Исследование динамической устойчивости систем электроснабжения промышленных предприятий с собственными электростанциями при отделении от энергосистемы в результате короткого замыкания

как малая электрическая удаленность генераторов друг относительно друга, соразмерность мощностей генераторов и нагрузок.

1. Основные теоретические положения

Для анализа динамической устойчивости в этом случае может быть использована комбинация метода последовательного эквивалентирования для расчета установившегося режима в фиксированный момент времени [1] и известного метода последовательных интервалов [2], используемого при расчете параметров режима вдоль оси времени для численного интегрирования дифференциальных уравнений движения, что позволяет учесть действие регулирующих устройств и регулирующего эффекта нагрузки при расчете переходных электромагнитных и электромеханических процессов [3-4].

Основными достоинствами сочетания указанных методов являются сведение расчета на каждом шаге к взаимодействию одномашинной системы (генератор, синхронный двигатель и т.д.) с эквивалентными характеристиками остальной части системы, полученными при расчете установившегося режима, а также исключение систематической погрешности, характерной для метода последовательных интервалов, так как эквивалентирование и развертывание схемы выполняется на каждом интервале времени [1]. На текущем шаге производятся изменения параметров машины, а именно угла ротора, положения регулятора мощности турбины, параметров регулятора возбуждения; у электрических нагрузок изменяются их величины в соответствии со статическими или динамическими характеристиками. Измененные параметры режима машины на рассматриваемом интервале времени являются исходными данными для проведения расчета установившегося режима в конце интервала.

При работе системы электроснабжения раздельно с питающей энергосистемой её режим претерпевает существенные изменения. Небаланс ре-

Исследование динамической устойчивости систем электроснабжения промышленных...

активной мощности приводит к значительному изменению напряжения в выделившейся сети, величина которого зависит от действия регуляторов возбуждения синхронных генераторов и регулирующего эффекта нагрузки по напряжению. Вследствие возникающего небаланса вырабатываемой и потребляемой активной мощности (1), который в нормальном режиме ложится на узлы примыкания к энергосистеме, изменяется частота. Расчёт переходных режимов осложняется необходимостью учёта динамических характеристик систем регулирования скорости турбин и большой длительностью переходного процесса.

Уравнение баланса мощностей выглядит следующим образом:

Af* ⁼ Рт^ ~ ^- ^эм^) ⁺ Лшр(п) ~ ^ас_у^-“(О)                       ^L

—^per(n) ~ ^зн — ^т.ст — ^т.рот ’                  (О

где п - номер интервала, Р_Т^ - мощность на валу турбины, <»(_П_1) /«>(0) - отношение текущего значе

ния скорости к начальному, Р_эм(и) -электромагнитная мощность синхронной машины, ^пар(п) ~ мощность, учитывающая влияние парового

объема турбины, Рр,.^ - мощность, учитывающая

действие регулятора скорости паровой турбины, Р_зн - знакопеременная тормозная мощность синхронной машины, Р_{т ст} - тормозная мощность, обусловленная потерями в статоре, Р_трот - тормозная мощ

ность, обусловленная потерями в роторе,

р - ^OCZ

мощность, которая характеризует взаимные асин

хронные мощности синхронных генераторов друг относительно друга в выделившимся участке сети.

^Рае^ ~ ^ас(12) + ^ас(13) + ••• + ^ac(lm) ’

где m - число генераторов в выделившейся сети.

Лс.12 - ~

^2 рг )

/             II snTd J^f,?

^'d

snTd

Xd J

—— + xd)

(2),

где U - напряжение на выводах машины, ■^12 ⁼ (®2 ^— ®i)/®2 ~ взаимное скольжение;

о,, о2- скорости текущего генератора и генератора, относительно которого определяется асинхронная мощность соответственно.

Новое установившееся значение частоты по окончании переходного процесса будет определяться работой первичных регуляторов скорости турбин и видом динамических характеристик комплексной нагрузки [5].

Такой алгоритм позволит определять параметры переходных режимов при коротких замыканиях с последующим выходом на раздельную работу, а также при коротких замыканиях, имеющих место в автономной сети.

• 2.    Характеристика объекта исследования

  Решение такой задачи актуально в условиях Магнитогорского промышленного узла, энергетика которого в последние годы получила существенное развитие. Введены дополнительные мощности на крупных электростанциях ТЭЦ, ЦЭС, ПВЭС, суммарная мощность которых достигла 630 МВт, построены новые электростанции в районах крупных технологических цехов. Получили дальнейшее развитие распределительные сети ПО кВ, введены в действие крупные потребители электроэнергии в сталеплавильном и прокатном производстве, сооружается новый крупный потребитель - листопрокатный стан «5000» горячей прокатки. Все эти мероприятия приводят к усложнению распределительных сетей, росту потоков мощности, увеличению токов короткого замыкания и вероятности возникновения аварийных ситуаций.

• 3.    Результаты расчета

Для обеспечения надёжной и эффективной работы узлов с собственными электростанциями за счет повышения устойчивости на основе предложенного алгоритма разработано специализированное программное обеспечение, ориентированное на анализ динамической устойчивости генераторов и двигателей собственных нужд электростанций при коротких замыканиях с учетом изменения конфигурации схемы вплоть до ее полного отделения от энергосистемы. Программа позволяет учитывать динамические характеристики комплексной нагрузки в зависимости от состава потребителей, динамические характеристики отдельных крупных электроприемников, самозапуск высоковольтных синхронных и асинхронных двигателей [4].

Рассмотрим режим короткого замыкания с последующим выходом на раздельную работу узла ТЭЦ. На рис. 1 приведены кривые изменения взаимных углов роторов генераторов, из которых видно, что наименее устойчивыми генераторами являются ТГ-5,6, работающие по блочной схеме, в связи со своей электрической приближенностью к точке короткого замыкания. На рис. 2, 3 в качестве примера приведены кривые изменения асинхронной мощности и скорости ТГ-5, из которых видно, что генераторы стремятся к новому установившемуся режиму.

При анализе различных режимов выхода на раздельную работу собственных электростанций было определено, что предельное время отключения короткого замыкания на шинах 110 кВ ТЭЦ составляет 0,4-0,6 с. Так как узел является избыточным по активной и реактивной мощности, в нем наблюдается повышение частоты до 50,023 Гц и напряжения до 123,3 кВ. Для узла ЦЭС-ПВЭС предельное время -

Серия «Компьютерные технологии, управление, радиоэлектроника», выпуск 8

Рис. 3. Изменение скорости ТГ-5

0,1-0,4 с, значения частоты и напряжения достигают 50Гци115кВ соответственно.

Заключение

В ходе разработки программы было установлено, что учет асинхронной мощности при расчете режимов систем электроснабжения промышленных предприятий (2) при раздельной с энергосистемой работе является определяющим, так как возникающий асинхронный момент позволяет генераторам достигнуть нового установившегося режима с новым значением частоты.

В созданном программном обеспечении есть возможность исследования следующих разновидностей режимов после короткого замыкания: ликвидация короткого замыкания за счет отключения элемента сети с сохранением параллельной работы, ликвидация короткого замыкания с отделением от энергосистемы и последующим восстановлением в результате действия релейной защиты и про-тивоаварийной автоматики, исследование режима короткого замыкания в выделенной сети.