/
Tags: электротехника
Text
УДК
621.311
М 80
w fl ПС Г-. T"l”‘
II C f ”
: ?:::::: > •: 55 ::
МОСКОВСКИЙ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ
ИНСТИТУТ
(технический университет)
!:W
В. П. МОРОЗКИН
ПРОТИВОАВАРИЙНАЯ
АВТОМАТИКА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ
СИСТЕМ
ЗАДАЧИ И УПРАЖНЕНИЯ
Личнэя библиотека
ULTLXl'-ll
МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
МОСКОВСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ
(ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ)
В.П. МОРОЗКИН
ПРОТИВОАВАРИЙНАЯ АВТОМАТИКА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
ЗАДАЧИ И УПРАЖНЕНИЯ
Учебное пособие
по курсу
“Автоматика электроэнергетических систем"
Под редакцией Н. И. Овчаренко
Москва
Издательство МЭИ
1998
УДК
621
М 80
УДК: 621.311 (075.8) (076.2)
Утверждено учебным управлением МЭИ
в качестве учебного пособия для студентов
Рецензенты:
докт. техн, наук проф. В. А. Строев
докт. техн, наук проф. В. А. Шуин
Подготовлено на кафедре релейной защиты
и автоматизации энергосистем
МОРОЗКИН В.П.
ПРО ГИВОАВАРИЙНАЯ АВТОМАТИКА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ. ЗАДАЧИ И
УПРАЖНЕНИЯ / Под ред. Н. И. Овчаренко. - М.: Изд-во МЭИ. 1998 -
32с.
ISBN 5 - 7046 0308 - 4
Приведены расчетные соотношения величин и изложены методы
расчетов, связанных с формированием управляющих воздействий
автоматических устройств противоаварийного управления
электроэнергетическими симтемами
Предназначено для студентов старших курсов элск i р<> »нсрг етического
факультета.
ISBN 5-7046 -0308 -4
О
Московский энергетический институт, 1998 i
ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕННЫХ НАИМЕНОВАНИЙ
АРЧВ - автоматическое регулирование (автоматический
регулятор) частоты вращения гидро- (ГГ),
турбогенераторов (ТГ);
АРВ - автоматическое регулирование (автоматический
регулятор) возбуждения синхронного генератора;
МИЧВ - механизм изменения частоты вращения,
ВЛ - воздушная линия электропередачи;
КПР - контроль предшествующего режима,
АРОЛ - автоматическая разгрузка при отключении линии
электропередачи,
АРОГ - автоматическая разгрузка при отключении
генератора.
1. ТРЕБОВАНИЯ К ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКЕ
ПО УСЛОВИЯМ УСТОЙЧИВОСТИ
ДИНАМИЧЕСКОГО ПЕРЕХОДА
В результате возмущающего воздействия электропередача
(рис.1) переходит из режима с параметрами Ро, 80 к режиму с
параметрами P,va, 5п/«- Происходит простой динамический переход.
Простой переход находится на границе устойчивости, если энергия,
затраченная ротором при торможении до исходной скорости
вращения, равна энергии, приобретенной при ускорении, те.
соблюдается равенство площадок ускорения и торможения [ 1 ]. У
простых переходов есть особенность: при одинаковой исходной
мощности Pd/a электропередачи динамическая устойчивость тем
хуже, чем меньше в послеаварийном режиме сопротивление связи X
= Хг + Х-п + Х„ + Х-п.
Для зоны относительно больших значений d<v„ = 80
максимальное значение отношения Рт/Рпр по условию устойчивости
простого динамического перехода может быть вычислено по
формуле [2 ]
Рт
Рпр
= 0,74 + 0,26 sin 80,
(1)
где Рт - мощность турбины;
Р„р - предельная мощность электропередачи;
Pnp = EU0/X.
(2)
Предельно допустимое значение наброса мощности
определяется двумя условиями: запас статической устойчивости в
послеаварийном режиме не должен быть ниже нормативного
значения; простой динамический переход к новому режиму с
увеличенной передаваемой мощностью должен быть устойчивым.
При отсутствии аварийной разгрузки максимально допустимое
значение запаса по мощности по условию устойчивости простого
динамического перехода записывается в виде [ 2 ]
В = = °'74К-
Рт“ Р^р 1+0,74 К. ’
(3)
а минимальное значение запаса статической устойчивости в
послеаварийном режиме в зависимости от значения начального угла
М2]
IQmin = ---, (4)
2,846 +sin <5,
где Ка - запас статической устойчивости в нормальном (исходном
режиме);
Р“пр, Р^пр - предельные мощности электропередачи в нормальном
и послеаварийном режимах соответственно.
Если начальный угол 50 равен углу в исходном режиме и
характеристики Р(8) в статическом и переходном режимах
совпадают, то
sin80= —-— . (5)
1 + К.
Из указанных формул для расчета р1пак, min можно сделать
следующий вывод: устойчивость простого перехода определяется
запасом статической устойчивости приКс >К<;mm , а при К< < К<Го1п
определяющим является нормативный запас устойчивости в
послеаварийном режиме.
Задача Электростанция работает через линию
электропередачи на электрическую систему неограниченной
мощности (рис. I). Предельная мощность рассчитывается по (2).
ЭДС генератора
E = >/(Uo + Qo-Xe/ Uo)2 + (Ро Хе / Ц,)2 (6)
и его параметрам:
при отсутствии АР В
Е = Eq = const, Хг = Xjj; (7)
при APB пропорционального действия
Е = Е = const, Xr = X а. (7а)
При АРВ сильного действия в зависимости от настройки АРВ
на напряжение на шинах генератора Е = Ur или на напряжение в
начало линии Е = Пл; при этом
Xv = ХТ1 + х„ + X п (8)
или
А = X, + Хт2 (9)
соответственно.
Зависимости нормативного значения тапаса устойчивости для
различных значений снижения запаса устойчивости к
послеаварийному режиму приведены на рис. 2.
2. РАСЧЕТЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ПЕРЕТОКОВ
МОЩНОСТИ
2.1, Расчет перетоков мощности по линиям связи
при нарушении баланса мощности
В электроэнергетических системах, состоящих из нескольких
энергорайонов, реакция нарушения баланса генерируемой и
потребляемой мощностей такова, что вслед за первичным
небалансом возникает вторичный, изменяющий сальдо перетоков
каждого из энергорайонов. При новой частоте в i-м энергорайоне,
как и в других районах, нескомпенсированная часть первичного
небаланса через изменения сальдо одного энергорайоная передается
в другие энергорайоны. Для определения изменений перетоков
необходимо знать схему межсистемных связей, суммарные
действительные мощности агрегатов и мощности нагрузки, а также
регулирующие эффекты нагрузки по частоте для передающей и
приемной энергосистем, в общем случае различные. Коэффициенты
крутизны статических частотных характеристик для i-ro
энергорайона вычисляются в виде
I KfnPn
Kt, = ---- (10)
где Pn, Рг и Kfr, - номинальные мощности i-ro агрегата, энергорайона
и коэффициенты крутизны статических частотных характеристик
синхронных генераторов.
Значения К&, соответствующие снижениям частоты ниже
номинальной на (0,2-0,4 Гц), находятся в пределах 7-12; при
повышении частоты свыше 50 Гц на (0,5-1,0 Гц) величина Kf не
превосходит 10-14.
Пример. Пусть в цепочечной схеме (рис. 3) максимальные
мощности энергорайонов равны: Рд; Рв; Рс Значение
коэффициентов крутизны Кп (установившиеся значения после
действия АРЧВ) и Kq (то же после проявления влияния
теплотехнической части): КАп, Kaq; КВп, KBq; Ксл- Перетоки по
связям Рдв и Рве При аварийном снижении мощности в
энергосистеме С на ДРс изменения перетоков мощности в
послеаварийном режиме после действия АРЧВ составляют [ 1 ]:
ДР АВ ~ ДРс
РдКп
РаК* + РвК«+РсК^
ДРвс — ДРс
Рл К* +РВ Ксп
РАК* + РВК»+РСКСП
Снижение частоты
Af,=
ДРс
ДРд кп + рв кп + рс кп
(11)
(12)
(13)
После замены в (11)-(13) Кп на Кп, получаются новые
значения изменений перетока мощностей Рдв и Рве и частоты ДГ2
Задача. Рассчитать изменения перетоков мощностей и частоты
в цепочечной энергосистеме, состоящей из трех сосредоточенных
энергорайонов (см. рис 3). Исходные данные для выполнения
задания приведены в табл. 1.
Рис. 3 Расчетная схема
Исходные данные
Таблица 1
Уменьше ние гене- рирую- щей мощнос- ти ДРс, МВт Мощности ЭЭС, МВт Коэффициен- ты крутизны энергосистем А,В,С Перетоки мощности
Ра Рв Рс Кп Кс Рав Рве
1000 1000 7000 15000 12(A) Ю(А)
800 8000 5000 12000 8(B) 6(B) 0,04Ра 0,04Рв
600 6000 4000 10000 7(C) 6(C)
2.2. Распределение нагрузки между параллельно работающими
агрегатами
Задача. Пусть i-й агрегат имеет номинальную мощность Рщ и
статизм характеристики регулирования частоты вращения бп. При
общем изменении мощности энергосистемы на ДР доля изменения
мощности i-ro агрегата составит (1 ]:
ДР,= др. (14)
V “га
Рассчитать распределение мощности между параллельно
работающими 5 агрегатами со статическими характеристиками,
приведенными в табл.2, а также долю наброса мощности в
энергосистеме, приходящуюся на каждый генератор, при общем
набросе мощности ДР = 100 МВт.
Таблица 2
Данные параллельно работающих агрегатов
Мощность агрегата МВт 60 100 300 200 165
бг,% 4,5 4,5 4,75 4,6 4Л
3. РАСЧЕТ СТАТИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
3.1. Исходные данные и расчетные соотношения
При расчете статической устойчивости электропередачи
следует исходить из следующих данных:
Загрузка линии в долях натуральной мощности
U, кВ 750 500 330 220 НО кВ
Р/Рнат 1,0 1,5 2,5 3,0 4,0
Таблица 3
Пропускная способность линий
Напряже- ние, кВ Натуральная мощность, МВт, при волновом сопротивлении. Ом 400 300-314 250-275 Наиб, перед, мощность на одну цепь, МВт Наиболь- шая длина, км
110 30 - • 25-50 50-150
220 120 160 - 100-200 150-250
300 270 350 - 300-400 200-300
500 600 - 900 700-900 800-1200
750 - - 2100 1800-2200 1200-2000
Параметры линий электропередачи:
ПО кВ Хо Ом/км Во 10* См/км
0,420 2,75
220 кВ Хо Ом/км Во10*
0,425 2,75
330 кВ Хо Ом/км Во 10* См/км
0,325 3,42
Как следует из известных методов расчета статической
устойчивости двухмашинных систем [ 1 ], собственные мощности
генераторов вычисляются как
и
Е1 Е2
Рщ = —- Sin оси ; ра = _2_ . sin ос^ (15)
Zn
Наибольшая взаимная мощность
_ Е, Е,
Ры = _р1. (16)
z[2
Для расчета относительного взаимного движения роторов
генераторов постоянные инерции приводятся к одной базисной
мощности Рб:
р
Tj = TJ[tOM .Гмл. (17)
Рб
Уравнения движения имеют вид
Рб = Рп-Рп; (18)
й>п dr
Рб — ^ф-=Рт2-₽п- (19)
а>п dr
Поскольку эквивалентная постоянная инерции
Т = Tji
" 1 + Тя/Ти
ТО
Рб =Рт«-Рг« (20)
й\) dt
Мощности эквивалентных турбины и генератора:
= Рт|-РС», Тн Р-Р
1-Тл/Тл Тй 1+Тй/Тл
sin (г,;- <C|2) Tjj sin(<?|2+ К,3)
1+Тл/Тй Тй‘ 1+Тл/Тй .
Принимая за базисную максимальную мощность по
эквивалентной характеристике мощности в исходном режиме,
можно записать уравнение движения для одномашинной схемы
рь Ь. = Рт. - Ри sin 5,1 . (23)
<d0 dt
Для выполнения условия статической устойчивости
двухмашинной системы требуется, чтобы соблюдалось равенство
ускорений относительно синхронной оси
d2<5, = d2^
dt2 dt2 ’
Предельная мощность генератора по условию статической
устойчивости
Р™» = Рс> + Р12------1 + Тл/усо82ос,2 (25)
zi.T /т VCTn^To) +2ТЛ/Тп cos 2 «|2+1
1+тп/тп
3.2. Коэффициент запаса по активной мощности
Статическую устойчивость проверяют по передаваемой
мощности в межсистемной связи. Допускается передача мощности
на 20% меньшей, чем расчетная предельная мощность в
номинальном режиме, и на 8% в послеаварийном режиме, т.е.
принимаются нормативные коэффициенты запаса по мощности Кр, „
= 0,2 и Крс н = 0,08 соответственно.
Действительный коэффициент определяется для всех сечений.
Пример. Межсистемная связь включает в себя линии
электропередачи 500 кВ, 330 кВ и 220 кВ.
Коэффициент запаса по мощности для проверяемого сечения
Р„-ДР,-Р
Р
где Р„р - определяется по характеристике мощности или по формуле
(2);
ДР, - определяется,как показано ниже,в § 3.3;
Р - действительная мощность в проверяемом сечении
межсистемной связи.
Максимально допустимый переток, при котором в
контролируемом сечении обеспечивается требуемый запас
статической устойчивости
Рмд -
р-р-др,.
1 + Крдн
(27)
На рис. 4 показано, как могут быть использованы формулы
(26) и (27) в соответствующих реальных случаях а-г:
Кр =
1000-200-700
700
100 = 14%
-юо
о—
лр-гоо piMBr
300-200-(-1(Ю).100=2()()%
-(-100)
80-200-(-180) 100 =33%
-(-180)
_ Р^-ДР.-Р
400
-400
Рис. 4. К определению коэффициентов запаса по мощности
а)К₽ =
Рпр-ДР.-Р
Р
_ Рпр-АР.
1,
6) при Р„р - ДР, > 0, но Р < О
_ Рпр-ДР,-Р -Рпр-ДР,
Кр _р - ,рщ-——
в) при (Рпр - ДР,) <0 и Р > О
Рлр-ДР.-(-Р) „ -Рпр-ДР,
Р’ -(-Р) ,Рад= икР1н
г) для границ:
верхней
Р„,-ДР,-Р _ Рпр-ДР,
Р ’ “ 1.2
(28)
нижней
_ Рпр+ДР,-Р _ Р,ф+ДРг
» * мл
Р 1-кР1Н
Задача. Для реверсивной электропередачи дано: ДР, = 250
МВт, указаны предельные мощности.
Найти максимально допустимые перетоки мощности по
линиям Л1 и Л2
Рис. 5. К определению максимально допустимых перетоков
мощности в сечениях 1 и 2 электропередачи
3.3. Нерегулярные колебания мощности
Нерегулярные колебания перетоков мощности имеют
случайный характер и зависят от мощностей Pi, Pj связываемых
энергосистем. Максимальные значения нерегулярных колебаний
перетоков ДР, принимаются как сумма наибольших значений
высокочастотной и низкочастотной их составляющих и вычисляются
по формуле
ДР, = К
I РгР2
р1+р2
(30)
где К = 1,5; 0,75 при отсутствии и наличии автоматического
регулирования частот и мощности в энергосистемах соответственно.
Рассматривается множество режимов нерегулярных
колебаний, различаемых как указано на рис. 6, например для трех
режимов.
Рис. 6. Режимы нерегулярных колебаний мощности
а - Р| и Pj некоррелированы,
б - Ри и Р|3 коррелированы;
в -Pi и Pj взаимозависимы
4. РАСЧЕТ ОБЪЕМА РАЗГРУЗКИ ЛИНИЙ
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ СТАТИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ
В ПОСЛЕАВАРИЙНОМ РЕЖИМЕ
4.1. Максимальный объем разгрузки
Мощность разгрузки Ррир, которую должна обеспечить
нротивоаварийная автоматика, определяется по разности
максимально допустимых передаваемых мощностей в до- и
послеаварийных режимах [ 2 ]:
ДР™^
Кц (Pd/a-M-Д
” Pri/а мд)
у (Р. пр-АР. Рс„р-ДРКА
I 1 + Кр.и 1 + Kft.„ J
где Кр,н, Крен - нормативные, как указывалось (§ 3.1),
коэффициенты запаса по мощности в указанных режимах
соответственно, Кр,.,, = 0,2; Кро, = 0,08;
К.и - коэффициент, учитывающий возможность повышения
пределов передаваемой мощности в сечении электропередачи при
повышенных значениях напряжения, Ки = 1,0-1,05.
4.2. Начальные уставки КПР
Уровень предшествующего перетока активной мощности в
сечении, начиная с которой автоматика вводится в работу, -
начальная уставка КПР по перетоку в сечении
где Р*пр принимается для той же ремонтной схемы, для которой
определяется АР^ра-л? , Ku - коэффициент, учитывающий возможное
снижение напряжения, Ки = 0,9-1,0; Кч - коэффициент
чувствительности, автоматики Кч= 1,1-1,3; ЬС, = 1 + Креи = 1,02-1,18;
К - коэффициент, учитывающий относительную погрешность
измерительных реле мощности и трансформаторов тока и
напряжения, Кс = 1,05-1,12.
Начальная уставка КПР по перетоку мощности в
контролируемой линии
(33)
где К^'респ - коэффициент распределения, характеризующий долю
суммарного перетока мощности сечении Р^ , приходящуюся на
контролируемую линию, К'^рщ, = Рл / РЕ .
Объемы разгрузок при перетоках в сечении и в линии,
превышающих начальные уставки КПР, соответственно
ЛРралр ~ Рг - Рк“чкпр1: ;
ЛРр.яТ, л = (Ря - Р“ЧКПРЛ ) / к^
4.3. Ступени разгрузки
При большом максимальном объеме разгрузки согласно [1]
предусматривается несколько ее ступеней. Уставка КПР каждой
последующей ступени определяется начальной уставкой и объемом
разгрузки предыдущей ступени:
Р^'кпге =Р1ачкпрг + Р'р.тгр;
(35)
Р^кпрл = Р“чкпрл + Р'р^ К*™ .
Ступени разбиваются с небольшим нарастанием прирашения
объема разгрузки от ступени к ступени так, чгобы соблюдалось
условие
р|*1 р>
—ЕЕ. S ЛЕЕ. ; (36)
pi pi-1
ГКПР ГКПР
ДР' 'рвзгр ДР1 разгр 2 ДР раир ДР1 разгр
4.4. Автоматика разгрузки при отключении линии
Задача. Выбрать настройку АРОЛ по условию обеспечения
статической устойчивости в послеаварийном режиме межсистемной
связи, в полное сечение которой входят линия 500 кВ, где
устанавливается АРОЛ и линии 330 и 220 кВ. Определить
максимальный объем разгрузки сечения, уставки КПР для всех
ступеней АРОЛ и объем разгрузки при действии каждой ступени.
Основные сведения приведены в табл. 4.
Таблица 4
Исходные данные для расчетов
Номер схемы Схема Пределы передана емой мощности, МВт по линии напряже ние, кВ 500 330 22С Рдр» МВт Рд/а-Ро, МВт, при К р.„=0,2 Рц/а,, МВт, при =0,08 дрмх МВт, без разгр МВт,) К„=1,03
1 Нормальна) 1120 620 235 1975 1550 - 619 638
2 Отключена ВЛ 500 кВ 0 835 285 1120 - 931
3 Отключена ВЛ 330 кВ 1310 0 305 1615 1250 - 1023 1054
4 Отключена ВЛ 500 кВ 330 кВ 0 0 360 360 - 227
5 Отключена ВЛ 220 кВ 1185 715 0 1900 1488 - 710 731
6 Отключены ВЛ 500 кВ и 220 кВ 0 955 0 955 - 778
Примечание. Первые десять заданий имеют пределы передаваемой
мощности по указанным ВЛ соответственно:
1000 + N.20; 620, 235 МВт.
Вторые десять заданий: 1120; 500 + N.20; 235 МВт.
Третьи десять заданий: 1120; 620; 200 + N.10 МВт.
i»n
ДРм=115МВт; Ргпр=^ Рл₽1> где i - номер линии.
Н1
При номинальной схеме №1
р„ . |ТО-|И.|!ИМв,
НЦ, 1.2
Расчет Pi„p для каждой схемы выполняется отдельно, при этом
за предельное значение Р-^ i -схемы принимается такое значение
Р^пр > при котором по какой-либо линии нарушается статическая
устойчивость. Поэтому Pjupi, как правило, не равны ХРпр л, где Р1фл -
предельная мощность по линии.
Методика расчетов. Выбор настройки АРОЛ по условию
обеспечения статической устойчивости для примера
рассматривается по результатам расчетов в схемах №5 и №6
(см.табл.2) для ремонта ВЛ 220 кВ. При этом (см табл.2) поскольку,
как правило, при отключении контролируемой линии в ремонтной
схеме требуется больший объем разгрузки, чем в нормальной.
На основе предварительно проведенных расчетов
принимаются: Ки = 1,03, ДРК =115 МВт. Максимальный объем
разгрузки
Др"”^ = 1,03
р900-115 955-115^
I 1,2 1,08 J
= 730 МВт.
Начальная уставка К ПР по сечению
Р^ = (2^15W6e640 MBT,
1,08 -1,02 1,15
где Ku = 0,96; Кч = 1,02; К£ =1,15.
При контроле предшествующего режима только по линии
500 кВ
Рн"чкпрл = (955- 1Ч) °’96 . 0,75 = 400 МВт.
1,08 1,02 1,15
Здесь КЕ = 1,05, Кд'”расп = 0,53 (получено расчетным путем для
диапазона перетока в сечении 800-1500 МВт при различных
способах перераспределения на1рузок между передающей и
приемной частями систем).
Зависимость требуемых объемов разгрузки от суммарного
перетока Р в сечении в пределах от Рнвчклр до Р^кпр + ДРгп“Р<пгр и
перетока Рл по контролируемой линии изображаются наклонными
отрезками прямых 2 и 1 (рис. 7) соответственно.
Рис. 7. Настройка АРОЛ
Если, например, автоматика выполняется трехступенчатой, то
при общем объеме разгрузки ДР™3’,^ = 730 МВт, начальных
уставках Рночкпр = 640 МВт и Р^изр-л = 400 МВт, можно принять
ступени разгрузки 180; 250 и 300 МВт. Согласно (20)
pi»1 pi
Klip < ГКПР . др'»1 _ ДР1 > др' . Р'-1
pi ~ pi-1 ,/ЛГ pa5r₽ pwp ,
“кпр “кпр
р-»1
кпр - Р“чкпр + APi (37)
При указанных Р<1)кпр = Р“чкпр = 640 МВт; Р"”чкпр.л = 400 МВт.
Р(2)кпр = 640+ 180= 820; Р<31кпр = 820 + 250 = 1070;
Р^кпр-Л = 400 + 180 0,53 = 500; Р^кпрл = 640.
Условия (36) выполняются. Действительно,
730-430 >430- 180 МВт;
820 640
640 500 '
Выбранная настройка ступеней, показанная на рис. 7, принимается в
качестве исходных на следующем эгапе расчетов, когда проверяют
сохранение устойчивости в переходных процессах.
5. РАСЧЕТ ОБЪЕМА РАЗГРУЗКИ ПРИ ОТКЛЮЧЕНИИ
ГЕНЕРАТОРОВ
При внезапных отключениях генераторов в дефицитной части
энергосистемы происходит наброс нагрузки на связи.
Противоаварийная автоматика в указанных случаях измеряет
предшествующую мощность генераторов Рг , суммарную
предшествующую передаваемую в контролируемом сечении
мощность Pd/aj и при фиксации отключения генератора осуществляет
дозированное воздействие в зависимости от значений этих величин
Уставки и воздействия принимаются по условиям обеспечения
нормативного значения запаса мощности в послеаварийных
режимах.
5.1. Максимальный объем разгрузки
Для обеспечения статической устойчивости в послеаварийном
режиме необходимо снижение генерируемой мощности в
избыточной части. Максимальный объем разгрузки [ ]
Р -ДР Р -ДР
ДРтэхраэгр= ПР12 ‘-^ + KfP-r, (38)
где Рщ, - предельный переток мощности (см.гл.1);
ДР, - наибольшее значение нерегулярных колебаний мощности в
контролируемом сечении (см. §3.3);
Kf - частотный коэффициент, характеризующий долю
отключенной мощности, набрасываемую на контролируемое
сечение;
Р™^ - максимальная мощность блока генератора-трансформатор,
который может отключиться.
5.2. Определение частотного коэффициента
Частотный коэффициент (по электрообъединению) может
приниматься равным сумме коэффициентов Кг и К„ крутизны
частотных характеристик генераторов передающей и нагрузки
приемной частей энергосистемы
Kf=Kfr + Kfc.
Как указывалось ранее (см. §2.1), экспериментально
установлено, что при Af ® 0,2-0,5 Гц и Р = 1,2-1,45, частотные
коэффициенты:
К-п - 7-12 после действия АРЧВ и Kq, = 2 после действия
регуляторов тепловой электростанции.
Непрерывная с переменной крутизной частотная
характеристика генератора обычно аппроксимируется двумя
отрезками прямой (рис. 8).
При этом
С'ООб f-0,15 Ц5 лг.гц
Рис. 8 Принимаемые зависимости К& = ф (Af)
для гидро- и турбогенераторов
Kfn = Kfr I 1--— ] при /Af7 > e,
\ 2Aaf7
(39)
Kfn = Kfr— при/Af7 < в.
2e
Частотные коэффициенты генераторов передающей и
приемной частей
п
ХК Р
frncp i * r.nept
Kfrtiep= — -7г— ;
* r nep.
Kfr при
" I
V К Р
Z- ^fr.npMi rnpMi
(40)
г.прм.
где Р н ; Р г - номинальные и фактические мощности включенных в
энергосистеме агрегатов.
Частотные коэффициенты по энергообъединению
= Kfrncp
Р Р
1 г пер Гг прм* г прм
Р'гХ
(40а)
v ^frnep Рнлср ГнлрмРнлрм
Кй,----------------------------
РнЕ
5.3. Определение мощности разгрузки
При отключении генератора мощностью Ро г [2]
ДРрпяр = Ро г - у- (Ри «Р К& - (Рг пор - Рог)- Kfr пор] . (406)
*н
Если if > 0, (в мощных энергообъединениях), то
ДР = РрдВ
w А + В
(40в)
где А — (Рнпрм ' Рон) ' прм " Р г .при Kfr прм »
В = Рд.пер пер " (Рг пср " Ро г) ^fr.nep
(40г)
Для слабых связей
Рц |Гры ~ Рн орм » Ро.и > Ри.прм ,
Рр.пср ~ Ринер , Рог Рр.пер
Поэтому согласно (40в)
Р Р К +Р Р к
Лр _ ох ГЛРМ Гпрм олг гпер^Глер
рвэгр ““ '
к И Р К 4-Р К
1 rjipw^fnpM г лер''Т пер
(40д)
На рис, 9 построен график, характеризующий объем разгрузки,
на плоскости с координатами Ра/В и Рг . Линии равного уровня
разгрузки Ррпгр изображаются отрезками прямых, имеющих наклон к
оси Рй/ве под углом а = arctg Kf (линия ав, cd).
5.4. Настройка автома тики разгрузки при отключении
генератора
Начальная уставка перетока в сечении органа контроля
предшествующего режима Р|ИЧкпр , начиная с которого может
действовать автоматика:
P™4KnP£ - РкПРЕ! = Ku (Р0!^ - Kf г) .
Начальная уставка по мощности генератора
Р^-АР,
Р^кпрг = Ркпрн = 0,093 -Д - ж . (42)
Kf
Многоступенчатая автоматика имеет п реле контроля
предшествующей мощности в контролируемом сечении и п-реле
контроля мощности генератора. Их уставки определяются
равномерным разбиением диапазонов мощности соответственно от
Р1<ачкпр до Риячкпк и от Рначю1Р г1 до Рг!'ахг.
Задача 1. Реле контроля мощности
двухступенчатой автоматики имеют уставки (рис. 9) [2]
ртих_ рн»
РкПРг! “ Р™4КПР г i РкПР г2 = Р“ЧКПР г + КП>> Г
генератора
(43)
hi Ci:.)
К В с А А '•; ’ О Г
Рис. 9. Графики настройки двухступенчатой автоматики
Реле контроля предшествующей мощности в контролируемом
сечении имеют уставки
Р -P“
Ркпип = Р"‘чкин: ; Ркпти = Рначкгат+ —-ЩГГ (44)
Обе ступени осуществляют одинаковый объем разгрузки,
равный ДР^рвтгр / 2.
Задача 2. Выполнить расчеты очередей двухступенчатой
автоматики для заданных значений мощности генераторов и
перетоков мощности.
6. ИМПУЛЬСНАЯ РАЗГРУЗКА ПАРОВЫХ ТУРБИН
6.1. Характеристики энергоагрегатов тепловых электростанций
Быстродействующее кратковременное снижение мощности паровых
турбин (импульсная их разгрузка), допустимая за счет сброса пара в
редукционные охладительные установки, существенно повышает
динамическую устойчивость электропередачи При расчетах
дозированных воздействий на тепловую турбину для импульсной
разгрузки используются соответствующие характеристики тепловых
энергоагрегатов электростанций.
Статическая характеристика турбин - зависимость
вращающего момента М или мощности Р от частоты принимается
линейной:
М = А-Вш; (45)
Р = (А-Вй)/ю, (46)
где А, В - см. (40г).
Нерегулируемая турбина имеет линейную падающую
характеристику:
при М = I, оо “ 1; при М - 0, ® = 2; при М = 2, и — 0.
Наклон статической характеристики (статизм) регулируемой
турбины
b = Ь. . (47)
ДР
Изменение мощности i-ro агрегата при общем изменении
мощности энергосистемы
ДР, = ДР. (48)
V _Hi.
Неопределенность значения мощности агрегата из-за наличия
зоны нечувствительности автоматического регулятора частоты
вращения ЬР = е/Ьп; где £ < 0,15 Гц (0,3%),
Если Ь = (4,5+0,5)% (по правилам технической эксплуатации),
то точность распределения мощности между турбоагрегатами,
обеспечиваемая АРЧВ, составляет 6-7%, между гидроагрегатами
(1,2-1,4)%.
Показатели инерционности:
Тс.р - постоянная инерции тепловой турбины,
Ttp = 0,2-0,5 с;
Тмичв - постоянная времени МИЧВ,
1'мичн = 30-60 с;
Тумом - приведенная к мощности Рт постоянная инерции
турбоагрегата.
р
Ту = Ту[юн —, (50)
*тном
где Ту „ом = 6-12 с;
Тп - постоянная времени парового объема, Тп = 0,2-0,4 с;
Тпп - постоянная времени промежуточного пароперегревателя,
составляет от 5 до 10-15 с (обычно Тга1 = 5-8 с);
Тгд - постоянная времени гидравлического двигателя
(сервомотора),
Тг д * 0,25 с;
Тгу - постоянная времени гидравлического усилителя,
получающегося жесткой отрицательной обратной связью
гидравлического двигателя, Тгу = 0,2-0,5 с.
6.2. Определение интенсивности импульсной разгрузки
Задача 1. Найти интенсивность импульсной разгрузки турбин,
обеспечивающей сохранение динамической устойчивости
электропередачи (рис. 10) при КЗ на одной из отходящих от шин
электростанции линий.
Рис. 10. Упрощенная схема электропередачи
Для качественного описания происходящих при импульсной
разгрузке турбин процессов используется метод площадей ускорения
и торможения синхронного генератора, работающего на
электроэнергетическую систему неограниченной мощности.
При этом принимается угол сдвига фаз между ЭД С Е'
генератора и напряжением Ц- = I отн .ед на шинах энергосистемы
я рсх
50 = arcsm —г—
EUe
в соответствии с заданием (в отн.ед.): мощность, передаваемая в
систему, Рс = 0,882; Qn = 0,42
Максимумы характеристик передаваемой мощности, при КЗ
(двухфазное КЗ) Ркт = 0,598; в послеаварийном режиме Р^т = 1,440;
угол в момент отключения КЗ 5, = 1,5 Ьо.
Решение задачи по нахождению интенсивности разгрузки
турбины проводится вычислением площадей ускорения Sy во время
КЗ и торможения Sr синхронного генератора после отключения КЗ в
первом периоде его синхронных качаний (рис. 11 ,а): определяется S,
= Sy и соответствующий максимальный угол Sm ротора синхронного
генератора. Характеристика изменения мощности турбины Р/5)
после импульсного воздействия на ее разгрузку строится таким
образом, чтобы при Sr = Sy угол 5m был меньше предельного по
условию сохранения динамической устойчивости угла Sl!p.
Показывается качественно график изменения мощности турбины во
времени (рис. 11,6).
Рис. 11. Характеристики мощности электропередачи и турбины
Р,(а); временной график Рт при импульсной разгрузке
турбины (б)
Литература
I. Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е., Окин А.В. Расчеты
устойчивости и противоаварийной автоматики в
энергосистемах. М.: Энергоатомнздат, 1990.
2. Окин А.А. Противоаварийная автоматика. М.: Издательство
МЭИ, 1995.
СОДЕРЖАНИЕ
Стр.
Перечень сокращенных наименований............... з
1. Требования к противоаварийной автоматике
по условиям устойчивости динамического перехода .
2. Расчеты распределения и перетоков мощности.... 7
2.1. Расчет перетоков мощности по линии связи
при нарушении баланса мощности................ ?
2.2. Распределение нагрузки между параллельно
работающими агрегатами........................ 5
3. Расчет статической устойчивости.......... . 10
3.1. Исходные данные и расчетные соотношения .... 10
3.2. Коэффициенты запаса по активной мощности . . 12
3.3. Нерегулярные колебания мощности ........ 15
4. Расчет объема разгрузки линий электропередачи
для обеспечения статической устойчивости
в послеаварийном режиме ................... 16
4.1. Минимальный объем разгрузки............ 16
4.2. Начальные условия КПР ............... . . . 17
4.3. Ступени разгрузки . . ................. 18
4.4. Автоматика разгрузки при отключении линии .... 18
5 Расчет объема разгрузки при отключении генераторов.
5.1. Максимальный объем разгрузки.............22
5.2. Определение частотного коэффициента......22
5.3. Определение мощности разгрузки.......... 24
5.4. Настройка автоматики разгрузки при отключении
генератора .................................. 25
6. Импульсная разгрузка паровых турбин...........26
6.1. Характеристики энергоагрегатов тепловых
электростанций................................26
6.2. Определение интенсивности импульсов разгрузки . 28
Литература....................................30
Учебное издание
Виктор Павлович Морозкин
ПРОТИВО АВАРИЙНАЯ АВТОМАТИКА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
ЗАДАЧИ И УПРАЖНЕНИЯ
Учебное пособие
по курсу
“Автоматика электроэнергетических систем”
ЛР N 020528 от 05.06.97
Редактор Н.И. Овчаренко
Редактор издательства Е.А.Улановская
Темплан издания МЭИ 1997 г.(П),учебн. lgj
Подписано к печати 14.01.98 г. Формат 60x84/16 Печать офсетная
Физ.печ.л. 2,25 Уч.-изд.л. 1,8 Тираж 700 Изд.Ы 171 Цена 2 р.
Издательство МЭИ, 111250, Москва, Красноказарменная,д. 14
Типография ЦНИИ "Электроника”, 117415, проел. Вернадского, д. 39