Обоснование минимальных системных требований к кратности форсировки по напряжению возбуждения генераторов при реконструкции электростанции

, , Зеккель минимальных системных требований к кратности форсировки по напряжению возбуждения генераторов при реконструкции электростанции. «Современные системы возбуждения для нового строительства и реконструкции электростанций. Опыт наладки и эксплуатации систем возбуждения нового поколения». Материалы международной научно-технической конференции, мая 2004 года. Санкт - Петербург.: Изд-во ПЭИПК, 2004 г.

Обоснование минимальных системных требований к кратности форсировки по напряжению возбуждения генераторов при реконструкции электростанции.

, ,

Для корректного обоснования минимальных требований к силовой части систем возбуждения необходимо проведение специальных многофакторных исследований статической и динамической устойчивости энергосистемы с использованием ее адекватных цифровых моделей, так как снижение кратности форсировки неминуемо ведет к снижению запасов устойчивости. К сожалению, корректный выбор параметров систем возбуждения по условиям обеспечения «системных» требований в настоящее время затруднен. Это связано, в частности, с несовершенством обычно используемых для этой цели программно-вычислительных комплексов расчета и анализа электромеханических переходных процессов («Мустанг», «Дакар», «Эра», «Корона» и т. п.), которые содержат упрощенные математические модели систем возбуждения и АРВ, не адекватные задачам исследований. Происходящий ныне переход к цифровым регуляторам возбуждения, таким как АРВ-М и АРВ «УНИРЕГ», модели которых в перечисленных комплексах и вовсе отсутствуют, также снижает достоверность оценки уровней динамической устойчивости энергосистемы и еще больше затрудняет определение минимальных требований к параметрам систем возбуждения [1]. Так, например, в комплексе «Мустанг» невозможно учесть ПИД-регулятор напряжения, выполнить корректное моделирование блока компаундирования по току, блока релейной форсировки, а также системы самовозбуждения. Все это заставляет обращаться к возможностям современных зарубежных сертифицированных программ. Для выполнения подобных работ в используются программно-вычислительные комплексы EUROSTAG (EDF (Франция) и TRACTEBEL (Бельгия)) [2,3] и PSS/E (PTI, США) [4,5]. Основным преимуществом этих комплексов является возможность включения в их состав самими пользователями дополнительных моделей практически любых устройств регулирования и управления. В комплексе EUROSTAG эта возможность реализована при помощи встроенного редактора макроблоков, а в комплекс PSS/E нестандартная модель регулятора может быть включена путем создания специального расчетного модуля на языке FORTRAN.

Критерием, определяющим минимально допустимую кратность форсировки системы возбуждения генераторов по напряжению, является обеспечение устойчивости параллельной работы энергообъединения при всех авариях (из числа нормативных аварийных возмущений [6]), принятых для данного энергоузла в качестве расчетных. При этом форсировка возбуждения должна обеспечивать устойчивый переход к послеаварийному режиму при сохранении заданного уровня максимально допустимых перетоков по контролируемым сечениям как без учета, так и с учетом действия локальных или централизованных систем противоаварийной автоматики. Очевидно, что снижение форсировочной способности системы возбуждения генераторов наибольшим образом будет сказываться на уровнях динамической устойчивости энергосистемы при максимальном использовании потенциальных возможностей ее силовой части, то есть, при авариях, приводящих к срабатыванию релейной форсировки, а именно, различного вида коротких замыканиях (к. з.). Согласно [6] для сетей напряжением 500 кВ и выше все нормативные аварии вызваны несимметричными режимами (однофазными или двухфазными на землю к. з.), корректное моделирование которых в условиях однолинейного представления элементов в цифровой модели энергосистемы возможно только при соответствующем расчете параметров комплексной схемы замещения несимметричного режима. В практике эксплуатации неполнофазные режимы наиболее часто моделируются приближенно путем подбора индуктивных шунтов, обеспечивающих снижение напряжения в точке короткого замыкания на треть (при однофазном к. з.) или две трети (при двухфазном к. з. на землю), что может привести к существенным погрешностям. Не решает проблемы и расчет шунтов, выполненный с применением других цифровых моделей энергосистемы, так как и в этом случае автоматический перенос результатов расчета может также привести к большим погрешностям.

В разработана программа расчёта параметров комплексных схем замещения несимметричных аварийных режимов, которая реализует алгоритм, основанный на инженерной методике расчета шунтов к. з. В качестве исходной информации программа использует файлы в формате ввода данных информационной базы комплекса электрических задач ЦДУ ЕЭС «Экспресс» на ПЭВМ, что позволяет пользоваться данными о сети и режимах энергосистемы, полученными по любой из существующих программ расчета электромеханических переходных процессов [7]. Применение этой программы обеспечивает существенное снижение погрешностей расчета.

Применяемая в методика определения минимально допустимых потолков возбуждения по напряжению включает в себя несколько этапов:

·  разработка и создание корректной цифровой модели энергосистемы и расчет представительных электрических режимов;

·  исследование статической устойчивости энергосистемы и определение нормативных запасов устойчивости ее нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов по контролируемым сечениям;

·  исследование динамической устойчивости и выбор наиболее тяжелого аварийного возмущения из числа расчетных аварий;

·  выбор минимальной кратности форсировки по напряжению для различных типов систем возбуждения по условиям обеспечения динамической устойчивости и нормативного запаса устойчивости послеаварийного режима;

·  проверка и корректировка выбранной кратности форсировки по напряжению по условиям обеспечения динамической устойчивости с учетом действия локальных и централизованных комплексов противоаварийной автоматики.

Эта методика была использована, в частности, при определении минимально допустимых потолочных значений напряжения возбуждения генераторов Усть-Илимской ГЭС. Разработка эталонной цифровой модели энергосистемы Сибири выполнялась в тесном сотрудничестве с эксплуатационным персоналом диспетчерского управления. За ее основу была принята модель полной расчетной схемы ОЭС Сибири, содержащая 596 узлов, 949 ветвей и 104 эквивалентных генератора в формате комплекса «Мустанг» (фрагмент схемы приведен на рис. 1). В качестве представительных электрических режимов энергосистемы были приняты летний и зимний

эталонные режимы, заданные службой электрических режимов ОДУ Сибири. Для создания эталонной цифровой модели был использован комплекс EUROSTAG, в который с помощью специально разработанной программы-конвертора были перенесены данные о параметрах представительных электрических режимов и генераторах. С помощью редактора макроблоков в формате EUROSTAG были созданы и отлажены адекватные цифровые модели систем независимого возбуждения и самовозбуждения, регуляторов возбуждения АРВ-СД-02-2У4 генераторов Усть-Илимской ГЭС, а также модели цифровых регуляторов возбуждения АРВ-М и АРВ «УНИРЕГ».

Исследования статической устойчивости энергосистемы выполнялись как при полном составе сети, так и для различных ремонтных и послеаварийных схем. Это позволило определить допустимые перетоки по трем контролируемым сечениям Иркутской энергосистемы (рис. 1: Братск – Иркутск (2), Братск – Красноярск (3) и Усть-Илим – Братск (1)) с нормативными запасами нормальных и послеаварийных режимов.

Все расчетные аварийные возмущения узла Усть-Илимской ГЭС вызваны несимметричными короткими замыканиями. Поэтому перед исследованиями динамической устойчивости по описанной выше программе был выполнен расчет шунтов к. з. и определен круг аварий, при которых срабатывает релейная форсировка возбудителей генераторов Усть-Илимской ГЭС. Отметим попутно, что выполненные впоследствии экспериментальные исследования на физической модели ОЭС Сибири показали, что использование программы расчета шунтов несимметричных к. з. [7] обеспечило определение величины снижения напряжения в точке к. з. с погрешностью, не превышающей 5%. Применение же прогноза величины остаточного напряжения на уровне трети или двух третей от исходного привело бы для данной схемы к максимальной погрешности, составляющей 39%.

Анализ динамической устойчивости при расчетных авариях для узла Усть-Илимской ГЭС показал, что выбор требуемой кратности форсировки напряжения возбуждения следует осуществлять по двум наиболее тяжелым аварийным возмущениями – двухфазному на землю к. з. у шин 500 кВ Усть-Илимской ГЭС с отключением одной из отходящих линий 500 кВ (ВЛ-571 или ВЛ-572), а также наиболее тяжелой из этих аварий, но с отказом фазы выключателя на Усть-Илимской ГЭС и работой УРОВ. Именно эти расчетные аварии определяют требования к параметрам и типу систем возбуждения генераторов Усть-Илимской ГЭС. Для остальных расчетных аварийных возмущений достаточно выполнить проверку, а именно, провести расчеты динамической устойчивости при выбранных параметрах возбудительных систем.

На рисунках 2 и 3 приведены зависимости пределов динамической устойчивости в сечении 1 (Усть-Илим – Братск) от кратности форсировки напряжения возбуждения при отключении каждой из указанных линий в летнем и зимнем режимах для независимой системы возбуждения и системы самовозбуждения соответственно. На рисунках также приведены значения

Рис. 2. Зависимость предела динамической устойчивости по сечению Усть-Илим – Братск от кратности форсировки системы независимого возбуждения генераторов Усть-Илимской ГЭС при двухфазном на землю к. з. вблизи шин 500 кВ ГЭС с отключением аварийной линии.

Рис. 3. Зависимость предела динамической устойчивости по сечению Усть-Илим – Братск от кратности форсировки системы самовозбуждения генераторов Усть-Илимской ГЭС при двухфазном на землю к. з. вблизи шин 500 кВ ГЭС с отключением аварийной линии.

допустимой загрузки сечения 1 при выведенной противоаварийной автоматике и перетока по этому сечению с нормативным 8% запасом.

Из рассмотрения рисунков следует, что

·  наиболее тяжелым расчетным аварийным возмущением для узла Усть-Илимской ГЭС является аварийное отключение ВЛ-571 Усть-Илим – Братск (пределы динамической устойчивости при аварии на ВЛ-572 в среднем на 50 МВт выше, чем при аварии на ВЛ-571);

·  летние режимы характеризуются более низкими запасами динамической устойчивости, что объясняется меньшим числом работающих как на станции, так и в системе генераторов: пределы динамической устойчивости в зимних режимах примерно на 100 МВт выше, чем в летних;

·  снижение потолка независимой системы возбуждения генераторов Усть-Илимской ГЭС с 4 до 2 или переход на систему самовозбуждения с потолком 2.5 приводит к снижению предела динамической устойчивости примерно на 400 МВт;

·  динамическая устойчивость параллельной работы станции с энергосистемой при рассмотренных расчетных авариях и доаварийном перетоке по сечению Усть-Илим – Братск, равном допустимому перетоку при выведенной автоматике (1800 МВт), обеспечивается при установке на генераторах Усть-Илимской ГЭС независимой системы возбуждения с потолком возбуждения, равным 2 о. е. или системы самовозбуждения с потолком возбуждения, равным 2.5 о. е.

Двухфазное к. з. на ВЛ-571 вблизи шин 500 кВ Усть-Илимской ГЭС с отключением поврежденной линии после отказа выключателя от УРОВ (рис. 4) приводит к дополнительному снижению пределов при независимой системе возбуждения примерно на 200 МВт, а при системе самовозбуждения – на 350 МВт. Большее снижение пределов при работе системы самовозбуждения связано с затягиванием короткого замыкания, снижением статорного напряжения и, соответственно потолка возбуждения. Однако для условий работы Усть-Илимской ГЭС в системе даже при этой аварии устойчивый переход к послеаварийному режиму при допустимом перетоке по сечению, равном 1800 МВт, обеспечивается при минимальных требованиях к обоим типам систем возбуждения.

Полученный результат потребовал дополнительной проверки при максимальных допустимых перетоках по сечению Усть-Илим – Братск, которые обеспечиваются за счет комплекса централизованной противоаварийной автоматики (ЦПА) Братской ГЭС. Необходимость такой

Рис. 4. Зависимость предела динамической устойчивости по сечению Усть-Илим – Братск от кратности форсировки для разных типов систем возбуждения генераторов Усть-Илимской ГЭС при двухфазном на землю к. з. на ВЛ-571 вблизи шин 500 кВ ГЭС с отказом фазы выключателя и действием УРОВ.

проверки вызвана двумя обстоятельствами – увеличением доаварийной загрузки сечения (с 1800 до 3000 МВт) и существенным запаздыванием на ввод управляющих воздействий противоаварийной автоматики. Все это приводит к тому, что динамический переход при введенной противоаварийной автоматике оказывается более тяжелым, нежели в случае выведенной автоматики. Подобная проверка выполнена также для всех расчетных аварийных возмущений узла Усть-Илимской ГЭС при срабатывании соответствующих пусковых органов комплекса ЦПА. Расчеты показали, что по условиям сохранения устойчивости параллельной работы при наиболее тяжелой расчетной аварии для независимой системы возбуждения минимальная кратность форсировки должна быть увеличена до 2.2. о. е., а для системы самовозбуждения – до 2.6 о. е.

Таким образом, анализ режимов и устойчивости параллельной работы Усть-Илимской ГЭС в ОЭС Сибири при всех расчетных аварийных возмущениях при принятых максимально допустимых перетоках по контролируемым сечениям как при выведенной противоаварийной автоматике, так и с учетом действия системы ЦПА Братской ГЭС показал, что при модернизации систем возбуждения генераторов Усть-Илимской ГЭС может быть применена тиристорная система независимого возбуждения с кратностью форсировки возбуждения по напряжению не менее 2.2. о. е. или статическая тиристорная система самовозбуждения с кратностью форсировки возбуждения по напряжению не ниже 2.6 о. е.

Полученные выводы были согласованы с Департаментом научно-технической политики и развития РАО «ЕЭС России» и ОДУ Сибири и послужили основой для выбора типа и параметров систем возбуждения гидрогенераторов Усть-Илимской ГЭС при их реконструкции.

Испытания регуляторов возбуждения АРВ-М для генераторов Усть-Илимской ГЭС на электродинамической модели энергосистемы в схеме ОЭС Сибири подтвердили необходимость и достаточность принятых параметров систем возбуждения [8].

Заключение.

В выполняются работы, связанные с определением необходимой и достаточной кратности форсирования систем возбуждения синхронных генераторов, исходя из условий обеспечения устойчивости параллельной работы станции в конкретном сложном энергообъединении. Используемая в этих работах методика состоит в выполнении расчетов устойчивости энергосистемы в подробной и корректной цифровой модели при адекватном моделировании систем возбуждения и АРВ, расчетных аварийных возмущений и управляющих воздействий комплексов централизованной и локальной противоаварийной автоматики. Уточнение системных требований к типу и параметрам силовой части в большинстве случаев позволяет снизить затраты на модернизацию систем возбуждения мощных синхронных генераторов.

Литература.

[1].  , , Есипович математических моделей современных АРВ для повышения достоверности анализа устойчивости сложных энергосистем. В сб. докладов 2 научно-технической конференции молодых специалистов электроэнергетики – 2003, М., «НЦ ЭНАС», 2003.

[2].  B. Meyer (EDF), M. Stubbe (TRACTEBEL). EUROSTAG - A Single Tool for Power System Simulation. Transmission & Distribution International, March 1992.

[3].  M. Stubbe, A. Bihain, J. Deuse, J. C. Baader (TRACTEBEL). STAG - A New Unified Software Program for the Study of the Dynamic Behaviour of Electrical Power Systems. IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 4, №1, pp. 129-138, February 1989.

[4].  Johansson, S. G., Sjögren, F. G.A., Daalder, J. E., Karlsson, D., "Voltage stability studies with PSS/E". 3rd Symp. Bulk Power Voltage Phenomena, Voltage Stability, Security and Control, Davos, Switzerland, 1994. p. 651-661.

[5].  Kjetil Uhlen, Ian Norheim, Stefan Elenius, Erkki Lakervi, Jussi Jyrinsalo, Jarmo Elovaara. Applicationof Linear Analysis for Stability Improvements in the Nordic Power Transmission System. IEEE PES 2003 General Meeting Toronto, July 13-17

[6].  «Руководящие указания по устойчивости энергосистем», М., РАО «ЕЭС России», 1994. РД 34.20.576-94.

[7].  , Зуев расчета параметров схем замещения несимметричных коротких замыканий в сложных электроэнергетических системах. Известия НИИ постоянного тока, №59, СПб, 2002.

[8].  , , и др. Методика испытаний и настройки автоматических регуляторов возбуждения синхронных генераторов на электродинамической модели (см. настоящий сборник).