Содержание к диссертации
Введение
1. Исследование свойств электрического торможения ээс простой структуры 9
Выбор параметров управления однократным электрическим торможением генераторов станции. Понятие оптимального
управления 9
Влияние схемных и режимных параметров сети на выбор оптимальных параметров управления однократным ЭТ 25
Особенности управления многократным ЭТ. Выбор параметров и
закона управления 34
Выводы 40
2. Исследование свойств электричечкого торможения сложных ЭЭС 41
Выбор оптимальных параметров управления однократным ЭТ генераторов в сложной схеме системы (на примере ОЭС Востока). 41
Особенности управления однократным электрическим торможением генераторов в электрически разобщенных узлах передающей системы 50
Переходные характеристики режимных параметров генераторов и возможности их использования для настройки ЭТ 56
2.3.1. Переходные характеристики собственных (абсолютных) параметров генераторов Бурейской ГЭС при аварийной потере ВЛ БГЭС - Хабаровская 57
2.3.2. Переходные характеристики взаимных параметров при аварийной потере В Л БГЭС - Хабаровская 63
Выводы sc
3. Исследование однократного электрического торможения совместно с действием других средств противоаварийной автоматики 66
3.1. Анализ эффективности и выбор управляющих воздействий электрического торможения совместно с отключением генераторов 67
3.2. Анализ эффективности сочетания электрического торможения, отключения генераторов и отключения нагрузки 69
3.3. Выбор управляющих воздействий при успешном и неуспешном АПВ 72
3.3.1. Предел динамической устойчивости при повреждениях на В Л 500 кВ Бурейская ГЭС - Хабаровская с успешным АПВ и ОАПВ 72
3.3.2. Пределы динамической устойчивости и выбор управляющих воздействий при неуспешном ОАПВ ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС - Хабаровская 76
3.3.3. Пределы динамической устойчивости и выбор управляющих воздействий при неуспешном АПВ В Л 500 кВ Бурейская ГЭС -Хабаровская 77
3.3.4. Пределы динамической устойчивости при двухфазных к.з. на землю на ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС - Хабаровская с отказом одной фазы выключателя и действием УРОВ; выбор управляющих воздействий 80
3.4. Эффективность разгрузки гидротурбин совместно с другими управляющими воздействиями 82
3.5. Анализ эффективности электрического торможения и экстренного управления мощностью турбин приемной части ЭЭС 85
3.6. Выводы 90
4. Совершенствование методов и программного обеспечения исследований динамической устойчивости электроэнергетических систем 91
Основные аспекты и принципы моделирования ЭЭС при изучении их динамических режимов 91
Моделирование синхронных машин, систем возбуждения и АРВ... 93
Моделирование турбин и их систем управления 107
Моделирование пассивных элементов электрических сетей 110
Моделирование аварийных ситуаций и действия противоаварийной автоматики 116
Формирование общей структуры уравнений и процедура нахождения правых частей 117
Краткая характеристика программного обеспечения исследования динамической устойчивости ЭЭС 122
Выводы 124
Основные результаты работы 125
Литература
- Влияние схемных и режимных параметров сети на выбор оптимальных параметров управления однократным ЭТ
- Особенности управления однократным электрическим торможением генераторов в электрически разобщенных узлах передающей системы
- Анализ эффективности сочетания электрического торможения, отключения генераторов и отключения нагрузки
- Пределы динамической устойчивости при двухфазных к.з. на землю на ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС - Хабаровская с отказом одной фазы выключателя и действием УРОВ; выбор управляющих воздействий
Введение к работе
Системообразующая сеть многих энергообъединений Россини сформирована одноцепными ВЛ 500 кВ (750 кВ) и параллельными им ВЛ 220 кВ (330 кВ). Такой сети свойственен качественный, структурный порок: при достаточных запасах статической устойчивости максимального режима в нормальной схеме сети крайне неблагоприятные с точки зрения устойчивости условия работы энергообъединений в послеаварийных режимах, вынуждающие (разумеется, без средств противоаварийного управления) существенно ограничивать загрузку межсистемного сечения, а вместе с тем и выдаваемую с шин передающих станций мощность. Еще на более низком уровне находится предельный по динамической устойчивости межсистемный переток при аварийном отключении ВЛ 500 кВ (750 кВ).
Одним из наиболее эффективных мероприятий в указанном случае является электрическое торможение (ЭТ) генераторов станции [1-3]; виды торможения и способы его реализации могут быть весьма разнообразными.
Механическое торможение заключающееся в непосредственном уменьшении механического момента на валу как за счет использования специальных устройств, так и тормозных колодок [4], широкого развития не получило в силу ряда ограничений, накладываемых на величину достигаемого тормозного момента, точности управления и допустимой длительности торможения.
Электрическое торможение (ЭТ), выполняемое путем подключения нагрузочного сопротивления (НС), может быть как управляемым, так и неуправляемым. Последнее имеет место, например, при включении резисторов в нейтраль трансформаторов [5,6,8] или же при подключении резисторов между нейтралями параллельных ветвей обмоток генераторов, соединенных с первичными обмотками трансформаторов по специальной схеме [9], что позволяет в ряде случаев повысить предел динамической устойчивости электропередачи на 20 - 40 % [5].
Управляемое ЭТ осуществляется кратковременным подключением резисторов последовательно либо параллельно статорным цепям генераторов [10-18] в соответствии со схемами, предложенными Бергваллом [8,19,20].
Последовательное ЭТ нашло применение на гидрогенераторах капсульного типа, характеризующихся малыми постоянными инерции [13,14,75]. Использование специальных быстродействующих выключателей [14,21] обеспечивает оптимальное управляющее воздействие, компенсирующее аварийное возмущение.
При разработке устройств ЭТ параллельного типа необходимо решать ряд вопросов, связанных с выбором места включения НС [15,22,23], их мощности [15,16,22-24], типа и параметров НС [23], времени торможения [5,15-18,23,26-29], а также закона управления ЭТ [16-18,22,27-35,39,40,54-57].
Подключение НС к шинам высшего напряжения станции уменьшает количество необходимой коммутирующей аппаратуры и упрощает компоновку устройств ЭТ. Их номинальная мощность, при этом, не зависит от количества генераторов, находящихся в работе и может варьироваться лишь изменением числа подключенных резисторов. Однако, как показали натурные испытания при действии ЭТ на Волжской ГЭС им. В.И. Ленина и на Братской ГЭС [16-18], в таком случае выдвигаются весьма жесткие требования к выбору момента отключения НС и создается реальная возможность переторможения и нарушения устойчивости во втором цикле качания угла.
С этих позиций более приемлемым представляется подключение резисторов на генераторном напряжении, т.е. создание автономных установок для каждого из генераторов [2,38,59,60]. Мощность ЭТ тогда автоматически изменяется в зависимости от числа находящихся в работе агрегатов.
Наиболее простой вид ЭТ - однократное ЭТ, предназначенное для сохранения устойчивости при первом нарастании угла [16-18,24,33,45].
Известны также двухкратное ЭТ (второе включение - при неуспешном БАПВ [24,27]), ЭТ для демпфирования послеаварийных качаний [39] и многократное ЭТ [25,34,36,37,40,48,54- 57].
Дозировка параллельного ЭТ может осуществляться двумя способами/ Первый из них предполагает программное управление (законы «разомкнутого» типа), по которому резисторы однократно включаются на время, равное одной из заранее заданных дискретных уставок [5,16-18,31,45,49,60]. В [31] для упрощения закона управления ЭТ предложен вероятностный подход к его выбору, что позволяет обойтись минимальным числом уставок [2]. Второй способ использует для определения длительности ЭТ текущую информацию об изменении параметров переходного процесса (законы «замкнутого» типа); торможение может быть как ' однократным [24,30,32], так и многократным [29,33-37,48,54-57].
В настоящее время промышленная установка ЭТ эксплуатируется на Зейской ГЭС [2,45,49,57], индивидуальные бетэловые резисторы [46,47,58,59] которой имеют суммарную мощность 324 МВт (по 54 на каждом из шести генераторов) и подключаются на шины генераторного напряжения через быстродействующие элегазовые выключатели. Первоначально на станции применялось однократное ЭТ параллельного типа с программным законом управления резисторами, замененное впоследствии управлением ЭТ по параметрам переходного режима (углу, скольжению, производной скольжения) [48, 54-57].
Тем не менее, несмотря на многочисленные работы и исследования, не достаточное внимание уделено вопросу определения мощности и длительности ЭТ, при которых достигается максимум предела динамической устойчивости. В тоже время, некорректный выбор этих параметров приводит к значительному снижению эффективности ЭТ.
Вопросы применения многократного ЭТ с позиции возможного повышения предела динамической устойчивости рассматривались и ранее в
ряде научных публикаций, начиная с 60-х годов. Однако, практически в каждой из этих работ уделялось внимание лишь качественной стороне вопроса; обсуждались лишь умозрительно потенциальные возможности многократного ЭТ. Количественная оценка эффективности применения многократного ЭТ не проводилась. Так, в работе [36] не ясным остался вопрос взаимосвязи мощности устройств ЭТ с эффективностью многократного ЭТ.
Целью работы является комплексное исследование свойств
электрического торможения, разработка требований к закону управления
электрическим торможением гидрогенераторов, обеспечивающего
максимальное значение передаваемой мощности по условию динамической устойчивости; дать оценку эффективности различных видов ЭТ генераторов ГЭС, как средства противоаварийного управления ЭЭС.
В первой главе рассматривается эффективность ЭТ в ЭЭС простой структуры. Вводиться понятие оптимального управления однократным ЭТ. На основе аналитических и расчетных исследований определяется критерий выбора оптимальных параметров управления однократным ЭТ (р*, f^),
исследуется их зависимость от схемных и режимных параметров сети. Показывается, что дополнительный эффект от многократного ЭТ (разумеется, совместно с разгрузкой турбин) может быть достигнут при тормозной мощности, большей значения Р'эт > полученного для
однократного ЭТ.
Вторая глава посвящена вопросам электрического торможения в сложных ЭЭС, на примере ОЭС Востока, расчетными исследованиями
r^onm опт
определяется оптимальная мощность рэт и длительность подключения (эт
устройств ЭТ. Устанавливается возможность использования однократного ЭТ с фиксированной выдержкой времени. Определяются параметры переходного процесса, которые могут использоваться при управлении устройствами ЭТ по закону «замкнутого» типа.
В третьей главе проводится исследование однократного электрического торможения совместно с действием других средств противоаварийной автоматики: отключение части генераторов [68-75, 80-91], отключение нагрузки в приемной части энергообъединения [70-74, 84-88], автоматическое повторное включение межсистемной ЛЭП, изменение мощности турбин [64-67, 77-79, 92-102] и др.
В четвертой главе представлен анализ существующего программного обеспечения исследований динамической устойчивости ЭЭС. Показывается, что в ряде программных разработок недостаточно корректно отображаются модели АРВ генераторов (пренебрежение малоинерционными звеньями), паровых и гидравлических турбин. Обращается внимание, что до сих пор по традиции сохранились небезупречные в принципиальном отношении операции по замене двигательной нагрузки пассивной с применением статических характеристик по частоте, по использованию в моделях генераторов демпферных коэффициентов и т.д. Указанные негативные факторы неизбежно отражаются на точности решения и предопределяют насущную необходимость в совершенствовании математического моделирования и программного обеспечения для анализа динамических режимов ЭЭС.
В заключении приведены основные результаты, полученные автором при исполнении данной диссертационной работы.
Влияние схемных и режимных параметров сети на выбор оптимальных параметров управления однократным ЭТ
Изменения схемы и режимов сети в общем случае ведут к изменению оптимальных параметров управления однократным ЭТ. Рассмотрим, какие факторы влияют на выбор оптимальных параметры управления в большей степени, а какие, в силу свойств объекта, не оказывают существенного воздействия.
В результате расчетов установлено, что требуемая мощность управления рэт в заметной мере зависит от конкретных условии работы межсистемной электропередачи, установленной мощности и месторасположения станции с устройствами ЭТ в системе. Существует определенная взаимосвязь между величиной рэт , соответствующей экстремуму предела динамической устойчивости, и коэффициентом как меры взаимосвязи динамического и статического пределов устойчивости, характеризующей влияние конкретных условий функционирования системы и аварийного возмущения на динамическую устойчивость перехода к новому установившемуся режиму. Чем выше fcd, иными словами, чем больше расхождение между динамическим (в отсутствии ЭТ) и статическим (в послеаварийной схеме сети) пределами устойчивости, тем больше мощность управления р. Данное положение исходит из физических свойств объекта.
Для двухмашинного эквивалента легко поясняется с помощью метода площадей (рис. 1.12) и подтверждается результатами расчетов (рис. 1.13, 1.14). В соответствии с этим мощность р заметно возрастала с уменьшением числа работающих машин и соответственно увеличением их исходной загрузки. Оптимальная мощность составила р =0,2РНОМ и р =0,15РНОМ соответственно при Рустг2 х335 МВт и Рустг х335 МВт. В приведены величины коэффициента fcd и р при работе в отправной системе 4, 3 и 2 генераторов.
Изменения нагрузки в передающей части системы существенно не оказывало влияние на оптимальные параметры управления ЭТ (нагрузка в узле 4 варьировалась от 0 до 0,5Pycmit Pycmi=4 х 335 МВт). Небольшое увеличение Рэт (на 5% по сравнению с р" при Р4=0 ) наблюдалось лишь в случае отключения ВЛ 500 кВ после двухфазного на землю к.з. и значительной нагрузки в узле 4 (Р4=0,5Руст1)\ длительность подключения устройств ЭТ, отвечающая максимуму предела динамической устойчивости, практически сохранялась на прежнем уровне Э7,=( 1,4т-1,6) с. Во всех остальных случаях предельный по динамической мощности переток —-опт опт гч достигался при прежних значениях рэт и f3T. Это связано с тем, что предельный переток межсистемной связи в послеаварийной схеме сети практически не зависит от мощности нагрузки передающей части системы.
Известно, что существенную часть нагрузки в энергосистеме составляют асинхронные двигатели (АД). Для оценки влияния АД на оптимальные параметры управления однократным ЭТ были выполнены расчеты динамической устойчивости при варьировании доли АД в общей нагрузке узлов 6 и 7 расчетной схемы (доля АД Олд изменялась от 0 до О.бРюф), показавшие, что во всех случаях предельный по динамической мощности переток достигается при прежних значениях р" и {Т.. Рис. 1.15 иллюстрирует данное положение при Д,д=0,6 Риогр и работе отправной
Теперь рассмотрим схему, показанную на рис. 1.16. Ее принципиальное отличие от схем исследуемых выше заключается в том, что приемная система соединена с отправной двумя В Л 500 кВ (двумя «сильными» связями).
Из построенных по формулам (1-1) и (1-Ю) угловых характеристик мощности генераторов (рис. 1.17) видно, что разница в статических пределах нормального и послеаварийного режимов уже не столь значительна, т.к. при ослаблении межсистемного сечения вследствие отключения одной из В Л 500 кВ в работе остается вторая линия с малым хвн
Применением ЭТ удается поднять находящиеся на более низком уровне пределы динамической устойчивости. Как показали проведенные исследования, оптимальная мощность рэт , которой отвечает максимум предела динамической устойчивости, Рпр.д- существенно зависит от специфики повреждения ВЛ. Покажем это с помощью метода площадей. На рис. 1.18 выполнены соответствующие построения для определения величины р при аварийном отключении ВЛ 500 кВ без к.з. (простой переход) и при двухфазном на землю к.з. вблизи шин передающей станции (4з=0,12 с). В первом случае, небаланс мощности на валах генераторов, вызванный отключением ВЛ, а следовательно и площадки ускорения, не столь значительны, т.к. в послеаварийном режиме в работе остается «сильная связь».
Особенности управления однократным электрическим торможением генераторов в электрически разобщенных узлах передающей системы
Устройства ЭТ в настоящее время установлены на Зейской ГЭС и предусмотрены проектом на Бурейской ГЭС. В предыдущем разделе был рассмотрен вопрос выбора оптимальных параметров управления устройствами ЭТ при их автономном принципе применения, т.е. устройства ЭТ подключались в точке энергообъединения с наибольшим нарушением баланса: на Бурейской ГЭС при потере ВЛ 500 кВ БГЭС - Хабаровская и на Зейской ГЭС при потере ВЛ 500 кВ Зейская ГЭС - Амурская.
Оценим теперь, как влияет на предел динамической устойчивости подключение ЭТ на станции, удаленной от точки приложения аварийного возмущения, в качестве которого рассмотрим отключение В Л 500 кВ Бурейская ГЭС - Хабаровская. Из кривых рис. 2.8 следует, что электрическим торможением только Зейской ГЭС при потере ВЛ БГЭС -Хабаровская можно достичь того же уровня динамической устойчивости Рпр.д, как и при ЭТ генераторов Бурейской ГЭС (см. рис. 2.8). Необходимая для этих целей мощность устройств ЭТ Зейской ГЭС р" =(0,2+0,25)РН0М {Рном - номинальная мощность Зейской ГЭС, 6x215 МВт) и длительность их опт / л і о \ / опт включения f3T =(1,4... 1,8) с (сниженные величины f3T соответствуют случаю многофазных к.з. на ВЛ БГЭС - Хабаровская).
Совместное торможение генераторов Бурейской и Зейской ГЭС характеризуется уровнями динамической устойчивости, приведенными на рис. 2.9 - 2.12. Компьютерные расчеты — выполнялись при двух фиксированных мощностях генераторов ЗГЭС (Рэт згэс ОЛРыешЗгэс и ОДРившэгас) и варьировании Рэт на Бурейской ГЭС (РЭТ_БГЭС=№, 1 -0,4)РНОЛ,Гэс). б) двухфазное на землю к.з. вблизи шин БГЭС длительностью 0,12 с.
Из кривых рис. 2.9 - 2.12 видно, что максимум предела динамической устойчивости может быть получен различным сочетанием параметров (Рэт згэс Рэт БГЭС этзгэ& ЬТ_БГЭС)- При этом между ними существует определенная взаимосвязь: при заданной Рэт згэс и Рэт БГЭС увеличение Ьт_згэсприводит к смещению максимум предела в сторону меньших (ЭТБГЭС.
В случае Рэт_згэс=0,1 Рномзгэс, ДЛЯ достижения величины РпрЛ мощность устройств ЭТ РЭТ_БГЭС не должна превышать 0,2РнпмБГЭС\ длительность их включения равна гэг згэсг Л 1,5 С В ЬТБГЭС -Л 1 4с при к.з. вблизи шин БГЭС; ізт_згзсг$ Ь2с и 1ЭТ_БГЭС=1& 1.8с без к.з. Отметим, что в последнем случае (отключение ВЛ без к.з.) того же предела по условию динамической устойчивости можно добиться увеличением длительности Ьт_згэс ДО 1,5 -н 1,8с и Ьт_БГэс до 2с и снижением РЭТ_БГЭСД.О 0,1РНОМБГЭС.
Выше было показано, что при аварийной потере ВЛ (без к.з.) только управлением ЭТ ЗГЭС с Рэт_зпхг:0,2Рном3гэс\ Ьт_згэсг1,Ъс можно достичь величины Рпрд без привлечения устройств ЭТ БГЭС. Для достижения максимума предела при Рэт_згэсг ,2РНОмзгэс и торможении на БГЭС требуется снизить tjTjrjc- Возможные для этих целей параметры управления ЭТ: РЭТ_БГЭ(Г0,1РНОМБГЭС, Ьт_згэс=1Л + 1,5с, ЬТБГЭс=\$ + 2,0с без к.з. и Ъ7-_гэс=0,8 -f 1,0с при к.з.
Все же, несмотря на принципиальную возможность применения ЭТ в электрически разобщенных местах, при повреждениях ВЛ БГЭС -Хабаровская предпочтительней осуществлять ЭТ генераторов Бурейской ГЭС (автономность в действии ЭТ). Для передачи команды по высокочастотным каналам, образованным на ВЛ, в этом случае не потребуется дополнительных устройств ретрансляции сигнала. Кроме того из-за возникающих противоречивых требований к настройке ЭТ при различных видах повреждений ВЛ БГЭС - Хабаровская добиться выигрыша в пределе устойчивости представляется весьма затруднительной задачей.
При аварийном отключении ВЛ 500 кВ ЗГЭС - Амурская Бурейская ГЭС (при включенной ВЛ БГЭС - Хабаровская) остается синхронно связанной с Хабаровской и Приморской энергосистемами. Применять электрическое торможение генераторов БГЭС в рассматриваемых аварийных условиях лишено смысла, т.к. генераторы этой станции и так подтормаживаются.
Анализ эффективности сочетания электрического торможения, отключения генераторов и отключения нагрузки
Как уже отмечалось в главе 2, применением ЭТ удается поднять предельный по динамической устойчивости переток по рассматриваемому сечению при аварийной потере ВЛ БГЭС - Хабаровская до статического предела послеаварийного режима, однако загрузка БГЭС при этом остается меньше ее установленной мощности (Руст БГЭС х335 МВт). Для более эффективного использования имеющихся мощностей БГЭС необходимо применять однократное ЭТ совместно с действием других средств противоаварийного управления ЭЭС: отключение генераторов (ОГ), отключение нагрузки (ОН) в приемной части энергообъединения и автоматическое повторное включение (АПВ) межсистемной ЛЭП. Эффективность сочетания ЭТ и различных средств противоаварийного управления оценивалась при следующих расчетных условиях: - исходная мощность Зейской ГЭС близка к установленной - Рзгэс = 1080 МВт (в работе все шесть генераторов станции, 6x215 МВт) -наиболее тяжелые с точки зрения устойчивости условия функционирования ОЭС; - на Бурейской ГЭС в работе 3 (2 - шины 220 кВ, 1 - шины 500 кВ) либо 4 (2 - шины 220 кВ, 2 - шины 500 кВ) генератора; при поиске предела динамической устойчивости мощность одной из эквивалентных групп генераторов фиксировалась, мощность другой группы варьировалась до значения, соответствующего предельной по динамической устойчивости загрузке при заданном аварийном возмущении.
В приложении 2 приведены кривые протекания переходных процессов в предельных по динамической устойчивости режимах при рассматриваемых видах управляющих воздействий. . Анализ эффективности и выбор управляющих воздействий электрического торможения совместно с отключением генераторов
Разгрузка в целях обеспечения устойчивости электропередач от ГЭС может осуществляться с помощью автоматики ОГ, и такая разгрузка вполне допустима по условиям эксплуатации оборудования ГЭС (отключенные гидрогенераторы легко могут быть снова включены в сеть и опять нагружены, если требуется). Отключение генераторов воздействует на устойчивость послеаварииного режима по трем основным путям: возникает снижением мощности турбин, уменьшается постоянная инерции отправной части и вместе с тем увеличивается эквивалентное сопротивление отправной части. Изменение трех этих параметров не в равной степени влияет на устойчивость. Ниже приводятся основные результаты, полученные при совместном выполнении двух управляющих воздействий - ЭТ и отключение части генераторов отправной системы.
Из кривых рис. 3.1 видно, что при осуществлении ОГ на Бурейской ГЭС максимальный эффект с точки зрения устойчивости достигается практически при той же длительности ЭТ ( эг= U& с) как и в отсутствии ОГ.
При оптимальной длительности ЭТ генераторов Бурейской ГЭС дополнительный выигрыш (20 -г 30 МВт) в пределе динамической устойчивости можно получить за счет дополнительного торможения генераторов Зейской ГЭС. Мощность "устройств ЭТ генераторов Зейской ГЭС при этом не должна превышать 0,\5Р„ОМ; целесообразная длительность торможения - t3f= 0,6 -г 0,8с. При Рэт= 0,ЗРнам. добиться выигрыша в пределе устойчивости не представляется возможным из-за возникающих противоречивых требований к настройке ЭТ при различных видах повреждений ВЛ БГЭС - Хабаровская.
Анализ полученных предельных по динамической устойчивости перетоков показал, что эффективность сочетания ЭТ с ОГ на Бурейской ГЭС близка к сумме эффективностей этих средств, используемых отдельно; ОГ лишь незначительно снижает действенность ЭТ.
Предел динамической устойчивости заметно возрастает при сочетании ЭТ генераторов Бурейской ГЭС и ОГ Зейской ГЭС (рис. 3.2). Данный факт, объясняется тем, что при выполнении ОГ на Зейской ГЭС происходит разгрузка всего сетевого транзита Зейская ГЭС - Бурейская ГЭС -Хабаровская, а не части его, как в случае выполнения ОГ на Бурейской ГЭС.
На рис.3.3 приведена диаграмма, наглядно иллюстрирующая эффективность ЭТ в сочетании с действием ОГ различного состава.
Следует заметить, что при выполнении ОГ на Зейской ГЭС максимуму предела динамической устойчивости в случае многофазных к.з. на ВЛ БГЭС - Хабаровская соответствует несколько сниженная (/эг О -J- 1,2С) длительность торможения генераторов Бурейской ГЭС. При отключении ВЛ БГЭС - Хабаровская без к.з. оптимальная длительность торможения сохраняется на прежнем уровне, /эг=1,6 с. С учетом сказанного, более предпочтительным является компромиссное решение - hr lA с. Принятие его приведет к снижению выигрыша в пределе динамической устойчивости на 10 -г 15 МВт во всех случаях, когда экстремум предела достигается при t3T =1,6 с; вместе с тем, сократится до 20 МВт и проигрыш в пределе устойчивости при осуществлении ОГ на Зейской ГЭС по отношению к его максимально достижимому значению при /эг=1,2 с.
Пределы динамической устойчивости при двухфазных к.з. на землю на ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС - Хабаровская с отказом одной фазы выключателя и действием УРОВ; выбор управляющих воздействий
Функция разгрузки гидротурбин (РТ) отправной системы воспрепятствовать увеличению относительного угла (или нескольких относительных углов) сверх критического дкр значения, после прохождения которого процесс нарушения динамической устойчивости уже необратим. Таким образом, действенность РТ может проявиться только на отрезке времени tKp пробега роторами пути 80 дкр.
Кривые рис. 3.17, построенные на основе анализа переходных процессов при различных аварийных и управляющих воздействиях, дают возможность оценить время относительного перемещения роторов генераторов отправной и приемной части ОЭС от начального угла 80 до критического SKp= 150-160 в зависимости от превышения ЛРБГЭС исходной мощности Бурейской ГЭС над мощностью Р„р,д,, предельной по условию динамической устойчивости. Как видно из рис. 3.17, время tKp зависит от вида аварийного и управляющего воздействия; в связи с этим нетрудно предвидеть и различную эффективность РТ.
Кривые рис. 3.18 характеризуют зависимости предельной по динамической устойчивости мощности Бурейской ГЭС от длительности ЭТ при совместном выполнении двух управляющих воздействий - ЭТ и РТ. Разгрузка гидротурбин осуществлялась с момента отключения ВЛ БГЭС -Хабаровская в соответствии с выражением (явление гидроудара в водоводах не учитывалось):
В тяжелых исходных режимах, когда требуется совместное выполнение ЭТ с ОГ, роль РТ будет падать. Это связано с тем, что процесс нарастания относительных углов до критического 8кр значения в этих условиях идет гораздо интенсивнее, чем в случае без ОГ (см. рис. 3.17); соответственно будут снижаться и возможности РТ.
В настоящее время широко используется противоаварийная автоматика балансирующего действия, которая в избыточных узлах снижает генерирующую мощность за счет отключения генераторов или разгрузки турбин электростанций, а в дефицитных узлах воздействует на систему автоматического отключения нагрузки (САОН). Альтернативным решением отключения нагрузки является быстрое увеличение мощности турбин приемной системы.
Расчетные исследования выполнялись как при загрузке турбин Приморской ГРЭС и Хабаровской ТЭЦ-1, ТЭЦ-3 в отдельности так и совместно. Пределы динамической устойчивости при совместном выполнении ЭТ и загрузки турбин станций характеризуются зависимостями рис. 3.19 - 3.21. Увеличение мощности генераторов дано в процентах относительно мощности участия каждой из станций. Из кривых видно, при 10% и 20% увеличении мощности Приморской ГРЭС или Хабаровской ТЭЦ-1 и ТЭЦ-3 за время в интервале 0,5 с до 4 с ( $=2,5— -МО—, где У - скорость загрузки турбин) можно достичь одного с с и того же уровня динамической устойчивости, причем в случае меньших скоростей экстремум характеристики рдп =/ (t r) сдвигается в сторону больших значений /эг- Дальнейшее уменьшение скорость загрузки Q % (# 2,5 —) приводит к проигрышу в пределе. При 30% увеличении с мощности - скорость загрузки имеет большее значение; уменьшение в пределе начинается уже при
Эффективность сочетания загрузки турбин Приморской ГРЭС и Хабаровской ТЭЦ-1, ТЭЦ-3 ниже суммы эффективностей загрузки турбин этих станций, выполняемых раздельно. Однако в целом эффект довольно значительный и предельный по динамической устойчивости переток в зависимости от типа повреждения на ВЛ БГЭС - Хабаровская доходит до уровня Рпр - 940 -г 975 МВт. Соответствующая Рпр загрузка Бурейской ГЭС в период прохождения зимнего максимума нагрузок 2005г. - РБГЭС = 735 -г 755 МВт (при участии Зейской ГЭС, РЗГЭс = 1080 МВт).
При учете реальных ограничений, накладываемых на скорость загрузки турбин приемной энергосистемы, предельные значения передаваемой мощности существенно снижаются - увеличение предела (по отношению к максимально достижимому при применении только ЭТ на БГЭС) составляет не более 8%.
