанциях полностью исчерпан. Верхняя уставка АЧРII также принимается около 49 Гц, чтобы частота восстанавливалась до уровня, при котором допустима длительная работа электростанций. Суммарная мощность потребителей, подводимых под АЧРI, рассчитывается по следующему выражению (11) PАЧРI > ΔPд + 0,05 PH 0 − ΔPрез , 13

ΔPд - максимальный расчетный дефицит;

PАЧРII ≥ 0,4 PАЧРI , PАЧРII ≥ 0,1PH 0 , где

PH 0 - мощность нагрузки в предшествующем режиме.

Суммарная мощность PАЧРII также распределяется между очередями АЧРII по возможности равномерно. 3. КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О ЧАСТОТНОМ АПВ После работы АЧР и отключения части нагрузки в зависимости от конкретных условий возникший дефицит может быть ликвидирован за счет: 1. Загрузки ранее недогруженных гидрогенераторов. 2. Перевода гидрогенераторов из режима синхронного компенсатора в режим выдачи активной мощности. 3. Ввода в работу ранее отключенных гидроагрегатов. 4. Восстановления в связи с избыточной частью энергосистемы включением ранее отключенной линии связи и последующей ресинхронизацией. Включение линии может произойти в том числе и устройством АПВУС. Частотное АПВ осуществляет включение ранее отключенных потребителей по факту повышения частоты. Уставки по частоте устройства ЧАПВ принимаются несколько выше тех значений, до которых восстанавливается частота в результате работы АЧР. Подъем частоты 14

до установок ЧАПВ означает, что в результате каких либо факторов дефицит мощности уменьшается. ЧАПВ действует очередями с одной уставкой по частоте и с разными постепенно увеличивающимися уставками по времени. Уставки ЧАПВ по частоте рекомендуется принимать в пределах

Н3.1

Н3.2

Н3.3

Н3.4

35кВ

ПС-3 Т-9

АТ-11

Т-10

Система 500 кВ

fЧАПВ = 49,2 ÷ 50 Гц . Н2.2

Н2.3

Н2.4

Т-5

Л 4-1 Л 4-2

Т-6

Н1.1

точка К.З.

Н2.1

точка К.З.

Конкретные значения уставок в указанном диапазоне принимаются, если известно за счет каких факторов ожидается ликвидация дефицита. Если ожидается повторное включение отключившихся линий с последующей ресинхронизацией, то уставку принимают выше, чем частота, при которой происходит ресинхронизация (допустимо АПВУС). Для сильных связей разность частот соединяемых районов допустима до 1,2÷1,5Гц, а для слабых связей 0,05÷0,2Гц. Если считать, что дефицитный район работает параллельно с мощной энергосистемой, частота в которой при отключении и включении одной из связей практически не меняется, то параметры настройки ЧАПВ принимаются следующими: Уставка по частоте: - при сильных связях f срЧАПВ = 49, 2 ÷ 50 Гц ;

Н1.3

Л 2-1 Л 2-2 Т-7

ПС-2 Л 3-1 Л 3-2

Н1.2

Т-8

ПС-1 Л 1-1 Л 1-2

точка К.З.

точка К.З.

Н-4

Т-1

- при слабых связях f срЧАПВ = 49,8 ÷ 50 Гц .

Т-3

Т-2

Т-4

ТСН-5 рез

Уставки по времени: - начальная уставка по времени (первая очередь ЧАПВ) Н tЧАПВ = 10 ÷ 20с.

Г-1

- уставки по времени последующих очередей принимаются постепенно увеличивающимися со ступенью не менее 5с. ТСН-1

Г-2

ТСН-2

Г-3

ТСН-3

Г-4

ТСН-4

4. ПРОВЕДЕНИЕ ЛАБОРАТОРНЫХ УПРАЖНЕНИЙ

Bрез

4.1. Подготовка исходной базы и исходного режима. Лабораторные упражнения проводятся на базе схемы учебной энергосистемы с использованием программы для расчета установившихся и электромеханических переходных процессов "Мустанг", версия 4. Схема учебной энергосистемы и схема замещения прямой последовательности приведены на рис. 5 и 6.

15

СН-1A СН-1Б СН-2A СН-2Б СН-3А СН-3Б СН-4А СН-4Б

Рис. 5. Схема энергосистемы для проведения лабораторной работы.

16

Н1.4

Данные по параметрам трансформаторов, линий электропередачи и мощности нагрузок (режимный файл PIM-FR.REG таблицы 1, 2, 3, 4).

59

46 58

45 43

48

44

тип

47 32

38 36

51

54

41

56 33

55

42

57

35

34

39

53

1

40

ТДЦ250000/220

31

37

49

52

30

ТСН1 ТРДНСТСН2 25000/15,75 ТСН3 ТСН4

10

11

12

17 16

18

20 19

21

23 22

24

НН

15,75

ВН

15,75

НН

6,3/6,3

ВН

230

НН

11/11

ВН

230

НН

11/11

ВН

230

НН

11/11

ВН

230

НН

6,3/6,3

0,0478

27

28

ТРДНС40000/220

Т-5 Т-6

0,0478

25

Рис. 6. Схема замещения прямой последовательности

В программе "Мустанг" переходные процессы в котельных агрегатах не моделируются. Поэтому расчетные эксперименты соответствуют случаю постоянства давления пара перед регулирующими клапанами турбины. Процессы, обусловленные действием первичного регулятора частоты вращения турбины и инерционностью парового объема тракта промперегрева, воспроизводятся. Данные по всем элементам системы приведены в таблицах 110.

17

242

13 26

14

Т-7 Т-8

4 ВН

0,4

30

ТРДЦН160000/220

15

обоз- коэффиначециент ние на транссхеме формации 2 3 Т1 Т2 0,0658 Т3 Т4

Таблица 1 Трансформаторы напряжения напряжение потери сопротивления обмоток (кВ) короткого (кВт) обмоток (Ом) замыкания (%)

ТРДНС32000/220

ТРДНС32000/220

Т-9 Т-10

0,0478

ТСН-5 0,02739

18

5

6 ∆Рк 600 хТ

7 0,109

11

∆Рхх 207 rT

0,00238

хH ВН-НН 10,5 ∆Рк 115 rH xB rB НН1-НН2 30 ∆Рхх 25 xB-H rB-H хH ВН-НН 10,5 ∆Рк 500 rH xB rB НН1-НН2 28 ∆Рхх 155 xB-H rB-H хH ВН-НН 11 ∆Рк 170 rH xB rB НН1-НН2 28 ∆Рхх 50 xB-H rB-H хH ВН-НН 11 ∆Рк 150 rH xB rB НН1-НН2 28 ∆Рхх 40 xB-H rB-H хH ВН-НН 11 ∆Рк 150 rH xB rB НН1-НН2 28 ∆Рхх 40 xB-H rB-H

0.238 0.0073 0.0477 0.00365 0.1667 0.0073 0.106 0.0024 0.034 0.0012 0.034 0.0024 0.424 0.0129 0.136 0.0645 0.348 0.0645 0.529 0.018 0.171 0.0089 0.435 0.0177 0.174 0.0058 0.0562 0.0029 0.143 0.0029

Таблица 2

Таблица 4

Автотрансформаторы Тип

АОД ЦТН27600 0/500/ 220

обозначение на схеме АТ-11

Коэффициент трансформации С 0,46 Н В Н С Н Н Н

напряжения обмоток (кВ)

напряжение короткого замыкания (%)

В Н

ВН-СН

11,5

ВННН СННН ВН

37

rС

0

23

x

16,0

С Н

6,28

500/

3 200/

3

потери (кВт)

Сопротивле-ния обмоток (Ом) х

∆Рк

470

В

Н

12,7 5

∆Рхх

125

rВ

0,12

Н-

Н Н

35

СН

1,25 24,2 5

x rH

0,06

Таблица 3

Л-1

80

Марка провода

АС500

Удельные параметры

r0

0,065

x0

0,401

b0

2,84

Л-2

200

АС500

r0 x0 b0

0,065 0,401 2,84

Л-3

80

АС300

r0 x0 b0

0,108 0,428 2,73

Л-4

70

АС300

r0 x0 b0

0,108 0,428 2,73

Параметры ЛЭП

r Ом/км мкСим /км Ом/км мкСим /км Ом/км мкСим /км Ом/км мкСим /км

19

5,2 Ом

x

32,08

b

227

мкСим

r x b

13 80,2 568

Ом мкСим

r x b

8,64 34,24 218,4

Ом мкСим

r x b

7,56 29,96 191,1

Ом мкСим

75 17,5 10 100

Реактивная мощность QH (Мвар) 29,5 6,0 4,5 50

8

6

0,06

B

Линии электропередачи Дли на (км)

Н1.1; Н1.2; Н1.3; Н1.4 Н2.1; Н2.2; Н2.3; Н2.4 Н3.1; Н3.2; Н3.3; Н3.4 Н4 СН-1А; СН-1Б СН-2А; СН-2Б СН-3А; СН-3Б СН-4А; СН-4Б

8,42

СН

НН

Обозначение на схеме

Обозначение на схеме

Нагрузки Активная мощность PH (МВт)

Данные по генераторам, турбинам и их системам регулирования приведены в таблицах 5, 6, 7 (файл генераторов PIM-FR.GEN). Таблица 5 Турбогенераторы Ти п генератора ТГ В200 2У 3

Обо значение на схеме Г-1 Г-2 Г-3 Г-4

Номинальные параметры Pном, cosφ Uном, (МВ (кВ) ном т)

200

0,85

15,7 5

Данные для динамики

система возбуждения тиристорная неза виси мая

Tj

xd

x'd

X"d

xq

T 'd 0

7,4

1,84

0,2 9

0,1 9

1,7 8

6 , 8 5

Система возбуждения (№1) – независимое тиристорное возбуждение или тиристорная система самовозбуждения с сериесными трансформаторами Таблица 6 Возбудители (для всех генераторов) Ограничение по Ограничение по напряжению току ТВ Eqe+ EqeEq+ Eq0,04 2 -1,6 2 0,6 20

Таблица 7

0,04

Регулятор возбуждения (для всех генераторов) Ограничения входного сигнаk'u k'if kf k'f kоu ла РВ Upв+ Uрв6 -6 50 5

СТРС % 5

Таблица 8 Регулятор частоты вращения (для всех генераторов) Зн Т0 ТЗ PTmin PTmax ДПО ТПО % С с % % о.е. с. 0,5 1,5 0,5 100 0,7 1,5

ТРВ

Tf 0,1

Примечание: У отключенных от сети генераторов №12 и 13 в исходных данных по возбудителям следует параметр Eq – установить равным 0,3. Данные по нагрузкам для динамики (файл нагрузки PIM-FR.NAG, таблицы 9, 10). Таблица 9 Асинхронные двигатели № Тдв Дас cosφ kзаг Mст Mтрог 1 0,8 0,95 0,8 0,7 0,2 0,1 2 0,85 0,9 0,8 0,7 0,3 0,1 №

kм

Uдв/Uн

Mmax

Mпуск

Iпуск

Sдв

Sr

ном

1

4,0

1,0

1,7

0,73

4,1

2,0

70

2

4,0

1,0

1,06

0,75

4,5

1,8

70

Данные по элементам для расчета переходных процессов приведены в таблицах 5, 6, 7, 8, 9, 10. Данные по нагрузкам для динамики приведены в таблицах 9, 10 (файл нагрузки PIM-FR.NAG). Размещение асинхронных двигателей по узлам нагрузки (номера ДХН) таблица 10. Таблица 10 Номера нагрузочных узлов Тип асинхронного двигателя из таблицы (№ ДХН) 30, 35, 36, 56, 57, 2 41, 42, 54, 55, 45, 46, 58, 59 15, 16, 18, 19, 21, 22, 24, 25 1 Параметры настройки АРВ приняты такими, чтобы при рекомендуемых для проведения лабораторной работы режимов напряжения на выводах генератора оставалось практически неизменным. Для моделирования процессов при возникновении дефицита мощности в качестве основного исходного режима рекомендуется режим в котором: 1. Два блока генератор-трансформатор (№12 и 13) на электростанции отключены со стороны высокого напряжения и работают только на собственные нужды (отключены ветви 12-13 и 13-30, код в узлах 12 и 13 – 1100). Мощность включенных блоков (генераторы №10 и №11) в доаварийном режиме устанавливается, равной номинальной – 200 мВт. Резерв отсутствует, то есть перегрузочная способность агрегатов не учитывается (в таблице РС устанавливается у генераторов №10 и №11 PTmax10 = PTmax11 = 100% ).

Имена файлов по всем видам информации (режим, генераторы, нагрузка, автоматика) для загрузки в программу "Мустанг" – PIM-FR с соответствующим расширением. Особенно следует обратить внимание на данные по двигательной нагрузке (асинхронные двигатели), так как этим определяется регулирующий эффект нагрузки по частоте. Как следует из таблицы "Номера СХН/ДХН" во всех узлах нагрузок собственных нужд электростанции включен эквивалентный асинхронный двигатель типа 1, а в узлах нагрузок сетевых подстанций – двигатель типа 2 (Таблицы 9 и 10).

2.

Нагрузки во всех нагрузочных узлах максимальные (первоначально заданные). Дефицит мощности возникает в результате отделения рассматриваемого района энергосистемы от энергообъединения (шины бесконечной мощности), из-за отключения автотрансформатора АТ-11 (ветвь 48-38). При принятых условиях проведения экспериментов определим максимальный расчетный небаланс мощности без учета потерь в сетях. Активная мощность нагрузок в доаварийном режиме приведена в таблице 11.

21

22

Номера узлов Мощность мВТ

41, 42, 54, 55

35, 36, 56, 57

75*4=300

17,5*4=70

45, 46, 58, 59 10*4=40

Таблица 11. 30

Суммарная мощность потребителей, подводимых под АЧРI, определяется без учета вращающегося резерва в соответствии с исходными условиями

100

Мощность, потребляемая на собственные нужды двух работающих агрегатов – 32 МВт (узлы 15, 16, 18, 19). Суммарная мощность нагрузки и генераторов, отделившейся части энергосистемы в предшествующем режиме. PH 0 Σ = 542 МВт ; PÃ 0 Σ = 400 МВт. Максимальный расчетный дефицит ΔPäî = 142 МВт или 26% от мощности предшествующей нагрузки. 4.2. Расчет параметров настройки АЧР.

PÀ× ÐI = ΔÐäî + 0,05 ÐÍ

3. Разница уставок по времени соседних очередей АЧРII Δt АЧРII = 3c. 4. Число очередей АЧРII B H t À× ÐII − t À× ÐII -n = + 1, nÀ× ÐII = 19 . À× ÐII

Δt À× ÐII

5.

Уставки по частоте АЧРI B =48,7-0,2=48,5Гц (первая очередь) t АЧРI H =46,5Гц (последняя очередь). t АЧРI

6.

Разница уставок по частоте соседних очередей АЧРI

Δf À× ÐI =0,1Гц.

7.

Число очередей АЧРI tB − tH nÀ× ÐI = À× ÐI À× ÐI + 1, nÀ× ÐI = 21 . Δf À× ÐI 23

= 169 МВт.

Мощность PАЧРI распределяем между очередями равномерно P 169 ΔPÀ× ÐI = À× ÐI = ≈ 8,00 МВт. n À× ÐI 21 8. Суммарная мощность потребителей, отключаемых очередями АЧРII

PÀ× ÐII = 0, 4 PÀ× ÐI = 67,6 МВт,

PÀ× ÐII = 0,1 ⋅ 542 = 54, 2 МВт.

Принимаем большее значение - 67,6 МВт. Мощность PАЧРII распределяем между очередями равномерно

Для очередей АЧРI и АЧРII конкретно принимаем следующие параметры настройки: 1. Для всех очередей АЧРII - f АЧРII = 48,7Гц. 2. Уставки по времени АЧРII H =6с. (первая очередь) t АЧРII B t АЧРII =60с. (последняя очередь).

0Σ

ΔPÀ× ÐII =

PÀ× ÐII 67,6 = ≈ 3,5 МВт. nÀ× ÐII 19

5. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ РАСЧЕТНЫХ ЭКСПЕРИМЕНТОВ 5.1. При установке режима по основному варианту после проведения расчета установившегося режима следует проверить значение перетока из системы. Активная мощность Рг в узле 48 должна быть равна 150,9 МВт. 5.2. Ввод данных по возмущению . Возмущение – отключение ветви 48-38 (см. табл. 12). Таблица 12 Поясне- № ние

1 1

Логика

Фактор

Т2 Действие Время Отключить связь

I

J

Np

Уставка

Т1

Кв

I

J

Np

Парам1 0.500

Парам2

Парам3

48

38

5.3. Вод данных по АЧР Каждая очередь АЧРI и АЧРII вводится как отдельная автоматика с фактором fmin и действием "Изменение нагрузки". В данном 24

случае используется модификация действия "Изменение нагрузки", при котором задается мощность отключаемой части нагрузки в МВт. Пример ввода очередей АЧРI показан в таблице 13. Таблица 13 Пояснение

№ Логика Т2

1я очередь

I

J

N p

Уставка

Т1

Кв

Действие

I

J

N p

Парам1

Парам3

Fmin

41

48.500

Парам 2 0.10 0

Изменить нагрузку Fmin

41

8.000

42

48.400

2 2

2я очередь

Фактор

0.10 0

3 3

0.10 0

Изменить нагрузку

42

0.10 0

1.000

1.000

8.000

Таблица 14 Пояснение

№

Л о г и к а

Фактор

Т2 1я очередь

24 24

2я очередь

0.100

25

25

0.100

I

J

J

N p

N p

Уставка

Действие

I

Fmin

41

Парам 1 48.7

Изменить нагрузку Fmin

41

3.5

42

48.7

Изменить нагрузку

42

3.5 00

Т1

Кв

Парам 2 6.0

парам 3 1.00

9.00 0

1.00

5.4. Установка параметров расчета переходного процесса ("Управляющая") Время расчета переходного процесса (Трас) устанавливается таким, когда практически прекращается изменение всех наблюдаемых параметров. Другие параметры расчета устанавливаются следующими: шаг печати (Тпеч) в зависимости от установленного времени расчета переходного процесса принимается таким, чтобы графики были достаточно гладкими; шаг интегрирования h = 0,01с.; Uкр= 0,7о.е.; Тf = 0,5с.; f0 = 50Гц. 5.5. Подготовка наборов контролируемых параметров Для анализа процессов выводятся следующие параметры: частота в узле 30 мощность турбины генератора N10 (Ртг) активная мощность генератора N10 (Рг) активная мощность нагрузки в узле 30 (Рн) активная мощность нагрузки в узле 41 (Рн) 5.6. Расчеты переходных процессов 5.6.1. Переходный процесс изменения частоты при возникновении дефицита мощности при выведенной АЧР Графики процесса по п.3.1. приведены на рис 7. Результаты расчета процесса без АЧР позволяют оценить системный регулирующий эффект нагрузки по частоте, так как мощность турбин, как видно из графика, не изменяется (отсутствует вращающийся резерв).

В действие очередей АЧРI введена выдержка времени Т1=0,1с. Время отключения выключателя принято Т2=0,1с. Пример ввода очередей АЧРII показан в таблице 14. 25

26

При анализе результатов расчета по этому пункту прежде всего следует обратить внимание на следующее: - минимальное значение частоты f min =46,96 Гц;

3 2

- значение частоты после окончания переходного процесса f уст = 49,34 Гц;

1 4

5

Рис.7. Переходный процесс при возникновении дефицита мощности и отсутствии АЧР. 1 – частота, 2 – мощность турбины 10-го генератора, 3 – мощность генератора № 10, 4 – мощность нагрузки в узле 30, 5 – мощность нагрузки в узле 41.

Дефицит можно определить по набросу мощности на генераторы в момент отделения от энергосистемы. Этот наброс составляет ΔPг = ΔPд = 2 ⋅ 66,6 = 133,2 мВт Установившееся изменение частоты Δf уст =50-39,66=10,34Гц Регулирующий эффект нагрузки по частоте KH =

ΔPд f ном 133,2 ⋅ 50 ⋅ = = 1,20 Рно Δf уст 542 ⋅ 10,34

5.6.2. Переходный процесс при действии АЧРI и АЧРII (график приведен на рис.8)

[c]

Рис.8. Изменение частоты при возникновении дефицита мощности и действии АЧР.

27

- количество сработавших очередей АЧРI и АЧРII. В данном случае сработали 16 очередей АЧРI из 21 и 9 очередей АЧРII из 19. Как видно, важное условие, недопустимости даже кратковременного снижения частоты ниже 45 Гц выполняется. Частота восстанавливается до значения, при котором энергосистема может длительно работать. Несколько неблагоприятным является распределение числа сработавших очередей между АЧРI и АЧРII, что является недостатком типового исполнения АЧР. При неравномерном распределении числа сработавших очередей повышается ущерб от отключения потребителей, так как, например, в данном случае от АЧРI могут отключаться более ответственные потребители, подключенные к очередям АЧРI со сравнительно низкими уставками по частоте, в то время как менее ответственные потребители, подключенные к первым очередям АЧРII, не отключаются. Для устранения этого недостатка применяется совмещение действия АЧРI и АЧРII, которое заключается в том, что одни и те же потребители, подключаются к некоторым очередям АЧРI и АЧРII. (Моделирование совмещенной АЧР выполняется студентами по индивидуальному заданию). Кроме приведенных выше расчетных экспериментов предлагается провести расчеты переходных процессов и проанализировать полученные результаты при следующих условиях: 1. Снизить дефицит мощности по сравнению с максимальным расчетным дефицитом. Конкретно рекомендуется в предшествующем установившемся режиме снизить мощность нагрузки в узле 30. 2. Изменить состав и загрузку генераторов на электростанции. Например, рекомендуется рассмотреть режим, когда суммарная исходная мощность генераторов сохраняется тремя включенными генераторами, загруженными на 133 МВт каждый (суммарная мощность 133*3=400МВт). 3. Расчитать по рекомендациям [1] и загрузить в программу данные по ЧАПВ. Провести расчетные эксперименты при нали28

чии АЧР и ЧАПВ при исходном базовом режиме и режимах по п.п. 1 и 2. 1. 2.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ Рабинович Р.С. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем. М.: Энергоатомиздат, 1989. – 352с. Стернисон Л.Д. Переходные процессы при регулировании частоты и мощности в энергосистемах. М.: Энергия, 1975.- 216с.

АВТОМАТИЧЕСКАЯ ЧАСТОТНАЯ РАЗГРУЗКА ЭНЕРГОСИСТЕМ Методические указания к выполнению лабораторной работы для студентов специальности 210400 направления 551700

Составитель Вайнштейн Роберт Александрович

Подписано к печати Формат 60х84/16. Бумага офсетная. Печать RISO. Усл.печ.л. Уч.-изд.л. Тираж 100 экз. Заказ № Цена свободная. Издательство ТПУ. 634050, Томск, пр. Ленина, 30.

29

30