Автоматическая форсировка возбуждения генератора

Автоматическое регулирование возбуждения

Основным назначением автоматического регулирования возбуждения (АРВ) является повышение устойчивости параллельной работы генераторов при нарушениях нормального режима. В этих условиях АРВ, реагируя на сравнительно небольшие отклонения напряжения (или тока) генератора от нормального значения, значительно увеличивают (форсируют) возбуждение генераторов. При увеличении (особенно форсировке) возбуждения до потолочного значения, увеличивается ЭДС генератора, что способствует повыше­нию предела устойчивости генератора.

Форсировка возбуждения генераторов облегчает и ускоряет процесс восстановления напряжения на шинах после отключения КЗ, что способствует также быстрому самозапуску электродвигателей.

В нормальных условиях АРВ обеспечивают поддержание заданного уровня напряжения и необходимое распределение реактивной нагрузки между параллельно работающими генераторами.

Все автоматические регуляторы возбуждения (АРВ), применяемые на синхронных генераторах, различаются по параметру, на который они реагируют, по способу воздействия на систему возбуждения генератора и под­разделяются на три основные группы.

К первой группе относятся электромеханические АРВ. Эти АРВ реагируют на отклонение напряжения генератора от заданного значения (уставки) и воздействуют на изменение сопротивления в цепи обмотки возбуждения возбудителя. К таким АРВ относятся ранее широко применявшиеся регуляторы напряжения реостатного и вибрационного типов.

Ко второй группе относятся электрические АРВ. Эти АРВ реагируют на отклонение напряжения или тока генератора от заданного значения и подают дополнительный выпрямленный ток в обмотку возбуждения возбудителя от внешних источников питания (трансформаторов тока, напряжения или собственных нужд).

К третьей группе относятся также АРВ, применяемые в основном с выпрямительными системами возбуждения: высокочастотной, тиристорной, бесщёточной. В отличие от АРВ первой и второй группы, эти АРВ не имеют собственных силовых органов (внешних источников питания), а только управляют работой возбудителей.

Простейшим автоматическим устройством, предназначенным для быстрого увеличения возбуждения генератора в аварийном режиме, является релейная форсировка возбуждения (реле U < и контактор КФна рис. 4.9). Принцип действия форсировки состоит в том, что при значительном снижении напряжения на зажимах генератора (обычно ниже 85 % номинального) реле минимального напряжения U< замыкает свои контакты и приводит в действие контактор форсировки КФ, который, срабатывая, закорачивает сопротивление шунтового реостата в цепи возбудителя ШР.

Рис. 4.9. Схема релейной форсировки возбуждения генератора.

В результате ток возбуждения возбудителя быстро возрастает до максимального значения и возбуждение генератора достигает предельного значения.


Широко распространенными АРВ являются устройства ком­паундирования в сочетании с корректором напряжения (рис. 4.10, а).

Рис. 4.10. Схема АРВ генератора.

Термин «компаундирование» обозначает автоматическое регули­рование тока возбуждения машины в зависимости от тока статора. В нормальном режиме в случае увеличения тока статора (при активно-индуктивной нагрузке) напряжение генератора уменьшается, но устройство компаундирования автоматически увеличивает ток возбуждения возбудителя, а следовательно, и ток ротора генератора, благодаря чему напряжение на зажимах статора генератора восстанавливается.

Устройство компаундирования успешно работает и в аварийных режимах работы генератора, когда напряжение генератора снижается, а ток в обмотке статора значительно возрастает.

В схему компаундирования входят трансформаторы тока ТТ, вторичная обмотка которых включена на промежуточный трансформатор УТП, а также выпрямитель В1, который выпрямляет ток компаундирования перед подачей его в обмотку возбуждения возбудителя ОВВ. Ток компаундирования Iк без учета коррекции пропорционален Iг.

Компаундирование в чистом виде не может обеспечить достаточно точное поддержание напряжения генератора. Поэтому одновременно с регулированием возбуждения по току статора генератора применяется ещё регулирование по напряжению статора. Для введения регулирующего импульса по напряжению трансформатор УТП(универсальный трансформатор с подмагничиванием) оснащается еще двумя обмотками 2 и 4(рис. 4.10, а).

Ток в обмотке 2пропорционален Ur. Фаза тока Iн подобрана так, что ток Iн совпадает по фазе с реактивной слагающей тока генератора. Поэтому при чисто активной нагрузке МДС обмоток 1и 2взаимно сдвинуты на 90°, а при чисто реактивной нагрузке генератора они совпадают по фазе. Вследствие этого ток компаундирования при неизменных величинах Iг и Utполучается тем больше, чем ниже cos φ или выше реактивная нагрузка генератора, — это так называемое фазовое компаундирование, которое обеспечивает более точное поддержание напряжения, так как ток компаундирования зависит не только от абсолютного значения тока генератора, но и от cos φ.

Через обмотку подмагничивання 4 УТПпроизводится окончательная коррекция тока компаундирования относительно заданного значения Urпри помощи корректора напряжения.

В общем случае в состав корректора напряжения входят два измерительных элемента И1 и И2, включаемых в цепь трансформатора напряжения ТНчерез установочный автотрансформатор УAT.


Принцип действия измерительного органа корректора поясняется рис. 4.10, б. Выпрямленный ток I1на выходе измерительного элемента И1прямо пропорционален входному напряжению. Поэтому этот элемент называется линейным.

Рис. 4.11. Структурная схема АРВ сильного действия

Выпрямленный ток I2 на выходе элемента И2, который называется нелинейным, имеет нелинейную зависимость от входного напряжения (рис. 4.10, б). Оба тока I1и I2 поступают в усилитель У, который реагирует на их разность и усиливает ее. Ток выхода корректора поступает в данном случае в обмотку 4подмагничивания УТП.

Из рис. 4.10, б видно, что при снижении напряжения на входе измерительных элементов менее U1, под действием разности токов (I1I2) ток выхода корректора увеличивается. Корректор поддерживает то напряжение генератора, которое соответствует напряжению U1 на входе измерительных элементов. С помощью автотрансформатора УATможно изменять настройку корректора.

Рассмотренная схема АРВ относится к группе регуляторов пропорционального действия, реагирующих на отклонение тока статора и напряжения статора генератора.

Разработаны и находятся в эксплуатации регуляторы сильного действия, реагирующие на скорость изменения параметров регулирования или даже на их ускорение. Устройство АРВ сильного действия в сочетании с быстродействующими системами возбуждения, имеющими высокие скорости изменения напряжения возбуждения и большие значения потолочного напряжения возбудителя,обеспечивает значительное повышение устойчивости параллельной работы генератора. При этом регулятор будет по-настоящему эффективен, если изменение возбуждения будет производиться не только с учётом изменения напряжения генератора, но и частоты в энергосистеме.

Структурная схема АРВ сильного действия приведена на рис. 4.11. Автоматическое регулирование возбуждения состоит из двух основных звеньев: измерительного звена и усилителя-сумматора.

В измерительное звено входят: блок измерения напряжения (БИН) и блок измерения частоты (БИЧ). Блок БИН содержит предвключённый элемент блок коррекции тока (БКТ), в котором происходит автоматическая коррекция измеряемого напряжения в зависимости от реактивной составляющей тока генератора. После БКТсигнал поступает на измерительные элементы (отклонение напряжения) и U‘ (производная напряжения), выход которых пропорционален указанным величинам. Блок БИЧ имеет измерительные элементы, выход которых пропорционален и f‘.

Усилитель-сумматор представляет собой двухкаскадный магнитный усилитель, выходной сигнал которого направляется на управление рабочей и форсировочной группами тиристоров быстродействующей системы возбуждения (исполнительный элемент).

Для улучшения характеристик АРВ (повышения быстродействия и др.) в схему регулятора обычно вводят обратные связи (ОС).

Что такое форсировка возбуждения электрических машин и как она осуществляется в генераторе (и двигателе) постоянного тока?

Одним из простых и эффективных способов обеспечения надежной работы синхронной машины при авариях является быстрое повышение ее тока возбуждения — форсировка возбуждения.

Форсировка возбуждения (ФВ) — быстрое повышение тока возбуждения для обеспечения надежной работы синхронной машины при авариях.

ФВ срабатывает, как правило, при снижении напряжения на выводах генератора до 90–80% от номинального. Это делается по нескольким причинам. С одной стороны, ФВ помогает поддержать напряжение в точках, удаленных от КЗ на более высоком уровне, а значит, сохранить в работе часть электроприемников, в том числе, может быть, жизненно важных для работы самой электростанции. С другой стороны, ФВ дает возможность повысить предел устойчивости генератора и тем самым сохранить его синхронную работу в электрической сети.

• Кратностью форсировки — отношением увеличенного потолочного значения тока возбуждения к номинальному (например, 2-кратное или 3-кратное),

• Быстродействием — скоростью нарастания тока (определяется величинами постоянной времени Те и потолка возбуждения.).

Чтобы представить физическую сущность форсировки, рассмотрим простейшую схему электромашинного возбудителя с самовозбуждением:

Рисунок 3 Простейшая схема электромашинного возбудителя с самовозбуждением

При снижении напряжения за установленный уровень (80–90%) Uн сигнал с выхода измерительного элемента (ИЭ) замыкает цепь контактора (К), который закорачивает реостат цепи возбуждения возбудителя. Это приводит к экспаненциальному нарастанию напряжения возбудителя, соответствующему росту тока if, Eqe, э.д.с. Eq и тока статора [2].

Рисунок 4 Графическая иллюстрация процесса форсировки возбуждения

Критерии выбора мощности электродвигателя?

Исходными данными для выбора типа и мощности электропривода являются конструктивные и технологические требования, необходимые для обеспечения надёжной и эффективной работы исполнительного механизма. При выборе мощности электродвигателя учитывается установленная мощность исполнительного механизма, потери мощности при определенном режиме работы, который определяет величину продолжительность включения ПВ (%). При определенных режимах работы используют различные методы выбора двигателя. Например, метод средних потерь, метод эквивалентного тока или метод эквивалентного момента при продолжительном режиме и др. [4].

Преимущества автоматического управления электроприводами перед ручным управлением?

В разомкнутых системах регулирования вследствие значительного перепада угловой скорости при изменении нагрузки на валу двигателя не удается получить большого диапазона регулирования угловой скорости и обеспечить высокую точность регулирования. В разомкнутой системе при заданном сигнале на входе (например, токе возбуждения двмгателя постоянного тока, питаемого от сети, или токе возбуждения генератора в системе Г-Д) выходная величина – угловая скорость определяется параметрами двигателя и нагрузкой на его валу, и ее изменение не компенсируется при различных возмущениях, которые практически всегда существуют.Поэтому в таких системах диапазон и точность регулирования угловой скорости не высоки. В разомкнутой системе также нельзя получить высокой точности поддержания момента, развиваемого приводом.тДля расширения диапазона регулирования и повышения точности используются замкнутые системы регулирования. Идея замкнутых систем регулирования сводится к тому, что в системе автоматически компенсируются воздействия возмущающих факторов и угловая скорость или момент двигателя могут с большей точностью поддерживаться на требуемом уровне [1].

Дата добавления: 2018-10-27 ; просмотров: 2848 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Автоматическая форсировка возбуждения генератора

Приложение
к приказу ОАО "СО ЕЭС"
от 03.04.2012 N 139

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ ОАО "СО ЕЭС"

ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМАМ ВОЗБУЖДЕНИЯ И АВТОМАТИЧЕСКИМ РЕГУЛЯТОРАМ ВОЗБУЖДЕНИЯ СИЛЬНОГО ДЕЙСТВИЯ СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ
(в редакции изменения, введенного в действие приказом ОАО "СО ЕЭС" от 14.07.2015 N 225)

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ "О техническом регулировании", правила применения стандарта организации — ГОСТ Р 1.4-2004 "Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения".

Сведения о стандарте

РАЗРАБОТАН: открытым акционерным обществом "Системный оператор Единой энергетической системы", открытым акционерным обществом "Научно-технический центр Единой энергетической системы".

Читайте также  Технические характеристики генератора шума

ВНЕСЕН: открытым акционерным обществом "Системный оператор Единой энергетической системы".

УТВЕРЖДЕН и ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ: приказом открытого акционерного общества "Системный оператор Единой энергетической системы" от 03.04.2012 N 139.

1. Область применения

1.1. Стандарт устанавливает:

— технические требования к системам возбуждения и автоматическим регуляторам возбуждения сильного действия синхронных генераторов;

— порядок взаимодействия субъектов электроэнергетики при выборе типа систем возбуждения, типа и параметров настройки автоматических регуляторов возбуждения сильного действия синхронных генераторов;

— методику выбора кратности форсировки возбуждения по напряжению тиристорных систем возбуждения синхронных генераторов;

— методику проверки параметров настройки автоматических регуляторов возбуждения сильного действия синхронных генераторов на физической модели энергосистемы;

— методику проверки параметров настройки автоматических регуляторов возбуждения сильного действия синхронных генераторов на математической модели энергосистемы с использованием цифрового программно-аппаратного комплекса моделирования энергосистем в режиме реального времени;

— методику проверки параметров настройки автоматических регуляторов возбуждения сильного действия синхронных генераторов на цифровой модели энергосистемы;

— порядок и методики проведения сертификационных испытаний автоматических регуляторов возбуждения сильного действия синхронных генераторов.

(изм. см. приказ N 225 от 14.07.2015)

1.2. Требования Стандарта распространяются на системы возбуждения и автоматические регуляторы возбуждения сильного действия синхронных генераторов.

1.3. Стандарт не устанавливает технических требований к технологическим схемам управления, диагностике, сервисному обслуживанию, объему заводских проверок и надежности силовой части, характеристикам и составу защит систем возбуждения синхронных генераторов электростанций.

1.4. Стандарт распространяется:

— на системы возбуждения (в том числе на автоматические регуляторы возбуждения) синхронных генераторов номинальной мощностью 60 МВт и более,

— на системы возбуждения (в том числе на автоматические регуляторы возбуждения) синхронных генераторов меньшей мощности в случае, если системы возбуждения имеют в своем составе автоматические регуляторы возбуждения сильного действия с введенными в работу каналами стабилизации или системным стабилизатором.

(изм. см. приказ N 225 от 14.07.2015)

1.5. Стандарт предназначен для ОАО "СО ЕЭС" и организаций, осуществляющих деятельность по разработке, внедрению, эксплуатации, проверке и настройке систем возбуждения и автоматических регуляторов возбуждения синхронных генераторов электростанций.

1.6. Требования Стандарта должны учитываться при разработке схем выдачи мощности электрических станций, при строительстве, реконструкции, модернизации и техническом перевооружении электростанций (генерирующего оборудования), подготовке и согласовании технических условий на технологическое присоединение объектов по производству электрической энергии к электрическим сетям.

2. Нормативные ссылки

В Стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 21558-2000 "Системы возбуждения турбогенераторов, гидрогенераторов и синхронных компенсаторов. Общие технические условия".

3. Термины и определения

В Стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1. Система возбуждения: комплекс оборудования, устройств, аппаратов и сборных единиц, предназначенных для возбуждения автоматически регулируемым постоянным током турбогенераторов (гидрогенераторов, синхронных компенсаторов) в нормальных и аварийных режимах.

3.2. Возбудитель: устройство, являющееся составной частью системы возбуждения, предназначенное для питания постоянным током обмотки возбуждения турбогенератора (гидрогенератора, синхронного компенсатора) и представляющее электрическую машину постоянного тока либо полупроводниковый преобразователь в комплексе с источником питания переменного тока. Источником переменного тока могут быть электрическая машина переменного тока, трансформатор или сочетание ряда различных трансформаторов или дополнительная обмотка переменного тока в возбуждаемой машине, а также различные сочетания вышеуказанных источников питания.

3.3. Быстродействующая система возбуждения: система возбуждения турбогенератора (гидрогенератора, синхронного компенсатора), быстродействие которой при форсировке, а также полное время расфорсировки не превышает соответствующих значений, регламентированных для таких систем.

3.4. Система параллельного самовозбуждения: система самовозбуждения турбогенератора (гидрогенератора, синхронного компенсатора), в которой источником энергии возбудителя является напряжение статора возбуждаемой синхронной машины или сети, на которую работает эта машина.

3.5. Система независимого возбуждения: система возбуждения турбогенератора (гидрогенератора, синхронного компенсатора), в которой возбудитель получает энергию от источника, не связанного с напряжением и током статора возбуждаемой синхронной машины или сети, на которую она работает.

3.6. Бесщеточная система возбуждения: система возбуждения турбогенератора (гидрогенератора, синхронного компенсатора), в которой передача энергии от возбудителя к обмотке возбуждения синхронной машины осуществляется без посредства скользящего щеточного контакта.

3.7. Статическая система возбуждения: система возбуждения турбогенератора (гидрогенератора, синхронного компенсатора), в состав которой входят только статические источники энергии и статические преобразователи переменного тока в постоянный.

3.8. Тиристорная система возбуждения: система возбуждения турбогенератора (гидрогенератора, синхронного компенсатора), в которой переменный ток источника питания преобразуется в постоянный ток возбуждения синхронной машины тиристорными преобразователями.

3.9. Потолочное (предельное) напряжение системы возбуждения (потолок возбуждения по напряжению): наибольшее постоянное напряжение, возникающее на обмотке возбуждения турбогенератора (гидрогенератора, синхронного компенсатора) в процессе форсировки возбуждения при начальном токе, равном номинальному току возбуждения, и начальной температуре обмотки возбуждения синхронной машины, равной рабочей номинальной. Выражается в вольтах или долях номинального напряжения возбуждения.

3.10. Потолочное (предельное) установившееся напряжение системы возбуждения: постоянное напряжение, возникающее при форсировке на обмотке возбуждения турбогенератора (гидрогенератора, синхронного компенсатора) в момент достижения потолочного тока возбуждения при начальной температуре обмотки возбуждения синхронной машины, равной рабочей номинальной. Если система возбуждения оснащена устройством ограничения максимального тока возбуждения, то потолочное установившееся напряжение возбуждения определяется в момент, предшествующий началу работы этого устройства.

3.11. Кратность форсировки возбуждения по напряжению: потолочное установившееся напряжение системы возбуждения турбогенератора (гидрогенератора, синхронного компенсатора), выраженное в долях номинального напряжения возбуждения.

3.12. Потолочный (предельный) ток возбуждения: наибольший ток возбуждения турбогенератора (гидрогенератора, синхронного компенсатора), создаваемый системой возбуждения в конце регламентированной длительности форсировки возбуждения.

3.13. Кратность форсировки возбуждения по току: потолочный ток возбуждения турбогенератора (гидрогенератора, синхронного компенсатора), выраженный в долях номинального тока возбуждения.

3.14. Быстродействие системы возбуждения: время достижения 95-процентного потолочного напряжения возбуждения турбогенератора (гидрогенератора, синхронного компенсатора) от исходного номинального значения при форсировке, вызванной регламентированным изменением напряжения на входе автоматического регулятора возбуждения.

3.15. Запаздывание системы возбуждения: интервал времени в секундах от момента подачи на вход автоматического регулятора возбуждения турбогенератора (гидрогенератора, синхронного компенсатора) сигнала, вызывающего необходимость полной форсировки возбуждения (при внезапном коротком замыкании в цепи статора синхронной машины или скачкообразном изменении ее напряжения) до момента, когда в процессе форсировки возбуждения напряжение возбудителя отклонилось от начального на 3% от разности конечного и начального напряжений в сторону, определяемую поданным сигналом.

3.16. Коэффициент усиления системы возбуждения по напряжению: коэффициент , определяемый как частное от деления относительного изменения напряжения возбуждения турбогенератора (гидрогенератора, синхронного компенсатора) на относительное изменение напряжения на входе АРВ по каналу напряжения статора

где — изменение напряжения возбуждения, В;

— изменение напряжения на входе АРВ (изменение напряжения на статоре), В;

, — номинальные значения напряжений возбуждения и на входе АРВ соответственно, В.

3.17. Форсировка возбуждения: переход системы возбуждения в режим выдачи максимального напряжения и тока возбуждения турбогенератора (гидрогенератора, синхронного компенсатора).

3.18. Расфорсировка возбуждения: принудительное снижение напряжения и тока возбуждения турбогенератора (гидрогенератора, синхронного компенсатора) от потолочного значения до заданного.

3.19. Автоматический регулятор возбуждения: устройство, являющееся составной частью системы возбуждения и действующее на возбудитель синхронной машины с целью поддержания напряжения в электрической сети на заданном уровне.

3.20. Автоматический регулятор возбуждения сильного действия: автоматический регулятор возбуждения, структура которого для улучшения демпфирования колебаний в энергосистеме включает каналы стабилизации или системный стабилизатор.

3.21. Релейная форсировка возбуждения: функция автоматического регулятора возбуждения, обеспечивающая увеличение напряжения возбуждения и тока возбуждения электрической машины с максимально возможной скоростью до своих потолочных значений и имеющая настраиваемые параметры: напряжение ввода релейной форсировки возбуждения, напряжение снятия релейной форсировки возбуждения, время задержки на снятие релейной форсировки возбуждения. (изм. см. приказ N 225 от 14.07.2015)

3.22. Системный стабилизатор (PSS): элемент или группа элементов, который обеспечивает дополнительный входной сигнал в автоматическом регуляторе возбуждения для улучшения демпфирования колебаний в энергосистеме.

3.23. Амплитудно-частотная характеристика: зависимость от частоты модуля входной, выходной или передаточной функции, выраженной в комплексной форме.

3.24. Фазочастотная характеристика: зависимость от частоты аргумента входной, выходной или передаточной функции, выраженной в комплексной форме.

3.25. Номер версии алгоритма функционирования АРВ: индивидуальный цифровой, или буквенный, или буквенно-цифровой набор (номер), в том числе входящий в состав номера версии программного обеспечения АРВ, отличающий указанную версию алгоритма функционирования АРВ от других версий и подлежащий изменению при внесении изменений в алгоритм функционирования АРВ (включая изменения, вносимые при модификации, иной переработке или адаптации алгоритма функционирования АРВ). (изм. см. приказ N 225 от 14.07.2015)

Автоматическая форсировка возбуждения генератора

Автоматическое регулирование и форсировка возбуждения турбогенераторов серии ТВВ, оснащенных высокочастотными возбудителями, осуществляется с помощью типовых панелей автоматики ЭПА-325 и ЭПА-500.

Панель автоматики, упрощенная схема которой приведена на рис. 7.19, включает в себя: АРВ с измерительным органом ИО, блоком ограничения форсировки БОФ (на рис. 7.19 не показан) и устройством обратной связи ГОС и ЖОС; УБФ и защиту от перегрузки обмотки ротора.

Возбуждение высокочастотного возбудителя GE в нормальном режиме обеспечивается совместным действием двух обмоток возбуждения: основной LE1, включенной последовательно с обмоткой ротора, и обмоткой включенной встречно основной обмотке.

Рис. 7.19. Структурная схема АРВ для генераторов с высокочастотными возбудителями

При этом параметры высокочастотного возбудителя выбраны так, что возбуждение, создаваемое обмоткой LE1, превышает возбуждение, необходимое для нормальной работы генератора, а избыток возбуждения компенсируется АРВ, который подает ток в обмотку LE3.

В обмотке возбуждения LE2, которая включена согласно с основной обмоткой и подключена к УБФ, в нормальном режиме проходит небольшой ток, не оказывающий заметного влияния на возбуждение GE.

Измерительный орган АРВ и УБФ выполнен на принципе сравнения токов линейного и нелинейного элементов аналогично рассмотренному выше и включает в себя трехфазный трансформатор ТМ с насыщающимся сердечником и выпрямители VS3 и VS4.

Нелинейным элементом измерительного органа является первичная обмотка трансформатора ТМ, представляющая собой дроссель, ток в цепи которого изменяется нелинейно при изменении напряжения генератора. Линейным элементом является вторичная обмотка этого же трансформатора, напряжение на которой изменяется линейно.

Токи линейного и нелинейного элементов измерительного органа после их выпрямления выпрямителями VS3 и VS4 подводятся к управляющим обмоткам магнитных усилителей силового органа АРВ и УБФ, который включает в себя два магнитных усилителя с внутренней обратной связью МУ АРВ и МУ УБФ и два трехфазных выпрямителя VS АРВ и VS УБФ.

На сердечниках магнитных усилителей расположены силовые обмотки и по несколько обмоток подмагничивания, с помощью которых производится управление работой этих магнитных усилителей. Питание силовых обмоток магнитных усилителей производится от высокочастотного подвозбудителя GEA. Силовые обмотки магнитных усилителей имеют наибольшее сопротивление при отсутствии подмагничивания, что может быть или при отсутствии токов в обмотках управления, или когда их суммарное подмагничивающее действие мало или равно нулю. В этих условиях токи от силового органа АРВ или УБФ имеют наименьшие значения.

Читайте также  Бензиновый генератор работает неустойчиво работает

Основное управление магнитными усилителями МУ АРВ и МУ УБФ производится обмотками линейного и нелинейного элементов измерительного органа, которые включены встречно. При этом в МУ УБФ обмотка линейного элемента действует согласно с внутренней обратной связью, а обмотка нелинейного элемента — встречно. В МУ АРВ, наоборот, обмотка линейного элемента действует встречно, а обмотка нелинейного элемента — согласно с внутренней обратной связью.

В результате, как видно из характеристик на рис. 7.20, при нормальном напряжении генератора ток поступающий в обмотку LE3, имеет значение, необходимое и достаточное для компенсации избыточного возбуждения, создаваемого обмоткой LE1. Ток поступающий в обмотку LE2, имеет при этом минимальное значение и, как указывалось выше, заметного влияния на возбуждение GE не оказывает.

Рис. 7.20. Характеристики зависимости токов выхода АРВ и УБФ от напряжения генератора

При эксплуатационных понижениях напряжения генератора ток уменьшается, а ток увеличивается. Благодаря этому ток в обмотке LE3, направленный в сторону развозбуждения, уменьшается, а ток в обмотке LE2, направленный в сторону подвозбуждения, увеличивается, что обеспечивает увеличение тока ротора генератора и восстановление напряжения.

При К3, сопровождающихся более глубокими понижениями напряжения, ток выхода АРВ снижается до минимального, а ток выхода УБФ, наоборот, достигает максимального значения, что обеспечивает форсировку возбуждения генератора.

При повышении напряжения ток выхода АРВ резко возрастает, увеличивая развозбуждающее действие обмотки LE3, а ток УБФ несколько уменьшается или остается неизменным, что приводит к восстановлению напряжения генератора.

Характеристики измерительного и силового органов настраиваются так, чтобы при понижении напряжения на 5% ток от АРВ снижался до минимального значения, а ток от УБФ возрастал примерно до 80% своего максимального значения. При повышении напряжения на 5% ток АРВ увеличивается до максимума, а ток УБФ снижается до минимального значения.

В регуляторе предусмотрены гибкая ГОС и жесткая ЖОС обратные связи, предназначенные для обеспечения устойчивости процесса автоматического регулирования возбуждения (см. рис. 7,19).

Гибкая обратная связь осуществляется от напряжения ротора через трансформатор стабилизации TST. Первичная обмотка TST подключена на напряжение ротора генератора, а вторичная — к специальной обмотке управления магнитного усилителя МУ АРВ. Нормально, когда напряжение ротора неизменно, оно на вторичную обмотку TST не трансформируется и ток в этой обмотке и обмотке управления не проходит. В процессе регулирования, когда под воздействием АРВ и УБФ происходит увеличение или уменьшение напряжения ротора, возникает напряжение на вторичной обмотке ГДТ, под влиянием которого в управляющей обмотке проходит ток, ослабляющий действие АРВ. В результате процесс регулирования становится более устойчивым и протекает без перерегулирования и колебаний.

Жесткая обратная связь осуществляется от напряжения выхода АРВ. Ток, создаваемый этим напряжением в другой специальной управляющей обмотке — МУ АРВ, действует в сторону уменьшения крутизны характеристики АРВ, что также стабилизирует процесс автоматического регулирования.

Для ограничения перегрузки обмотки ротора и полупроводниковых выпрямителей, которые выпрямляют напряжение высокочастотного возбудителя GE, панель автоматики включает в себя специальный блок ограничения форсировки (БОФ) (на схеме на рис. 7.19 не показан). Блок ограничения форсировки работает аналогично электромагнитному корректору. Измерительный блок, включающий в себя линейный и нелинейный элементы, подключается к одной из обмоток переменного тока высокочастотного возбудителя GE, а силовой орган подключен к специальным управляющим обмоткам МУ АРВ и МУ УБФ.

В диапазоне напряжений GE, при которых ток ротора генератора не превышает допустимых значений, ток на выходе БОФ имеет минимальное значение. Если же при форсировке возбуждения напряжение GE возрастает до значений, при которых ток ротора превысит допустимую кратность к минимальному току, ток на выходе БОФ также резко возрастает и, проходя по управляющим обмоткам магнитных усилителей, будет препятствовать недопустимому повышению напряжения на GE.

Длительная перегрузка, опасная для обмотки ротора генератора, а также для выпрямительных мостов, может возникнуть не только при форсировке возбуждения, но также из-за разных неисправностей элементов регулятора и его цепей. Поэтому для ограничения перегрузки в этих случаях предусмотрена специальная защита, которая действует на развозбуждение генератора при длительном повышении напряжения на высокочастотном возбудителе

Реле напряжения, срабатывавает при повышении напряжения на якоре возбудителя до , запускает реле времени, которое с выдержкой времени 14—16 с замыкает цепь обмотки дополнительного подмагничивания сердечника измерительного трансформатора устройства расфорсировки возбуждения возбудителя, в результате чего резко изменяются выпрямленные токи выходов магнитных усилителей МУ АРВ и МУ УБФ (см. рис. 7.19). При этом ток в обмотке LE3 увеличивается, а ток в обмотке LE2 снижается. В результате напряжение возбудителя должно снизиться до что приведет к снижению напряжения на статоре генератора.

Особенности алгоритма реализации системных функций в российских автоматических регуляторах возбуждения сильного действия

Надёжность и эффективность работы электроэнергетических систем (ЭЭС) в значительной мере определяется регулированием возбуждения входящих в неё синхронных генераторов и, в первую очередь, подсистем автоматических регуляторов возбуждения (АРВ), обеспечивающих максимальный уровень динамической устойчивости и эффективное демпфирование колебаний.

alt=»Особенности алгоритма реализации системных функций в российских автоматических регуляторах возбуждения сильного действия» />

Следует заметить, что проблемой стабилизации режимов ЭЭС и разработкой унифицированного алгоритма системных стабилизаторов начали интенсивно заниматься в СССР в начале 50-х годов прошлого столетия, и окончательно завершили её в 80-е годы, когда полностью сформировалась идеология внешней и внутренней стабилизации, и появился сигнал производной тока возбуждения.

Этот период характеризуется быстрым развитием электроэнергетики страны. В то время были построены каскады крупных ГЭС, мощные тепловые и атомные станции. По географическим условиям мощные гидроэлектростанции строились вдали от крупных населённых пунктов и крупных промышленных предприятий. Возникла необходимость передавать большое количество электроэнергии на большое расстояние от электростанций к потребителям. Строительство параллельных линий для усиления электрической связи было дорогостоящим решением, поэтому было необходимо найти иные способы решения проблемы. Начала активно развиваться теория устойчивости электроэнергетических систем. В результате, первый в мире системный стабилизатор был разработан и внедрён практически в том виде, как он существует сейчас. СССР имел большую территорию и разветвлённую электроэнергетическую систему, обладавшую большим числом как слабых, так и сильных электрических связей между отдельными регионами.

На Западе начальный импульс в разработке системных стабилизаторов был дан в 70-х годах в Канаде из-за возникшей необходимости передавать мощность 500 МВт от АЭС Пикеринг и ГЭС в штате Онтарио по линиям электропередач протяженностью примерно 700 км и напряжением 500 кВ потребителям в США. Без быстродействующих систем возбуждения, оснащённых системными стабилизаторами, понадобились бы дополнительные линии. В Западной Европе эта проблема возникла ещё позднее – при вводе в эксплуатацию турбинных блоков мощностью более 300 МВт. В настоящий момент на Западе разработано около 10 типов системных стабилизаторов, описание которых приведено в стандарте IEEE Std 421.5.

рус1.jpg

Фото 1. Микропроцессорное производство для систем возбуждения синхронных генераторов

С учётом того, что отечественный стабилизатор успешно зарекомендовал себя в различных схемно-режимных ситуациях, было предложено рассмотреть вопрос о его включении в международные стандарты под названием PSS2RU. Для этого потребовалось предоставить его полное описание и привести результаты расчётов для того, чтобы оценить его эффективность по сравнению со стабилизаторами, включёнными в стандарт IEEE Std 421.5.

ОПИСАНИЕ СИСТЕМНОГО СТАБИЛИЗАТОРА PSS2RU

Задача любого системного стабилизатора – демпфирование электромеханических колебаний. Данные колебания лежат в диапазоне частот от 0,1 до 5 Гц. Эти колебания обусловлены качаниями роторов синхронных генераторов друг относительно друга. Полный взаимный угол между двумя машинами в любой схемно-режимной ситуации может быть разложен на две составляющие – внутренний и внешний угол. Внутренний угол – это угол между поперечной осью машины, совпадающей с вектором синхронной ЭДС Eq и вектором напряжения генератора Ug. Внешний угол – это угол между вектором напряжения генератора Ug и вектором синхронной ЭДС другой машины или центром электрических качаний синхронной машины (электростанции), работающей в сложной энергосистеме. Внутренний угол образуется в результате падения напряжения на внутреннем продольном индуктивном сопротивлении машины (Xd). Внешний угол образуется в результате падения напряжения на сопротивлениях внешних по отношению к рассматриваемому генератору элементов ЭЭС.

рус2.jpg

Фото 2. Для изготовления микроэлектроники на предприятиях концерна РУСЭЛПРОМ используется передовое высокоточное оборудование

Качания полного угла – результат совместного движения роторов и имеют двойственную природу:

  • в режимах выдачи реактивной мощности – устойчивость определяется величиной и качаниями внешнего угла, который в тяжелых послеаварийных режимах или в «слабых» ЭЭС в этом случае может приближаться к 90 град. эл.;
  • в режимах потребления реактивной мощности – устойчивость определяется величиной и качаниями внутреннего угла, который при уменьшении тока возбуждения генератора, работающего в ЭЭС любой мощности, может приближаться к 90 град. эл.

Таким образом, при одинаковых больших значениях полного угла физика переходных процессов и условия обеспечения апериодической и колебательной статической устойчивости существенно отличаются. Стабилизация режима, предлагаемая западными стандартами, не учитывает этого явления.

В результате аналитических и экспериментальных исследований и опыта эксплуатации синхронных генераторов выяснилось, что отклонениям внутреннего угла пропорциональна производная тока ротора. Отклонение частоты напряжения генератора ΔfU от установившегося значения и первая производная генератора являются первой и второй производными внешнего угла соответственно. Таким образом, имеются два легко измеряемых параметра, каждый из которых способен осуществлять демпфирование соответствующей компоненты взаимного угла. Следовательно, входными параметрами рассматриваемого стабилизатора являются ток ротора (If) и частота напряжения генератора (fU).

Блок-схема системного стабилизатора PSS2RU показана на рисунке 1.

рисунок (1).png

Стабилизатор состоит из 2-х каналов, соединённых параллельно. Выходные сигналы каждого канала суммируются на главном сумматоре. Просуммированный сигнал является выходным сигналом стабилизатора. Передаточные функции задают необходимую форму амлитудочастотной и фазочастотной характеристик каждого канала. Два канала перекрывают диапазон частот электромеханических колебаний. Канал по частоте настраивается на частотный диапазон от 0,3 до 1,2 Гц, канал по производной тока ротора настраивается на частотный диапазон от 1 до 3 Гц. Типовые значения постоянных времени приведены в таблице 1. Сравнительные испытания, проведенные НТЦ СО ЕЭС РФ, показали его высокую эффективность.

Читайте также  Технические характеристики генераторов champion

Таблица 1. Типовые значения параметров стабилизатора PSS2RU

русэл табл.jpg

РЕЛЕЙНАЯ ФОРСИРОВКА ВОЗБУЖДЕНИЯ

Совместно со стабилизатором PSS2RU применяется быстродействующая форсировка возбуждения. Её функцией является повышение динамической устойчивости при серьёзных повреждениях в энергосистеме, обусловленных снижением напряжения. Логика форсировки возбуждения изображена на рисунке 2.

рисунок (2).png

При снижении напряжения ниже уставки срабатывания контроллер инициирует быстрое увеличение напряжения возбуждения до максимального значения до тех пор, пока напряжение статора генератора не повысится до уставки на снятие форсировки (0,8÷0,9) UГном. Включение форсировки происходит с минимальной выдержкой времени, а отключение с выдержкой времени от 0,2 до 0,3 секунд, что соответствует времени достижения максимального значения взаимного угла между роторами синхронных машин в послеаварийном режиме качаний. Форсировка также необходима для того, чтобы исключить на время протекания КЗ тракт регулирования из закона управления, так как резкие скачки токов, напряжений и частоты могут привести к снижению скорости нарастания напряжения возбуждения из-за противоположных воздействий от разных каналов регулирования.

Эффективность системного стабилизатора была проверена на математической модели 4-машинной энергосистемы (Схема Кундура), часто рассматриваемой в работах западных исследователей, в среде MATLAB/Simulink Sim Power Systems. Схема изображена на рисунке 3.

рисунок (3).png

Модель представляет собой две области, каждая из которых содержит по 2 синхронных генератора. Области соединены между собой двумя линиями длиной 220 км. Режим установлен таким образом, что осуществляется передача 413 МВт из первой области во вторую.

рус3.jpg

Фото 3. Сборочный цех систем возбуждения и систем управления возбуждением синхронных генераторов

Тестовым возмущением является трёхфазное короткое замыкание в середине одной линии с последующим её отключением. Проведено сравнение PSS2RU со стабилизаторами, включёнными в стандарт IEEE Std 421.5. Стабилизаторы PSS1A и PSS4B имеют в качестве входного параметра скорость вращения ротора. В PSS1A сигнал скорости вращения последовательно проходит через фильтры и несколько фазосдвигающих звеньев. В PSS4B сигнал скорости вращения раздваивается и проходит в одном случае через датчик низких и средних частот, в другом – через датчик высоких частот. Далее сигналы проходят через фазосдвигающие звенья, которые выделяют низкие, средние и высокие частоты, после чего каждая компонента усиливается в зависимости от частоты. Полное описание PSS1A и PSS4B представлено в стандарте. Результаты представлены на рисунке 4.

рисунок (4).png

В энергосистеме ситуация, когда присутствует длинный транзит и создаются такие тяжёлые условия, является редкостью. Подобные условия могут возникнуть, если существует слабая связь или при неблагоприятных обстоятельствах при ремонтных схемах. Для того, чтобы убедиться в эффективности стабилизатора в различных условиях, выполним такое же тестовое возмущение, но при транзите длиной 10 км. Следует отметить, что при уменьшении длины транзита до 10 км. условия устойчивости энергосистемы улучшились, но такое же тестовое возмущение будет оказывать более сильную просадку напряжения на шинах генераторов, так как точка короткого замыкания стала находиться электрически ближе к каждому генератору. Результаты расчётов представлены на рисунке 5.

рисунок (5).png

При совместном рассмотрении результатов расчёта на рисунках 4 и 5 можно сделать вывод, что стабилизатор PSS2RU при неизменной настройке осуществляет эффективное демпфирование колебаний как при длинном, так и при коротком транзите. При длинном транзите воздействуют все каналы стабилизатора, так как внутренний и внешний угол имеют одинаковый порядок величины. При коротком транзите внешний угол становится малым, поэтому даже при тех же самых настройках каналы по отклонению частоты и по производной частоты начинают вносить на порядок меньший вклад в суммарный сигнал системного стабилизатора по сравнению с каналом по производной тока ротора. Можно сказать, что при коротком транзите каналы стабилизатора по отклонению частоты и по производной частоты выключаются из работы, исходя из физической сущности процессов. Поэтому единая настройка оказывается достаточно эффективной в существенно различных условиях.

рус4.jpg

Фото 4. Все силовое оборудование, микропроцессорная аппаратура и программное обеспечение выпускаемой продукции разработаны в стенах НПП «РУСЭЛПРОМ-Электромаш»

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Мы отметили основные вехи истории создания, особенности структуры и функционирования Российского системного стабилизатора. Благодаря отмеченным выше свойствам, и своему широкому распространению на электростанциях России и ближайшего зарубежья, а также принимая во внимание простоту и грубость настройки своих параметров, системный стабилизатор PSS2RU должен занять значимое место в библиотеках основных программных продуктов для выполнения сетевых исследований. Для этого важно провести работу по интеграции структуры системного стабилизатора PSS2RU и алгоритма релейной форсировки – в документы международных организаций IEC и IEEE.

Лекция. Автоматическое регулирование возбуждения и форсировка системы возбуждения для повышения устойчивости энергосистем

Содержание лекции: автоматическое регулирование возбуждения, электромашинные системы возбуждения, АРВ сильного действия, форсировка системы с целью сохранения устойчивости, области устойчивости.

Цель лекции: изучить методы выбора закона регулирования АРВ для сохранения статической и динамической устойчивости.

Причинами нарушения статической устойчивости станции, передающей мощность в энергосистему, могут быть: снижение эквивалентной э.д.с. Е1 передающей станции или напряжения Uс на приемном конце электропередачи.

Процесс нарушения статической устойчивости характеризуется постепенным нарастанием тока и реактивной мощности по линии, снижением напряжения на подстанциях с последующим лавинообразным протеканием процесса и периодическими колебаниями таких электрических параметров, как токи, мощность, напряжения. Ти­пичная осциллограмма нарушения статической устойчивости приведена на рисунке 2.1.

Нарушения статической устойчивости в энергосистемах структуры I происходят главным образом в послеаварийном режиме вследствие отключения одной из сильно загруженных параллельных линий, т.е. увеличения x. Кроме того, имеют место нарушения устойчивости, обусловленные понижением напряжения в приемной или передающей частях энергосистемы. В частности, наблюдались случаи нарушения устойчивости гидростанций в период их ввода в эксплуатацию при работе с временными схемами возбуждения в результате потери возбуждения генераторов (т.е. снижение эквивалентной э.д.с. станции Е1 и как следствие нарушение статической устойчивости). Причиной нарушения статической устойчивости было также возникновение дефицита реактивной мощности в приемной системе конечной мощности.

Основной широко используемый способ повышения статической устойчивости – автоматическое регулированияя возбуждения генераторов [2, 11].

Все системы возбуждения современных турбоагрегатов можно разделить на две группы: электромашинные системы возбуждения, постоянная времени которых составляет 0,3—0,5 с из-за наличия электромагнитной инерции возбудителя; системы возбуждения с управляемыми выпрямителями, постоянная времени которых со­ставляет 0,04—0,05 с и не зависит от источника питания выпря­мителя.

До последнего времени для возбуждения турбо- и гидрогенераторов в основном применялись возбудители постоянного тока, сочлененные непосредственно с валом основного генератора.

Для работающих турбоагрегатов 200—800 МВт и проектируемых агрегатов мощностью свыше 1000 МВт выполнение обычных электромашинных возбудителей, соединенных с валом генератора, из-за большой требуемой мощности возбудителя оказывается технически очень сложным. Для них создаются новые системы возбуж­дения в основном с применением ионных и полупроводниковых управляемых выпрямителей.

С электромашинными системами возбуждения, как правило, используются АРВ пропорционального типа, которые регулируют возбуждение по отклонению одного-двух параметров. С системами возбуждения с управляемыми выпрямителями применяются АРВ сильного действия, которые производят регулирование, как по откло­нению режимных параметров, так и по их производным.

С точки зрения обеспечения устойчивости (как статической, так и динамической) энергосистем целесообразно сопоставить различные системы возбуждения крупных турбогенераторов и АРВ по их быстродействию, кратности форсировки, повышению пределов устойчивости, демпфированию колебаний в переходных процессах. С этих позиций любую систему возбуждения и АРВ можно охарактеризовать постоянной времени возбудителя τе, постоянной времени регулятора тр, кратностью потолочного возбуждения ke, скоростью нарастания возбуждения υe, законом регулирования и коэффициен­тами усиления АРВ. В ГОСТ на синхронные машины по системам возбуждения и АРВ регламентированы только две величины ke и υe:

Наименование генератора ke, ед. ном.возб. vе, ед.возб/с
Турбогенераторы, Гидрогенераторы
Р<50 МВт 1,8
Р*>50 МВт

*Оговариваются особо заказчиком.

К электромашинным системам возбуждения с АРВ пропорцио­нального типа относятся высокочастотная система возбуждения, электромашинная с возбудителем постоянного тока с компаундированием, корректором и релейной форсировкой, электромашинная с редукторным приводом, бесщеточная. В АРВ, работающих с этими системами возбуждения, обычно применяется регулирование по отклонению напряжения ΔU при наличии компаундирования по ΔI. Практически при расчетах синхронной динамической устойчивости (§ 2-2) можно учитывать только регулирование по ΔU, а для элек­тромашинной системы с компаундированием, корректором и релей­ной форсировкой — только действие релейной форсировки, поскольку постоянная времени корректора примерно равна τкорр≈2 с и его действие не оказывает влияние на первые периоды переходного про­цесса, а компаундирование очень незначительно увеличивает нара­стание возбуждения только в процессе к.з.

В высокочастотной системе возбуждения (см. исунок 9.1) выпрямление переменного тока осуществляется неуправ­ляемыми кремниевыми выпрямителями. В качестве возбудителя ВГТ используется индукторный генератор 500 Гц, имеющий три обмотки: одну, включенную последовательно с обмоткой возбуждения генера­тора и две независимые. Две последние обмотки питаются либо от под возбудителя (как показано на схеме), либо от выводов ВГТ .

Регулирование возбуждения выполняется по отклонению напряжения ΔU, причем kΔU=20÷50 ед. возб./ед. напр., т.е. при минималь­ном значении kΔU и при снижении напряжения на 5% система возбужде­ния обеспечивает дополнительно 1 ед. возб.

а – принципиальная схема высокочастотная система возбуждения; б – нагрузочная характеристика возбудителя; в – изменение напряжения возбуждения в переходном режиме; г — изменение э.д.с. Е’q в переходном режиме; ТГ — турбогенератор; БОФ — блок ограничения форсировки; АРБ — автоматический регулятор возбуждения; УБФ — устройство бесконтактной форсировки; ОВ1 — обмотка независимого возбуждения, питающаяся от УБФ; ОВ2— обмотка не­зависимого возбуждения, питающаяся от АРБ; СО — последовательная обмотка возбудителя; ВГТ—высокочастотный возбудитель; БЧП — высокочастотный под возбудитель; ОБ — обмотка возбуждения основного турбогенератора; В1, В2 — выпрямители.

Рисунок 9.1 — Высокочастотная система возбуждения

С точки зрения статической устойчивости высокочастотная система возбуждения с АРВ пропорционального типа аналогична другим электромашинным системам возбуждения и обеспечивает выполнение практического критерия устойчивости

(9.1)

где E’q — переходная э.д.с. в предельном режиме.

ТГ — турбогенератор; iyK—ток компаундирования; iкор — ток корректора напряжения; РФ-релейная форсировка; Rп -постоянно включенное активное сопротивление; АГП — автомат гашения поля; ВПТ — возбудитель постоянного тока;

ШР — шунтовой реостат; ОВ – обмотка возбуждения основного генератора;

ОВВ — обмотка возбуждения возбудителя.

Рисунок 9.2 — Принципиальная схема электромашинной системы возбуждения с компаундированием, корректором и релейной форсировкой

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: