Автоматическая ликвидация асинхронных режимов

Наиболее часто причиной асинхронных режимов в ЭЭС является нарушение динамической и статической устойчивости.

Для асинхронных режимов характерно периодическое изменение вектора ЭДС хотя бы одной станции системы на угол, больший , вследствие того что роторы генераторов вращаются со скоростью , отличной от синхронной .

На рис. 3.2,а показано, как меняется положение вектора ЭДС Е (а следовательно, и ротора) одной из станций системы при больших синхронных качаниях, когда вектор перемещается из положения 1 в положение 2, и при асинхронном ходе этой станции, когда из положения 1 вектор перемещается в положение 3, «обогнав» вектор напряжения U.

На рис 3.2,б,в показано, что мощность синхронной машины, обусловленная ее возбуждением (синхронная мощность), меняется в зависимости от угла и времени примерно по синусоидальному закону. Для асинхронного хода характерно периодическое изменение знака синхронной мощности (синхронная мощность пульсирует).

При асинхронном режиме синхронная машина одновременно с синхронной мощностью развивает и асинхронную мощность . Вращаясь с другой скоростью, ротор пересекает линии поля статора, в результате чего в обмотке ротора будут наводиться дополнительные токи с частотой скольжения, которые вызывают дополнительный момент .

Характерные признаки асинхронных режимов:

Периодические изменения действующих значений напряжения в различных точках ЭП.

Монотонное увеличение (изменение) угла.

Рис 3.2. Изменение ЭДС и мощности при синхронных качаниях и

асинхронном ходе: а- изменение положения вектора ЭДС;

б- график изменения мощности в зависимости от угла δ;

в- график изменения мощности в зависимости от времени t

На рис. 3.3,а для четырех значений угла (а); (б) ; (г) и (д) построены векторные диаграммы напряжений в произвольных точках А и Б ЭП в простейшей идеализированной 2 – машинной системе с сопротивлением . Векторная диаграмма на рис. 3.2,б поясняет построение для одного значения угла .

Падение напряжения на участке ЭП, например 1А,

,

а напряжение

.

По диаграммам построены кривые изменения напряжения в различных точках ЭП (рис. 3.3,в). Из приведенных данных следует, что при асинхронном режиме напряжение в любой точке ЭП достигает минимального значения при . Точка, в которой напряжение снижается до нуля, называется электрическим центром качаний (ЭЦК.). Следует отметить, что в сложных ЭЭС в ЭЦК напряжение минимально, но необязательно нулевое.

Периодические изменения (качания) тока во всех элементах, связывающие несинхронные ЭДС.

Ток асинхронного режима

4. Периодические изменения сопротивления на зажимах реле сопротивления, установленных в различных точках ЭП,

5. Периодические изменение (качания) активной мощности в ЭП с изменением знака мощности (направления мощности по передаче).

Отличительной особенностью зависимости является изменение знака мощности при , когда ток достигает максимума .

Опасность АР: глубокие понижения U, особенно вблизи электрического центра качаний, протекание больших токов качаний, которые могут превышать токи КЗ, колебания Р (опасность для потребителей и оборудования).

Комплекс АЛАР представляет собой совокупность локальных устройств, каждое из которых предназначено для ликвидации АР в одном или нескольких сечениях. Функции АЛАР реализуют автономные устройства ПАА.

Размещение устройств АЛАР, выбор типов этих устройств (способы выявления АР, характер действия), настройка осуществляются на основе расчетов УР и переходных режимов.

Эти расчеты позволяют:

Выявить возможные сечения АР, параметры АР и влияние на элементы ЭЭС.

Оценить возможность кратковременного АР, условия ресинхронизации, УВ для ресинхронизации.

Определить параметры, на которые должны реагировать АЛАР, их уставки срабатывания.

Для выявления и контроля – ликвидации АР используются ПАУ, реагирующие на следующие параметры (фиксирующие их):

– снижение сопротивления и скорость его снижения;

– увеличение угла сверх некоторого критического, при достижении которого синхронизм нарушается ( );

– циклы АР (n );

– колебания тока; мощности Р (направление мощности), совпадение перехода Р через нуль с максимумом тока.

Рис. 3.3. Распределение напряжения вдоль линии при асинхронном ходе: а- векторные диаграммы напряжений для различных значений угла δ; б- векторная диаграмма для угла δ= ; в- кривые изменения мощности от времени t

Рис. 3.3. Продолжение

Способы ликвидации асинхронных режимов.

Применяются два способа ликвидации асинхронных режимов:

Ресинхронизация, т.е. восстановление синхронизма выпавшего генератора без отключения его от сети после кратковременного асинхронного режима; при ресинхронизации требуется обеспечить условия ресинхронизации, т.е. сблизить скорости несинхронных частей. Признаком ресинхронизации является переход скольжения через нуль.

Разделение несинхронно работающих частей ЭЭС с последующей синхронизацией после мероприятий по восстановлению частоты в отделившихся частях.

Первый способ – ресинхронизация – предпочтительнее, так как он обладает рядом преимуществ, главное из которых – быстрота восстановления синхронизма; кроме того, неотключенный генератор, даже работая в асинхронном режиме, выдает в сеть некоторую мощность, что способствует сохранению питания потребителей.

Для целей ресинхронизации привлекаются практически все УВ. При этом они выбираются в следующем порядке: РТ, ОГ, ДС – в избыточной части ЭЭС; ЗТ, ОН, ДС, ВР – в дефицитной. Вид УВ выбирается в зависимости от знака скольжения: ускоряется или тормозится генератор.

На рис. 3.4 показан характер протекания процесса при выпадении генератора из синхронизма, при ускорении и последующей ресинхронизации (возмущение – трехфазное КЗ; АР продолжается пять полных циклов).

Практика показывает, что, как правило, если скольжение изменяет знак, то ресинхронизация осуществляется. Поэтому считается: признак ресинхронизации – переход скольжения через нуль.

Следует иметь в виду, что условия ресинхронизации ГГ более тяжелые, чем турбогенераторов (ТГ), поскольку асинхронный момент ГГ весьма мал, особенно ГГ без успокоительных обмоток (как более «легких» машин).

Рис. 3.4. Характер изменения скольжения и угла при АР и ресинхронизации: а – график изменения скольжения; б – график изменения угла

Устройства АЛАР должны выполняется таким образом, чтобы они в первую очередь способствовали ресинхронизации, т.е. осуществляли мероприятия, направленные на установление баланса мощностей в несинхронно работающих частях ЭЭС (в избыточной части при положительном скольжении, т.е. увеличении скорости вращения ротора, используются УВ по уменьшению генерируемой мощности, в дефицитной части при отрицательном скольжении, т.е. при торможении роторов (уменьшении частоты), используются УВ по уменьшению нагрузок и увеличению генерирующей мощности).

Второй способ – деление ЭЭС. В тех случаях, когда асинхронный режим недопустим или ресинхронизация не произошла за заданное время (в общем случае до 30 с) по каким-либо причинам, АЛАР осуществляет деление ЭЭС.

В ситуациях, когда АР вообще недопустим, применяется так называемая неселективная делительная автоматика.

Перечислим основные из этих ситуаций:

– если вблизи ЭЦК расположены ответственные потребители, и при АР возможен их останов или отключение;

– если АР может привести к нарушению устойчивости по другим связям;

– если в АР возникают токи, недопустимые для оборудования.

Существующие «Руководящие указания» требуют:

1. АЛАР следует устанавливать на всех ЭП, где может возникнуть АР. Это очень ответственная автоматика, поэтому на линиях устанавливают по два (а иногда и более) комплекта автоматики.

2. Если АР вообще недопустим, то применяется неселективная делительная автоматика, осуществляющая деление при первом же достижении углом значения или несколько раньше.

3. В остальных случаях действие АЛАР должно быть обязательно селективным, т.е. должна быть предусмотрена ресинхронизация.

В тех случаях, когда ресинхронизация маловероятна, деление должно производиться через два – три цикла АР или с выдержкой времени не более 6 с.

Если ресинхронизация возможна, то АЛАР должна осуществлять деление с учетом времени, необходимого для ресинхронизации, т.е. через три – пять циклов асинхронного режима, но не позже, чем через 15 – 30 с.

При выборе мест установки АЛАР следует стремиться обеспечить следующие требования: минимальное понижение частоты в приемной части ЭЭС, минимальное число отключаемых выключателей и линий, сохранение допустимых уровней напряжения на приемных подстанциях, размещение устройств автоматики по возможности ближе к центру качаний.

Если автоматика не сработала, дежурный персонал должен принять меры по восстановлению синхронизма вплоть до ручного отделения несинхронно работающей части. Не допускается асинхронный режим более 3 мин.

На рис. 3.5 приведена одна из структурных схем устройства АЛАР. Устройство имеет трехступенчатое исполнение. Первая ступень (I) выявляет АР на первом его цикле, вторая ступень (II) действует по истечении 2 – 4 циклов АР, третья ступень (III) действует с дополнительной выдержкой времени после срабатывания второй ступени.

АР выявляется путем фиксирования изменения сопротивления на зажимах реле сопротивления, а также знака мощности ЭП. Для этой цели используется комплект реле сопротивления типа КРС – 2, содержащий три направленных реле сопротивления KZ1 – KZ3. Для фиксирования изменения знака мощности используется максимальное реле мощности KW1.

Остальные обозначения в схеме:

, – элементы выдержки времени;

запрет – логический элемент;

И – логический элемент;

– счетчик циклов;

– элемент контроля периода АР;

I(У), I(Т), II(У), II(Т), III – выходные цепи трех ступеней устройства с фиксацией ускорения (У) или торможения (Т) генераторов ЭЭС.

Первая ступень устройства действует на первом цикле при нарушении устойчивости при недопустимости АР. Принцип действия первой ступени основан на измерении скорости изменения сопротивления на зажимах реле сопротивления. Поочередное срабатывание двух реле сопротивления означает, что происходит процесс снижения сопротивления. Однако для селективности работы используется второе условие срабатывания – факт прохождения угла через критическое значение. Сигнал о прохождении угла через критическое значение поступает от выявительного органа второй ступени.

Рис. 3.5. Структурная схема АЛАР

Если имеет место ускорение генераторов, на выходе устройства появляется сигнал I(У), если имеет место торможение, то – сигнал I(Т). (Элемент времени имеет выдержку времени 0,1 – 0,2 с.)

Вторая ступень устройства. Используется комбинированный выявительный орган, реагирующий на изменение сопротивления на зажимах реле сопротивления и знака мощности ЭП. Принцип работы выявительного органа основан на фиксировании последовательного срабатывания и возврата реле сопротивления и реле мощности в процессе изменения угла .

В работе этой ступени участвует счетчик циклов асинхронного режима , который контролирует количество циклов и после заданного числа циклов подает соответствующий сигнал.

По цепям II(У) и II(T) производится действие, направленное на ресинхронизацию или, если ресинхронизация недопустима, на разделение ЭЭС на несинхронные части.

Третья ступень устройства применяется в том случае, если первая или вторая ступени действуют на ресинхронизацию. В этих условиях третья ступень резервирует действии первых двух. Если в результате УВ, направленных на ре-синхронизацию, АР не ликвидирован, третья ступень устройства с выдержкой времени действует на разделение ЭЭС на несинхронно работающие части.

Выдержка времени должна превышать возможную продолжительность ресинхронизации и должна быть меньше допустимой продолжительности АР. Обычно эта выдержка до 30 с. Наличие АР по истечении проверяется по факту повторного срабатывания второй ступени устройства.

Следует отметить, что в настоящее время, кроме применения для АЛАР схем, выполненных на серийных реле, используются специальные реле асинхронного режима.