Содержание к диссертации
Введение
1. Изменение параметров синхронных машин под влиянием прогресса в электромашиностроении 7
1.1 Параметры мощных синхронных машин 7
1.2 Явнополюсные синхронные машины 13
1.3 Вертикальные гидрогенераторы 13
1.4. Неявнополюсные синхронные машины 17
1.5. Системы возбуждения синхронных генераторов 25
1.6. Задачи диссертации , 34
2. Математическое моделирование переходных процессов синхронных машин 36
2.1. Уравнения переходных процессов 33
2.2 Математическое моделирование синхронного генератора 37
2.3. Методы расчета процессов при К.З с учетом трехфазной структуры сети 42
2.4 Математическое моделирование автоматического регулятора возбуждения сильного действия (АРВ-СД) 60
2.5 Математическое моделирование переходных процессов нагрузки 58
2.6 методика расчета предела динамической устойчивости 66
2.7. Выводы 69
3. Исследование влияния параметров синхронных машинна показатели устойчивости 70
3.1. Динамическая устойчивость гидрогенераторов 70
3.1.1. Параметры исследуемых генераторов 70
3.1.2 Пределы устойчивости генератора СВФ-1690/185-64 71
3.1.3 Пределы устойчивости генератора СГКВ-480/115-64 77
3.2. Влияние длительности короткого замыкания 82
3.3 Влияние параметров турбогенераторов на пределы динамической устойчивости 85
3.4. Уточнение значений пределов за счет учета дополнительных тормозных моментов, воздействующих на ротор при коротком замыкании 94
3.5. Влияние параметров генераторов на показатели колебательной статической устойчивости 97
3.6. Выводы по главе 3 100
4. Исследование динамической устойчивости района энергосистемы центральной части Ирака 102
4.1. Расчетная схема и режимы работы 102
4.2. Исследование динамической устойчивости 106
4.3. Оценка возможностей систем регулирования возбуждения генераторов дефицитной части системы 111
4.4. Использование автоматики отключения нагрузки 114
4.5. Использование кратковременного понижения напряжения в дефицитной части энергосистемы для повышения динамической устойчивости 115
4.6. Выводы по Главе 4 118
Основные выводы по работе 119
Список литературы
- Параметры мощных синхронных машин
- Математическое моделирование автоматического регулятора возбуждения сильного действия (АРВ-СД)
- Влияние параметров турбогенераторов на пределы динамической устойчивости
- Оценка возможностей систем регулирования возбуждения генераторов дефицитной части системы
Введение к работе
Развитие энергетики развитых и развивающихся стран характеризуется увеличением выработки электроэнергии за счет преимущественного ввода тепловых электростанций с агрегатами больших единичных мощностей.
Повышение номинальной мощности генераторов является основным направлением развития турбо- и гидрогенераторостоения. Наиболее передовые производители генераторов достигли единичных мощностей турбогенераторов 1000 - 1300 МВт и гидрогенераторов 700 -800 МВт. При этом мощности электрических станций также достигают значительных величин. Например, узел Сургутских ГРЭС имеет мощность 7200 МВт; АЭС Фукушима в Японии достигает мощности 9300 МВт. Весьма мощными являются гидростанции: Саяно-Шушенская ГЭС в России имеет установленную мощность 6400 МВт; наиболее мощной гидростанцией в мире на сегодня является ГЭС Итайпу (Бразилия/Парагвай), на которой установлено 18 генераторов по 700 МВт, то есть 12600 МВт. На реке Янцзы в Китае сооружается еще более мощная гидростанция: ГЭС Три ущелья после завершения строительства должна иметь мощность 18200 МВт. Основным движущими факторами являются экономичность производства, снижение капитальных затрат на сооружения (здания тепловых электростанций и сооружения ГЭС), а также экономика эксплуатации. Сдерживающими факторами являются мощность энергосистемы, в которую включается мощный генератор или электростанция (обычно считается, что мощность наиболее крупного генератора не должна превышать 0,5% от мощности объединенной энергосистемы, к которой он подключается), а также уровень токов короткого замыкания.
Для энергосистемы Ирака, которая до событий 2004 года имела установленную мощность около 10 000 МВт, из которых только 910 МВт составляли гидростанции, вопрос об использовании генераторов предельных мощностей не стоит. Тепловые электростанции Ирака (в значительной мере построенные советскими и российскими специалистами) в основном используют агрегаты мощностью 110 и 200 (220) МВт. Однако, следует отметить, что и в производстве турбогенераторов средней мощности применяются все более совершенные технологии охлаждения обмоток, которые позволяют повысить плотности токов в обмотке статора сократить вес и стоимость генератора.
Увеличение плотности тока в обмотке статора влечет за собой весьма неблагоприятное изменение параметров синхронной машины, - увеличение синхронных и переходных индуктивных сопротивлений и уменьшение величины механической инерционной постоянной Tj. Указанные факторы неблагоприятно влияют как на параметры установившегося режима работы машины в энергосистеме, так и на показатели устойчивости при конечных возмущениях. Например, турбогенератор ТФП - 160 - 2УЗ, установленный на Северо-Западной ТЭЦ имеет одно из самых больших значений синхронного индуктивного сопротивления ( Xd — 2,53 о.е.). Необходимо иметь в виду, что эффективность устройств автоматического регулирования и противоаварийного управления в значительной мере определяется соответствием настроечных параметров и выходных сигналов режимам и характеристикам регулируемых объектов.
В связи со сказанным исследование влияния параметров мощных гидро- и турбогенераторов на показатели статической и динамической устойчивости является весьма актуальным.
Основное внимание в работе уделено исследованию влияния параметров на показатели динамической устойчивости. В качестве показателя уровня динамической устойчивости принята величина предела динамической устойчивости, рассчитываемая в простейшей схеме электропередачи. Указанный подход позволяет проанализировать влияние изменения различных параметров синхронных машин на показатели устойчивости.
В качестве основных объектов исследования рассмотрены два гидрогенератора. Генератор СВФ-1690/185-64 (Красноярская ГЭС), имеет ухудшенные, но близкие к типовым значения электромеханических параметров. На гидрогенераторе Красноярской ГЭС впервые в СССР была применена водяная система охлаждения обмоток статора, что позволило построить машину очень большой мощности (500 МВт), но вызвало определенное увеличение индуктивных сопротивлений. Гидрогенератор СГКВ-480/115-64 относится к машинам так называемого капсульного исполнения, что и обусловило его специфические размеры и резко ухудшенные параметры. На основе исследований удалось показать, что уровень динамической устойчивости является весьма низким, а настройки автоматического регулятора возбуждения должны отличаться от традиционно используемых.
Рассмотрены пределы динамической устойчивости и показатели статической устойчивости двух турбогенераторов, отличающихся очень высоким использованием активных материалов - ТВВ-500-2 и ТВВ-1000-2. Обе эти машины выполнены с водяным охлаждением обмоток статора и водородным охлаждением ротора.
В заключительной части работы выполнено исследование динамической устойчивости района электроэнергетической системы Ирака. Предложен комплекс мероприятий по повышению уровня устойчивости и сформулированы требования к настройкам автоматического регулятора возбуждения, которые обеспечивают благоприятное протекание электромеханических переходных процессов в условиях дефицитной энергосистемы.
В результате выполнения работы выявлены основные закономерности влияния ухудшения параметров на показатели динамической и статической устойчивости, в первом приближении определен показатель (величина внешнего по отношению к станции эквивалентного индуктивного сопротивления сети), по которому можно судить о необходимости применения дополнительных мероприятий по повышению устойчивости.
Параметры мощных синхронных машин
Повышение номинальной мощности генераторов является основным направлением развития турбо- и гидрогенераторостроения. Наиболее передовые производители генераторов достигли единичных мощностей турбогенераторов 1000-1300 МВт и гидрогенераторов 700-800МВт, При этом мощности электрических станций также достигли значительных величин. Например: узел Сургутской ГРЭС имеет мощность 7200 МВт; АЭС Фукушима в Японии достигает мощности 9300 МВт . Еще более мощными являются гидростанции: Саяно-Шушенская ГЭС в России имеет установленную мощность 6400 МВт; наиболее мощной гидростанцией в мире на сегодня является ГЭС Итайпу (Бразилия, Парагвай), на которой установлено 18 генераторов по 700 МВт, то есть 12600 МВт. Еще более мощная гидростанция сооружается в Китае на реке Янцзы: ГЭС Три ущелья после завершения строительства должна иметь мощность 18200 МВт. Основными движущими факторами являются экономичность производства, снижение капитальных затрат на сооружения (здания тепловых электростанций и сооружения ГЭС), а также экономика эксплуатации. Сдерживающими факторами являются мощность энергосистемы, в которую включается мощный генератор или электростанция (обычно считается, что мощность наиболее крупного генератора не должна превышать 0,5% от мощности объединенной энергосистемы, к которой он подключается), а также уровень токов короткого замыкания.
Следует указать на то обстоятельство, что размеры генераторов ограничены (об этом пойдет речь ниже); поэтому увеличение единичной мощности генератора достигается в основном за счет повышения плотностей токов в обмотках статора и ротора, что может быть достигнуто только за счет усовершенствования систем охлаждения генераторов. Полная мощность генератора пропорциональна произведению следующих величин: S = k Di2 lt n As Bs, (l.i) где Д— диаметр расточки статора, м, /,-активная длина сердечника статора, м, п- число оборотов ротора, об/мин As- линейная токовая нагрузка статора, А/см, Дг рабочая индукция в воздушном зазоре машины, Тл.
Анализ величин входящих в формулу (1.1) применительно к турбогенераторам показывает, что величина диаметра расточки статора ограничена свойствами стали и значениями разрывных усилий, которые действуют на ротор машины, для турбогенераторов с номинальной частотой вращения 3000 об/мин максимальная величина Д составляет 1,3м. Длина активной части статора ограничена возможной длиной «бочки» ротора, при длинах превышающих 7,2 - 7,4 м возрастает вероятность возникновения опасных вибраций. Величина индукции в воздушном зазоре ограничена свойствами электротехнических сталей и не превышает 1,0 ... 1,05 Тл. Таким образом, увеличение единичной мощности генератора возможно только за счет повышения плотностей токов в обмотках статора, то есть увеличения линейной токовой нагрузки As, которая определяется выражением я Di где: Wi - число обмоток статора. 1ф- фазный ток статора. а - число параллельных ветвей обмотки статора. Sn. Число активных проводников в пазу.
Повышение плотностей токов потребовало усовершенствования систем охлаждения машин. Широкое распространение получила система водо-родно-водяного охлаждения - железо статора и обмотка возбуждения охлаждаются водородом, а статорная обмотка - дистиллированной водой. Генераторы с такой системой охлаждения имеют обозначения ТВВ. Однако, увеличение плотности тока в обмотке статора влечет за собой весьма неблагоприятное изменение параметров синхронной машины. Так, основные индуктивные сопротивления синхронной машины определяются отношением. А А V — К _ _ V — V s Xd - Л1 r Л d — Л2 D
Очевидно, что синхронное и переходное индуктивные сопротивления будут возрастать с увеличением As, что неблагоприятно отразится как на параметрах установившегося режима работы машины, так и на показателях устойчивости при конечных возмущениях.
Сниженной окажется и величина механической инерционной постоянной Tj, поскольку при сравнительно небольшом увеличении веса ротора существенно возрастает кажущаяся мощность машины SJ)0M. Tj=2-14 GD2 n2no-\c. ном
Величина GD подставляется в тм (берется из справочника), Бнш - в кВА. При определении механической инерционной постоянной турбогенератора необходимо учесть инерцию турбины, которая обычно больше инерции ротора генератора в три-четыре раза. У гидроагрегатов маховый момент турбины обычно составляет менее 10% махового момента генератора и обычно не учитывается.
Математическое моделирование автоматического регулятора возбуждения сильного действия (АРВ-СД)
Нагрузка электрической системы определяется бытовыми, промышленными, тяговыми и другими потребителями. Необходимая полнота учета характеристик нагрузки зависит от целей исследования. При рассмотрении поведения нагрузки или ее определяющего воздействия на характер переходного процесса необходимо моделировать конкретные уравнения, описывающие работу того или иного потребителя. Нагрузка крупных энергосистем может быть представлена лишь обобщенными характеристиками различных составляющих ее потребителей. При записи уравнений такой нагрузки она либо вся представляется некоторыми эквивалентными статическими характеристиками по напряжению или постоянными сопротивлениями, либо разбивается на части, каждая из которых описывается соответствующими ей уравнениями.
Динамические характеристики электрической системы, обусловленные асинхронной и синхронной нагрузками, учитываются по уравнениям некоторых эквивалентных характеристик синхронного и асинхронного двигателей. При этом обычно можно пренебречь переходными процессами в статорных цепях и цепях ротора для асинхронного двигателя, в результате чего учет асинхронного двигателя сводится к определению токов и напряжений, исходя из известной схемы замещения, и решению уравнения движения ротора с учетом закона изменения тормозного момента в переходном режиме.
Исключение составляют асинхронные режимы, сопровождающиеся значительными изменениями мгновенной частоты в отдельных точках системы, когда переходные процессы в роторных цепях двигателей могут оказывать существенное влияние на процессы в системе. При исследовании автономных электрических систем малой мощности, когда нагрузка может оказать определяющее воздействие на характер переходного процесса, а также при исследовании непосредственно переходных процессов в нагрузке необходим более полный учет характеристик последней. В этом случае следует все составляющие нагрузки моделировать по полным уравнениям, автоматически учитывающим их статические и динамические характеристики, учитывать переходные процессы в роторных, а в некоторых случаях и в статорных контурах электрических машин и нагрузок.
При записи уравнений электрической системы в осях d, q и моделировании с использованием баланса токов в узловых точках напряжения и токи нагрузки должны быть выражены в виде соответствующих проекций на эти оси. Принимая, что направление вещественной оси комплексной плоскости совпадает с направлением оси q, получаем следующее выражение, связывающее ток нагрузки lu=lqn+jld,i через шунт постоянной проводимости YH=gn+jbH с напряжением в узле U=Uq+jUd.
В случае уравнений связи в электрической системе, представленных в виде уравнений баланса активных и реактивных мощностей, необходимо образовывать не токи, а активную и реактивную мощности нагрузок. Последние в случае замещения нагрузки постоянными сопротивлениями определяются выражениями:
Влияние параметров турбогенераторов на пределы динамической устойчивости
В данном разделе приведены результаты исследований влияния на предел динамической устойчивости для двух турбогенераторов, отличающихся весьма высоким использованием активных материалов - ТВВ-500-2 и ТВВ-1000-2. Параметры генераторов приведены выше в табл. 1.1. Несмотря повышенное использование активных материалов, параметры турбогенераторов остаются на приемлемом уровне, - это касается основных параметров, определяющих уровень динамической устойчивости - величины механической инерционной постоянной Tj и переходного индуктивного сопротивления Xd . Для примера приведем результаты расчета пределов (вид к.з. - двухфазное на землю, длительность к.з. - 0,12 с) для турбогенератора ТВВ-200, который отличается достаточно традиционным набором параметров (Таблица 3.8, рис.3.12).
Рассмотрим, каково влияние изменения параметров турбогенератора ТВВ-500. Указанный генератор отличается исключительно высокими синхронными индуктивными сопротивлениями, однако в силу специфики конструкции ротора турбогенератора, индуктивное сопротивление рассеяния обмотки возбуждения оказывается малым, что обусловливает сравнительно небольшое увеличение сопротивления X/ (в основном за счет увеличения сопротивления рассеяния обмотки статора). Поэтому и снижение пределов получается не столь значительным. В таблице 3.9. и на рис. ЗЛ5 приведены результаты расчета пределов для указанного генератора (также для двухфазного на землю к.з. длительностью 0,12 с).
Таким образом, несмотря на заметно ухудшенные параметры, уровень динамической устойчивости снизился незначительно. Так, при kp = 1 величина предела ТВВ-500 снизилась на 4,2% по отношению к ТВВ-200, а при kp = 2, - на 6,6%. Для турбогенераторов стабилизирующим фактором является значительная механическая инерция паровой турбины и отмеченная выше малая величина индуктивного сопротивления рассеяния ротора. Оценим влияние изменения некоторых других параметров на уровень динамической устойчивости.
В таблице 3.10 и на рис. 3.16 приведены зависимости пределов от величины механической инерционной постоянной.
Как показывают полученные зависимости, влияние изменения Тг на предел динамической устойчивости относительно невелико. Лишь в зоне малых значений Тг интенсивность изменения пределов при увеличении kF возрастает. Таким образом, сочетание малой величины рассеяния ротора с сравнительно большой механической инерционной постоянной является благоприятным сочетанием. Эффективность форсировки возбуждения у генератора данного типа понижена из-за очень большой постоянной времени контура возбуждения (Tr = 9Приведенная зависимость подтверждает сформулированные ранее соображения о факторах, влияющих на уровень динамической устойчивости. При практически одинаковом значении Tj данный генератор имеет сниженную до Tr = 5,24 с величину постоянной времени контура возбуждения, но при этом увеличенное (до 0,4536) переходное индуктивное сопротивление Xd . Вместе взятые, эти факторы определяют несколько сниженные (при kF = 1,2) значения пределов (по отношению к турбогенератору ТВВ-500), но зато и большую эффективность форсировки возбуждения, так что при kF = 3 предел у генератора ТВВ-1000 выше, чем у ТВВ-500.,2 с).
Исследованию влияния дополнительных тормозных моментов на движение ротора синхронного генератора в течение короткого замыкания посвящено несколько известных работ, наиболее полной из которых является [16]. Следует отметить, что развитие вычислительной техники и алгоритмов расчета позволили учесть комбинацию сложных факторов, определяющих движение ротора во время короткого замыкания и после его отключения на основе численного расчета. На основе методики, изложенной во второй главе, были составлены расчетные программы и выполнены численные оценки влияния учета таких факторов, как активные сопротивления статор ной цепи синхронной машины и дополнительных тормозных моментов, воздействующих на ротор при несимметричных коротких замыканиях.
На рис. 3.22 и 3.23 приведены графики, иллюстрирующие изменение скольжения ротора генератора СВФ 1690/185-64 и СГКВ-480/115-64 при двухфазном на землю коротком замыкании, рассчитанные соответственно без учета активных сопротивлений статора, с учетом этих сопротивлений и по уточненным уравнениям, учитывающим влияние знакопеременного и других дополнительных моментов, при двухфазном на землю коротком замыкании.
Оценка возможностей систем регулирования возбуждения генераторов дефицитной части системы
Генераторы рассматриваемых электростанций оборудованы устаревшими высокочастотными системами возбуждения и в настоящее время рассматривается вопрос об из модернизации. Рассмотрим, насколько эффективным в данных условиях окажется применение сильного регулирования возбуждения.
При использовании сильного регулирования возбуждения на генераторах Г1, Г2, ГЗ характер протекания переходных процессов меняется. Асинхронный ход не возникает, хотя после АПВ линии имеют место достаточно тяжелые синхронные качания (Рис. 4.9).
Влияние регулирования возбуждения на протекание переходного процесса может быть проанализировано на основе сопоставления кривых изменения электромагнитной мощности и напряжения на зажимах статора генератора Г1. Это сопоставление выполнено на рис. 4.11.
Как следует из кривых рис. 4.11 характер изменения электромагнитной мощности и напряжения начинает различаться уже начиная с момента времени t = 20,4 с (короткое замыкание в узле 5 длительностью 0,12 с происходит в to = 20,0 с). Поскольку частота в отделившемся районе энергосистемы падает, то каналы регулирования по отклонению частоты и производной частоты обеспечивают развозбуждение (Рис. 4.12), несмотря на сниженное напряжение. Это действие АРВ обеспечивает уменьшение электромагнитной мощности генераторов и существенно меньшее торможение роторов, что, в конечном итоге, обеспечивает устойчивость процесса. Следует отметить, что несмотря на благоприятный исход процесса, его характеристики (длительность, снижение напряжения, колебания электромагнитных мощностей генераторов) остаются крайне неблагоприятными, что обусловливает необходимость применения дополнительных мероприятий по повышению динамической устойчивости.
На рис. 4.12 представлено изменение угла генератора Г1 при аварии на ВЛ 5 при условии отключения 22,5% нагрузки района одновременно с отключением линии. На этом же рисунке представлено изменение электромагнитной мощности этого генератора. Сопоставив результаты расчета, представленные на данном рисунке с графиками рис. 4.9, 4.10 можно сделать вывод о существенном облегчении характера переходного процесса.
Таким образом, можно сделать вывод о значительной эффективности автоматического отключения части нагрузки дефицитного района энергосистемы при аварии на линии электропередачи с последующим ее разрывом в цикле АПВ.
Несмотря на отмеченную высокую эффективность кратковременного (на 0,5 с) отключения части потребителей, применение такого мероприятия по повышению уровня динамической устойчивости все-таки является нежелательным. В связи с этим было рассмотрено возможное применение кратковременного понижения напряжения (до уровня, приблизительно соответствующего однофазному короткому замыканию на шинах 230 кВ ПС Аль- Мсайеб) на время At = 0,25 - 0,35 с.
На рис. 4.13. представлены результаты расчета переходного процесса, вызванного двухфазным на землю коротким замыканием на ВЛ 5 с ее последующим отключением на AtArro = 0,45 с. В качестве дополнительного мероприятия по повышению устойчивости используется включение на ПС 2 трансформатора мощностью 32 МВА, к вторичной обмотке которого присоединен реактор мощностью 30 МВА. Такое присоединение создает эффект приблизительно соответствующий (с точки зрения напряжения прямой последовательности) однофазному короткому замыканию на шинах 230 кВ подстанции.
