Способ противоаварийного управления мощностью турбин Советский патент 1981 года по МПК H02J3/24 

1

Изобретение относится к электроэнергии, а именно к против оаварийному 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 конкретной аварии, схемы и режима энергосистемы.

Программное управление основывается на .предварительных расчетах и не учитывает отклонений фактического переходного процесса от расчетного 1 и 21.

Во второй группе способа ПВУМТ используется принцип обратной связи, т.е. управляющий сигнал на входе СРТ формируется по параметрам переходного процесса в энергосистеме. При зтом, 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, режи1иных параметрах знергосистемы и интенсивности воз10мущения 1.

Недостатком этого способа является ограниченная эффективность противоаварийного управления энергосистемами при наличии неучтенных возмущающих факторов. К ним относятся: ра

tS личные допущения, принимаемые при выборе расчетной модели знергосистемы; отклонения реальных параметров знергосистемы в конкретном аварийном режиме от их значений, принятых при выборе программы управления; по20грешности и особенности отработки управляющих воздействий и ряд других факторов. Указанные факторы приводят к отклонению движения системы от программного, что связано

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 многих случаях достигнуто простым увеличением глубины разгрузки турбин из-за особенностей, обусловленных наличием местной нагрузки, взаимным движе1шем генераторов и т.п. Кроме того, увеличенная по сравнению с минимально необходимой глубина разгрузки турбин является дополнительным во: мущением в энергосистеме и снижает надежность работы энергоблоков.

Повышение эффективности программного управления путем увеличения числа ступеней дозировки представляет сложную техническую задачу, предъявляющую повышенные требования 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 управляю)дих импульсов для сложных энергосистем. Однако даже такое усложнение программного управления не устраняет его основного недостатка, обусловленного отсутствием коррекции переходного процесса в энергосистеме.

Цель изобретеьшя - повышение эффективности управления.

Указанная цель достигается тем, что кроме программного управляющего сигнала на вход системы регулирования турбины подают сигнал, формируемый по характеру переходного процесса, для этого измеряют скольжение и первую производную скольжения генераторов, определяют запас динамической устойчивости энергосистемы для текущего ее состояния как сумму кинетической и потенциальной энергии генераторов относительно неустойчивого положения равиовесия, соответствуюцгего 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, пропорштонального сумме отклонения запаса устойчивости от уставки и первой производной этого бкольжения 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 первой производной по времени этого отклонения,

В качестве запаса устойчивости используется сумма кинетической энергии энергосистемы и

ее потенциальной энергии относительно неустойчивого положения равновесия

р К ПЩ-пСсГ) „, t - TT-fMH-- oo 7о,

n((f)

Е

-запас динамической устойчивости;

где

-кинетическая энергия энергосистекмы;

П(5) - потенциальная энергия энергосистемы;#

П (5 ) - потенциальная энергия энергосистемы в неустойчивом положении равновесия.

Численные значения кинетической и потен1шальной энергии системы для управления могут быть определены известными методами.

Второй сигнал представляет сумму скольжения и ускорения (первой производной сксутьжения) генераторов. Физический смысл первого 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 второго сигнала выбираются таким образом, чтобы обеспечивалось демпфирование переходного процесса.

Демпфирование переходного процесса приведет к увеличению запаса динамической устойчивости 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 устойчивости до заданного значения.

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

Повышение эффективности противоаварийного управления по предлагаемому способу по сравнению с известным обусловлено его действием на поддер-хание вдоль переходного процесса заданного запаса динамической устойчивости, что позволяет сохранить устойчивость энергосистемы при неблагоприятном влиянии неучтенных возмущающих факторов. 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-ариф метическое устройство 7 выбора программ управления, электрогидравлический преобразователь 8 системы регулирования турбин, устройство 9 вычисления модулей,векторов ЭДС генераторов, датчики 10 углов векторов ЭДС генераторов, устройство 11 вычисления мощнос тей турбин, дифференциаторы 12 и 13, логикоарифметическое устройство 14 определения кинетической энергии энергосистемы, логико-ариф метическое 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 пус ковой орган 1 противоаварийной автоматики. Сигнал с выхода органа 1 подают на вход логико-арифметкческого устройства 7 выбора про грамм 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,.да 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 углов 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 сигналь блока 5 и дифференциатора 12. В устройстве 14 с использованием входных сигуапов и хранящейся в нем информации о постоянной инерции генераторов определяют 86 кинетическую энергию генераторов энергосистемы в относительном движении. На вход логико-арифметического устройства 15определения 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 И 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 16с 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 и 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 больщем 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 cjfMMe входных сигналов после срабатывания пускового органа 1. Выходной сигнал устройства 21 подают на вход электрогидравлического преобразователя 8 си- стемы регулирования турбин. На фиг. 2 приведен переходный процесс изенения угла 6 эквивалентного генератора при оротком замыкании с отключением поврежденой линии электропередачи. Как следует из иг. 2, происходит нарушение динамической стойчивости (Pj, - мощность генератора; Р, ощность турбины). На фиг. 3 (кривая а ) представлен переходш процесс для той же аварии при програм ном управлении с избыточной глубиной разгрузки мощностей турбин (кривая б). В этом случае имеет место выпадение генератора из ся1нхро1шзма в сторону переторможения на втором цикле качаний. На фиг. 3 (кривая в) представлен переходный процесс при программном управлении с недостаточной глубиной разгрузку турбин (кри вая г). При этом имеет место нарушение устойчивоста на втором цикле качаний с вьтадением генератора из синхронизма всторону 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 моищостью турбин согласно предлагаемому способу- при ус тавке 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 (при отключениях генераторов. Техническая реализация предлагаемого спосо ба принципиально возможна на существующем оборудовании энергосистем с применением управляющих вычислительных машин. 8 , Формула изобретения Способ противоаварийного управления мощностью турбин с использованием программы управления, формируемой на основе информации о схеме, режимных параметрах энергосистемы и интенсивности возмущения, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности управления, измеряют скольжение 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 регулирования турбин сигнал, равный сумме программного сигнала и сигнала, пропорционального сумме отклонения запаса устойчивости от уставки и первой производной этого отклонения, а если запас устой швости 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 управление мощностью энергосистем. М., Энергия, 1974, с. 277. 2.Дорошенко Г, А., Леринский Я. И., Травкина В. И. К вопросу о возможностях и способах осуществления аварийного регулирования паровых турбин. Труды ВНИИЭ, Энергия, 1967, вып. 29. 3.Авторское свидетельство СССР № 535661, кл. Н 02 J 3/24, 1974. 4.Авторское свидетельство СССР № 558351, кл. Н 02 J 3/24, 1975.

Фиг.1

Фиг.