Мета роботи. для самостійної підготовки та інструкція до лабораторної роботи з дисципліни

МЕТОДИЧНI ВКАЗIВКИ

для самостійної підготовки та інструкція до лабораторної роботи з дисципліни

" Електромеханічні перехідні процеси"

Мета роботи

Вивчення основних теоретичних положень та отримання практичних навиків дослідження процесів автоматичного повторного ввімкнення ліній електропередач з самосинхронізацією синхронних генераторів.

1. Основні відомості

Під час автоматичного повторного ввімкнення (АПВ) гeнepaтopи намагаються відмикати від мережі на час, при якому зміни кута й швидкості обертання роторів не призводять до їх випадання із синхронізму після зворотного ввімкнення генepaтopів у мережу. Наближений аналіз процесу для цих умов можна здійснювати за правилом площ. Проте в експлуатації успішно застосовуються й інші види АПВ. Якщо генератори відмикають на триваліший, ніж у попередньому випадку час, коли генератор тимчасово втрачає синхронізм, то залежно від умов застосовують АПВ із самосинхронізацією (АПВС), АПВ без контролю синхронізму (АПВбС), чи несинхронне АПВ.

На рис. 1 наведено спрощену схему електропередачі, коли потужність узагальненого генератора G, який працює в блоці з трансформатором T і одноколовою лінією електропередачі W, передається до шин приймальної системи S.

Рис. 1. Принципова схема електропередачі

Для повторного ввімкнення попередньо вимкненої лінії чи частини системи переважно застосовують АПВС. Здійснюється воно наступним чином. Після вимкнення лінії електропередачі на гeнepaторах вимкненої частини системи швидко зменшують (“гасять”) магнітне поле роторів; на цей час гeнepaтopи можуть відмикати від шин електростанції або ж залишати приєднаними до них. Через визначений умовами роботи системи час лінія автоматично вмикається. Якщо за цей час ушкодження самоліквідувалося, то починається процес відновлення нормальної роботи: на шинах електростанції з’являється напруга, вмикаються вимикачі генераторів (якщо вони відмикалися) і після автоматичного відновлення збудження гeнepaтopи входять у синхронізм, тобто після АПВ здійснюється самосинхронізація. У тих випадках, коли електростанція, що відділяється від системи, має місцеве навантаження, перерва живлення якого є недопустимою, частину гeнepaтopів електростанції необхідно виділити для живлення цього навантаження, а для іншої частини гeнeраторів здійснити відновлення зв’язку з енергосистемою.

Розглянемо один з можливих варіантів проведення АПВС, що передбачає наступний порядок комутацій електрообладнання у схемі рис.1:

1. На повітряній лінії W виникає коротке замикання (к.з.), яке вимикається вимикачами Q2, Q3 після спрацювання релейного захисту з певною витримкою часу t _рз.

2. На час безструмової паузи лінії W власні потреби блоку турбіна-генератор переводять на резервне живлення. Після цього вимикається вимикач Q1 блоку і вмикається вимикач Q4 гасильного опору R _г (показано умовно), в результаті чого R _г шунтує обмотку збудження генератора LG.

3. Після увімкнення Q4 вимикають керуючі імпульси тиристорного збудника VS і струм i_f обмотки збудження починає зменшуватися – поле збудження генератора згасає.

4. З витримкою часу АПВ від моменту вимкнення t _АПВ вмикаються вимикачі Q2, Q3 і на лінії W знову відновлюється напруга. Якщо АПВ успішне (за час безструмової паузи к.з. самоліквідувалося), то лінія W залишається під напругою і на шинах станції встановлюється напруга U, близька за рівнем до напруги системи U_S.

5. Незбуджений генератор G вмикають в мережу блочним вимикачем Q1 за умови наявності на шинах станції робочої напруги U і зниження залишкової напруги на виводах генератора до значення, меншого від допустимого (U _G < U _Gдоп), якщо ковзання ротора генератора знаходиться в межах (2…3)%.

6. Після ввімкнення вимикача Q1 подають керуючі імпульси на тиристорний збудник VS, який подає напругу U_f на обмотку збудження генератора LG.

7. Після появи напруги U_f на обмотці збудження генератора вимикають вимикач Q4 і опір R _г від’єднується від LG, а напруга U_f зростає і відповідно зростає струм збудження i_f, спричинюючи збільшення синхронного момента генератора, який втягує ротор генератора в синхронізм – відбувається успішна ресинхронізація. Далі, внаслідок відповідних дій пристроїв автоматики чи оперативного персоналу на систему керування потужністю турбіни починає зростати активна потужність генератора.

Порядок проведення АПВС розробляють залежно від умов роботи енергосистеми, наявності чи відсутності місцевого навантаження, його характеру, схеми електростанції тощо. АПВС може супроводжуватися також більш складними операціями, що включають автоматичне перемикання навантаження.

АПВС генераторів електростанції, як правило, здійснюють через час, протягом якого кутова швидкість роторів гeнepaтopів, пройшовши після скидання навантаження через максимальне значення, знизиться під дією регулятора швидкості до значення, близького до початкового. Для гідроелектростанцій цей час звичайно становить 15…30 с. Відновлення нормального режиму можна прискорити повторним увімкненням, проведеним при зниженій до 20…25 % від номінальної напрузі на виводах гeнepaтopів. У цьому випадку гeнepaтopи вмикаються в мережу при досить великому ковзанні, що ще не досягнуло свого максимального значення. Генератори, ротори котрих обертаються з вищою від синхронної швидкістю, віддають в мережу асинхронну потужність і тому будуть гальмуватися швидше, особливо якщо вони мають демпферні обмотки. Час відновлення нормального режиму, таким чином, різко скорочується.

Принципова картина можливого протікання процесу під час АПВС показана на рис. 2. Після кopoткoгo замикання лінія електропередачі відмикається під дією релейного захисту: електромагнітна потужність генератора різко зменшується й відбувається прискорення ротора генератора під дією незбалансованої потужності турбіни, яка з часом поступово зменшується регулятором швидкості обертання. За цей час “гаситься” магнітне поле ротора і напруга на виводах гeнepaтopа суттєво зменшується. Через час безструмової паузи АПВ гeнepaтop повторно вмикають в мережу. Зміни синхронної потужності генератора у процесі перелічених комутацій у схемі можна характеризувати точками 1, 2, 3, 4, 5. З ростом швидкості обертання ротора збільшується асинхронна потужність генератора, яка в подальшому обмежується зменшенням потужності турбіни під дією регулятора швидкості. Після подачі напруги збудження (точка А на рис. 2) зростає струм збудження і гeнepaтop “втягується” у синхронізм. Потрібно зазначити, що наведений тут опис протікання перехідного процесу не відображає “швидких” електромагнітних процесів, які виникають в результаті перелічених комутацій у схемі електропередачі, та змін ковзання ротора генератора, викликаних динамічними характеристиками турбін і особливостями конструкції генераторів.

Рис. 2. Принципова картина протікання процесу АПВС електропередачі

Збудження гідрогенераторів відновлюють при невеликому ковзанні (l…2%), коли швидкість обертання роторів наближається до синхронної. Вмикати струм збудження раніше, наприклад одночасно із увімкненням гeнepaтopа в мережу, не рекомендується, бо струм збудження встигне збільшитися навіть до усталеного значення швидше, ніж ковзання зменшиться до значень, за яких буде відбуватися входження гeнepaтopa у синхронізм. Тут потрібно зазначити, що асинхронний режим гeнepaтopa з увімкненим збудженням без потреби небажано допускати через певні негативні впливи на систему та генератори. АПВС здіснюють з умови допустимої тривалості перерви зв’язку гідроелектростанції з енергосистемою; при цьому враховують місцеві умови, схему автоматизації, конструкцію генераторів та наявність демпферних контурів тощо.

Для турбогенераторів застосовують АПВ без контролю ковзання, яке звичайно рекомендується проводити відразу після того, як у процесі “гасіння” поля напруга на виводах гeнepaтopa зменшиться до значення, за якого струми в момент увімкнення не будуть небезпечними. Звичайно зміни швидкості роторів турбогенераторів є невеликими, а асинхронний момент значним. Тому після повторного увімкнення турбогенераторів переважно не потрібно вводити затримку ввімкнення збудження, хоча іноді застосовують невелику витримку часу тривалістю 1…1, 5 с.

Очевидним є те, що дослідження процесів в електропередачах під час АПВС з врахуванням особливостей їх елементів, характеристик систем автоматичного регулювання та захисту можливо виконувати лише з застосуванням відповідних програмних комплексів, які містять відповідний математичний опис цих елементів і систем та засоби аналізу координат режиму. В даній лабораторній роботі для дослідження вказаних процесів використовується програма ДАКАР.

2. Дослідження процесу АПВС

2.1. Характеристика електроенергетичної системи

На рис. 3 наведено схему досліджуваної в лабораторній роботіелектроенергетичної системи.

На збірних шинах 1 потужної енергосистеми S (балансуючий вузол) підтримується незмінною за модулем напруга U _s = 320 кВ. Чотири повітряні лінії електропередачі (ЛЕП) W1 ¸ W4 зв’язують між собою шини 1 системи S з шинами 2, 3 теплових електростанцій G1, G2 та шинами 4 вузла навантаження.

 

Рис.3. Схема електроенергетичної системи

 

 

2.2. Характеристика елементів енергосистеми

У табл. 1 і 2 наведено характеристики повітряних ліній електропередачі, генераторів і трансформаторів досліджуваної електроенергетичної системи. У табл. 3 подано варіанти навантажень у вузлі 4 схеми електроенергетичної системи. За завданням викладача студент вибирає відповідний варіант за табл. 1, 2 і 3.

Таблиця 1

Характеристика повітряних ліній електропересилання

Варіант	W1	W2	W3	W4
L, км	q, мм2	L, км	q, мм2	L, км	q, мм2	L, км	q, мм2
		2´ 300		2´ 300		2´ 300		2´ 200
		2´ 300		2´ 300		2´ 300		2´ 200
						2´ 300		2´ 300
		2´ 300		2´ 300
								2´ 200

Таблиця 2

Типи генераторів і трансформаторів

Позначення	Тип	Кількість
G1	ТВВ-320-2
G2	ТГВ-200
T1	ТДЦ-400000/330
T2	ТДЦ-250000/330

 

Таблиця 3

123Следующая ⇒