Аварийная частотная разгрузка энергетических систем тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат технических наук Меркурьев, Андрей Геннадьевич

• Меркурьев, Андрей Геннадьевич
• кандидат технических наук
• 1998

Оглавление диссертации кандидат технических наук Меркурьев, Андрей Геннадьевич

Оглавление

Введение

1. Аварийная частотная разгрузка энергосистем

1.1. Назначение частотной разгрузки

1.2. Принципы АЧР

1.3. АЧР-1иАЧР-П

1.4. Краткий обзор литературы

1.5. Постановка проблемы исследований

2. Моделирование энергетической системы

2.1. Структурная схема работы агрегата на энергосистему

2.2. Моделирование элементов регулятора частоты вращения

2.3. Математическое моделирование турбины

2.4. Моделирование генератора

2.5. Передаточные функции генератора

2.6. Математическая модель энергосистемы

Выводы

3.Математическая модель энергосистемы с учетом действия АЧР43

3.1. Основные положения частотной разгрузки

3.2. Модель частотной разгрузки АЧР-1 и АЧР-П

3.3. Линеаризация модели АЧР-1

3.4. Запаздывание в канале отключения потребителей

3.5. Учет неопределенности исходной информации

3.6. Дополнительное действие АЧР по производной частоты

3.7. Рекомендации по настройке АЧР - II

3.8. Модель энергосистемы с учетом вращающегося резерва

3.9. Постоянная времени энергосистемы

3.10. Регулирующий эффект нагрузки

Выводы

4. Исследование переходных процессов на ЭВМ

4.1. Постановка вопроса

4.2. Расчет АЧР при конечном числе очередей

4.3. Методика исследования на ЭВМ

4.4. Влияние регулирующего эффекта нагрузки

4.5. АЧР-1 с бесконечно большим числом очередей. Влияние плотности разгрузки на переходную характеристику

4.6. Моделирование запаздывания в канале отключения нагрузки

4.7. Влияние запаздывания на перерегулирование АЧР

4.8. АЧР при наличии резерва в энергосистеме

Выводы

Заключение

Список использованной литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Аварийная частотная разгрузка энергетических систем»

Введение

Выход из строя генерирующих источников приводит к дефициту генерации в энергосистеме, вследствие чего происходит значительное снижение частоты. В таком режиме энергосистема не может работать длительно.

с

При больших дефицитах восстановление баланса генераторной мощности и нагрузки осуществляют путем отключения части потребителей. Такой способ является единственно возможным способом для восстановления баланса мощностей и подъема частоты до номинального значения. Эту операцию осуществляет автоматическая частотная разгрузка (АЧР), которая широко применяется у нас и за рубежом.

Отключение потребителей следует провести с минимально возможным объемом и с минимально возможным снижением частоты. Подъем частоты необходимо провести быстро до уровня номинального значения и для проведения ресинхронизации и восстановления параллельной работы с энергообъединением.

Как видим, идея АЧР весьма простая. Однако при ее реализации возникает ряд вопросов: когда начинать отключение потребителей, каким должен быть объем отключения, что сделать, чтобы подъем частоты был осуществлен до заданного значения и другие.

Несмотря на многолетний опыт эксплуатации устройств АЧР, многие вопросы частотной разгрузки не решены полностью. Очевидно, главным оправдательным аргументом нерешенности проблемы является ее сложность и неопределенность объема возможного дефицита генерации в той или иной аварии. Следует сказать и об отсутствии в прошлом вычислительной техники, без которой невозможно полное исследование этой проблемы.

Последнее препятствие сейчас устранено — исследователи обладают мощными вычислительными машинами. Это благоприятное обстоятельство позволяет еще раз вернуться к поставленной проблеме, провести всесторонние исследования и попытаться дать рекомендации по улучшению АЧР.

Эти исследования проводились в Северо-Западном филиале «ГВЦ Энергетики» и на кафедре электрических станций СПбГТУ. Результаты исследований и представлены в настоящей диссертации.

1. Аварийная частотная разгрузка энергосистем 1.1. Назначение частотной разгрузки.

В энергосистемах установившейся режим характеризуется балансом мощностей. Выработанная генераторами мощность Рг всегда равна мощности потребления, включая потери в сети Рн. В нормальном режиме баланс мощностей сохраняется при номинальной частоте 50 Гц:

Рг = Рн

При нарушении баланса мощностей происходит изменение частоты системы. Если Рг< Рн, то частота уменьшается, в случае Рр> Рн частота увеличивается.

Частота является одним из основных показателей качества электроэнергии. В нормальном режиме работы энергосистемы допустимое отклонение частоты от номинального значения 50 Гц. не должно превышать ±0.1 Гц. Регулирование частоты возлагается на автоматические регуляторы, которые обеспечивают баланс мощностей в соответствии с принятым законом регулирования. Допускается кратковременная работа энергосистем с отклонением частоты в пределах ±0,2 Гц. Глубокое и длительное снижение частоты для энергосистем не допускается. На рис. 1.1.1 показаны допустимые предельные значения аварийного снижения частоты и длительности этого отклонения [1,2,15].

Предельно допустимая частотно-временная зависимость определяется в основном устойчивой работой механизмов собственных нужд электростанций и предотвращением возникновения лавины частоты, особенностями работы лопаточного аппарата паровых турбин и недопустимостью хаотического отключения потребителей в узлах нагрузки при снижениях напряжения. Не допускается даже кратковременное снижение частоты ниже 45 Гц, время работы с частотой ниже 47 Гц не должно превышать 20 с, а с частотой ниже 48,5 Гц — 60 с.

Рис. 1.1. Допустимая частотно-временная зона аварийного отклонения частоты

Нарушение баланса мощностей происходит как за счет изменения нагрузки энергосистемы, так и за счет изменения генерации. Величина нагрузки системы все время меняется. Это происходит при изменении мощности отдельных потребителей, их подключении и отключении. Мощность отдельных потребителей невелика в сравнении с мощностью современных крупных энергосистем. Поэтому изменение мощности отдельных потребителей и даже их полное отключение или включение не приводит к заметному нарушению баланса мощностей в энергосистеме. При небольшом рассогласовании мощностей отклонение частоты энергосистемы получается незначительным и с этим справляются регулирующие станции системы.

Нарушение баланса мощностей за счет изменения генерируемой мощности в изолированно работающей энергосистеме может быть более значительным. При аварийном отключении одного генератора, и тем более целой станции, дефицит мощности может быть очень большим, а, следовательно, и снижение частоты более заметным. В этом случае регулирующая станция также придет в действие и будет стремиться поддержать частоту системы. Однако дефицит мощности может быть больше вращающегося резерва, и частота будет продолжать снижаться.

По мере объединения энергетических систем их суммарная мощность становится настолько значительной, что даже отключение крупного генератора не приводит к резкому дефициту мощности и глубокому снижению частоты всего объединения. В объединенных энергосистемах вероятность общего, охватывающего все объединение,

глубокого снижения частоты уменьшается. В то же время с увеличением числа узлов и районов, получающих значительную часть энергии по линиям связи из энергообъединения, повышается вероятность возникновения больших местных дефицитов мощности при аварийном отделении этих узлов и районов.

Таким образом, как в изолированно работающих энергосистемах, так и в отделившихся районах крупного энергообъединения (которые при рассмотрении процессов аварийного снижения частоты можно считать изолированно работающей энергосистемой) возможны значительные аварийные дефициты мощности.

Поскольку длительная работа с пониженной частотой не допустима и восстановление частоты не может быть получено за счет нормальных средств регулирования частоты, то в этом случае приходится прибегать к аварийному мероприятию — автоматической аварийной разгрузке по частоте. Аварийная частотная разгрузка является вынужденным мероприятием по отключению ряда потребителей с целью поддержания частоты энергосистемы в пределах допустимой частотно-временной зоны. Разгрузку осуществляют с помощью автоматики, которую называют аварийной частотной разгрузкой (АЧР).

1.1.1. Требования к АЧР

На основе анализа работы электростанций и потребителей при снижении частоты и особенностей возникновения и развития аварийных ситуаций с небалансом мощности в условиях современных крупных энергообъединений сформулированы следующие основные требования к АЧР [1,2]:

■ Автоматическая частотная разгрузка должна успешно ликвидировать все многообразие всевозможных аварийных ситуаций с дефицитом мощности в энергосистемах, начиная от локальных и оканчивая общесистемными авариями. Она должна обеспечить нормальное функционирование энергосистем независимо от дефицита мощности, характера развития аварий (простая авария или каскадная), значения и скорости включения резервов мощности.

■ АЧР должна быть ориентирована на вероятностный характер возникновения и протекания аварии. АЧР обеспечивает успешную ликвидацию аварии независимо от того, каково значение регулирующего эффекта нагрузки, постоянной механической инерции и каков характер их изменения в течение суток, недели, периода года и в процессе ликвидации аварии.

■ Автоматическая частотная разгрузка не должна допускать снижение частоты ниже определенного уровня на время большее, чем некоторое предельное для этого уровня, т.е. при работе АЧР должна обеспечиваться некоторая предельно допустимая частотно-временная зона. Это требование объясняется тем, что реакция отдельных агрегатов, узлов энергосистемы в целом на снижение частоты проявляется не мгновенно, а с некоторым запаздыванием. С точки зрения надежности работы энергосистемы в целом к АЧР должны предъявляться требования исходя из наиболее тяжелых условий работы электростанций (наименьших допустимых длительностей работы при пониженной частоте).

■ Объем потребителей, отключаемых АЧР в процессе аварии, должен быть по возможности минимальным при условии обеспечения нормального функционировании энергосистемы. АЧР должна выполняться таким образом, чтобы она, как правило, вступала в работу после того как полностью или частично приведены в действия вращающиеся резервы.АЧР должна обладать свойством селективности в выборе величины и очередности отключения потребителей.

■ Действие АЧР, обеспечивающее ликвидацию аварии, должно удовлетворять требованию минимального ущерба при отключении потребителей. Это требование может быть обеспечено, если последовательность отключения потребителей будет такова, что в первую очередь отключаются менее ответственные потребители, а более ответственные остаются в работе. Кроме того, АЧР должна выполняться так, чтобы не происходило излишнего отключения потребителей (перерегулирования) и частота после работы устройств АЧР не превысила номинального значения 50 Гц.

■ Автоматическая частотная разгрузка должна обеспечивать подъем частоты до значений, при которых энергосистема может длительно работать нормально. К АЧР не предъявляется требование восстановления частоты до номинального значения. Допустимо, чтобы после действия устройств АЧР уровень частоты был несколько ниже номинального (т.е. находился в диапазоне 49-49.5 Гц).В тех случаях, когда восстановление нормального режима в дефицитной энергосистеме обеспечивается автоматически, к АЧР предъявляется требование восстановления частоты до значений, необходимых для срабатывания АПВУС (АПВ с улавливанием синхронизма отключившейся связи) или ресинхронизации.

■ Автоматическая частотная разгрузка не должна по возможности ложно сработать при процессах, отличных от переходных процессов в энергосистеме при дефиците мощности, но также сопровождающихся изменениями частоты (при синхронных качаниях, а также в асинхронных режимах, если нет необходимости в работе АЧР для обеспечения ресинхронизации).

1.2. Принципы АЧР

Под разгрузкой понимают снижение суммарной нагрузки энергосистемы за счет отключения части потребителей. Разгрузка является аварийным мероприятием, она должна применяться только в том случае, если все внутренние резервы системы исчерпаны, а частота продолжает снижаться. Отсюда следует, что нельзя сразу же прибегать к разгрузке энергосистемы, как только частота станет ниже номинальной. Считают, что до тех пор пока частота находится на уровне 49 Гц и выше, прибегать к отключению потребителей не надо. Этот же подход (не производить лишнего отключения потребителей) должен соблюдаться и при действии разгрузки.

Разгрузить энергосистему — это, во-первых, приостановить снижение частоты, не допуская ее ниже 45 Гц и, во-вторых, поднять частоту до номинальной. Если энергосистема работает изолировано, то за счет аварийной разгрузки достаточно поднять

частоту до 49 Гц с последующим ее восстановлением до 50 Гц действием оперативного персонала.

В отделившейся части энергообъединения необходимо стремиться «вытянуть» частоту до уровня 50 Гц для ресинхронизации с объединением. Правда, последняя операция также может быть осуществлена действиями оперативно-диспетчерского персонала.

Положим, что вращающийся резерв в системе отсутствует. При возникновении дефицита генерации АР за счет отключения мощного генератора, целой станции или межсистемной связи движение энергосистемы можно описать линеаризованным уравнением (см. параграф 2.5):

Т^ + кнЛ/ = Рг-Рн=АР. (1.1)

си

Снижение частоты будет происходить по экспоненциальному закону

( I \

АР А/ = —

1-е

Тз

У

(1.2)

В первый момент возникновения возмущения АР отклонение частоты от номинальной равно нулю, поэтому все возмущение расходуется на ускорение

4Г

т л

= АР. (1.3)

1=0

Измерив ускорение с1//ск п=0, можно определить величину возмущения и произвести отключение потребителей на эту величину. Практическая реализации этого способа встречает серьезные затруднения, поэтому он не нашел применения в энергосистемах [30,31].

С течением времени происходит отклонение частоты А/. Теперь для оценки дефицита генерации необходимо измерять Т/с1/Щ и кнА/. Этот вариант также не используется на практике.

Разгрузку производят только по отклонению частоты. За счет одного отключения нельзя восстановить частоту до номинального уровня. На рис. 1.2 представлены две кри-

вые снижения частоты. Кривая 1 соответствует большему дефициту мощности, чем кривая 2 , и посадка частоты здесь более глубокая. Аварийная разгрузка отключит часть потребителей. Такое отключение произойдет при частоте срабатывания /}. Реагируя только на отклонение частоты, автоматика не уловит различия ситуаций в точках а и б и произведет отключение потребителей на одну и ту же мощность. Такого отключения в точке б может оказаться достаточно, чтобы восстановить частоту до заданного уровня. Отключение в точке а не обеспечит восстановления частоты. Отсюда возникает необходимость следующей очереди разгрузки, например, при /\.

2

1

Рис. 1.2. Изменение частоты в энергосистеме при различных дефицитах мощности

50

О

Рис. 1.3. Изменение частоты в энергосистеме при отключении нагрузки очередями

Как правило, назначают несколько очередей разгрузки, которые иногда называют ступенями. Уставку по частоте первой очереди выбирают чуть ниже 50 Гц, например// = 48,5 Гц. При снижении частоты до этого уровня отключают потребителей на общую мощность АР]. На рис. 1.3. кривая 0 соответствует снижению частоты без действия АЧР. После отключения потребителей АР], снижение частоты пойдет по кривой 1.

Отключения АР} недостаточно, и частота продолжает снижаться. На уровне /2 сработает вторая очередь разгрузки и отключит потребителей на мощность ЛР2. В этом примере после третьего отключения частота стабилизируется, поэтому все последующие очереди разгрузки не работают.

Таков общий алгоритм действия частотной разгрузки, которая применяется во всех энергосистемах России и за рубежом. Разница в исполнении АЧР в отдельных энергосистемах заключается лишь в выборе уставок по частоте, числа очередей и мощности потребителей, присоединяемых к каждой очереди.

При ступенчатом отключении потребителей очевидна определенная последовательность этой операции. Сначала отключают малоответственных потребителей, а затем, при дальнейшем снижении частоты отключают уже более ответственную нагрузку.

Отметим общий недостаток разгрузки по избранному алгоритму: после действия АЧР частота стабилизируется в диапазоне от /} до /„, но не поднимается до номинального. Для устранения этого недостатка применяют дополнительную специальную разгрузку.

1.3. АЧР-1 и АЧР-Н

Первоначально в энергосистемах применялся метод автоматической частотной разгрузки с небольшим числом очередей. Основным требованием к данному методу являлась селективная работа очередей разгрузки. Но с увеличением мощности энергосистем, с объединением и укрупнением энергообъединений, требования к АЧР

изменились. Метод АЧР с небольшим числом очередей не удовлетворяет, в частности, одному из основных сейчас требований — «самонастраиванию» с точки зрения объема отключаемой нагрузки. В некоторых случаях использование данного метода не способно удержать частоту в определенных рамках, а иногда приводит к перерегулированию, то есть к подъему частоты выше номинального значения.

Опыт эксплуатации показал, что в условиях многообразия возможных аварийных дефицитов мощности в объединенных энергосистемах в результате действия АЧР происходило излишнее отключение потребителей, а в других случаях действие АЧР не обеспечивало необходимого подъема частоты. По своим принципам такая система разгрузки не удовлетворяла основному требованию «самонастраивающейся» с точки зрения объема отключаемой нагрузки, она не «приспосабливалась» к протеканию каждой из множества возможных аварий.

Основной принцип современной разгрузки — существенное увеличение числа очередей. Чем больше число очередей и, следовательно, чем меньше нагрузка, отключаемая каждой очередью, тем более гибкой становится вся система разгрузки. «Самонастройка» разгрузки, кроме выполнения ее большим числом очередей, достигается также разбиением всех устройств на несколько категорий:

■ АЧР-1 — быстродействующая разгрузка, имеющая различные уставки по частоте;

■ АЧР-П — медленнодействующая разгрузка с близкими уставками по частоте и различными уставками по времени;

■ Дополнительная — действующая при больших дефицитах мощности и предназначенная для ускорения отключения потребителей и увеличения объема отключаемой нагрузки.

Первая категория АЧР-1 предназначена для приостановки снижения частоты и имеет уставки по частоте 48,5 - 46,5 Гц. В этом диапазоне частот назначается большое число очередей. Примерное число очередей может быть до 15 -20. В этом случае между смежными очередями Л/ = 0,1 Гц, и вследствие погрешности реле частоты возможно

неселективное срабатывание очередей. Очереди, отстоящие друг от друга на А/ = 0,2 - 0,3 Гц и более, работают селективно.

К очередям с уставками, близкими к верхнему пределу (48,5 Гц) присоединяют

малоответственных потребителей. Ответственные потребители отключаются при больших посадках частоты. Суммарная мощность потребителей, присоединяемых к АЧР-1, назначается по максимально возможному дефициту генерации, взятому с некоторым запасом. Расчетным значением мощности может быть принята мощность наиболее крупного генератора, целой станции или дефицита мощности, обусловленного отключением линии связи с энергосистемами. В первом приближении можно ориентироваться на 25-30% от мощности выделяемого района (энергосистемы).

Вторая категория АЧР-П с единой уставкой по частоте 48,5 Гц для всех очередей этой категории и различными уставками по времени предназначена для «вытягивания» частоты после действия АЧР-1 до уровня 49,5 - 50 Гц. Минимальная уставка по времени АЧР-П выбирается равной 10 секунд. Таким образом, АЧР-П начинает действовать тогда, когда все очереди АЧР-1 практически уже сработали. Мощность потребителей, присоединяемых к АЧР-П, ориентировочно назначается по условию АРАЧР2 = 0ААРачр1 . Число очередей АЧР-П также выбирается большим, например 10 с, с задержкой по времени между смежными очередями Дг= 2 - 3 с. АЧР-П производит разгрузку мелкими порциями, обеспечивая подъем частоты за счет дальнейшего отключения потребителей.

Верхние уставки АЧР-1 и АЧР-П принимаются близкими к 49 Гц, чтобы отключение потребителей происходило после того, как будет реализован вращающийся резерв мощности, и чтобы подъем частоты обеспечил возможность длительной работы турбин и электростанций.

Описанный принцип выполнения частотной разгрузки позволяет при правильно выбранном объеме разгрузки ликвидировать любую аварийную ситуацию, как бы сложно она ни развивалась [3,42,43,44,45,46,47].

1.4. Краткий обзор литературы

Дадим краткий обзор литературных источников, освещающих развитие и современное состояние автоматической частотной разгрузки в энергосистемах России и за рубежом.

Автоматика частотной разгрузки начала применяться в конце 30-х годов. Это было тогда, когда все энергосистемы СССР имели установленную мощность менее 10 млн. кВт. Энергосистемы работали изолировано. Самые крупные из них имели установленную мощность несколько сотен МВт. И тем не менее, уже в то время возникла проблема с разгрузкой энергосистем при значительных дефицитах генерации.

Нехватка генерирующих источников всегда характерна для энергосистем СССР. Вращающийся резерв находился ниже нормированного. Даже в годы бурного развития энергетики (50-70 годы), когда ввод новых мощностей достигал 10-14 млн. кВт в год вращающийся резерв все таки был недостаточным. Рост нагрузки всегда опережал развитие энергетики.

АЧР действует в аварийной ситуации при значительной потере генерации в системе. Следовательно, даже в энергосистемах с достаточным вращающимся резервом ситуация с дефицитом генерации возможна. Вот почему в энергосистемах всех стран, иногда благополучных по резерву, частотная разгрузка стала широко применяться и стала одной из составляющих противоаварийной автоматики.

Первоначально, в изолированно работающих энергосистемах СССР применялся вариант АЧР с малым числом очередей [23] со специальной дополнительной ступенью разгрузки. Задача автоматики - прекратить снижение частоты и «вытянуть» ее хотя бы до уровня 49 Гц. Дальнейшее исправление частоты возлагалось на диспетчера системы.

Обстановка резко изменилась с созданием объединенных энергосистем и ЕЭС СССР. Старый вариант АЧР стал не соответствовать требованиям объединенных энергосистем. Дело в том, что в отделившейся из объединения энергосистеме создавался дополнительный дефицит генерации за счет потери мощности по межсистемной ЛЭП. Имеется в виду, что рассматриваемая энергосистема «покупала» энергию от соседних систем.

В такой ситуации АЧР должна «вытянуть» частоту до 50 Гц. с целью ресинхронизации аварийной энергосистемы с энергообъединением. По этой причине необходимо было изменить структуру и способ настройки частотной разгрузки, в связи с чем и появился новый вариант, именуемый АЧР-1 и АЧР-П [1,12,13,20].

В развитие частотной разгрузки большой вклад внесли советские ученые и специалисты - практики. Следует отметить работы СА.Совалова, Р.С.Рабиновича, В.А.Семенова, в которых предложены принципы создания современной АЧР для объединенных энергосистем [1,2].

В работах Е.Д.Зейлидзона и других авторов разработаны методические указания по внедрению современного способа частотной разгрузки в практику энергосистем [6, 7, 11, 12, 13, 16]. Эти проблемы освещены в учебной литературе А.Б.Барзама [23], Г.М.Павлова [5,19,20,29] и других авторов.

В научных статьях изложены позиции ведущих специалистов по развитию АЧР. Следует отметить работы Л.Д.Стернинсона [4], Н.С.Маркушевича [10, 14, 42, 55], А.Х.Калюжного [22] и др. Этой же проблеме посвящены кандидатские диссертации, например, В.А. Савельева [21], Ли Инь [40].

Благодаря работам российских специалистов противоаварийная автоматика АЧР, применяемая в энергосистемах России, является одной из лучших в мировой практике.

В зарубежных странах частотная разгрузка появился позже чем в СССР. Можно высказать предположение, что в зарубежных энергосистемах не было острой необходимости в использовании этой автоматики. Вращающийся резерв в этих энергосистемах был значительным, поэтому можно было обойтись без АЧР.

С развитием энергосистем и тем более переходом к объединенным энергосистемам, появилась потребность в АЧР нового типа, поэтому в настоящее время подобная автоматика широко применяется [9, 17,18,48].

Нет надобности детально рассматривать принципы и основы АЧР в зарубежной практике. Материалы на эту тему опубликованы в печати [2, 17, 48]. Отметим лишь главные отличия, характерные для зарубежной практики.

Широко варьируется начало действия частотной разгрузки. Первая уставка по частоте выбирается в пределах 48,5 - 49Гц., иногда даже 49,5Гц. Для энергосистем с номинальной частотой 60 Гц уставки могут быть 59 - 58Гц.

Резко сокращено число ступеней разгрузки. В таком случае каждая ступень отключает большой объем потребителей, а следовательно ее срабатывание приводит к значительному подъему частоты (в 1,5 - 2,0 Гц и более). Такая автоматика является грубой. Доводку частоты возлагают на диспетчера системы [18, 48]. Оправдательным мотивом для такой автоматики считается резкое уменьшение аппаратуры АЧР. Как правило, автоматики, подобной нашей АЧР-П, нет.

В некоторых энергосистемах используется дополнительная разгрузка по производной частоты. В подавляющем большинстве разгрузка реагирует на отклонение частоты. Заметна тенденция по увеличению числа ступеней АЧР. Есть примеры с числом очередей до 10.

Интересно отметить, что положительный опыт эксплуатации АЧР в России используется специалистами зарубежных стран.

1.5. Постановка проблемы исследований

АЧР является основным средством предотвращения опасного развития системных аварий, сопровождающихся возникновением значительного дефицита генерации и глубоким снижением частоты. Частотная разгрузка успешно эксплуатируется в энергетических системах России. Энергетики зарубежных стран в последние годы также

уделяют повышенное внимание АЧР. Однако методические основы АЧР еще не получили достаточного развития и завершенности. Отсутствуют обоснованные рекомендации по назначению уставок АЧР по частоте, мощности и времени. Нет простой, надежной и обладающей необходимой для практических применений точностью методики расчета переходного процесса. Поэтому нередко уставки АЧР выбирают на интуитивной основе.

В настоящей работе поставлена задача провести теоретическое исследование переходных процессов в энергосистеме при больших дефицитах генерации с учетом действия аварийной частотной разгрузки, разработать методику настройки АЧР на минимальное отклонение частоты и длительность переходного процесса в аварийных условиях, получить практические рекомендации для действующей энергосистемы.

Для этой цели необходимо разработать математическую модель турбо- и гидроагрегата с их регуляторами частоты вращения, а также модель самой энергетической системы совместно с автоматикой частотной разгрузки. На модели следует провести исследования стационарных и переходных режимов при возмущениях в энергосисеме.

При значительных, но допустимых упрощениях исследования возможно провести аналитически. Достоинство их в том, что могут быть получены простые формулы, устанавливающие зависимость переходного процесса от того или иного параметра.

При учете большого числа факторов модель усложняется и проведение аналитических исследований затруднено. В таком случае исследования следует провести с помощью ЭВМ.

2. Моделирование энергетической системы

2.1. Структурная схема работы агрегата на энергосистему

Энергосистема представляет собой совокупность электрических станций, работающих на общую нагрузку энергосистемы.

В нормальном режиме генерация всех станций равна суммарной нагрузке, включая потери в сети. Частота в сети равна 50 Гц. На рис.2.1 показана схема работы агрегата на энергосистему.

Рис. 2.1. Структурная схема работы агрегата на энергосистему

Генератор Г выдает мощность Рг в энергосистему. Первичным двигателем агрегата является турбина Т. Управление турбиной осуществляется регулятором частоты. Для упрощения схемы показан один агрегат. Другие агрегаты аналогично выдают мощность в систему, что условно показано в виде пунктирной линии Рг„.

Схема управления агрегатом замкнута — фактическое значение частоты/подается на вход регулятора, где сравнивается с заданным значением /а. Отклонение А/ =/-/0 воздействует на регулятор агрегата.

В свою очередь регулятор частоты изменяет мощность турбины, а, следовательно, и мощность агрегата. Таким образом, очевидно единство управления агрегатом по частоте и активной мощности.

Управление мощностью агрегата принципиально одинаково для нормальных и аварийных режимов. Отличие заключается в требуемых скоростях изменения генерации. В нормальном режиме эти скорости сравнительно невелики и вполне обеспечиваются штатной системой регулирования. В аварийной ситуации скорость изменения генерации должна быть на один-два порядка выше.

Скорость изменения генерации определяется в первую очередь возможностями генератора, турбины и регулятора. Динамические характеристики этих элементов рассматриваются ниже.

Вопросы математического моделирования элементов регулятора частоты вращения и турбины рассмотрены в литературе [3, 4, 5]. Поэтому математическое описание элементов приводится в диссертации без подробных выкладок со ссылкой на литературу.

Передаточная функция генератора зависит от режима его работы — на холостом ходу, на выделенную нагрузку, регулирование мощности или частоты в системе. Этот материал недостаточно полно освещен в литературе. С учетом сказанного, в диссертации этой проблеме уделено заметное внимание.

2.2. Моделирование элементов регулятора частоты вращения

Структурная и принципиальная схемы регулятора частоты вращения представлены на рис.2.2 и 2.3.

Регулятор содержит следующие элементы — измерительный, усилительный и исполнительный. Два последних элемента охвачены обратной связью.

Измерительным элементом является маятник регулятора. В качестве усилителя используется золотник. Исполнительный элемент реализуется на основе сервомотора. Реальный регулятор содержит ряд дополнительных элементов. Для упрощения анализа они опущены на структурной схеме. При малых отклонениях входных сигналов характеристики элементов линейны. Поэтому для математического описания элементов и всей системы управления используются линейные дифференциальные уравнения и передаточные функции [24, 25].

Рис. 2.2. Структурная схема регулятора частоты вращения

Рис. 2.3. Принципиальная схема регулятора частоты вращения

При больших входных воздействиях элементы могут выходить на предельные возможности с отклонением характеристик от линейных. Влияние нелинейности должно быть особо учтено при анализе динамики аварийного управления агрегатом [26].

Уравнение центробежного маятника. Входной величиной маятника является частота вращения а, выходной — перемещение штифта Лу (рис.2.3). Введем относительные величины (со -а0)1со0-(р, у-Уо/Уо = т1> гДе юо и у о значения переменных в номинальном режиме. Пренебрегая массами грузов маятника, уравнение запишем в виде

9

V=S'

где 5 — коэффициент, устанавливающий соотношение между перемещением штифта и частотой вращения.

Величину ó называют неравномерностью маятника. Передаточная функция маятника

ti 1

W(p) = í = J>>

(р о

что соответствует передаточной функции безынерционного элемента.

Уравнение золотника. Золотник является гидравлическим усилителем. Штифт маятника воздействует через рычаг ABC (рис.2.3) на поршни золотника. При перемещении поршней открываются окна золотника, через которые подается масло в сервомотор. Таким образом, входной величиной золотника служит перемещение штифта маятника Лу или в относительных величинах г\. Выходной величиной является открытие окна золотника П. Переходя к относительным величинам, имеем <т = , где Птах— максимальное открытие золотника. Пренебрегая инерционно-

стью подвижных частей золотника, можем записать

о = r¡.

Это и есть уравнение золотника, из которого следует, что относительному перемещению штифта маятника соответствует такое же относительное открытие окон золотника. Передаточная функция золотника

Ж(р) = — = 1.0. V

Уравнение сервомотора. Скорость перемещения поршня сервомотора пропорциональна открытию окон золотника

¿¡Л _ <7

где Т — постоянная времени сервомотора,

т] — относительное перемещение поршня сервомотора.

Физическая сущность Т — это время, в течение которого поршень прошел бы весь путь от своего начального до конечного положения, если бы двигался с максимальной скоростью, что имеет место при полном открытии окон золотника. Передаточная функция сервомотора

а Т р

Таким образом, сервомотор является интегрирующим элементом системы регулирования.

Уравнения обратной связи. По каналу обратной связи сигнал передается с выхода сервомотора на вход золотника. По знаку действия связь может быть положительной или отрицательной. Используют отрицательные связи — жесткие или гибкие. В регуляторе частоты вращения применяют комбинированную обратную связь, передаточная функция которой определяется выражением

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Меркурьев, Андрей Геннадьевич

Выводы

На математической модели, разработанной в предыдущих главах, с помощью ЭВМ проведены все необходимые исследования по частотной разгрузке энергосистемы. Главные результаты отражены ниже.

1. Линеаризованная модель АЧР-1, т.е. модель с бесконечно большим числом ступеней разгрузки, значительно упрощает исследования статики и динамики снижения частоты в энергосистеме при действии частотной разгрузки.

Произведено сравнение процессов снижения частоты в энергосистеме при ступенчатой и непрерывной разгрузке. При числе ступеней разгрузки 10-15 и более графики снижения частоты практически совпадают с подобными графиками непрерывной разгрузки. Это позволяет считать результаты непрерывной разгрузки эталонными, на которые следует ориентироваться при настройке АЧР-1.

2. АЧР-1 с малым числом очередей приводит к разбросу установившегося значения частоты. Возможны неоправданные завышения (забросы) частоты выще 48,5 Гц и даже 50 Гц. Такая автоматика является грубой, а ее применение необоснованным.

3. Для уменьшения отклонения частоты после действия АЧР-1 необходимо увеличивать плотность разгрузки, что следует выполнять за счет сокращения частотного диапазона АЧР-1 , например, с 48,5 Гц только до 47,5 Гц, сохраняя величину нагрузки, присоединяемой к АЧР-1 неизменной.

4. На модели исследовано влияние задержки (запаздывания) в канале отключения потребителей на процесс снижения и стабилизации частоты. Запаздывание приводит к перерегулированию, т.е. излишнему отключению потребителей, что недопустимо. Следовательно, недопустимо создавать специальную задержку с помощью реле времени в канале отключения потребителей.

5. Влияние вращающегося резерва на характер снижения частоты при действии АЧР-1 незначительно. Гидроагрегаты не успевают быстро увеличить свою мощность до предельного значения. Турбоагрегаты имеют более быстродействующую систему регулирования, благодаря чему успевают участвовать в "вытягивании" частоты при действии АЧР-1.

6. Исследования на ЭВМ подтверждают необходимость совершенствования автоматики АЧР и показывают пути этого совершенствования. Оценка результатов выполненных исследований показывает реальную возможность настройки АЧР таким образом, чтобы в аварийных условиях частота не выходила за допустимые пределы (см. рис. 1.1).

Заключение

1. Автоматическая частотная разгрузка является одним из эффективных средств противоаварийной автоматики по ликвидации тяжелых последствий и развала энергосистемы при возникновении большого дефицита генерации. Действие автоматики по отключению ряда потребителей является вынужденным ради сохранения устойчивости работы энергетической системы.

2. Проведен анализ существующих способов частотной разгрузки, прменяемых в энергосистемах России и за рубежом. Показаны недостатки АЧР, приводящие к глубокому снижению частоты в аварийных условиях и затягиванию процесса восстановления частоты в энергосистеме. Даны рекомендации по устранению отмеченных недостатков. Теоретические исследования и расчеты на ЭВМ подтверждают возможность совершенствования существующей автоматики частотной разгрузки.

3. Разработана математическая модель турбоагрегата, работающего на энергосистему. Приведены передаточные функции всех элементов модели — регулятора частоты вращения, паровой и гидравлической турбины, синхронного генератора и энергосистемы. На модели могут исследоваться переходные процессы при регулировании частоты, а также действие противоаварийной автоматики при большом дефиците генерации в энергосистеме.

4. Предложена идеализированная модель автоматики частотной разгрузки с бесконечно большим числом ступеней разгрузки. Линеаризация модели значительно упрощает анализ статики и динамики действия АЧР, позволяя установить аналитическую зависимость снижения частоты от плотности разгрузки, запаздывания в канале отключения потребителей и т.д.

Раскрытие этой зависимости позволит настраивать действие АЧР на минимальное отклонение частоты и длительность переходного процесса в аварийных условиях. Практическая реализация АЧР несомненно осуществляется с конечным числом ступеней разгрузки.

5. Линеаризованная модель АЧР-1 значительно упрощает исследования статики и динамики снижения частоты в энергосистеме при действии частотной разгрузки.

Произведено сравнение процессов снижения частоты в энергосистеме при ступенчатой и непрерывной разгрузке. При числе ступеней разгрузки 10-15 и более графики снижения частоты практически совпадают с подобными графиками непрерывной разгрузки. Это позволяет считать результаты непрерывной разгрузки эталонными, на которые следует ориентироваться при настройке АЧР-1.

6. АЧР с малым числом очередей приводит к разбросу установившегося значения частоты. Возможны неоправданные завышения (забросы) частоты выше 48,5 Гц и даже 50 Гц. Такая автоматика является грубой, а ее применение необоснованным.

Для уменьшения отклонения частоты после действия АЧР-1 необходимо увеличивать плотность разгрузки, что следует выполнять за счет сокращения частотного диапазона АЧР-1 , например, с 48,5 Гц только до 47,5 Гц, сохраняя величину нагрузки, присоединяемой к АЧР-1 неизменной.

7. На модели исследовано влияние задержки (запаздывания) в канале отключения потребителей на процесс снижения и стабилизации частоты. Запаздывание приводит к перерегулированию, т.е. излишнему отключению потребителей, что недопустимо. Следовательно, недопустимо создавать специальную задержку с помощью реле времени в канале отключения потребителей.

Перерегулирование зависит от задержки в канале отключения потребителей и величины плотности разгрузки. Даны рекомендации по согласованию и выбору этих параметров для получения минимального снижения частоты и длительности переходного процесса

8. Влияние вращающегося резерва на характер снижения частоты при действии АЧР-1 незначительно. Гидроагрегаты не успевают быстро увеличить свою мощность до предельного значения. Турбоагрегаты имеют более быстродействующую систему регулирования, благодаря чему успевают участвовать в "вытягивании" частоты при действии АЧР-1.

9. Исследования на ЭВМ подтверждают необходимость совершенствования автоматики АЧР и показывают пути этого совершенствования. Оценка результатов выполненных исследований показывает реальную возможность настройки АЧР таким образом, чтобы в аварийных условиях частота не выходила за допустимые пределы.

Материалы исследований нащли отражение в учебном пособии и используются в учебном процессе СПбГТУ, а также в центре подготовки кадров РАО "ЕЭС России".

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Меркурьев, Андрей Геннадьевич, 1998 год

Список использованной литературы

1. P.C. Рабинович. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем. — М: Энергия, 1980.

2. С.А. Совалов, В.А. Семенов. Противоаварийное управление в энергосистемах. — М: Энергоатомиздат, 1988.

3. J.K. Kirchmayer. Economic Control of Interconnected System.- New Iork, 1959.

4. JI. Д. Стернинсон. Переходные процессы при регулировании частоты и мощности в энергосистемах. — М: Энергия, 1975.

5. Г.М. Павлов. Автоматизация энергетических систем. — Изд. ЛГУ, 1977.

6. Е.Д. Зейлидзон. Автоматическая частотная разгрузка и частотное АПВ в энергообъединениях. — М: Энергия, 1964.

7. Эксплуатационный циркуляр № Э-9/65 «О порядке выполнения частотной разгрузки частотного АПВ в энергосистемах. — М: БТИ, ОРГРЭС, 1965.

8. Ю.П. Горюнов, C.B. Смоловик. Математические модели элементов электроэнергетических систем и исследование их динамических свойств. — Учебное пособие, СПбГТУ, 1992.

9. И.А. Лытаев, Ю.Н. Руденко, В.Н. Яковлев. Особенности применения АЧР в объединенных энергосистемах. — Электрические станции, 1965, №9.

10. Н.С. Маркушевич. Селективная система автоматического повторного включения после работы АЧР. — Электрические станции, 1969, №7.

11. Методические указания по автоматической частотной разгрузке (АЧР) .

Е.Д. Зейлидзон, С.А. Совалов, P.C. Рабинович и др. — СЦНТИ ОРГРЭС, 1972.

12. Современные принципы и перспектива развития автоматической частотной разгрузки в энергообъединениях СССР. Е.Д. Зейлидзон, С.А. Совалов, Г. Д. Бутин и др. — М: Энергия, 1973.

13. Автоматическая частотная разгрузка в энергообъединениях СССР. Е.Д. Зейлидзон, С.А. Совалов, Г.Д. Бутин и др. — М: Энергия, 1975.

14. Н.С. Маркушевич. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем. — М: Энергия, 1975.

15. Р. С. Рабинович. АЧР как средство ресинхронизации энергетических систем. — Электричество, 1977, №6.

16. Анализ опыта эксплуатации автоматической разгрузки в энергосистемах СССР. Е.Д. Зейлидзон, М.Г. Портной, P.C. Рабинович, С.А. Совалов. — Электричество, 1978, №7.

17. В.А. Семенов. Крупные системные аварии в зарубежных энергообъединениях.

— Энергохозяйство за рубежом, 1984, №6.

18. Ю.Е. Гуревич, JI.E. Либова, A.A. Окин. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах .— М: Энергоиздат, 1990.

19. G.M. Pavlov. Under Frequency Load Shedding in Power Systems. Report at conference. —Rio de Janeiro, 1994.

20. G.M. Pavlov. Under Frequency Load Shedding in Power Systems. Text book. — St. Petersburg. Tech. University. 1995.

21. B.A. Савельев. Анализ и разработка новых принципов и устройств аварийной разгрузки энергосистем по активной мощности. — Диссертация на соискание ученой степени к.т.н. ЛПИ, 1975.

22. А.Х. Калюжный. Повышение эффективности работы автоматической частотной разгрузки. — Электрические станции, 1995, № 2.

23. А.Б. Барзам. Системная автоматика. — Энергоатомиздат, 1989.

24. В.А. Бесекерский, Е.П. Попов. Теория систем автоматического регулирования.

— М: Наука, 1972.

25. Е.И. Юревич. Теория автоматического управления. — Л: Энергия, 1975.

26. В.А. Веников. Электромеханические переходные процессы в электрических системах.— Госэнергоиздат, 1958.

27. В.П. Дьяконов. Справочник по применению системы PC Mathlab. — M: Издательская фирма «Физико-математическая литература» , Наука, 1993.

28. В.П. Дьяконов. Система Mathcad. — M: Радио и связь, 1993.

29. Г.М. Павлов, Ли Инь, А. Г. Меркурьев. Частотная разгрузка энергетических систем. — Труды СПбГТУ, № 460, 1996.

30. Г.М. Павлов, А.Г. Меркурьев, Ю.М. Шаргин. Автоматическая частотная разгрузка в энергетических системах. — Электричество, 1999, №1.

31. Г.М. Павлов, А.Г. Меркурьев. Автоматическая частотная разгрузка в энергетических системах. — РАО «ЕЭС России», СЗФ ГВЦ Энергетики. Учебное пособие, 1998.

32. И.И. Кирилов. Автоматическое регулирование паровых турбин и газотурбинных установок. —Л: Машиностроение, 1998.

33. В.А. Иванов. Режимы мощных паротурбинных установок. — Л: Энергоатомиздат, 1986.

34. C.B. Усов, С.А. Казаров. Режимы тепловых станций. — Л: Энероатомиздат, 1985.

35. В.А. Умов, И.Н. Филатов. Определение параметров и динамических характеристик систем автоматического регулирования гидроагрегатов. — Изд. СПбГТУ, 1996.

36. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. — М: Энергоатомиздат, 1989.

37. C.B. Усов. Основы эксплуатации электрических станций. Конспект лекций. — Л: ЛПИ, 1974.

38. А.Ф. Бондаренко, Ф.Н. Комаров. Регулирование режимов работы энергетических объединений по перетокам мощности и поддержания нормального уровня частоты. — Электричество, 1994, №5.

39. И.М. Маркович. Режимы энергетических систем. —М: Энергия, 1969.

40. Ли. Инь. Аварийная частотная разгрузка энергетических систем.— Диссертация на соискание ученой степени к.т.н. СПбГТУ, 1996.

41. В.Г. Потемкин. Система Matlab. Справочное пособие.—М: Диалог-МИФИ, 1997.

42. Н. С. Маркушевич, Л. А. Ковалюк. Повышение экономической эффективности энергоснабжения промышленных предприятий. —Рига, 1973.

43. Ю.Е. Гуревич, Р. С. Рабинович. Определение мощности потребителей при одновременном изменении частоты и напряжения. — Труды ВНИИЭ, 1970.

44. Н.С. Маркушевич. Автоматическая частотная разгрузка с зависимой выдержкой времени. — Электрические станции, 1996, № 6.

45. В.Д. Панин. Схема совмещенного АЧР-1 и АЧР-П с ЧАПВ.— Электрические станции, 1975, № 2.

46. G.M. Pavlov. Under Frequency Load Shedding of Power System. Report at 9 th. International Power System Conference. St. Petersburg, 1994.

47. P.C. Рабинович. АЧР как средство ресинхронизации энергосистем. — Электричество, 1997, № 6.

48. Практика автоматической частотной разгрузки на северо-востоке США и в провинции Онтарио Канады. — В кн.: Релейная защита и противоаварийная автоматика. —М: Энергия, 1975.

49. Автоматическая частотная разгрузка в энергообъединениях СССР. Е.Д. Зейлидзон и др. — М: Энергия, 1975.

50. A status report on methods used for system preservation during under frequency condition Trans. IEEE, 1975, № 2.

51. B.K. Ванин, Г.М. Павлов. Релейная защита на элементах вычислительной техники. — JI.: Энергоатомиздат, 1991.

52. М.П. Костенко, JT.M. Пиотровский. Электрические машины. — Госэнергоиздат, 1957.

53. А.И. Важнов. Электрические машины. — Энергия, 1969.

54. В.В. Колесников. Автоматическая частотная разгрузка в энергетических системах — Диссертация на соискание степени магистра. СПбГТУ. 1998.

55. Частотная разгрузка как средство автоматической ликвидации аварии.

Я.Д. Баркан, Н.С. Маркушевич, P.P. Рудзитас и др. — Электрические станции, 1960, №5.