Abstract.
It is worked out the effective for damping the current and voltage fluctuations in the electrical system under asynchronous condition caused by loss of exitation of a turbogenerator. The balancing of the unit operating variables is carried out by changing the turbine torque. The actuating signal of the automatic device destined for considerable reducing the fluctuations is continuously applied to the input of the electrohydraulic transformer of the speed governor of the turbine.
Исключить появление асинхронных режимов из-за потери возбуждения генератора в электрических системах практически невозможно. В соответствии с Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей при эксплуатации электрических систем допускается использование асинхронного режима, вызванного потерей возбуждения генератора при выполнении определенных условий. Особенно важно использование асинхронных режимов в условиях дефицита генерирующих мощностей, приводящего к снижению частоты переменного тока в электрической системе, так как в этом случае генератор продолжает генерировать активную мощность величиной не менее 40 % Рном генератора.
Как известно, из-за электромагнитной несимметрии ротора в асинхронном режиме наблюдается колебание режимных параметров во времени относительно средних значений. При этом, пульсации тока, допустимые для генератора, создают пульсирующее падение напряжения на элементах сети и, следовательно, напряжение в отдельных узлах системы также будет пульсировать. Это отрицательно сказывается на работе нагрузок и может вызвать электромеханический резонанс малых колебаний роторов других машин.
В [1-2] предложены решения проблемы симметрирования параметров режима синхронной машины, которые по объективным причинам не нашли практического применения. Таким образом, проблема симметрирования параметров режима в условиях потери возбуждения не решена до настоящего времени и является актуальной. Возникает задача исключения пульсации тока статора в асинхронном режиме при потере возбуждения.
Таким образом:
использование асинхронного режима позволит повысить надежность электроснабжения и качество электроэнергии;
симметрирование асинхронного режима путем изменения момента турбины с помощью управляющих воздействий через систему автоматического регулирования скорости турбины позволит также уменьшить колебания режимных параметров, опасных с точки зрения нарушения устойчивости по предельно загруженным связям, ввиду колебаний мощности повысить надежность работы электрической системы.
Уравнение движения ротора генератора в асинхронном режиме может быть описано следующим уравнением:
Допустим, что заданным значением тока для поддержания постоянным при симметрировании асинхронного режима является постоянная составляющая. Тогда из условия исключения колебательной составляющей следует следующее выражение для определения управляющего воздействия Uр:
где К – коэффициент регулирования.
Управление моментом турбины в соответствии с полученным уравнением позволяет в пределах погрешностей, обусловленных средствами измерения режимных параметров и методикой учета динамических характеристик турбины уменьшить колебания тока генератора и напряжений на шинах генератора и в узле примыкания блока электрической станции к электрической системе.
На рис. 1 приведена структурная схема симметрирования асинхронного режима невозбужденного генератора.
Устройство симметрирования асинхронного режима включает в себя следующие блоки:
БИС – блок измерения скольжения ротора;
БДС – блок дифференцирования для получения ускорения;
БИТ – блок измерения тока;
БИН – блок измерения напряжения;
БЗУ - блок запоминания значения тока статора (Iзадан), которое в дальнейшем поддерживается постоянным;
УУ – устройство управления.
Алгоритм работы устройства симметрирования приведен на рис. 2.
Управление генератором в асинхронном режиме осуществляется следующим образом. После потери генератором возбуждения и выявления этого с помощью датчика потери возбуждения (ДПВ, рис. 2), выполнения персоналом требования, рекомендованных директивными материалами по использованию асинхронного режима, подают сигнал «Запуск» на вход блока управления. Блок запоминания переходит в режим слежения, определяет экстремальные значения тока в обмотке статора за период колебания и вычисляет среднее значение, которое запоминает как заданное для поддержания этого значения постоянным путем воздействия на систему АРС турбоагрегата. На основании измерений скольжения ротора, тока, напряжения и вычисленного значения ускорения формируется управляющий сигнал, который подается на АРС турбоагрегата.
Рисунок 2 – Алгоритм автоматического управления моментом турбины
Реализация способа симметрирования асинхронного режима зависит также от возможности автоматизированной системы регулирования скорости турбины (АРС) обеспечить регулирование турбиной по полученному выражению для управления. Как известно, испытания АРС после монтажа турбоагрегатов предусматривают проверку преобразования гармонического сигнала частоты f 0,5-0,02 Гц на входе электрогидравлического преобразователя в соответствующее перемещение подвижного элемента преобразователя. Изменение мощности турбины при этом осуществляется за счет открытия клапанов цилиндра высокого давления при мощности более 30 % номинальной или совместного действия цилиндров высокого и среднего значения при меньших значениях мощности.
Собственная постоянная времени электрогидравлического преобразователя равна 0,002 с, постоянные времени на закрытие (Тз) регулирующих клапанов составляет 0,08 с, а на открытие (То) – 0,4 с. Технические характеристики существующих АРС обеспечивают адекватные изменения мощности турбины если выполняется условие Т> Тмин, где Т – период колебаний. Значение Тмин равно:
Полученная величина Тмин меньше периода колебаний режимных параметров генераторов в асинхронном режиме при мощности (40 % Рном), которая допускается Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей.
Эффективность симметрирования асинхронного режима генератора проверялась с помощью математического моделирования. Асинхронный режим генератора при Рт=0,4Рном моделировался путем решения системы уравнений
Моделирование выполнялось для энергоблока с турбогенератором типа ТГВ-300 (Рном=300 МВт, Iном=3060 А, Uном=20 кВ) и трансформатором типа ТДЦ-400000/242/20 (Uк=11 %), подключенного к шинам неизменного напряжение через сопротивление системы Хс=0,03 о.е.
В результате моделирования получено, изменение реактивной мощности находится в пределах 0,63-0,78 о.е, скольжения 0,0014-0,0037 о.е., момента турбины 0,22-0,54 о.е. Значение модуля тока поддерживается в пределах 0,698±0,016 о.е.
Так как расчетный период изменения момента турбины, необходимый для обеспечения постоянства заданного тока статора энергоблока 300 МВт составляет 7 секунд при колебаниях мощности в пределах 0,32 о.е, то реализация предложенного способа вполне допустима.
Литература
1. Гамм Б.З., Ефименко Н.Н. Способ симметрирования синхронного генератора в асинхронном режиме. – А.С. СССР N 736337, опубл. В БИ, 1980, 19.
2. Гамм Б.З., Ефименко Н.Н., Письман Н.М. Способ симметрирования синхронного генератора в асинхронном режиме. – А.С. СССР N 928527, опубл. В БИ, 1982, 18.
3.Rogozin G., Zabolotnij I. A Method for automatical balancing the asynchronous condition of an unexited turbogenerator in the electrical system.