Каким образом обеспечивается надежность обеспечения средств управления и системы противоаварийной
Обновлено: 30.06.2024
Анализ целей и задач противоаварийного управления электроэнергетическими системами. Характеристики мощности генератора и турбины. Режимные принципы противоаварийного управления. Общая характеристика аварийных процессов в электроэнергетических системах.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | курс лекций |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 26.10.2016 |
| Размер файла | 1,4 M |
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ ПО ДИСЦИПЛИНЕ
ПРОТИВОАВАРИЙНОЕ УПРАВЛЕНИЕ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ
1. Цели и задачи противоаварийного управления
1.1 Надежность и живучесть энергосистемы
Основными целями противоаварийного управления являются обеспечение требуемого уровня надежности электроснабжения потребителей и живучести энергосистемы.
Под надежностью электроснабжения потребителей понимается надежность параллельной работы (устойчивоспособность), которая характеризуется ущербом у потребителя, связанным с аварийным недоотпуском электроэнергии в течение заданного промежутка времени (обычно - года).
Под термином живучесть понимается способность энергосистемы противостоять аварийным возмущениям, не допуская каскадного развития аварий с массовым нарушением электроснабжения потребителей.
Устойчивоспособность и живучесть как важнейшие категории функционирования энергосистемы обеспечиваются совокупностью мероприятий:
1. резервированием генерирующих мощностей и пропускных способностей линий электропередачи;
2.оптимизацией электрических режимов с учетом балансов топлива и гидроресурсов;
3.рациональным размещением энергообъектов;
4 углублением и совершенствованием автоматизации диспетчерского управления; 5.повышением квалификации и производственной дисциплины эксплуатационного персонала и др.
В этом ряду находится и система автоматического противоаварийного управления.
Особая значимость ее в условиях энергосистемы нашей страны определяется рядом объективных условий: среди которых в качестве важнейших следует назвать следующие. Рассредоточенность населения и промышленности на большой территории страны, что в сочетании с высокой степенью концентрации производства электроэнергии влечет за собой необходимость транспорта и обмена мощностью между весьма удаленным источниками и потребителями. Этому же в значительной степени способствует резко выраженная неравномерность распределения населения и промышленности с одной стороны и энергоресурсов - с другой. В этих условиях обеспечение требуемого уровня надежности и живучести за счет повышения резервирования генераторных мощностей и электрических сетей является весьма дорогостоящим. Поэтому, прежде всего, обращается внимание на максимальное использование таких мероприятий, как оптимизация режимного управления и максимальное повышение эффективности автоматического противоаварийного управления.
В нашей стране снабжение потребителей электроэнергией осуществляется преимущественно от электрических сетей, объединяющих несколько электростанций.
Необходимость такого объединения вызвана тем, что электрические станции, находящиеся даже на территории одного региона, работают с неодинаковой нагрузкой, т. е. одни электростанции могут быть перегружены, а в то же время другие могут работать в основном с недогрузкой. Разница в степени загрузки электростанций становится более ощутимой при значительном отдалении районов потребления электроэнергии друг от друга в направлении с востока на запад, что объясняется разновременностью утренних и вечерних максимумов нагрузки.
Чтобы обеспечить надежность электроснабжения потребителей и возможно полнее использовать мощности электростанций, работающих в разных режимах, их объединяют в электроэнергетические системы.
Представление о системе производства, передачи и распределения электрической энергии дает схема электроснабжения потребителей. Электрическая энергия, вырабатываемая на электрической станции генераторами, передается при напряжении более высоком, чем генераторное по линии электропередачи высокого напряжения на подстанцию промышленного предприятия. Для изменения напряжения в энергетической системе применяются трансформаторы.
Отдельные электростанции не могут обеспечить бесперебойную подачу электроэнергии потребителям, поэтому по мере развития энергетики их объединяют в системы, в которых они работают параллельно на общую нагрузку.
Объединение электростанций в энергосистемы имеет большое значение для обеспечения согласованной работы станций различных типов, особенно тепловых и гидростанций.
Мощность гидроагрегатов ГЭС в период паводка и в зимнее время различна, поэтому весной основную нагрузку в энергосистеме несут гидростанции, на тепловых же станциях в это время часть агрегатов основного назначения останавливают, что обеспечивает экономию топлива и проведение плановых ремонтных работ. В зимнее время роли тепловых и гидростанций меняются.
Таким образом, появляется возможность создания экономически выгодных режимов работы разных типов электростанций.
Создание энергосистем повышает надежность электроснабжения и улучшает качество электроэнергии, обеспечивает постоянство напряжения и частоты вырабатываемого тока, поскольку колебания потребления воспринимаются одновременно многими электрическими станциями.
1.2 Общие задачи противоаварийного управления
На пути достижения основных целей противоаварийным управлением должны решаться следующие задачи:
1.предотвращение нарушения устойчивости параллельной работы энергосистемы;
2.прекращение асинхронного хода, если предотвратить нарушение устойчивости не удалось;
3.предотвращение выхода за допустимые границы частоты, напряжения и тока Р4
2. Режимы работы энергосистем
Режим ЭЭС - это физическое состояние системы в любой момент времени. Режим характеризуется параметрами режима (рис. В.1).
Рис. В.1. Модель элемента ЭЭС
Всего параметров режима семь:
- напряжения во всех узлах системы;
- токи во всех элементах системы;
- полные мощности во всех элементах системы;
- активные мощности во всех элементах системы;
- реактивные мощности во всех элементах системы;
f - частота (это общесистемный параметр).
д - углы между векторами напряжений в разных узлах ЭЭС или между векторами электродвижущих сил (ЭДС) разных генераторов (т.е. между осями роторов этих генераторов);.
Режимы подразделяются на установившиеся и переходные.
Установившиеся режимы (УР) - это нормальные (доаварийные) и послеаварийные режимы (ПАР).
УР - это как бы мгновенный срез состояния системы. В нём параметры режима неизменны. Реальный процесс в ЭЭС, когда при изменении мощностей потребителей изменяются режимы во времени, - это есть последовательность множества УР.
Нормальные изменения режима во времени рассматриваются как последовательность УР.
В переходных режимах параметры изменяются существенно и быстро. Переходные режимы возникают в результате изменения условий работы, вызванных какими-либо причинами. Эти причины называются возмущающими воздействиями (ВВ). Ими могут быть:
1. короткие замыкания,
2.плановые или непредвиденные отключения элементов системы из-за их повреждения или ошибочных действий защиты, автоматики и персонала.
Возмущающие воздействия приводят к появлению начальных отклонений параметров режима - возмущений режима (В).
В переходных режимах система переходит из одного установившегося состояния в другое.
Переходный режим состоит из ряда переходных процессов: 1. Волновой 2.электромагнитный 3.механических и электромеханических, 4.тепловых.
Указанные переходные процессы различаются, прежде всего, по скоростям протекания (рис. В.2).
Переходные режимы, как и установившиеся, могут быть нормальными и аварийными.
Аварийным называется режим, при котором отдельные параметры режима достигают опасных значений с точки зрения дальнейшего развития аварии и повреждения оборудования.
Рис. В.2. Переходные процессы в ЭЭС
3. Устойчивость энергосистем
Одним из главных условий надёжной работы ЭЭС является её устойчивость, т.е. способность ЭЭС восстанавливать исходный или близкий к исходному установившийся режим после его нарушения и после соответствующего переходного режима. Иными словами, устойчивость - это способность ЭЭС сохранять синхронную работу.
Различают два вида неустойчивости:
Причины раскачивания (колебательной неустойчивости): Э4
· Неправильная настройка АРВ СГ, когда регулирование возбуждения вместо демпфирования раскачивает режим.
· Неудачный выбор параметров системы регулирования мощности турбин.
· Работа генераторов на сеть с большой емкостью: линии с высокой степенью УПК, протяженные линии в режимах холостого хода или малых нагрузок.
Основной причиной апериодической неустойчивости является перегрузка электропередач.
Различают следующие три вида устойчивости:
· Статическая устойчивость (СУ) - это способность ЭЭС сохранять синхронную работу после малого возмущения режима.
· Динамическая устойчивость (ДУ) - это способность ЭЭС сохранять синхронную работу после большого возмущения режима. В тех случаях, как правило, когда возникает небаланс активных мощностей на валу хотя бы одного из генераторов.
· Результирующая устойчивость (РУ) - это способность ЭЭС восстанавливать синхронную работу после кратковременного её нарушения (после кратковременного, допустимого по условиям эксплуатации асинхронного режима).
Исследование статической устойчивости имеет обычно целью определение параметров предельного по устойчивости режима. Зная эти параметры и параметры исходного (планируемого) режима, легко можно определить запас статической устойчивости.
Характер нарушения апериодической СУ и ее обеспечения определяется с помощью характеристик генератора и турбины (рис. В.3).
д -Угол нагрузки
Рис. В.3 Характеристики мощности генератора и турбины
Таким образом, падающая ветвь характеристики генератора является зоной апериодической неустойчивости.
Действительно, при этом малое увеличение угла Дд (точка а1) приведет к увеличению тормозящей электрической мощности. На валу генератора появляется тормозящий небаланс мощности. Под его действием скорость вращения уменьшится и угол уменьшится (т.е. исходный режим восстановится). Аналогично происходит при уменьшении угла.
В установившемся режиме работы генератора механический момент M1 на валу первичного двигателя (паровая или гидротурбина) равен электромагнитному моменту M, развиваемому генератором (рис. 17.3). Момент М1 не зависит от угла поворота ротора и поэтому изображен горизонтальной прямой, которая пересекается с характеристикой M = f(и) в точках 1 и 2.
В этих точках М1 = М. Это необходимое условие для установившегося движения, но не всегда для устойчивого. Устойчивая работа будет только в точке 1 потому, что если ротор по какой-то причине повернется на угол больший чем и1 и станет и1 + Ди (точка 1'), то электромагнитный момент возрастает до значения M+ДM, что будет больше чем момент у первичного двигателя (M+ДM)> M1, это заставит ротор затормозиться и вернуться в положение 1 с углом и1. Если при работе в точке 1 угол и в результате случайного возмущения уменьшится, то при прекращении действия этого возмущения генератор также вернется в режим работы в точку 1.
В точке 2 работа будет неустойчивой. Если при работе в точке 2 угол и увеличится на Ди (точка 2”), то момент генератора уменьшится и станет меньше момента первичного двигателя (M-ДM) Р1, то это значит, что возникает избыток активной мощности. Под действием избытка мощности скорость ротора генератора возрастает, угол д увеличивается. Если Рт1
Читайте также: