Содержание к диссертации
Введение
I. Особенности современных бысоком/шенренных тепловых электростанций и математичесше моделирование элементов и возмущений для исследования электромеха нических переходных процессов в электрической части станции 13
1.1. Особенности электрической части современных тепловых электростанций 13
1.2. Математическая модель высокоисгользованных турбогенераторов для исследования электромеханических переходных процессов на основе частотных характеристик 16
1.3. Математическое моделирование асинхронного электродвигателя с короткозамкнутым ротором 24
1.4. Моделирование нагрузки низкого напряжения, недвигательной нагрузки и аппроксимация момента сопротивления механизмов собственных нужд 32
1.5. Описание и математическое моделирование на ЦВМ процессов потери возбуждения и устройств выявления асинхронного режима при потере возбуждения 38
1.5.1. Моделирование процессов потери возбуждения 40
1.5.2. Устройства выявления асинхронного режима
при потере возбуждения 43
Выводы 47
II. Гошшение эксплуатационной надежности электрической станщш при готере возбуждения генератора 57
2.1. Постановка задачи исследования 57
2.2. Краткая характеристика расчётной схемы и возможности программы для расчёта асинхронного режима из-за потери возбуждения на ЦВМ 60
2.3. Сравнение защит асинхронного режима по быстродействию и селективности 64
2.4. Повышение эксплуатационной надежности станции при потере возбуждения генератора путем быстродействующего ввода резервного возбудителя 77
2.5. Исследования процессов ресинхронизации генератора ТВВ-500-2 на ЦВМ 83
2.6. Сопоставление расчётных результатов по различным математическим моделям 92
Выводы 96
III. Повышение надешостй элекероснаешшя механизмов с.н. от рабочих и резервных источников питания 116
3.1. Постановка задачи U5
3.2. Выбор и характеристика расчётной схемы П9
3.3. Алгоритм и программа расчёта переходных процессов в системе рабочего и резервного питания механизмов собственных нужд 122
3.3.1. Последовательность решения задачи 123
3.3.2. Определение начальных значений интегрируемых переменных 126
3.3.3. Расчёт производных интегрируемых функций и интегрирование системы дифференциальных
уравнений 130
3.3.4. Краткая характеристика программы 139
Стр. 3.4. Анализ результатов расчёта переходных режимов в системе рабочего и резервного питания С.Н. и сравнение с данными натурных испытаний 140
Выводы 149
IV. Повышение эксшуатащошой надежности электростанции при решнтных решмах 168
4.1. Постановка задачи и краткая характеристика режимов работы главных схем электрических соединений станции 168
4.2. Методы оценки надежности электроустановок при проектировании и эксплуатации 171
4.3. Исследование надежности главной схемы электрических соединений станций методом автоматизированного определения и идентификации видов аварий I78
4.4. Описание программы расчёта надежности главных схем электрических соединений на ЦВМ 191
4.5. Повышение надежности электроснабжения глав ной схемы электростанции в ремонтных режимах... 193
4.5.1. Расчёт надежности схемы ОРУ-500/220 кВ.. ГРЭС-2700 МВт на стадии проектирования... 193
4.5.2. Расчёт надежности схемы 0РУ-500 кВ 1РЭС- 2700 МВт на этапе эксплуатации . 198
Выводы 204
Заключение 214
Литература
- Особенности электрической части современных тепловых электростанций
- Краткая характеристика расчётной схемы и возможности программы для расчёта асинхронного режима из-за потери возбуждения на ЦВМ
- Алгоритм и программа расчёта переходных процессов в системе рабочего и резервного питания механизмов собственных нужд
- Постановка задачи и краткая характеристика режимов работы главных схем электрических соединений станции
Введение к работе
Электроснабжение осуществляется в настоящее время преимущественно от электростанций с агрегатами большой мощности (до 800-1200 МВт в единице на тепловых электростанциях, 500-640 МВт на гидравлических и 500-1000 МВт на атомных).
Рост единичных мощностей сопровождается возрастанием требований к эксплуатационной надежности энергоблоков и станции в целом, так как резервирование таких единичных мощностей даже в условиях крупных энергосистем вызывает значительные трудности .
В связи с широким применением высокоиспользованных генераторов с большой мощностью особую роль приобретают асинхронные режимы, возникающие из-за потери возбуждения [53,62] . Асинхронный режим турбогенераторов с косвенным охлаждением хорошо изучен и давно используется в энергосистемах в случае потери возбуждения турбогенератором, как средство для повышения надежности работы в аварийных условиях станций и энергосистем) 76,77, 122] . Для современных крупных блоков высокоманевренных тепловых электростанций использование кратковременных асинхронных режимов остается актуальным.
Это объясняется не только высокими затратами на пуск мощных блоков и большой вероятностью потери возбуждения в период освоения новых типов генераторов с более сложными системами возбуждения, но и возможным повреждением элементов оборудования блоков при их отключении вследствие потери возбуждения генератора. Несмотря на то, что руководящие указания по эксплуатации высокоиспользованных турбогенераторов [вз] требуют использование асинхронных режимов таких машин с разгрузкой через механизмы изменения частоты вращения (МИЧВ), в последние годы на электростанциях отключения генераторов 500 МВт в ряде случаев и генераторов 300 МВт от сети из-за потери возбуждения отмечались неоднократно.
Сложившееся положение можно объяснить практически неполным исследованием асинхронного .режима турбогенераторов 500 МВт и выше [ 62 ] .
Надежность работы энергоблоков во многом не только зависит от режимов работы турбогенераторов, но и от устойчивости работы электродвигателей механизмов собственных нужд (С.Н.) и их успешного самозапуска [34,9б] . Значительная неравномерность графика нагрузки энергосистем выдвигает новые требования как и к основному, так и к вспомогательному оборудованию блоков с целью повышения надежности их работы при многократных пусках и остановках, а также при значительных колебаниях нагрузки блоков.
В первую очередь в регулировании графика нагрузки должны будут участвовать блоки мощностью 150-300 МВт, для которых электрический привод механизмов С.Н. должен обеспечивать: надежную и экономическую работу в диапазоне изменений нагрузки от 40$ до номинальной мощности блоков; частые пуски и остановки при минимальных затратах тепла без снижения надежности работы и увеличения расходов в ремонт; перегрузки, чтобы обеспечивать возможность увеличения мощности блока при внезапных пиках нагрузки энергосистем. В последние годы условия обеспечивания самозапуска электродвигателей механизмов С.Н. все более становятся ухудшеными, особенно в связи с вводом в эксплуатацию крупных асинхронных двигателей мощностью 5+8 МВт в качестве привода питательных насосов. Поэтому вопрос обеспечения самозапуска на современных высокоманевренных электростанциях остается очень актуальным.
В настоящее время в практику проектирования и эксплуатации крупных электростанций и узловых подстанций ЭЭС внедряются численные методы оценки показателей надежности, учитывающие реальные условия появления различных аварий при повреждениях оборудования, отказах устройств релейной зашиты, противоаварийной автоматики (РЗА) и коммутационной аппаратуры в различных режимах, связанных с проведением ремонтов оборудования и изменением его повреждаемости из-за атмосферных явлений.
Опыт эксплуатации электростанций различных типов показал, что значительное число остановов энергоблоков происходит в ремонтных режимах, т.е. при ухудшенных свойствах главной схемы станции и связано с повреждениями в электрической части, включая систему электроснабжения собственных нужд. При проведении большого объема расчётов надежности различных схем исключительно важной является формализация численных методов оценки показателей надежности, разработка и внедрение универсальных и эффективных программ на ЦВМ.
Целью настоящей работы является проведение исследование переходных процессов и надежности в электрической части современных блочных электростанций с агрегатами мощностью 300+500 МВт с учётом реальных условий в различных эксплуатационных режимах для повышения надежности в системах собственных нужд, ОРУ и станции в целом.
Основная задача включает следующие:
1. Создать ряд алгоритмов расчёта специальных режимов, как рабочих, так и ремонтных, соответствующих программ на ЦВМ, выполнить расчёты наиболее характерных режимов работы электростанции.
2. Провести сравнение полученных результатов на ЦВМ с данными натурных испытаний, уточнить математические модели, разработанные в процессах исследований.
3. На основе результатов проведенных расчётов разработать рекомендации для повышения надежности работы станции при потери возбуждения мощных турбогенераторов (типа ТВВ-500-2).
4. Провести анализ условий для обеспечения самозапуска электродвигателей механизмов С.Н. блочных тепловых электростанций с агрегатами мощностью 300 МВт при различных возмущениях и также проанализировать Факторы, влияющие на этот процесс.
5. Уточнить оценки надежности схем ОРУ-500/200 кВ во всех режимов ремонтов главной схемы и определить рекомендации для повышения надежности главной схемы ГРЭС-2700 МВт с точки зрения снижения вероятности аварийных остановов энергоблоков.
Важные экспериментальные исследования возможности самозацуска и его протекания в рабочем режиме энергоблоков были выполнены Союзтехэнерго и его отделениями, ВНИИЭ, МЭЙ и отдельными энергосистемами [35,87] . Результаты испытаний на энергоблоках выявили существенное влияние режима самозапуска электродвигателей на весь технологический процесс блока. Выяснилось, что допустимая длительность самозапуска определяется в основном не нагревом электродвигателей, а изменением технологических параметров энергоблока. Однако экспериментальные исследования в условиях затяжных, тяжелых аварий практически не возможны из-за опасности повреждения дорогостоящего оборудования, особенно для мощных турбогенераторов. Кроме того, наиболее опасные режимы характеризуются каскадным развитием аварий [l2I ] , что также затрудняет проведение испытаний в близких к реально возможным условиям. Поэтому в настоящее время широко используются расчётные методы.
Следует заметить, что экспериментальные исследования являются важным звеном в проверке правильности принятых решений, и областью применения расчётных методик остается проектная разработка режимов возможных нарушений электроснабжения С.Н., сравнений различных вариантов схем питания С.Н., а также выявление наиболее тяжелых эксплуатационных режимов. Именно такие наиболее тяжелые режимы могут быть определяющими при обеспечении технологической устойчивости энергоблоков.
Таким образом, исследования по повышению надежности электри - 9 ческой части электростанции треоуют учёта не только многочисленных электродвигателей механизмов С.Н., но и турбогенератора блока, параллельно работающих на станции генераторов и их связи с энергосистемой.
Возможность современных цифровых вычислительных машин (ЦВМ) позволяет использовать достаточно строгие математические модели элементов электрической и технологической части станций и за счёт этого получить достоверные результаты при рассмотрении перечисленных аварийных режимов. Эти результаты в сочетании с соответствующими опытами в условиях, непредставлящих опасности для оборудования, можно положить в основу при проверке обеспечения технологической устойчивости мощных электростанций [l2I,I27] .
В основу моделирования переходных процессов в электрической части целесообразно положить уравнения Парка-Горева с применением различных допущений [l23] , зависящих от характера рассматриваемых задач. Особое внимание при этом уделяется моделированию роторов высокоиспользованных турбогенераторов и асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором на основе частотных характеристик и католожных данных [8,9,57,62,98,100,101, 121,127] . В целом задача расчёта переходных процессов в электрической части станции подобна задаче динамической устойчивости. Она требует кроме моделирования электрических машин, воспроизведения систем регулирования турбины и возбуждения генераторов, учёта повреждения релейной защиты и системно-станционной автоматики. Наибольшее внимание должно быть уделено моделированию электродвигателей С.Н. с учётом их механизмов. При этом можно положиться на накопленных в настоящее время опыт [95,121,127] .
Приведем краткую характеристику выполненных глав диссертации. Более подробное обоснование практической значимости различных ре - ±U жимов для станции дается при рассмотрении соответствующих воцросов.
В первой главе приводится математическая модель турбогенератора и асинхронных двигателей на основе уравнений Парка-Горева. Особое внимание уделено вопросам моделирования их роторов. Делается вывод о необходимости применения многоконтурной модели ротора для турбогенераторов, параметры которой определяются на основе частотных характеристик. Для асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором целесообразно с целью упрощения моделирования иметь в каждой из осей d и q по одному эквивалентному демпферному контуру с переменными параметрами. Выведены универсальные уравнения для определения d , q , составляющих токов статора. машин при учёте произвольного числа роторных контуров, что является необходимым условием для рационального решения задач на ЦВМ. Замена трансформаторов 6/0,4 кВ с их нагрузкой эквивалентными активно-индуктивными шунтами позволяет с достаточной точностью исследовать переходные процессы в системах С.Н. электростанций различных типов с более полным учётом реального числа секций (6кВ и 0,4 кВ). Проведено математическое моделирование процессов потери возбуждения. Разомкнутое состояние обмотки возбуждения предлагается моделировать по методике [26 ] , что по сравнению с [ 8J более точно отражает физику процесса и приводит к увеличению скорости решения задачи на ЦВМ в 1,5 раза. Дается также описание различных способов выявления асинхронного режима из-за потери возбуждения.
Во второй главе рассмотрены вопросы повышения эксплуатационной надежности электрической станции при потере возбуждения одного из турбогенераторов. Приводится сопоставление различных устройств выявления асинхронного режима (УВАР) по быстродействию, чувствительности и селективности. Исследуются особенности асинхронного режима турбогенератора ТВВ-500-2. Предложено быстродействующее автоматическое восстановление возбуждения от резервного возбудителя и доказана эффективность этого мероприятия. Процессы восстановления возбуждения и ресинхронизации проанализированы на ЦВМ для турбогенераторов 500 МВт при различных возмущениях.
Третья глава посящена совершенствованию построения универсальной расчётной схемы для исследования переходных процессов в системе С.Н. электростанций различных типов. Система механизмов С.Н. моделируется с учётом реального числа секций, крупных электродвигателей и действия автоматики при различных аварийных режимах. Приведены результаты расчётов на ЦВМ пуска и группового самозапуска электродвигателей механизмов С.Н. блоков мощностью 200-300 МВт при перерыве питания длительностью (0,6 С; 1,0 С; 1,7 С; 2,5 С;). Приводится сопоставление расчётных результатов на ЦВМ с экспериментальными натурными данными.
На основе проведенных расчётов даются рекомендации по повышению надежности собственных нужд с учётом самозапуска электродвигателей.
В четвертой главе рассмотрены вопросы повышения эксплуатационной надежности главных схем электрических соединений электростанций различных типов при ремонтных режимах. Разработан на основе таблично-логического метода [38] алгоритм автоматизированного определения и интенсификации видов аварий для расчёта показателей надежности главных схем электрических соединений электростанций на ЦВМ. Целью расчётов является поиск оптимального варианта главных схем электрических соединений при проектировании и улучшение графика ремонтов основного оборудования станции при эксплуатационных режимах.
В обобщенном виде предложения и научные рекомендации представлены в заключении. В конце каждой главы в виде выводов сформулированы основные результаты.
Особенности электрической части современных тепловых электростанций
В настоящее время с ростом единичной мощности энергоблоков до 300-800 МВт значительно выросли и мощности электродвигателей С.Н., достигшие 8 МВт. В качестве рабочего напряжения мощных электродвигателей (более 200 кВт) применяется напряжение 6 кВ вместо применявшегося ранее напряжения 3 кВ. Остальные электродвигатели работают на напряжении 0,4 кВ. В качестве привода основных рабочих питательных насосов на блоках 300-800 мВт служат паровые турбины, приводимые во вращение паром, отбираемым от основной турбины блока. Для привода пускорезервных питательных насосов на блоке 300 МВт применяются асинхронные двигатели типа АВ (АТД) - 8000/6000 Мощностью 8 МВт с водяным охлаждением ко-роткозамкнутой обмотки ротора и стали статора.
Электрическая часть на современных тепловых электростанциях во многом определяется надежность и устойчивость технологического процесса, поэтому к схемам С.Н. предъявляются следующие основные требования: рабочее и резервное питание С.Н. должно обеспечивать требуемую надежность работы механизмов С.Н. в рабочих и аварийных режимах, схемы С.Н. должны обеспечивать самозапуск механизмов С.Н. в режимах, определенных директивными материалами [84] .
На рис.1.1. показан основной вариант схемы С.Н. тепловых электростанций, построенный по блочному принципу. Как видно из приведенной схемы, рабочее питание С.Н. осуществляется от транс форматоров, присоединенных ответвлением к токопроводу генераторного напряжения. Рабочие трансформаторы С.Н. на стороне высокого напряжения имеют напряжение, равное напряжению генераторов. Резервные трансформаторы питаются с шин 110-330 кВ или от третичных обмоток автотрансформаторов, связывающих два распредустройства высокого напряжения, например 330 и НО кВ. Мощность рабочих трансформаторов С.Н. выбирается го методике с учётом действительной нагрузки секций и одновременности работы отдельных потребителей. Мощность резервных трансформаторов С.Н. на блочных электростанциях выбирается по условию обеспечения замены рабочего трансформатора С.Н. одного блока с полной нагрузкой при одновременном пуске или останове другого блока. Особенность схем С.Н. блоков 150 - 300 мВт заключается в том, что питание секций 6 кВ блока осуществляется от расщепленных обмоток низкого напряжения (НН) трансформаторов. Преимуществом этих трансформаторов является то, что вследствие большего индуктивного сопротивления между обмотками НН, изменение режима работы одной из них (даже короткое замыкание на шинах 6 кВ) не приводит к значительному изменению напряжения на другой обмотке. Рабочие и резервные трансформаторы С.Н. имеют на стороне высокого напряжения устройство для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Для питания нагрузки 0,4 кВ устанавливаются два или более рабочих трансформаторов 6/0,4 кВ мощностью 630-1000 кВА, которые присоединены к шинам 6 кВ собственного блока. Резервные трансформаторы 6/0,4 кВ присоединяются к шинам 6 кВ других блоков. Большое значение имеет правильное распределение присоединения механизмов и трансформаторов 6/0,4 кВ Ї к секциям С.Н. [бв] .
В последнее время в ряде энергосистем к участию в покрытии полупиковой и пиковой части графика электрической нагрузки все больше привлекаются тепловые энергоблоки мощностью 100, 200, 300 МВт [ІЗІ]. Объясняется это растущей долей мощных блоков на сверхкритические параметры пара в составе генерирующих мощностей и малой долей мощностей ГЭС и ГАЭС. Проблема растущей неравномерности графика электрических нагрузок приводит к необходимости создания и внедрения высокоманевренного оборудования для тепловых электростанций и расширения маневренных характеристик уже работающего оборудования [77,131] . Маневренность определяется способностью выполнения переменного суточного графика электрической нагрузки станции. В этом случае вопросы обеспечения пуска и самозапуска электродвигателей С.Н. имеют очень большое значение.
Ниже кратко рассматривается отличие электрической части тепловых и атомных электростанций. Эти отличия проявляются, прежде всего, в особенностях построения схемы питания С.Н., что является следствием наличия на АЭС такого специального режима, как режим аварийного расхолаживания ядерного реактора, а также объясняется необходимостью обеспечить гораздо более высокую надежность электроснабжения ряда ответственных механизмов. В результате на АЭС появляются специальные сети и источники надежного питания, используется совместный выбег турбогенераторов с механизмами С. Н. Главные схемы электрических соединений АЭС во многом строятся аналогично тому, как это делается применительно к ТЭС на огра-ническом топливе, однако ряд характерных особенностей имеется здесь, например, при решении вопроса о целесообразности объединения блоков по электрической части, при выборе точек присоединения резервных трансформаторов С.Н. и в других случаях.
Здесь следует подчеркнуть, что определенные выше особенности электрической части современных тепловых электростанций имеют большое влияние на прохождение переходных и аварийных режимов станций, а также на оценку ее показателей надежности.
Краткая характеристика расчётной схемы и возможности программы для расчёта асинхронного режима из-за потери возбуждения на ЦВМ
Программа реализует расчётную схему, рис.2.1. В расчётной схеме выделено два блока генератор-трансформаторов, связанных с шинами неизменного напряжения U через сопротивление связи с системой Ъс Элементы расчётной схемы учитываются активными и индуктивными сопротивлениями или только учитываются индуктивными. Генераторы Г-І и Г-2 описаны полшши уравнениями Парка-Горева, либо упрощенными при пренебрежении трансформаторными ЭДС, ЭДС скольжения. Роторы генераторов замещены многоконтурной схемой, учитывается по трем демпферных контура в каждой оси d » 9 (см. 1.2. ) Нагрузка С.Н. учитывается только на генераторе Г- эквивалентным двигателем (АД). Асинхронный двигатель механизмов С.Н. моделируется с учётом быстро переходных процессов в роторных контурах по схеме с одним эквивалентным роторным контуром в каждой оси с переменными параметрами (см. 1.3.). На генераторе Г-2 моделируются различные виды потери возбуждения и восстановления возбуждения (см. 1.5.1), действие устройств выявления асинхронного режима по различным способам (см. 1.5.2). Моделируются также действие регулятора скорости, экстренное регулирование мощности турбины с помощью электрогидравлической приставки (ЭШ). Блок Г-І эквивалентирует остальные параллельно работающие агрегаты станции с учётом действия регулятора скорости и процессов, происходящих в возбудителе и унифицированном АРВ-СД.
Таким образом, программа позволяет в зависимости от от отношения номинальных мощностей, оставшихся в синхронизме бЛОКОВ И ПОТерЯВШвГО ВОЗОуЖДеНИе Генератора ( Рпном / Рпном ) и от вида аварий в системе возбуждения исследовать процессы потери возбуждения вплоть до установившегося асинхронного режима с учётом действия станционной автоматики, быстродействие виявлення асинхронного режима различными устройствами, процессы восстановления возбуждения и ресинхронизации, поведение механизмов С.Н. у потерявшего возбуждение генератора, поведение параллельно работающих блоков при потере возбуждения и ресинхронизации одного генератора станции. 6 программе предусмотрено моделирование коротких замыканий в системе различной длительности путем снижения напряжения U (см. рис.2.1). Основной целью моделирования К.З. является проверка селективности работы УВАР,
Уравнения переходных процессов в турбогенераторах записаны в осях dr 9 9r t жестко связанных с ротором соответствующей машины, а для асинхронных двигателей и статических элементов - в синхронных координатных осях. Совместим вектор напряжения U с осыэ 9s (см. рис.2.2). Представленная система дифференциальных уравнений решается методом Рунгв- утта четвертого порядка с автоматическим выбором шага на основе оценки максимума погрешности по всем дифференциальным уравнениям [ 95, 127 ]. Используются формулы преобразования координата [123 J .
Необходимые для вычисления правых частей дифференциальных уравнений составляющие напряжений генераторов и узлов соединений схемы, определяются при сделанных выше допущениях из системы уравнений:
Начальные значения интегрируемых переменных определяются на основе векторных диаграмм установившегося режима (см. рис.2.2). Структурная схема программы расчёта на ЦВМ представлена на рис.2.3.
Следует подчеркнуть, что в данной работе рассмотрено математическое описание переходных процессов на основе уравнений Парка-Горева по полным (учитывается активное и реактивное сопротивления) и упрощенным (не учитывается активного). Основной целью этого описания является оценка возможности использования уравнении Парка-Горева для исследования переходных процессов в мощных вы-сокоиспользованных турбогенераторах.
Основные трудности использования асинхронного режима мощных турбогенераторов как средство повышения результирующей устойчивости связаны с ухудшением асинхронной характеристики при увеличении удельных электромагнитных нагрузок и применением бесщеточной системы возбуждения, исключающей ресинхронизацию от резервного возбудителя.
Для осуществления успешной ресинхронизации необходим переход потерявшего возбуждение турбогенератора в установившийся асинхронный режим с малым скольжением, что возможно только принудительной разгрузке турбины, импульс на которую подався от устройств выявления асинхронного режима (УВАР).
Расчёты и результаты натурных испытаний показывают, что за счёт форсировки возбуждения устойчивость генераторов, работающих параллельно с потерявшей возбуждение машиной, при реальных значениях сопротивления связи с системой сохраняется независимо от исходного режима и величины скольжения при переходе в асинхроный режим. При принудительном снятии форсировки возбуждения действием защиты от перегрузки обмотки ротора нарушение устойчивости при общем числе блоков на электростанции, меньшем шести вполне реально, если потерявший возбуждение генератор в установившемся асинхронном режиме работает со скольжением, превышающим критическое. Таким образом на успешную ресинхронизацию можно надежно рассчитывать, если генератор принудительно переводится в установившийся асинхронный режим со скольжением, меньшим критического, за время, непревышающее 20 С. [l24J . В остальных случаях УВАР должен отключать потерявший возбуждение турбогенератор с минимальной выдержкой времени, допустимой с точки зрения отстройки зашиты от процессов при синхронных качаниях.
Из сказанного очевидна важность высокого быстродействия и селективности УВАР независимо от того, используется ли асинхронный режим генератора для последующей ресинхронизации или защита действует на отключение блока. Целью данной части являются исследование быстродействия и селективности и сравнительное сопоставление различных типов УВАР для турбогенераторов мощностью 500 МВт. Для бесщеточной системы возбуждения затруднительна реализация УВАР по контролю тока и напряжения ротора, хотя в практике эксплуатации известны генераторы типа ТВВ- 500-2, имеющие кольца на роторе. Контроль тока и напряжения ротора в таких генераторах вполне реален.
Алгоритм и программа расчёта переходных процессов в системе рабочего и резервного питания механизмов собственных нужд
Предусматривается возможность исследовать поведение механизмов С.Н. при следующих возмущениях: 1. Отключение питания произвольного числа секций рабочих трансформаторов С.Н. с последующим их самозапуском от РТ после восстановления питания или от ПРТ после действия АВР. 2. Короткое замыкание на секциях I или 3 (см. рис.3.I) с последующим самозапуском от РТ или ПРТ. 3. Короткое замыкание или понижение напряжения в системе с последующим самозапуском от РТ или ПРТ после действия АВР. 4. Ц ска произвольного числа электродвигателей на любой из четырех секций. 5. Перевод нагрузки с рабочих трансформаторов С.Н. на пус-корезервный как по одной, так и несколько секций одновременно с произвольными перерывами питания нагрузки переключаемых секций и интервалами между коммутациями секций. Пускорезервный трансформатор, на который действием АВР переводится нагрузка с РТ, может работать на холостом ходе или иметь предварительную нагрузку, учитываемую реальными двигателями. Все элементы расчётной схемы моделируются с учётом их активных сопротивлений для сети низкого напряжения и с неучётом их активных сопротивлений для сети высокого напряжения при пренебрежении трансформаторными ЭДС.
Для того, чтобы отобразить такие явления, как затухание напряжения на секциях С.Н. и перераспределение запасенной кинетической энергии между электродвигателями агрегатов С.Н. в процессе выбега при перерывах питания, учитываются свободные процессы в роторных контурах двигателей. Следовательно, для каждого двигателя необходимо записать два дифференциальных уравнения переходных процессов в роторных контурах (1.34), (1.35), в которых необходимо положить Sv = О и уравнение движения (1.27), которые в совокупности образуют систему нелинейных дифференциальных уравнений, описывающую переходные процессы в схеме рис.3.1.
Все дифференциальные уравнения приведены к нормальному виду и пригодны для численного интегрирования на ЦВМ. Для решения рассматриваемой системы дифференциальных уравнений необходимо: 1. Привести все переменные к базисным условиям. 2. Найти начальные значения интегрируемых переменных и уставки регуляторов. 3. Определить все неизвестные, входящие в правые части дифференциальных уравнений. 4. Вычислить правые части, т.е. вычислить и определить составляющие напряжения в узлах расчётной схемы, рис.3.1 и на секциях нагрузки. 5. После вычисления правых частей в исходном режиме произвести численное интегрирование на первом шаге счёта. 6. Предусмотреть логику изменения состояний системы включения и отключения шунтов к.з., источников питания и электродвигателей, изменяя режимы параметров и ограничения их предельных значений и т.д. Например. Цуск определенного числа двигателей на любой из секций воспроизводится изменением верхних границ ( ТП1 ,
Mz , Ліз , ІП4- ), до которых производится суммирование в коэффициентах системы уравнений, и изменением числа дифференциаль ных уравнений. У запускаемых и работающих двигателей различаются и начальные значения интегрируемых переменных.
7. Повторить всю последовательность действий, начиная с п.2 на следующем шаге счёта и т.д. до завершения решения задачи.
За базисные мощности и напряжения выберем следующие величины St = 25 МВт; ТТб s б кВ. В качестве базисной ступени трансформации выбраны секции нагрузки 6 кВ, что позволяет не пересчитывать параметры схемы замещения при переводе нагрузки с рабочего на резервный трансформатор, имеющий различные коэффициенты трансформации. Для определения параметров электродвигателей используется алгоритм, приведенный в приложении I. Формулы для расчёта параметров статических элементов системы электроснабжения и приведения величин к базисным условиям как общеизвестные [112,131,132] , здесь не приводятся. Перед приведением сопротивлений к базисным условиям предусматривается возможность, если требуется осуществить выбор ответвления РТ и ПРТ, которые обычно имеют устройства регулирования под нагрузкой (РШ), по условию, чтобы при полностью подключенной нагрузке к секциям РТ и ПРТ, напряжение на них как можно меньше отличалось от номинального (6.3 либо 10,5 кВ). Наибольшей сложностью отличается расчёт переходного процесса при самозапуске от ПРТ нагрузки двух РТ (см. рис.3.2). Процесс идет в следующей последовательности. Вначале рассчитывают установившийся режим с целью определения начальных значений интегрируемых переменных для нагрузки первого рабочего трансформатора, т.е. рассматривают секции 1,2, а нагрузку секций 3,4 принимают равный нулю. Далее аналогичный расчёт повторяют для нагрузки, подключенной к секциям 3,4.
После определения начальных значений можно приступить к численному интегрированию системы дифференциальных уравнений. Для нагрузки 1,2 задается возмущение в виде перерыва питания или ко роткого замыкания на одной из секций, сопровождаемого последующим отключением источника, общей продолжительностью до времени срабатывания АВР от ПРТ. В итоге рассчитывают режим группового выбега для нагрузки ГРТ.
Если на ПРТ переводится вследствие обесточивания нагрузки двух РТ, то аналитический расчёт группового выбега производят и для секций 3,4. Если же нагрузка этих секций была предварительно переведена на ПРТ вследствие замены последним одного из РТ, то надобности в численном интегрировании не возникает, так как начальные значения известны из установившегося режима. На заключительной стадии производят совместное численное интегрирование системы дифференциальных уравнений с участием двигателей всех секций 1-4 и с использованием значений сопротивлений в расчётной схеме (см. рис.3.1), указанных на рис.3.2.
Постановка задачи и краткая характеристика режимов работы главных схем электрических соединений станции
В связи с интенсивным развитием электроэнергетики на современном этапе большое внимание уделяется качеству разрабатываемых проектных и эксплуатационных решений, практической эффективности анализа надежности электрической части электростанций, широкому внедрению численных методов оценки показателей надежности. При проведении большого объема расчётов надежности различных схем исключительно важным является формализация численных методов оценки показателей надежности, разработка и внедрение универсальных и эффективных программ.
Изменение состава работающих генераторов, трансформаторов и линий на станциях производится в соответствии с намеченным графиком их работы и планом проведения предупредительных ремонтов. При вводе оборудования в работу и выводе его в ремонт или в резерв дежурным персоналом станции производятся оперативные переключения. В ходе переключений операции выполняются как выключателями, так и разъединителями. Необходимо, чтобы все операции включения рабочих цепей под напряжением производились выключателями. Операции с разъединителями должны выполняться только в обесточенных цепях или в цепях с током холостого хода трансформаторов и линий, если это допускается действующими правилами.
Для выполнения ремонта выключателей, аппаратуры присоединений, секций шин ремонтируемый участок или элемент отключается, отделяется от действующей части установки разъединителями и заземляется. В случае, когда схема электрических соединений это позволяет, собирается обходная цепь, дающая возможность произво дать ремонт выключателей и шин, не прерывая функционирования линий, трансформаторов и генераторов.
Главная схема электрических соединений в ремонтных режимах, как правило, имеет худшую надежность, так как при этом нарушается принцип секционирования сборных шин и снижается ремонтопригодность: или потребители двух секций собираются на одной, или обходной выключатель занят в ремонтной схеме. В таких условиях повреждение с коротким замыканием одного элемента схемы приводит к отключению большого числа элементов вплоть до полного погашения распределительного устройства соответствующего напряжения.
Отказы устройств релейной защиты, установленных на оборудовании электрических станций, выявляются в виде ложных и излишних срабатываний при отсутствии повреждений вообще или в зоне их действия и в виде отказов срабатывания при повреждении в защищаемой зоне. Первые два случая отказа устройств релейной защиты проявляются также, как повреждения элементов, вызывая автоматические отключения. Последний случай приводит к развитию повреждения элемента в более серьезное нарушение (аварию) вследствие действия резервной защиты. Аналогично проявляется отказ выключателей в отключении короткого замыкания на присоединениях. Повреждение включенного выключателя, как правило, сопровождается коротким замыканием, которое должна отключать резервная защита. Отказ этой зашиты вызывает развитие повреждения в аварию с погашением большого числа присоединений, вплоть до полного погашения станции. Повреждения отключенных выключателей более редки, и их последствия либо аналогичны короткому замыканию на секции шин, либо никак не отражаются на работоспособности установки.
Отказ выключателя во включении аналогичен отказу устройства АВР, последствием которого является обычно погашение секции шин. Отказ устройства АПВ аналогичен по последствиям устойчивым пов рождениям на линии. Отказ устройства резервирования отказавшего выключателя (УРОВ), если оно совсем не подало выходного сигнала, подобен отказу устройства релейной защиты, где защищаемым элементом является отказавший выключатель. Если же УРОВ не подало выходной сигнал на какой- шбо из выключателей, то этот отказ аналогичен по последствиям отказу выключателя в отключении короткого замыкания на присоединении.
Анализ надежности станций с учётом возможных режимов работы главной схемы электрических соединений, повреждений оборудования, отказов коммутационной аппаратуры и устройств релейной защиты и автоматики осуществляется с помощью формализованной записи логических связей указанных условий с их результатом - авариями того или иного вида.
Целью исследований настоящей работы является: разработка на основе известных таблично-логических методов [38,40,41;42] алгоритма и программы автоматизированного определения и идентификации видов аварий, для расчёта и анализа надежности главных схем электростанций различных типов; поиск оптимального варианта главной схемы электрических соединений при проектировании электростанции ГРЭС-2700 МВт с учётом возможных режимов работы станции; уточненная оценка надежности схемы ОРУ-500 кВ во всех режимах ремонтов главной схемы и основного: оборудования и определение рекомендаций для повышения надежности главной схемы электрических соединений ГРЭС-2700 МВт в ремонтных режимах следующего года с точки зрения снижения вероятности аварийных остановов блоков и минимального снижения выдаваемой мощности в. энергосистему.
