CC BY
74
АЛГОРИТМ ОГРАНИЧЕНИЯ ПОВЫШЕНИЯ ЧАСТОТЫ ПРИ АВАРИЙНОМ ВЫДЕЛЕНИИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Костин Владимир Николаевич
канд. техн. наук, доцент кафедры электротехники, электроэнергетики, электромеханики Национального минерально-сырьевого университета
«Горны й » г. Санкт -Петербург E-mail: kostin_vn@mail.ru
ALGORITHM LIMITATIONS OF INCREASING FREQUENCY ACCIDENTAL RELEASE POWER
Vladimir Kostin
candidate of Science, assistant professor of electrical engineering, electric power,
electrical engineering National University of mineral resources "Mountain", St.
Petersburg
АННОТАЦИЯ
Определены технические мероприятия по координации баланса мощностей, позволяющие обеспечить при аварийном выделении электростанции ее устойчивую работу на сбалансированную нагрузку.
ABSTRACT
Determine the technical coordination activities balance powerfully-Stein, allowing to provide for the allocation of emergency power its steady work to a balanced load.
Ключевые слова: системная авария, автоматика ограничения повышения частоты, электростанция, отключение генераторов, статические характеристики нагрузки.
Keywords: system failure, automatic limiting the increase in frequency, power, off generators, static load characteristics.
Анализ развития ряда системных аварий, сопровождающихся выделением электростанции на изолированную работу с избытком генерирующей мощности, показал, что существующая система противоаварийной автоматики неэффективно исполняет свои функции, что приводит «погашению»
выделившегося энергорайона с полным прекращением электроснабжения потребителей [1].
При аварийном выделении электростанции на изолированную работу с большим избытком генерируемой мощности вследствие относительно медленного действия регуляторов скорости турбин, не успевающего за развитием аварийного процесса повышения частоты, превентивной мерой восстановления баланса мощности в выделившемся районе является отключение части генераторов. Такая мера особенно актуальна для ГЭС, постоянная времени изодрома которых достигает 30 с, ПГУ, скорость разгрузки которых составляет не более 10 % в минуту и ТЭС, не участвующих в общем первичном регулировании частоты.
Действия автоматики ограничения повышения частоты (АОПЧ) на отключение генераторов связано со ступенчатым изменением величины генерируемой активной мощности аварийного района на величину, соизмеримую с мощностью выделяемого района. При этом величина генерируемой мощности должна оставаться несколько большей величины нагрузки выделенного района [4]. Изменения схемно -режимных условий работы электростанций и необходимость, в ряде случаев, изменения направления действия противоаварийных автоматик, может приводить к излишнему их действию из-за ошибок оперативного персонала станции при оценке нагрузки района выделения. Последнее может привести к недопустимому снижению частоты или напряжения в выделенном районе вплоть до их лавины и, следовательно, неоправданному отключению потребителей этого района.
В настоящей работе приведен алгоритм формирования управляющих воздействий АОПЧ, который не приведет к дефициту мощности в выделившемся районе нагрузки. В отличие от алгоритма, приведенного в [3], предлагаемый алгоритм будет корректно работать при любом соотношении мощностей и загрузок генераторов электростанции.
Уставки АОПЧ по частоте и времени срабатывания с направлением действия на отключение части генераторов, как правило, определяются исходя из расчётной аварии повышения частоты в энергосистеме в целом. Недостатками этого алгоритма АОПЧ является не учёт специфики протекания переходных процессов при выделении станции на район изолированной нагрузки, что в ряде случаев приводит к излишнему отключению генераторов, дефициту мощности, снижению частоты с последующим полным погашением района.
Моделирование отключения связи W с энергосистемой С генераторов G электростанции с местной нагрузкой Рн осуществлялось применительно к схеме, приведенной на рисунке 1. Количество генераторов п = 4. Исходная генерация Рг = 4х50 = 200 МВт. Мощность местной нагрузки Рн = 80 МВт. Уставки АОПЧ, соответствующие расчётной аварии повышения частоты в энергосистеме в целом, приняты следующими:
= 50,5 Гц, tсv = 0,5 с на отключение одного генератора;
/ = 50,5 Гц, = 1,0 с — на отключение второго генератора;
/Ї = 50,5 Гц, tср = 1,5 с — на отключение третьего генератора.
Рисунок 1. Принципиальная схема выделения станции на изолированную
нагрузку
Результаты моделирования аварийной ситуации приведены на рисунке 2. Работа АОПЧ привела к отключению трёх генераторов, подведённых под действие автоматики. Возникший дефицит мощности (50 МВт < 80 МВт)
обусловил недопустимое снижение частоты (ниже критического значения 46 Гц), что приведет к лавине частоты в выделившемся районе и полному прекращению электроснабжения потребителей.
Л Гц
52
49.5 47
44.5 42
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 г, с
Рисунок 2. Переходные процессы изменения мощности и частоты при выделении станции на изолированную нагрузку
В этой связи важной задачей является определение в режиме, предшествующем выделению станции, величины нагрузки Рн с целью выбора такого воздействия АОПЧ на отключение генераторов, которое бы обеспечило в выделившемся энергорайоне устойчивую работу электростанции. Кроме того, при формировании управляющих воздействий на отключение генераторов в общем случае следует учитывать неравномерную загрузку генераторов в предшествующем выделению режиме.
Таким образом, зная величину генерации активной мощности каждого из генераторов станции, число т оставляемых в работе генераторов при их равномерной предшествующей загрузке определяется из условия:
т
и 1
где: т = 1, 2, 3,
Полученный небаланс мощности должен ликвидироваться действием регуляторов скорости турбин.
При различной мощности генераторов станции или при их неравномерной загрузке в режиме, предшествующем выделению, количество генераторов, отключаемых по условию максимального приближения сверху суммарной генерируемой мощности к мощности нагрузки выделившегося района, следует определять путем минимизации функции с двоичными переменными 5г [3]
і7 = модуль
п
15 Р -Р
. л і і н I = 1
(2)
где: Рі — мощность /-го генератора в предшествующем режиме;
Рн — мощность нагрузки в предшествующем режиме.
При 5г = 0 /-й генератор следует отключить, при 8г= 1 /-й генератор следует оставить в работе. При недопустимости отключения к-го генератора вводится дополнительное ограничение 8^=1.
Алгоритм аппаратно-программного устройства АОПЧ, реализующего выбор управляющих воздействий (УВ) на отключение генераторов для случая их произвольной загрузки в предшествующем режиме и с коррекцией нагрузки по напряжению и частоте, представлен на рисунке 3.
На вход устройства подаются значения мощностей генераторов (турбин) от системы АСУ станции. Электрические мощности генераторов суммируются, определяя величину нагрузки Р(и, /) района в текущий момент времени. При отличии напряжения и частоты в выделившемся районе от их значений в предшествующем режиме величина нагрузки корректируется по выражению (3) в соответствии со статическими характеристиками нагрузки
р* =
Р(и, /)
/ л
а +а
о і
и
и
+ а
\ ном /
Г \2
и и
V ном у
(3)
1 + а
3
Такая коррекция позволяет осуществить, в первом приближении, контроль предшествующего режима местной нагрузки.
Мощности генераторов подаются на звенья задержки Р(т). Время задержки х позволяет сохранить параметры предшествующего режима, т. е. мощности турбин.
УВ на отключение генератора 1
УВ на отключение генератора 2
УВ на отключение генератора і
УВ на отключение генератора п
Рисунок 3. Алгоритм формирования УВ на отключение генераторов станции при ее выделении на изолированную нагрузку
Минимизация функции (2) дает значения двоичных переменных 5г. Сравнение этих переменных с нулем обеспечивает формирование УВ на отключение части генераторов станции по условию максимального приближения сверху суммарной генерируемой мощности к мощности нагрузки. При частоте f ниже уставки _/уст происходит отключение части генераторов.
На рисунке 4 представлены результаты расчетов переходных процессов в схеме рис. 1 при действии АОПЧ по предлагаемому алгоритму с коррекцией
нагрузки по напряжению и частоте. Коэффициенты выражения (3) приняты для обобщенной нагрузки [5]
а0 = 0; аг = 0,9; а2 = 0,1; а3 = 1.
Исходная генерация: Р1 = 23 МВт, Р2 = 27 МВт, Р3 = 60 МВт, Р4 = 90 МВт. Видно, что работа АОПЧ по предлагаемому алгоритму приводит к отключению второго и четвертого генераторов. Разбаланс мощности составляет 3 МВт. При использовании алгоритма, предложенного в [2] отключились бы первые три агрегата и разбаланс мощности был бы 10 МВт.
Р, МВт 175
150
125
100
75
/ г \
/ / \
1 \ V /' \
1 \ Ч 4 / / \ 1 / / N к \ * /
ч ч / Р \
/, Гц
51.5
51.0
50.5
50.0
49.5
0 2
4
6
10
12 14 16
18 /, с
Рисунок 4. Переходные процессы изменения мощности и частоты при выделении станции на изолированную нагрузку
Выводы:
Определены технические мероприятия по координации баланса мощностей, позволяющие обеспечить при аварийном выделении электростанции ее устойчивую работу на сбалансированную нагрузку.
Разработан алгоритм аппаратно-программного комплекса АОПЧ электростанции с коррекцией нагрузки по частоте и напряжению, позволяющие выбирать отключаемые генераторы по условию максимального приближения
8
сверху суммарной генерируемой мощности к мощности нагрузки выделившегося района.
Разработанный алгоритм отключения генераторов может быть применен для ГЭС, ПГУ и для тепловых электростанций, в частности, для ТЭЦ, оснащенных агрегатами с турбинами с противодавлением, и для станций, не участвующих в общем первичном регулировании частоты.
Список литературы:
1. Анализ развития крупных системных аварий: учебное пособие /
A.Н. Беляев, Ю.П. Горюнов, А.А. Смирнов, С.В. Смоловик. СПб: СПбГПУ, 2006. - 72 с.
2. Зайцев А.В. Оптимизация формирования управляющих воздействий автоматики ограничения повышения частоты при выделении станции на изолированную нагрузку / А.В. Зайцев, А.С. Карпов, В.В. Луптаков // Электрика, — № 4, — 2010. — С. 16—18.
3. Зайцев А.В. Автоматика ограничения частоты при аварийном выделении энергорайона с избытком генерируемой мощности / А.В. Зайцев,
B.Н. Костин // Научно-технические ведомости Санкт-Петербургского государственного политехнического университета. Серия «Наука и образование». — 2012. — № 4 (195). — С. 17—20.
4. Технические правила организации в ЕЭС России автоматического ограничения снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности М.: Стандарт ОАО «СО ЕЭС», 2009. — 12 с.
5. Электрические системы. Электрические сети: учеб. для вузов /
В.А. Веников, А.А. Глазунов, Л.А. Жуков и др. М.: Высш. шк., 1998. — 511 с.
