Способ противоаварийного управления мощностью турбин

Способ противоаварийного управления мощностью турбин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

ОП ИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕН ИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Союз Советсник

Социапистичесиик

Республик

Н 02 J 3/24 с присоединением заявки РЙ—

Государственный комитет (23) Приоритет но делам изобретений н открытий

Опубликовано 30.09.81 Бюллетень № 36

Дата опубликования описания 30.09.81 (53 ) УД 1(621.313. .32 — 81:621.316. .728 (088.8) В. А. Коротков, К. К; Тохтыбакиев, В. и Г. М. Рудницкий (72) Авторы изобретения юзногЬ .. :Казахское отделение ордена Октябрьской государственного проектно-изыскательског института энергетических систем и электр

L, едов ательс ого

Энергосеть роект" (71) Заявитель (54) СПОСОБ ПРОТИВОАВАРИЙНОГО УПРАВЛЕНИЯ

МОЩНОСТЬЮ ТУРБИН

Изобретение относится к электроэнергии, а именно к противоаварийному управлению мощностью турбин (ПАУМТ) с целью повышения динамической устойчивости энергосистем.

Известен ряд способов ПАУМТ, при этом они могут быть представлены двумя основными группами.

К первой группе относятся способы, реализующие программный принцип управления, который сводится к подаче на вход системы регулирования турбины (СРТ) одиночного управляющего импульса, вид, амплитуда и длительность которого рассчитываются заранее для кон. кретной аварии, схемы и режима энергосистеMbl.

Программное управление основывается на ,предварительных расчетах и не учитывает откло нений фактического переходного процесса от расчетного (1) и (2).

Во второй группе способа ПВУМТ используется принцип обратной связи, т.е. управляющий сигнал на входе СРТ формируется по параметрам переходного процесса в энергосистеме.

Прй этом, как правило, не используется информация о виде и интенсивности возмущения, а управляющий сигнал является функцией лишь нескольких контролируемых режимных параметров (3) и (4).

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ программного противоаварийного управления мощностью турбин. Программа управления формируется в нем на основе информации о схеме, режимных параметрах энергосистемы и интенсивности возмущения (1).

Недостатком этого способа является ограниченная эффективность противоаварийного управления энергосистемами при наличии неучтенных возмущающих факторов. К ним относятся: различные допущения, принимаемые при выборе расчетной модели энергосистемы; отклонения реальных параметров энергосистемы в конкретном аварийном режиме от их значений, принятых при выборе программы управления; погрешности и особенности отработки управляющих воздействий и ряд других факторов. Указанные факторы приводят к отклонению движения системы от программного, что связано

868918

П И «) ОО%, где Е к с опасностью появления нерасчетных набросов мощности на электропередачи и неселективного срабатывания устройств противоаварийной автоматики с опасностью каскадного развития аварий, Повышение эффективности программного управления не может быть во мыогих случаях достигнуто простым увеличением глубины раз- грузки турбин из-за особенностей, обусловленФ ных наличием местной нагрузки, взаимным движением генераторов и т.п. Кроме того, увеличенная по сравнению с минимально необходимой глубина разгрузки 1урбин является дополнительным возмущением в энергосистеме и снижает надежность работы энергоблоков, Повышение эффективности программного управления путем увеличения числа ступеней дозировки представляет сложную техническую задачу, предъявляющую повышенные требования

4 к точности дозировки управляющего воздействия, к точности контроля тяжести аварии и совпадения реального доаварййного режима с расчетным режимом; выбору программ управления, существенно отличающихся от типовых одиночных управляющих импульсов для сложных энергосистем. Однако даже такое усложнение программного управления не устраняет его основного недостатка, обусловленного отсутствием коррекции переходного процесса в энергосистеме.

Цель изобретения — повышение эффективности управления, Указанная цель достигается тем, что кроме программного управляющего сигнала на вход системы регулирования турбины подают сигнал, формируемый по характеру переходного про«есса, для этого измеряют скольжение и первук производную скольжения генераторов, определяют запас динамической устойчивости энергосистемы для текущего ее состояния как сумму кинетической и потенциальной энергии генераторов относительно неустойчивого положения равновесия, соответствующего текущему состоянию схемы и режимных параметров энергосистем, сравнивают его с заданной уставкой и, если запас устойчивости меньше уставки, подают на вход систем регулирования турбин сигнал, равный сумме программного сигнала и сигнала, пропорционального сумме отклонения запаса устойчивости от уставки и первой производной этого скольжения генератора.

Согласно предлагаемому способу дополнительный сигнал на входе систем регулирования турбин может быть представлен суммой двух сигналов. Первый сигнал представляет сумму отклонения запаса устойчивости от уставки и пер.

) вой производной по времени этого отклонения.

В качестве запаса устойчивости используется сумма кинетической энергии энергосистемы и

4 ее потенциальной энергии относительно неустойчивого положения равновесия — запас динамической устойчивости; — кинетическая энергия энергосистемы; ! о

П (е) — потенциальная энергия энергосистемы; к

П (с ) — потенциальная энергия энергосистемы в неустойчивом положении равновесия.

Численные значения кинетической и потенпи!

5 альной энергии системы для управления могут быть определены известными методами.

Второй сигнал представляет сумму скольжения и ускорения (первой производной ско1тьжения) генераторов. Физический смысл перво20 го сигнала состоит в поддержании запаса устойчивости динамического перехода, равного величине уставки. Второй сигнал обеспечивает демпфирование переходного процесса к установившемуся режиму.

Согласно предлагаемому способу первый сигнал управляет исполнительными органами турбины, если при отработке программы управления запас устойчивости динамического перехода отличается от заранее заданного значения или отличается от нуля скорость его изменения.

Если в течение переходного процесса запас устойчивости стал больше заданного, то на вход систем регулирования турбин дополнительно подается второй сигнал. Коэффициенты усиления

N второго сигнала выбираются таким образом, чтобы обеспечивалось демпфирование переходного процесса.

Демпфирование переходного процесса приведет к увеличению запаса динамической устой4О чивости и к увеличению отклонения запаса устойчивости от уставки, т.е. к увеличению первого сигнала, который в свою очередь, воздействуя на исполнительные органы турбины, будет способствовать уменьшению запаса устойчи4S вости до заданного значения.

Для предотвращения автоколебаний в энергосистеме при запасах устойчивости меньше заданных второй сигнал отключается, когда величина запаса устойчивости становится меньше устав ки.

Повышение эффективности противоаварийного управления по предлагаемому способу по сравнению с известным обусловлено его действием на поддер.канне вдоль переходного процесса заданного запаса динамической устойчивости, что позволяет сохранить устойчивость энергосистемы при неблагоприятном влиянии неучтенных возмущающих факторов.

868918

5

На фиг. 1 приведена блок-схема устройства, реализующего предлагаемый способ; на фиг. 2— неуправляемый переходной процесс; на фиг. 3 и 4 — процессы при различных способах противоаварийного управления мощностью турбин.

Блок-схема устройства, реализующего предлагаемый способ, содержит пусковой орган 1 противоаварийной автоматики, блок 2 телеинформации о состоянии выключателей подстанций, датчики 3 напряжений подстанций, датчики 4 активной и реактивной мощности нагрузки, блок 5 телеинформации о состоянии выклю. чателей электростанций, датчики 6 активной и реактивной мощности генераторов, логико-арифметическое устройство 7 выбора программ управления, электрогидравлический преобразоваl тель 8 системы регулирования турбин, устройство 9 вычисления модулей векторов ЭДС генераторов, датчики 10 углов векторов ЭДС генераторов, устройство 11 вычисления мощностей турбин, дифференциаторы 12 и 13, логикоарифметическое устройство 14 определения кинетической энергии энергосистемы, логико-арифметическое устройство 15 определения потенциальной энергии энергосистемы, арифметическое устройство 16 определения отклонения запаса устойчивости от уставки, дифференциатор 17, сумматоры 18 и 19, логическое устройство 20 и логико-арифметическое устройство 21.

Устройство работает следующим образом.

При аварийном изменении схемы или режимных параметров энергосистемы срабатывает пусковой орган 1 противоаварийной автоматики.

Сигнал с выхода органа 1 подают на вход логико-арифметического устройства 7 выбора программ управления и логико-арифметического устройства 21. В устройстве 7 определяют программу управления с использованием выходных сигналов блока телеинформации 2 о состоянии выключателей подстанций системообразующей сети энергосистемы, датчиков 3 напряжений, дат чиков 4 активной и реактивной мощности нагрузки указанных подстанций, блока 5 телеинформации о состоянии выключателей электростанций, датчиков 6 активной и реактивной мощности генераторов..

Программу управления с выхода устройства подают на вход электрогидравлического преобразователя 8 системы регулирования турбин.

Выходной сигнал датчиков 10 утлов векторов

ЭДС генераторов подают на вход дифференциатора 12. Выход дифференциатора 12 подают на вход дифференциатора 13.

На вход логико-арифметического устройства

14 определения кинетической энергии энергосистемы подают выходные сигналы блока 5 и дифференциатора 12.

В устройстве 14 с использованием входных сигналов и хранящейся в нем информации о постоянной инерции генераторов определяют

1О

45 кинетическую энергию генераторов энергосистемы в относительном движении.

На вход логико-арифметического устройства

15 определения потенциальной энергии энергосистемы подают выходные сигналы блока 2, датчиков 3, датчиков 4, блока 5., датчиков 6, устройства 9 вычисления модулей векторов ЭДС генераторов, датчиков 10 углов векторов ЭДС генераторов и устройства 11 вычисления мощностей турбин генераторов.

В устройстве 15 с использованием хранящихся в нем зависимостей от входных сигналов неустойчивого положения равновесия энергосистемы и ее потенциальной энергии определяют потенциальную энергию энергосистемы относительно неустойчивого положения равновесия для текущего состояния схемы и режимных параметров энергосистемы.

Выходные сигналы логико-арифметических устройств 14 и 15 подают на вход арифметического устройства 16 определения отклонения запаса устойчивости от уставки. В устройстве

16 с использованием хранящейся в нем информации об уставке определяют отклонение от нее запаса устойчивости. энергосистемы для текущего момента времени.

Выходной сигнал устройства 16 подают на вход дифференциатора 17. На вход сумматора

18 подают выходные сигналы арифметического устройства 16 и дифференциатора 17.

На вход сумматора 19 подают выходные сигналы дифференциаторов 12 н 13.

На вход логического устройства 20 подают выходной сигнал сумматора 19 и выходной сигнал арифметического устройства 16. Логическое устройство 20 обеспечивает появление на его выходе сигнала, равного входному сигналу при запасе устойчивости большем уставки, т.е. при положительном знаке выходного сигнала устройства 16.

На вход логико-арифметического устройства

21 подают выходные сигналы пускового органа 1, сумматора 18 и логического устройства 20.

Устройство 21 обеспечивает появление на его выходе сигнала, равного сумме входных сигналов после срабатывания пускового органа 1.

Выходной сигнал устройства 21 подают на вход электрогидравлического преобразователя 8 системы регулирования турбин.

На фнг. 2 приведен переходный процесс изменения угла Ь эквивалентного генератора при коротком замыкании с отключением поврежденной линии электропередачи. Как следует из фиг. 2, происходит нарушение динамической устойчивости (Р, — мощность генератора; Р,,— мощность турбины).

На фиг. 3 (кривая a ) представлен переходный процесс для той же аварии при програм,мном управлении с избыточной глубиной раз868918 грузки мощностей турбин (кривая б). В этом случае имеет место выпадение генератора из синхронизма в сторону переторможения на втором цикле качаний.

На фиг. 3 (кривая в) представлен переходный процесс при программном управлении с

1 недостаточной глубиной разгрузки турбин (кривая г). При этом имеет место нарушение устойчивости на втором цикле качаний с выпадением генератора из синхронизма.в сторону ускорения. Из-за чувствительности переходного процесса к показателям разгрузки турбин динамическая устойчивость может быть сохранена лишь при разгрузке турбин с показателями из достаточно узкой области (заштрихованная область на фиг. 3).

На фиг. 4 представлен переходный процесс при противоаварийном управлении мощностью турбин согласно предлагаемому способу при уставке запаса устойчивости, равной 20%. При этом имеет место сохранение динамической устойчивости и демпфирование. качаний.

Технический эффект от реализации предлагаемого способа связан с повышением качества противоаварийного управления мощностью турбин при наличии в энергосистеме неучтенных возмущающих факторов, а также с повышением эффективности работы энергосистем в послеаварийных режимах, обусловленной автоматической загрузкой ВЛ до величин перетоков, близких к предельным по условиям устойчивости.

Экономический эффект при этом обусловлен уменьшением ущербов от отключения нагрузки в дефицитных частях энергосистем, уменьшением износа оборудования и пережога топлива рри отключениях генераторов.

Техническая реализация предлагаемого способа принципиально возможна на существующем оборудовании энергосистем с применением управляющих вычислительных машин.

Формула изобретения

Способ противоаварийного управления мощностью турбин с использованием программы управления, формируемой на основе информации о схеме, режимных параметрах энергосистемы и интенсивности возмущения, о т л ич а ю шийся тем, что, с целью повышения эффективности управления, измеряют сколь. жение и первую производную скольжения генераторов, определяют запас динамической устойчивости энергосистемы для текущего ее состояния как сумму кинетической и потенциальной энергии генераторов относительно неустойчивого положения равновесия, соответствующего текущему состоянию схемы и режимных параметров энергосистемы, сравнивают его с заданной уставкой и, если запас устойчивости меньше уставки, подают на вход систем регулиро20 вания турбин сигнал, равный сумме программного сигнала и сигнала, пропорционального сумме отклонения запаса устойчивости от уставки и первой производной этого отклонения, ! а если запас устойчивости больше уставки, до полнительно подают на вход сигнал, пропорционально сумме скольжения и первой производной скольжения генератора.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Иофьев Б. И. Автоматическое аварийное

Зо управление мощностью энергосистем. М., ЭнерЪ> гия", 1974, с. 277.

2. Дорошенко Г. А., Леринский Я. Н., Травкина В. И. К вопросу о возможностях и способах осуществления аварийного регулирования паровых турбин. Труды ВНИИЭ, "Энергия", 1967, вып. 29.

3. Авторское свидетельство СССР У 535661, кл. Н 02 J 3/24, 1974.

4. Авторское свидетельство СССР Н 558351, 40 кл. Н 02 J 3/24, 1975.

868918

Составитель К. Фотина

Редактор 10. Ковач Техред А. Бабннец Корректор Н. Стец

Заказ 8348/79 Тираж 678 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по,делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП "Патент", r. Ужгород, ул. Проектная, 4