Содержание к диссертации
Введение
1 Особенности внедрения утилизационных энегоустановок на промышленных предриятиях 10
1.1 Утилизационные электростанции на промышленных предприятиях 10
1.1.1 Внедрение утилизационных энергоустановок на существующих и новых котельных 10
1.1.2 Утилизационные энергетические установки на предприятиях металлургической промышленности 14
1.1.3 Утилизационные энергетические установки на газораспределительных станциях 16
1.1.4 Утилизация энергии выхлопных газов газотурбинных двигателей 18
1.1.5 Утилизация тепла на предприятиях химической промышленности 21
1.2 Оценка эффективности инвестиций в создание собственной утилизационной электростанции 23
1.3 Методы математического моделирования вентильных систем 33
1.3.1 Метод «припасовывания» результатов (кусочно-линейные методы) 37
1.3.2 Метод разностных уравнений 40
2 Автономный источник электроэнергии в системе электроснабжения ітредприятий химической промышленности 45
2.1 Особенности технологических производственных процессов на предприятиях химической промышленности 45
2.2 Привязка паротурбинной электроустановки к существующему паропроводу ПО «ОРГСИНТЕЗ»
2.3 Влияние изменения температуры пара на энергетические показатели турбины 57
2.4 Оценка эффективности капиталовложений в создание паротурбинной утилизационной электростанции 59
3 Математическая модель синхронного генератора с вентильным возбудителем в непрерывных переменных 73
3.1 Локальная интегральная модель синхронного генератора 74
3.2 Дискретная математическая модель синхронного генератора 80
3.3 Математическая модель постоянной структуры вентильного возбудителя синхронного генератора в непрерывных переменных 83
4 Режимы работы комплекса - системы промышленного электроснабжения и утилизационной электростанции 94
4.1 Особенности работы схем электроснабжения промышленных предприятий с собственными источниками электрической энергии 94
4.1.1 Режимы работы утилизационной электростанции 94
4.1.2. Включение генераторов утилизационной электростанции и энергосистемы на параллельную работу 99
4.1.3 Влияние наличия утилизационной электростанции на режимы работы схем электроснабжения 100
4.2 Алгоритм действия устройств автоматики в комплексе «система электроснабжения - утилизационная электростанция» 104
4.3 Дополнительный критерий распознавания режима потери питания от сети подстанции с утилизационной электростанцией 109
4.4 Электротехнический комплекс системы питания повышенной надежности на основе утилизационной электростанции 113
Заключение 122
Список литературы 124
- Утилизационные энергетические установки на предприятиях металлургической промышленности
- Влияние изменения температуры пара на энергетические показатели турбины
- Математическая модель постоянной структуры вентильного возбудителя синхронного генератора в непрерывных переменных
- Влияние наличия утилизационной электростанции на режимы работы схем электроснабжения
Введение к работе
Актуальность темы
В настоящее время одной из актуальных проблем энергетики является проблема экономии и рационального использования энергоресурсов. Рост стоимости электроэнергии и ужесточение требований к качеству и надежности энергоснабжения придают изучению структуры и режимов функционирования системы энергоснабжения предприятия и их оптимизации особую актуальность. Многие предприятия идут на создание собственных электростанций. Один из наиболее важных факторов, стимулирующих строительство собственных независимых энергоисточников — это низкая себестоимость вырабатываемой электроэнергии.
В диссертации рассматриваются энергоустановки, которые могут быть «встроены» в уже существующий технологический процесс промышленного предприятия для выработки электроэнергии за счет перепада давлений технологического пара при его редуцировании на промышленных предприятиях.
Особенностью утилизационных электростанций (УЭС) является полная зависимость их работы от основного технологического процесса промышленного предприятия. Если на теплоэлектростанциях производство электроэнергии является основным производством, то утилизация энергии пара или газа на промышленном предприятии — задача второстепенная. Типовые решения для крупных электростанций неприменимы к системам электроснабжения промышленных предприятий с генераторами УЭС, режим работы и допустимость перегрузки которых напрямую зависят от технологических процессов основного профиля промышленного предприятия.
Наличие рабочего, пусть и небольшого по мощности, источника электроэнергии в системе электроснабжения оказывает существенное влияние на построение системы релейной защиты и автоматики, а в ряде случаев и на формирование самих схем электроснабжения.
5 Цель и задачи работы
Целью диссертационной работы является научное обоснование решений технических и экономических проблем, связанных с созданием и эксплуатацией комплекса системы промышленного электроснабжения и электростанции на основе утилизации энергии технологического пара. При этом решаются следующие задачи:
определение количества, мощности и напряжения генераторов УЭС с технической и экономической стороны в согласовании с особенностями технологических процессов, использующих пар различных давлений;
разработка математической модели комплекса системы промышленного электроснабжения и УЭС для оценки режимов их совместной работы;
разработка алгоритмов взаимодействия систем релейной защиты и автоматики в системе электроснабжения с учетом работы УЭС;
повышение надежности питания потребителей с помощью УЭС.
Методы исследования
Методы исследования определялись характером каждой из поставленных задач и опирались на положения основ электроснабжения, электрических машин и автоматики, теории электрических цепей. Технические исследования и расчеты выполнялись на ПЭВМ с использованием стандартных и специально разработанных алгоритмов и программ. Обоснованность и достоверность теоретических положений, выводов и рекомендаций подтверждается проведенными расчетами и сопоставлением известных, опубликованных в научно-технической литературе, исследований.
Научная новизна
Научная новизна работы заключается в следующем:
- обоснованы технические и экономические параметры УЭС, выполненной на
основе использования технологического пара, определены зоны экономической
эффективности комплектации турбоустановки УЭС генераторами различных
напряжений; .
- разработана методика приведения математической модели переменной
структуры к постоянной структуре вентильного возбудителя синхронной
машины, основанная на последовательном переходе от непрерывных
переменных к дискретным и последующем возврате к эквивалентной
непрерывной модели;
- разработан алгоритм действия устройств автоматики в комплексе «система
электроснабжения - УЭС», который позволяет использовать собственный
источник электроэнергии для питания ответственных потребителей или
выводить его из работы в зависимости от режима работы системы
промышленного электроснабжения;
показана целесообразность использования в качестве дополнительного критерия распознавания режима потери питания в системах электроснабжения с собственными источниками электроэнергии изменение тока статора генератора УЭС;
обоснован электротехнический комплекс системы питания повышенной надежности на основе УЭС, позволяющий использовать генератор УЭС как дополнительный независимый источник, обеспечивающий повышенную надежность питания ответственных потребителей.
Конкретное личное участие автора в получении результатов
Все результаты диссертационной работы, выносимые на защиту, получены лично автором диссертации.
Практическая ценность работы
Полученная математическая модель для расчета переходных и установившихся режимов синхронных машин с вентильными системами возбуждения позволяет выполнять расчеты для оценки режимных параметров как самих электрических машин и их возбудителей, так и системы электроснабжения в целом. Разработанный алгоритм можно использовать для автоматического управления системой электроснабжения с собственными источниками электроэнергии. Электротехнический комплекс системы питания
7 повышенной надежности на основе УЭС может обеспечить повышенную надежность электроснабжения потребителей с питанием от трех независимых источников.
Достоверность результатов
Достоверность и обоснованность результатов работы подтверждается
положительными результатами математических экспериментов,
использованием при решении поставленных задач корректных математических методов, физической обоснованностью применяемых допущений, сопоставлением с известными, опубликованными в научной литературе исследованиями.
Основные положения, выносимые на защиту
технико-экономическое обоснование количества, мощности и напряжения генераторов электростанции на основе утилизации энергии пара в зависимости от параметров технологического пара.
математическая модель постоянной структуры в непрерывных переменных вентильного возбудителя синхронного генератора, предназначенная для расчетов переходных режимов в комплексе «система промышленного электроснабжения - УЭС».
алгоритм, для системы автоматического управления системой электроснабжения с собственными источниками электроэнергии.
дополнительный критерий распознавания режима потери питания в системах электроснабжения с собственными источниками электроэнергии.
электротехнический комплекс системы питания повышенной надежности на основе УЭС.
Апробация работы
Основные результаты работы докладывались и обсуждались на конференциях и семинарах: Всероссийской научно-технической конференции «Приоритетные направления развития науки и технологий» (г.Тула, 2007 г.), XI Международной научно-технической конференции студентов и аспирантов
8
«Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (г.Москва, 2005г.),
Межвузовской молодежной конференции «Студенчество. Интеллект. Будущее»
(г.Н.Челны, 2005 г.), XVI Всероссийской конференции по проблемам науки и
высшей школы (г.Санкт-Петербург, 2006г.), Международной конференции
«Повышение эффективности электроснабжения в электротехнических
комплексах и системах» (г.Луцк, 2006г.), Международной научно-практической
конференции «Большая нефть XXI век» (г.Альметьевск, 2006 г.), VI
Всероссийской научно-технической конференции «Информационные
технологии в электротехнике и электроэнергетике» (г.Чебоксары, 2006г.),
Международной научно-технической конференции «Энерго- и
ресурсоэффективность в энергобезопасности России» (г.Казань, 2007г.), Всероссийской научно-технической конференции «Энергетика: состояние, проблемы, перспективы» (г.Оренбург, 2007г.), Всероссийской научно-технической конференции «Информационные системы и модели в научных исследованиях, промышленности и экологии» (г.Тула, 2007г.), а также регулярно обсуждались на аспирантско-магистерских семинарах КГЭУ. Работа является победителем федеральной программы «У.М.Н.И.К.» 2007 г.
Публикации
Основное содержание работы отражено в 12 научных публикациях, включая 1 журнальную статью и 11 тезисов докладов научных и научно-технических конференциях, список которых приведен в конце автореферата.
Структура работы
Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка
литературы. Общий объем диссертации 136 страницы, в том числе 39 рисунков и списка литературы из 134 наименований.
Первая глава посвящена обзору существующих путей утилизации энергии пара, дыма и газа с избыточными параметрами на различных промышленных предприятиях. Рассмотрены статические и динамические методы оценки эффективности капиталовложений в УЭС. Проведен обзор методов расчета режимов работы вентильных возбудителей.
Во второй главе проведена привязка турбоэнергоустановки УЭС к существующим паропроводам крупного предприятия химической промышленности. Выполнено технико-экономическое сравнение различных вариантов комплектации УЭС.
В третьей главе описана оригинальная методика приведения математической модели переменной структуры к постоянной структуре вентильного возбудителя синхронной машины.
В четвертой главе разработан алгоритм взаимодействия систем релейной защиты и автоматики в системе электроснабжения с УЭС; обосновано использования в качестве дополнительного критерия распознавания режима потери питания в системах электроснабжения с УЭС изменение тока статора генератора УЭС и предложен электротехнический комплекс системы питания повышенной надежности на основе УЭС.
Утилизационные энергетические установки на предприятиях металлургической промышленности
По мнению отраслевых экспертов, в цветной металлургии затраты на электроэнергию составляют 20-40% в себестоимости продукции, в черной - 7-8%, а с учетом тепла - 10%.
В пресс-службах ОАО «Русский алюминий» («Русал») и «СУАЛ-холдинга» Business Guide сообщает, что по данным «Русала», на выплавку 1 кг алюминия затрачивается в среднем 16 кВтч в России (максимум - 18,3 кВтч/кг) и 14-15 кВтч в мире. Аналогичный показатель по стали, по данным Минпромэнерго, составляет: 10,2 кВтч в России; 7,1 кВтч в США и 7,4 кВтч в Японии. Между тем Магнитогорский меткомбинат (ММК), считающийся одним из самых передовых по энергоэффективности производителей стали, сообщил только устаревшие данные: «В 1997 году энергетическая составляющая себестоимости металлопродукции ММК достигала среднероссийских 35%, в 1999 году она снизилась до 20%, а в 2000 году - до 18,8%». В ОАО «Мечел» вышли из положения показателем в целом по группе с учетом угольной составляющей - 9%.
Очевидно, что повышение энергоэффективности приносит металлургам ощутимую прибыль.
Доменное производство является наиболее энергоемким, высокозатратным звеном со значительной долей (до 70 %) экономических затрат в получении готовой конечной продукции предприятия.
Технологическим агрегатом доменного производства является доменная печь, в которой посредством восстановительной плавки подготовленных железорудных материалов - железной руды, агломерата и окатышей -выплавляется чугун. Доменное производство - безотходное. Наряду с чугуном в печи образуются побочные продукты: шлак, доменный газ, колошниковая пыль. В настоящее время разработаны и внедрены утилизационные установки для выработки электроэнергии за счет использования в турбине потенциальной энергии доменного газа, поступающего из доменной печи. Например, газовая утилизационная бескомпрессорная турбина типа ГУБТ, производства ЗАО «Уральский турбинный завод», который является пионером в разработке осевых утилизационных турбин. Головной образец турбины ГУБТ был успешно введен в эксплуатацию на Череповецком металлургическом комбинате еще в 1968 г.
Газовая утилизационная бескомпрессорная турбина типа ГУБТ предназначена для производства электрической энергии за счет избыточного давления доменного газа на металлургических заводах. Практически без затрат топлива позволяет возвратить до 40 % энергии, затрачиваемой на доменное дутье. Включение ГУБТ в технологическую схему доменного производства показано на рис. 1.4.
Такую турбину встраивают в технологический цикл действующего доменного производства. Фактически развиваемая турбиной мощность зависит от режима работы доменной печи и определяется расходом и давлением проходящего через турбину газа.
По данным завода-изготовителя срок окупаемости капитальных вложений по утилизационной установке ГУБТ менее 3-х лет. По данным фирмы «Кавасаки Стил» (Япония) фактический срок окупаемости составил менее 2-х лет.
В газовой отрасли накоплен обширный опыт создания систем автономного электропитания, как с помощью традиционных источников электроэнергии, так и нетрадиционных - утилизирующих собственные энергетические ресурсы отрасли (перепады давлений, "бросовое" тепло), или использующих возобновляемые источники энергии - ветер, солнце [4, 11, 12, 95, 127]. Так, на газоперекачивающих станциях используются электростанции, утилизирующие тепло горячих выхлопных газов газотурбинных приводов. В условиях отсутствия магистральной электросети для электрообеспечения промышленных объектов и жилых поселков используются газотурбинные передвижные электростанции [74].
Широкое применение нашли детандер-генераторные агрегаты (ДГА) [127]. Детандерами принято называть любые газотурбинные генераторы, работающие на перепаде давления газа. В основном, детандеры применяются там, где избыточное давление является побочным продуктом и должно быть понижено каким-либо путем, для дальнейшего использования рабочего тела -газа. Поскольку при работе детандера практически не происходит расходования топлива, получаемая в результате энергия является «экологически чистой», создается экономия выброса окисей углерода в атмосферу [3, 11].
По оценкам специалистов, турбодетандеры можно установить более чем на 600 газораспределительных станциях и пунктах газовых сетей страны. Их суммарная мощность превысит 2750 МВт, и они смогут производить около 22 млрд. кВтч в год, что позволит ежегодно экономить примерно 6 млрд. кубометров природного газа.
Наиболее возможное применение - врезка детандеров параллельно газораспределяющим станциям, понижающим давление природного газа на пути из магистрального трубопровода к потребителям. В настоящее время избыточное давление просто сбрасывается с большой потерей энергии.
При пропуске газа через турбину детандера сброс давления осуществляется за счет передачи энергии турбине, которая вращает генератор электрического тока. Очень незначительное количество газа при этом используется для подогрева рабочего тела на выходе из турбины.
Различные ступени перепада давления и объемы конечного потребления позволяют использовать детандеры различной мощности - от 1 до 36 МВт.
Детандеры могут достаточно быстро, всего за несколько месяцев, размещены на территориях уже действующих тепловых станций. Сроки окупаемости составляют 2,5-3 года, а самое главное их преимущество - они экологически чисты [95].
Этот вариант использования перепада давления при дросселировании газа, наряду с очевидными преимуществами, имеет ряд существенных недостатков, ограничивающих их применение на ГРС:
- вырабатываемая ДГА электроэнергия может быть использована для собственных нужд или передана внешнему потребителю только при стабилизации частоты, что трудно обеспечить на ГРС, где всегда имеют место суточные и сезонные колебания давления и расхода газа;
- промышленные ДГА рассчитаны на значительный расход газа (минимум - 20 000 норм.м /час); - газ после детандера охлаждается на 45-70С, в следствии чего возможно обмерзание грунта, прилегающего к трубе отвода газа и выпячивание труб из грунта с разрывами, а, следовательно, необходим подогрев газа от внешнего источника тепла до или после детандера;
Влияние изменения температуры пара на энергетические показатели турбины
Анализ данных показывает, что при падении Г/ до 280 С уменьшается развиваемая турбиной мощность до 1400 кВт. Это составит 87,5 % от номинала. При дальнейшем уменьшении температуры пара до -240 С теоретически мощность увеличится, но практически конструкция турбины может не позволить этого. Кроме того, не рекомендуется использовать турбину при таких температурах т.к. это приводит к повышенному ее износу [33].
Следует также обратить внимание на участок паропровода на котором осуществляется связь двух магистральных паропроводов разных давлений через РОУ и регулятор РК-603. Здесь дросселируется пар Т порядка 250С с давления 1,3 МПа до давления 0,35 МПа. В байпас существующего РОУ имеется возможность установить турбоустановку ТГ 0,5А/0,4 с турбиной Р 13/3,7. Параметры турбоагрегата:
- абсолютное давление сухого насыщенного пара 1,3 (1,0 - 1,4) МПа;
- температура сухого насыщенного пара 250 С;
- номинальное абсолютное давление пара за турбиной 370 (300 - 500) МПа;
- номинальный расход пара 13,2 т/ч;
- номинальная мощность 500 кВт;
- напряжение статора 400 В;
- частота переменного тока 50 Гц.
На рис.2.6 представлена схема привязки турбины к существующей системе паропроводов. Главными преимуществами такой схемы является ее малая капиталоемкость и ее гибкость в плане регулирования перетоков пара. В случае останова турбины на плановый ремонт связь между паропроводами будет осуществляться как прежде через РК-603. Через него же можно осуществлять дросселирование избыточного для работы турбины пара при нормальной работе УЭС для нужд производства.
Для принятия решения по компоновке УЭС рассмотрим насколько выгодно предприятию иметь собственный источник электроэнергии [48, 63-65]. Напомним, что на ПО «Оргсинтез» осуществляется дросселирование пара в РОУ, потенциальная энергия пара при этом безвозвратно теряется. В результате проведенного анализа выяснено, что имеется возможность использовать энергию пара для производства электроэнергии. Технически возможна установка одной турбоустановки Р-0,5-1,3/0,37 и одной или двух Р-1,6-2,8/0,7. Таким образом, УЭС можно скомплектовать одним, двумя или тремя турбогенераторами (рис.2.7 совместно с рис.2.5 или 2.6).
Так как работа Р-0,5-1,3/0,37 и Р-1,6-2,8/0,7 не связана между собой, то оценку экономических показателей УЭС, комплектуемой турбогенератором ТГ 0,5А/0,4 выполненного на базе турбины Р-0,5-1,3/0,37 и генератора СГ2500 проведем отдельно.
Итак, примем время работы турбогенератора ТРАБ = 3200 часов/год. Генератор мощностью 500 кВт вырабатывает переменный электрический ток частотой 50 Гц, напряжением 0,4 кВ, стоимость 1 кВтч напряжением 0,4 кВ равна Цэ — 1,069 руб/кВтч. Стоимость генератора и панели управления 1 125,6 тыс.руб., турбины Р-0,5-1,3/0,37 - 1 814,4 тыс.руб. Налог на прибыль отсутствует, т.к. УЭС работает на собственных потребителей предприятия. Срок службы турбогенератора 30 лет.
1. Определим объем инвестиций в турбогенератор ТГ 0,5А/0,4: Стоимость турбогенератора Кг = 1 814,5 + 1125,6 = 2 940 тыс.руб.; Стоимость проектных работ составляет 10% от Кг:
3ПРОЕКТ = ОД х 2 940 = 294 тыс.руб. Затраты на транспортировку примем 1% от Кг:
ЗТРАНС = 0,01 х 2 940 = 29,4 тыс.руб.; Затраты на монтаж и пусконаладочные работы составляют, ориентировочно 10%отКг:
ЗСМР = ОД х 2 940 = 294 тыс.руб.;
ЗПНР = ОД х 2 940 = 294 тыс.руб. Итак, объем инвестиций, необходимый для реализации рассматриваемого проекта УЭС: Куэс = Кг + ЗПРОЕКТ + ЗТРАНС + ЗСМР + 3ПНР = 2 940 + 294 + 29,4 + + 294 + 294 = 3 851,4 тыс.руб.
2. Доходная часть от работы турбогенератора ТГ 0,5А/0,4:
УЭС состоит из одного турбоагрегата электрической мощностью 500 кВт. Так как параметры пара между магистральными паропроводами слабо зависят от какого-либо конкретного технологического процесса, а определяются работой всего ПО в целом, примем, что генератор работает в номинальном режиме Руэс = 500 кВт.
Согласно (1.3):
О? = Руэс х ТРАБ хЦэ = 500 х 2400 х 1,069 = 1 710,4 тыс.руб./год
3. Расходная часть УЭС:
При оценке проекта среднегодовой фонд заработной платы, приходящейся на одного человека, может приниматься для небольших станций 150 минимальных размеров оплаты труда (МРОТ). На 1 мая 2007 г. размер МРОТ равен 1 400 руб. Для станции с одним турбогенератором удельную численность обслуживающего персонала примем 1,31 чел./МВт. Затраты на заработную плату:
Ззп= 150 х 1 400 х 1,31 х 0,5 = 137,55 тыс.руб. Норма амортизации Кдм согласно [69] Кдм = (2/30) х 100 = 6,66 % от Кг. Амортизационные отчисления
ИАМ = КАМхКг = 0,0666 х 2 940 = 195,8 тыс.руб./год Затраты на ремонт оборудования принимаем в размере 3 % от Кг:
ЗРЕМ = 0,03хКг = 0,03 х 2 940 = 88,2 тыс.руб./год Суммарные затраты на эксплуатацию УЭС по первому варианту: % = Ззп + ЗРЕМ = 195,8 + 88,2 = 225,75 тыс.руб./год.
Математическая модель постоянной структуры вентильного возбудителя синхронного генератора в непрерывных переменных
С помощью выражений (3.20) можно исключить отсчеты переменных обмоток ротора возбудителя из уравнения баланса напряжений цепи обмотки возбуждения синхронной машины в системе (3.13). Тем не менее, в этом
уравнении еще остается отсчет тока возбуждения синхронной машины іЦ.
Для его исключения можно было бы повторить прием, использованный применительно к отсчетам токов возбудителя. Однако можно поступить гораздо проще, если учесть соотношения между параметрами возбудителя и синхронной машины. Индуктивность обмотки возбуждения синхронной машины во много раз больше индуктивно стей обмотки статора возбудителя. За ее счет выпрямленный ток сглажен как в установившихся, так и в переходных процессах. Следовательно, без большой погрешности можно принять аппроксимацию тока возбуждения линейной на интервале повторяемости преобразователя. Тогда допустимо записать следующее соотношение
Рассматривая уравнения (3.22) видим, что возбудитель описан в рамках метода локального интегрального преобразования, т.е. составлены уравнения вида [А\х[т ]+ - [лх(т)] = [в].
Обратное сопоставление справедливо только в одном частном случае, так как дискретным функциям может быть сопоставлено бесконечное множество непрерывных функций: достаточно, чтобы совпадали их значения только в точках отсчета дискретных переменных.
То есть, (3.22) можно сопоставить дифференциальные уравнения d[x]
[А\Х]= [В], которые в нашем случае принимают следующий вид (3.23).
Таким образом, уравнения (3.23) представляют собой математическую модель возбудителя, работающего на выпрямительную нагрузку - обмотку возбуждения главного синхронного генератора, относительно непрерывных переменных постоянной структуры.
Для проверки корректности составленной математической модели были проведены численные расчеты методом припасовывания.
Пример 1. Рассмотрим режим включения возбудительного генератора без демпферных обмоток на обмотку возбуждения главного генератора. Параметры генератора в относительных единицах:
Пример 2. Синхронный генератор с демпферными обмотками работает в блоке с трансформатором (индуктивное сопротивление х п =2), на выводах которого произошло трехфазное короткое замыкание. В качестве возбудителя используется синхронный генератор без демпферных обмоток.
Параметры главного генератора: xd = 0,5; х„ = 0,4; xad = 0,4; xaq = 0,3; xj- = 0,6; х = 0,55; Xjq = 0,45;
г = 0,0123; rf = 0,00105; rld = 0,008; rlq = 0,007 .
Параметры возбудителя: xd = 0,526; xq = 0,356; xad = 0,473; xf = 0,642; r = 0,00675; rf = 0,000642; uf = 0,00271
Пересчет к базису генератора производится по формулам Z8 = kukiz, и8 - = Ufku, & = ifkj , где ku = 1500 ; kt - 0,5 .
Угол управления вентильным преобразователем а = 1 радиан. Начальные значения токов возбуждения: генератора і у (0) = 1,30 о. е.; возбудителя i8(0) = 4,221 о.е. (неприведенное значение).
На рис. 3.4 — 3.9 приведены результаты расчетов токов на эталонной модели по мгновенным значениям переменным с отслеживанием работы каждого вентиля управляемого преобразователя в системе возбуждения (сплошные линии на рисунках) и полученные на модели (3.24). Анализ результатов расчета показывает, что расхождение результатов по сравнению с эталоном не превышает 2%.
Влияние наличия утилизационной электростанции на режимы работы схем электроснабжения
Проведем анализ работы системы электроснабжения с собственным источником электроэнергии. Одним из наиболее опасных аварийных режимов для схем подобных представленной на рис.4.1 является режим потери питания вследствие КЗ на одной из питающих линий и ее отключения.
После отключения питающей линии соответствующей секции генераторы УЭС продолжают работать на шины своей подстанции и поддерживать на них напряжение в течение длительного (до десятков секунд) времени, которое зависит от соотношения мощности генератора и нагрузки секции шин в момент отключения питающей линии. Если не учитывать это обстоятельство, то при
101 работе автоматики подстанции и прилегающей сети, при перерывах питания могут возникнуть нарушения в работе автоматики:
1. Несинхронное включение синхронных генераторов УЭС при быстром восстановлении питании со стороны питающей подстанции или при срабатывании устройства автоматического включения резервного питания (АВР) на приемной подстанции (например, отключение вводного и последующее включении секционного выключателя ГГШ). При исчезновении питания от энергосистемы на шинах ГПП возникает дефицит мощности и генераторы УЭС затормаживаются, генерируемая ими ЭДС оказывается несинхронной с напряжением системы. Даже при кратковременных перерывах питания, примерно 0,3 - 0,5 с, вектор ЭДС генератора может разойтись с вектором напряжения системы на 180. При восстановлении питания через генераторы протекают повышенные токи (примерно в 2 раза большие тока КЗ), возникают повышенные динамические усилия в обмотках генератора и повышенные моменты на валу. Это приводит к нарушению крепления и изоляции лобовых частей обмотки, замыканиям на землю и коротким замыканиям в них, а также к повреждениям механической части генератора.
2. Ложная работа защит или автоматики предотвращения асинхронного хода на питающих линиях при снижении частоты напряжения, генерируемого УЭС, оставшейся в работе.
3. Отказы автоматики на питающей подстанции, например устройств АПВ, выполненных с контролем отсутствия напряжения или с ожиданием синхронизма; устройств АВР, так как напряжение на линии поддерживают генераторы УЭС, а разность частот в системе и на линии непрерывно увеличивается.
4. Замедление или отказ АВР на данной и связанных с ней подстанциях, так как напряжение может быть близко к номинальному длительное время.
На рис.4.3 представлена типовая схема электроснабжения крупного промышленного предприятия. Для крупных предприятий характерно наличие нескольких ГГШ, выполненных по блочным схемам.
Режим потери питания сопровождается следующими процессами, которые можно использовать для его выявления:
1. Понижение напряжения. Поскольку при потере питания напряжение на шинах ГПП поддерживается генераторами УЭС, процесс снижения напряжения характеризуется большой длительностью. Время снижения напряжения зависит от соотношения мощности генератора УЭС и нагрузки соответствующей секции ГПП. На этом принципе возможно выполнить защиту минимального напряжения, которая применяется как вспомогательная [103].
2. Разность снижения частот между различными секциями шин. Например, если на одной секции ГПП частота снижается, а на другой остается нормальной, это выявляет потерю питания на первой секции шин. Однако если подстанция питается только от одного трансформатора (второй в ремонте), то такая защита уже не работает. Поэтому этот принцип может использоваться только для частотного пуска устройства АВР секционного выключателя, и для защиты от потери питания он непригоден.
3. Изменение направления активной мощности. Построенные на этом принципе устройства, не отстроены от качаний, поэтому возможна их ложная работа. Кроме того, они имеют большую выдержку времени из-за необходимости согласования с защитами от замыканий на землю отходящих от шин питающих подстанций смежных линий электропередачи.
