Режимные принципы противоаварийного управления

Характер протекания переходных режимов ЭЭС можно определить с помощью анализа решения дифференциальных уравнений, описывающих переходные процессы. Самой приближенной моделью при этом является уравнение относительного движения ротора генератора. Для генераторов ЭС-1 системы (рис. 1.1) это уравнение в упрощённом виде может быть представлено в виде двух дифференциальных уравнений:

,

, (1.1)

где δ1 – собственный (абсолютный) угол ротора генератора ЭС-1;

s1 – скольжение генератора;

РТ1 – мощность турбины (вращающая мощность или вырабатываемая мощность);

Р1 – электромагнитная мощность генератора (тормозящая мощность или отдаваемая мощность);

ТJ1 – постоянная инерции генератора (агрегата).

Электромагнитная мощность генератора определяется равенством

Р1 = Р11+Р12+Р1АС = Е12Y11sinα11 + E1E2Y12sin(δ12-α12)+P1АС (1.2)

В простейшем случае sin δ ,

где Р11 – собственная мощность генератора, зависящая от мощности нагрузки на шинах;

Р12 – взаимная мощность генератора;

Р1АС – асинхронная мощность генератора, появляющаяся при ненормальных режимах, когда скольжение отлично от нуля;

Е1, Е2 – ЭДС генераторов;

δ12 = δ1 – δ2 – взаимный угол генераторов ЭС-1 и ЭС-2;

Y11, Y12, α11, α12 – модули и дополнительные углы собственных и взаимных проводимостей сети. Этими проводимостями описывается сеть.

Зависимость (1.2) называется характеристикой мощности генератора.

Приближенный вид этой характеристики представлен на рис. 1.2.

Предел передаваемой по передаче мощности составляет (по условиям статической устойчивости)

Рпр = Р11 + Р12пр = Е12Y11sinα11+E1E2Y12. (1.3)

Нормальный (установившийся) синхронный режим ЭЭС характеризуется тем, что скорости вращения всех генераторов одинаковы и равны номинальной (скольжение s=0) и углы роторов не изменяются во времени (δ = const).

Из выражений (1.1) следует, что для существования установившегося режима требуется обеспечение на валу каждого агрегата равенства (баланса) вырабатываемой и отдаваемой активных мощностей.

Рис. 1.1. Схема ЭЭС с указанием средств воздействия на режимы

Рис. 1.2. Характеристика мощности генератора

Действительно, при Рт1 = Р1 скорость изменения скольжения равна нулю = 0, то есть скольжение не изменяется и остаётся равным нормальному s1 = 0 (частота не изменяется). Следовательно, и скорость изменения угла равна нулю, = 0, а значит, угол генератора остаётся неизменным.

Как следует из рис. 1.2, имеются две точки, в которых обеспечивается указанный баланс Рт = Р, точки «а» и «в». Однако лишь одна из них является точкой устойчивого равновесия. Это точка «а», которая находится на восходящей ветви характеристики мощности. Во всех точках этой ветви характеристики мощности обеспечивается статическая устойчивость, т.е. возможна нормальная работа ЭЭС.

Таким образом, условием существования нормального режима является обеспечение балансов активных мощностей на валу каждого генератора, соответствующих точкам восходящих ветвей характеристик мощности. Для всех этих точек выполняется условие , которое является практическим критерием СУ.

Запас СУ определяется коэффициентом запаса СУ:

, (1.4)

где Ро – мощность генератора (или передаваемая по связи) в рассматриваемом режиме;

РΔ – значение нерегулярных колебаний мощности (в частном случае РΔ= 0).

Для сравнения коэффициент запаса динамической устойчивости может определяться по одному из трех выражений:

а) ;

б) ;

где tоткл макс – максимально допустимое время отключения короткого замыкания (КЗ), не вызывающее нарушения устойчивости;

в) .

Выражение (1.1) показывает, что При нарушении баланса между Рт1 и Р1, то есть при появлении небаланса на валу агрегата в результате какого-либо возмущения, начинается ускорение или торможение одного генератора по отношению к другим. При этом угол силы изменяется. Это значит, что возник переходный режим, который может привести к нарушению устойчивости.

Причём если Рт1 > Р1, то это значит, что возникает избыток активной мощности. Под действием избытка мощности скорость ротора генератора возрастает, угол δ увеличивается. Если Рт1<Р1, то это значит, что возникает дефицит активной мощности. Под действием дефицита мощности скорость ротора снижается, угол δ уменьшается. Опасность ускорения или торможения ротора хотя бы одного из генераторов заключается в том, что может нарушиться ДУ.

Причиной возможного нарушения ДУ является появление на валу хотя бы одного из генераторов небаланса активных мощностей Рт ≠ Р.

Главной причиной появления указанных небалансов являются различные КЗ в ЭЭС и обрывы сваязей. Следует помнить также о том, что причинами нарушения ДУ могут быть асинхронные режимы (АР) по другим сечениям.

Необходимо обратить внимание, что указанные балансы и небалансы активной мощности на валах отдельных генераторов надо обязательно отличать от общесистемных балансов или небалансов этой мощности. Если первые, как показано, связаны с проблемой ДУ, то вторые определяют частоту. В свою очередь, общесистемные (или для частей ЭЭС) небалансы реактивной мощности являются причинами изменений напряжения.

Запас СУ уменьшается при увеличении передаваемой мощности Рт (Ро) или при уменьшении предельной мощности Рпр.

Причинами возможного нарушения СУ являются перегрузка связей или уменьшение пропускной способности этих связей, а также предельная загрузка генераторов. При этом уменьшается коэффициент запаса СУ, а при превышении передаваемой мощности Р значения Рпр режим существовать не может, т.е. СУ не обеспечивается.

Основными причинами перегрузок связей являются: 1.увеличение мощности потребителей в приёмной части ЭЭС, 2.потеря части генерации в приёмной части, 3.отключение параллельных линий, при которых происходит наброс мощности на оставшиеся линии. 4. Появление паразитного перетока мощности за счёт разности частот ЭЭС.

Главной причиной уменьшения величины Рпр сечения в целом является отключение части параллельных линий или отдельных участков параллельных линий.

Система ПАУ призвана устранять последствия перечисленных нарушений за счёт:

1. Ликвидация избытка активной мощности.

2. Ликвидация дефицита активной мощности.

3. Гашение избыточной кинетической энергии генераторов, накопленной при ускорении.

4. Разгрузка перегружаемых связей или увеличение их пропускной способности (т.е. увеличение Рпр).

5. Ликвидация избытка или дефицита реактивной мощности, приводящих к опасному повышению или понижению напряжения.

Система ПАА строится в соответствии с двумя главными требованиями:

1. ПАА должна быть "балансирующего действия".

2. ПАА должна быть "координированного действия".

Основные режимные принципы ПАА балансирующего действия состоят в следующем:

1. Каждая ЭЭС (или её часть) охватывается системой автоматики, которая контролирует внутренние и внешние перетоки, схему сети и сбалансировано воздействует на отключение генераторов (и / или разгрузку турбин), отключение перегрузки (и, или загрузку генераторов) внутри данной ЭЭС при возникновении в ней опасного небаланса мощности (избытка или дефицита) или существенного ослабления схемы, которая действует на восстановление баланса мощности при возникновении небаланса, т.е. ликвидирует небаланс.

2. Межсистемные связи имеют разгрузочную автоматику, которая при перегрузке или ослаблении схемы этих связей в опасном по условиям устойчивости режиме производит понижение мощности генераторов в передающей части ЭЭС и отключение нагрузки в приёмной части ЭЭС.

В случае недостаточности перечисленных мероприятий ПАА должна осуществлять автоматическое деление ЭЭС на отдельные части.

Принцип "координированного действия" предусматривает использование информации о режимах во всех районах ЭЭС и ЕЭС. Это позволяет увеличить эффективность управления и, в частности, уменьшить в ряде случаев количество управляющих воздействий (например, уменьшить количество отключаемых потребителей).