Синтез систем адаптивной синхронизации генераторов с электрической сетью на основе методов автоматического управления с эталонной моделью

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Проблема и актуальность. Разработка и создание современных устройств автоматического управления режимами работы электроэнергетической системы в целом и отдельных ее элементов в частности представляет одно из основных направлений совершенствования электроэнергетической отрасли. Согласно Энергетической стратегии России на период до 2030 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р, к одному из направлений развития относится разработка и освоение эффективных автоматизированных систем, поддерживающих весь цикл создания совершенных технических средств, систем, алгоритмов и программ управления [1]. В проекте Энергетической стратегии России на период до 2035 года данная задача отнесена к стратегическим целям развития электроэнергетики и включает модернизацию, техническое переоснащение и автоматизацию отрасли, направленные на снижение износа основных фондов, повышение энергетической и экономической эффективности производства, транспорта, распределения и использования электроэнергии [2]. В качестве одной из подзадач указанной стратегии следует выделить задачу автоматизации управления режимами работы генерирующего оборудования и, в частности, задачу синтеза современных систем автоматического управления процессами точной синхронизации генератора с электрической сетью (ЭС). При этом точное выполнение условий синхронизации к моменту включения выключателя позволяет повысить качество сопровождающих переходных процессов и предотвратить излишний износ оборудования, вызванный такими последствиями несинхронного включения, как подгорание контактов выключателя, повреждение обмоток генератора и повышающего трансформатора, механические воздействия на вал энергоагрегата и др.

В настоящее время серийно выпускаемые и устанавливаемые на электростанциях устройства точной синхронизации генераторов в целом удовлетворяют предъявляемым к ним требованиям. В то же время алгоритмы функционирования этих устройств обладают рядом недостатков, основным из которых является отсутствие формализованной процедуры перевода параметров синхронизации к конечным значениям. Указанный недостаток приводит к непредсказуемости получаемых результатов и успешности синхронизации в целом. Декомпозиция процесса синхронизации, возникающая в результате выделения этапа подгонки частот и этапа ожидания момента совпадения фаз напряжений синхронизируемых объектов, приводит к относительно высокой длительности процесса, неопределенности действия устройства при возникновении возмущений, а также к необходимости смещения целевых условий синхронизации в направлении ухудшения качества. Последнее свойство вызвано необходимостью обеспечения некоторой ненулевой величины скольжения в момент подачи сигнала на включение выключателя с целью обеспечения вращения векторов напряжений синхронизируемых объектов в течение этапа ожидания момента совпадения фаз. Влияние возникающих в ходе процесса синхронизации возмущений, способных привести к отклонению параметров синхронизации, в общем случае неоднозначно и может приводить как к ускорению процесса, так и к существенному увеличению его длительности.

Наибольший негативный эффект указанных недостатков возможен при необходимости обеспечения скорейшего ввода в работу генерирующих мощностей. Такая необходимость возникает, например, при возникновении превышений максимально допустимых перетоков мощности в контролируемых сечениях, а также в послеаварийных режимах работы электроэнергетической системы (ЭЭС) для скорейшего восстановления электроснабжения отключенных потребителей. С позиции диспетчерского управления режимом работы ЭЭС, неопределенность длительности и успешности процесса синхронизации в данных режимах представляются недопустимой. Решение данной проблемы осуществляется путем применения способа самосинхронизации, либо расширением допустимых пределов точной синхронизации.

Очевидно, что увеличение длительности процесса синхронизации в этих случаях будет способствовать увеличению продолжительности существования нежелательных режимов работы ЭЭС и может привести к затягиванию процесса восстановления электроснабжения потребителей, длительность отключения которых должна быть минимальной [3].

Особое значение этот вопрос приобретает в послеаварийных режимах, когда происходит деление сети и выделение на изолированную работу дефицитной части ЭЭС. В условиях нестационарности режимных параметров этой части, включение дополнительных энергоагрегатов для покрытия дефицита мощности методом самосинхронизации (либо точной синхронизации с расширением допустимых пределов) в таких случаях будет приводить к возникновению дополнительных качаний и создавать опасность ухудшения режима, вплоть до потери синхронизма включаемым и соседними агрегатами.

Согласно [2] для достижения стратегических целей развития электроэнергетики предусматривается оптимизация структуры генерирующих мощностей, включающая увеличение доли маневренных энергоагрегатов. Важным показателем таких агрегатов является сравнительно быстрый запуск до состояния холостого хода, что удовлетворяет поставленной цели. Однако применение несовершенных алгоритмов синхронизации способно привести к увеличению длительности включения таких агрегатов в сеть и, как следствие, снижению их маневренности.

Актуальной также представляется задача совершенствования алгоритмов синхронизации для последующего синтеза устройств автоматического повторного включения (АПВ) и автоматического ввода резерва (АВР) с управлением синхронизмом. Синтез последних представляется важным звеном в решении задачи внедрения собственных генерирующих мощностей на предприятиях.

Важность совершенствования алгоритмов синхронизации обусловлена и приоритетными направлениями развития электроэнергетики, к которым, в частности, относятся развитие и внедрение автоматизированных подстанций, цифровых устройств автоматики и гибких силовых устройств управления. Применение этих средств предоставляет дополнительные возможности для эффективного управления процессами синхронизации, как отдельных генераторов, так и частей ЭЭС.

Значительный вклад в исследование процессов включения на параллельную работу генераторов с сетью, а также частей энергосистем внесли: А.А. Хачатуров, Л.Г. Мамиконянц, В.А. Веников, Сиротинский Е.Л., M.J. Thompson, J.C. Gomez, М.М. Morcos и др. Подробно рассмотрены принципы работы устройств синхронизации в работах Н.И. Овчаренко, А.Ф. Дьякова, М.А. Берковича, В.А. Гладышева, В.А.Семенова.

Степень разработанности темы. В настоящее время исследования в области разработки и совершенствования принципов работы устройств автоматической синхронизации в основном направлены на совершенствование и развитие существующих алгоритмов. Принципиально новый подход изложен в работах [4, 5], заключающийся в приложении методов автоматического управления с эталонной моделью к задаче синтеза устройств синхронизации генератора с электрической сетью. Однако эти исследования не содержат проработку алгоритмов управления параметрами синхронизации по построенным программным траекториям движения (ПТД) роторов синхронизируемых генераторов, а в предложенных алгоритмах построения ПТД предусматривается трудновыполнимое двух полярное управление. Открытым остается также вопрос возможности использования существующих измерительных систем.

Изложенные аспекты актуальности совершенствования систем синхронизации объектов ЭЭС определяют цель данной работы.

Цель работы. Разработка способа адаптивной синхронизации генераторов с электрической сетью, позволяющего выполнять управление посредством выдачи однополярных управляющих воздействий.

Для достижения этой цели проработана, дополнена и развита, а также опробована на программных моделях предложенный в [4, 5] подход к синтезу устройств синхронизации с эталонной моделью. При этом решались следующие задачи:

1. Критический анализ эффективности алгоритмов современных средств автоматической синхронизации объектов ЭЭС и определение направлений диссертационной работы.

2. Обоснование способа адаптивной синхронизации генераторов с электрической сетью, позволяющего выполнять управление посредством выдачи однополярных управляющих воздействий.

3. Разработка алгоритмов функционирования отдельных блоков устройства синхронизации с эталонной моделью: блока построения эталонной модели, регулятора, измерительного блока.

4. Моделирование и апробация разработанных алгоритмов при автономной и совместной работе в программном комплексе Mustang и специализированной среде моделирования MATLABSimulink.

Методы исследования. Решение поставленных в диссертации задач осуществлялось при помощи математического и программного моделирования электроэнергетических систем и сетей, вычислительных экспериментов, применения методов теории электрических машин, электромеханических переходных процессов, а также теории автоматического управления.

Научную новизну диссертации имеют следующие положения, выносимые на защиту:

1. Способ построения эталонной модели для систем синхронизации, обеспечивающий перевод управляемых параметров к конечным значениям посредством выдачи однополярных управляющих воздействий.

2. Способ управления, позволяющий осуществлять движение параметров синхронизации по построенным для них траекториям эталонных моделей.

3. Алгоритмы функционирования блока измерения синхронизируемых параметров, позволяющие в пределах двух периодов промышленной частоты осуществлять измерение относительных углов, скоростей и ускорений векторов напряжений в узлах синхронизации объектов.

Научная новизна ряда выполненных значимых разработок подтверждена патентом РФ на изобретение № 2457597.

Практическая ценность. Реализация синтезированных систем автоматической точной синхронизации генератора с электрической сетью, основанных на принципах построения систем автоматического управления объектами с эталонной моделью, позволит:

· сократить время, требуемое для выполнения условий синхронизации, и, следовательно, минимизировать задержки во включении генерирующих мощностей в сеть;

· обеспечить работоспособность алгоритмов в условиях наличия возмущений, вызывающих отклонения параметров синхронизации от эталонной модели, и повысить качество сопровождающих переходных процессов;

· исключить методическую ошибку управления, характерную для существующих система синхронизации и вызванную необходимостью смещения целевых условий синхронизации в область понижения качества.

Теоретическая значимость работы. Полученные результаты представляют собой методическую основу для создания нового класса адаптивных систем автоматического управления динамическими переходами ЭЭС, связанных с необходимостью синхронного объединения их частей.

Личный вклад автора. Автором диссертации обоснована актуальность совершенствования современных систем автоматической точной синхронизации генераторов и частей ЭЭС; разработаны алгоритмы работы определяющих блоков систем управления процессами синхронизации с эталонной моделью; выполнена апробация разработанных алгоритмов посредством моделирования в специализированных программных комплексах.

В совместных публикациях вклад автора составляет более 50 %.

Достоверность научных результатов подтверждена выбором классических способов синтеза адаптивных автоматических систем управления, сопоставлением с результатами других аналогичных исследований и вычислительными экспериментами с использованием сертифицированных программных средств.

Апробация работы. Материалы диссертационной работы докладывались, обсуждались и демонстрировались на международных, всероссийских и университетских конференциях, форумах и семинарах: I университетской конференции студентов Элитного технического образования «Ресурсоэффективным технологиям - энергию и энтузиазм молодых» (Томск, 2010), II международной научно-практической конференции молодых ученых «Ресурсоэффективные технологии для будущих поколений» (Томск, 2010), XVII международной научно-практической конференции студентов и молодых ученых «Современные техника и технологии» (Томск, 2011), XIII всероссийском студенческом научно-технического семинаре «Энергетика: эффективность, надежность, безопасность» (Томск, 2011), международной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (Томск, 2011), XIV международном студенческом научно- техническом семинаре «Энергетика: эффективность, надежность, безопасность» (Томск, 2012), III международной научно-технической конференции

«Электроэнергетика глазами молодежи» (Екатеринбург, 2012), IV международной научно-технической конференции «Электроэнергетика глазами молодежи» (Новочеркасск, 2013), I международном молодежном форуме «Интеллектуальные энергосистемы» (Томск, 2013), V международной научно-технической конференции «Электроэнергетика глазами молодежи» (Томск, 2014).

Публикации. По результатам выполненных исследований, разработок и их применения, связанных с темой диссертационной работы, опубликовано 14 научных работ, в том числе 1 патент РФ на изобретение, 2 статьи в рецензируемых изданиях перечня ВАК РФ и 11 публикаций в материалах научно- технических конференций, семинаров и форумов.

синхронизация автоматический генератор

Глава 1. Методы и средства автоматической синхронизации генератора с электрической сетью

Для успешного включения генератора на параллельную работу с электрической сетью в традиционной формулировке цели синхронизации необходимо, чтобы уравнительный ток в момент включения объединяющего выключателя не превысил допустимого значения, а ротор генератора не перешел в асинхронный режим. Для этого вручную или автоматически производится регулирование частоты и модуля напряжения генератора так, чтобы они были близки к соответствующим параметрам сети, и определяется момент выдачи команды на включение объединяющего выключателя, соответствующий моменту равенства векторов напряжения генератора и сети. Рассмотренный процесс называется синхронизацией или точной синхронизацией[6].

На практике получили распространение два основных способа включения генератора в сеть: синхронизация (точная синхронизация) и самосинхронизация. Очевидно, что процесс синхронизации требует времени, что приводит к задержке во включении генератора в сеть. Процесс самосинхронизации позволяет выполнить включение без существенных задержек.

При самосинхронизации первичный двигатель выполняет подведение частоты генератора к синхронной частоте с разницей в пределах ± 2-3 % (обычно) и более. Включение объединяющего выключателя осуществляется при отсутствии возбуждения. В случае если включение выполнено при величине скольжения менее 3-5 %, ток возбуждения подается в обмотку ротора одновременно с включением выключателя. При более высоких значениях скольжения возбуждение подается только после того, как частота генератора станет близкой к синхронной. Возникший при этом синхронный момент обеспечивает вхождение включаемого генератора в синхронизм.

К достоинствам способа самосинхронизации следует отнести малую длительность процесса включения генератора в сеть и простоту операций, что позволяет сравнительно просто и надежно реализовать устройства автоматики, обеспечивающие выполнение описанных алгоритмов. К недостаткам способа самосинхронизации относится сравнительно низкое качество сопутствующих включению переходных процессов, сопровождающихся толчками уравнительного тока и снижением напряжения на выводах генератора в момент включения. По существу, втягивание генератора в синхронизм происходит за счет знакопеременного синхронного момента, увеличивающего колебания скольжения, что негативно отражается на качестве процесса синхронизации [6]. Указанные недостатки приводят подгоранию контактов объединяющего выключателя, а также подвергают дополнительным динамическим усилиям обмотки включаемого генератора и повышающего трансформатора.

К преимуществам точной синхронизации следует отнести сравнительно высокое качество сопровождающего включение переходного процесса, что выражается в невысоких величинах уравнительного тока и непродолжительных качаниях ротора генератора. Очевидны и недостатки способа точной синхронизации, к которым относится необходимость точного уравнивания частот и векторов напряжений синхронизируемых объектов, что приводит к более сложной реализации устройств автоматики и увеличивает длительность процесса синхронизации.

В соответствии с преимуществами и недостатками следует разделять области применения способов самосинхронизации и точной синхронизации [7]. Согласно правилам устройства электроустановок (ПУЭ), в нормальных режимах работы энергосистемы способ точной автоматической или полуавтоматической синхронизации, как основной для включения на параллельную работу, должен быть предусмотрен для:

– турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток мощностью более 3 МВт, работающих непосредственно на сборные шины генераторного напряжения, при значениях периодической составляющей переходного тока более 3,5Iном;

– турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток типов ТВВ, ТВФ, ТГВ и ТВМ;

– гидрогенераторов мощностью 50 МВт и более.

Самосинхронизация, может предусматриваться в качестве основного способа включения в сеть для следующих генераторов:

– турбогенераторов мощностью менее 3МВт;

– турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток мощностью более 3 МВт, работающих непосредственно на сборные шины, при условии, что периодическая составляющая переходного тока при включении в сеть способом самосинхронизации не превосходит 3,5Iном;

– турбогенераторов с косвенным охлаждением, работающих в блоке с

трансформаторами;

– гидрогенераторов мощностью менее 50МВт;

– гидрогенераторов, электрически жестко связанных между собой и работающих через общий выключатель при условии, что их суммарная мощность не превышает 50МВт.

В случае включения на параллельную работу с сетью блоков из двух и более гидрогенераторов в схеме с одним выключателем, их предварительно синхронизируют способом самосинхронизации, после чего блок включается в сеть способом точной синхронизации. С целью обеспечения скорейшего ввода в работу генерирующих мощностей в аварийных режимах ЭЭС допускается производить включение в сеть генераторов способом самосинхронизации вне зависимости от системы охлаждения и мощности.

1.1 Условия синхронизации генератора с электрической сетью и способы их выполнения

1.1.1 Традиционные условия синхронизации

Для обеспечения качественных результатов синхронизации: отсутствия уравнительных токов, толчков мощности и изменения напряжения в системе, сопровождающихся нежелательными переходными процессами - необходимо чтобы для синхронизируемых объектов были выполнены следующие требования [6, 8]:

а) равенство напряжений по абсолютному значению; б) равенство частот;

в) совпадение по фазе векторов напряжения; г) идентичность чередования фазнапряжений.

Последнее условие, как правило, обеспечивается на этапе предпусковых испытаний, и поэтому дополнительные управляющие воздействия в процессе синхронизации в этом направлении не требуются. Равенство напряжений по абсолютному значению достигается путем регулирования тока возбуждения генератора и не представляет существенной сложности [6]. Равенство частот и фазовых углов векторов напряжений генератора и сети достигается путем изменения вращающего момента на валу генератора регулированием, например, количества пара или воды, пропускаемых через турбину.

Невыполнение условия равенства векторов напряжений генератора и сети по абсолютному значению в момент включения приводит к появлению уравнительного тока, который в зависимости от соотношения между напряжением генератора и напряжением сети может быть как отстающим (размагничивающим), так и опережающим (намагничивающим). В обоих случаях, за счет дополнительного намагничивания или размагничивания, напряжения генератора и сети будут выровнены[9].

Несовпадение фазовых углов векторов напряжений генератора и сети приводит к появлению напряжения биений, или напряжения скольжений US. Модуль векторной разности USмежду напряжениями генератора UГ и сети UС в случае, когда их частоты неодинаковы (рисунок 1.1, а), периодически изменяется от нуля до максимального значения (рисунок 1.1, б) [10].

Рисунок 1.1 - Напряжение биений: а - векторная диаграмма; б - изменение мгновенных значений напряжения биений

При равенстве модулей напряжений генератора UГ и сети UС абсолютное значение напряжения биений US, определяемое через обобщенный модуль U= UГ= UС и переменную д(см. рисунок 1.1, а), изменяетсяв соответствии с выражением[10]:

U =2Usin(d/2)=2Usin((wГ -wС )t/2)=2Usin((ut)/2), (1.1)

где д- относительный угол между векторами UГ и UС; щГ - частота генератора; щС - частота электрической сети; х- относительная скорость равная разнице частот щГ и щС.

Выражению (1.1) соответствует циклически изменяющаяся кривая (см. рисунок 1.1, б). Продолжительность одного полного цикла изменения напряжения биений, называемая периодом скольжения TS, определяется как

Т =2p /Su (1.2)

На рисунке 1.2 представлены два цикла изменения напряжения биений при различных величинах относительной скорости (х1 >х2).

Рисунок 1.2 - Изменение действующих значений напряжения биений

Включение генератора в сеть при ненулевых значениях модуля USTприведет к появлению уравнительного тока и связанных с ним последствий [11]. В условиях, принятых для закона (1.1), начальное абсолютное значение уравнительного тока ITопределяется повыражению:

I=UST / (X"d+XC) (1.3)

где Х"d- сверхпереходное реактивное сопротивление генератора по продольной оси; ХС - эквивалентное сопротивление системы; индекс T означает принадлежность параметра к моменту включения объединяющего выключателя.

При сдвиге дT= 180° (включение в противофазе) модуль US= 2Uимеет наибольшее значение, а соответствующий уравнительный ток ITзначительно превышает величину тока трехфазного короткого замыкания на выводах генератора, что может привести к повреждению обмоток генератора и повысительного трансформатора [11].

Включение в противофазе, как правило, происходит при неисправности во вторичных цепях или при неправильном срабатывании синхронизирующего устройства.

При ненулевых значениях относительного угла в момент включения происходит резкое изменение небаланса моментов на валу генератора. Этот небаланс, в зависимости от соотношения фазовых углов векторов напряжения генератора дГ и сети дС, будет вызывать ускорение (дГ <дC) или торможение (дГ >дC) ротора генератора.

При значительной разности частот трудно безошибочно выбрать момент для включения объединяющего выключателя. Однако даже в случае, если момент включения будет выбран удачно, включение будет сопровождаться нежелательными переходными процессами - генератор будет втягиваться в синхронизм медленно, испытывая качания и создавая толчки уравнительного тока и мощности в системе. При большой начальной относительной скорости хT(3-5 %), ротор генератора может не успеть затормозиться и удержаться в синхронизме, вследствие чего может потребоваться последующее отключение генератора.

Кроме того, возникающие при несинхронном включении механические усилия, сопровождающиеся быстрым ускорением или торможением, в отдельных случаях могут привести к повреждениям генератора и первичного двигателя [9, 11,12].

Ввиду того, что строгое выполнение условий точной синхронизации в общем случае технически невозможно, включение генераторов в сеть допускается осуществлять с некоторыми отклонениями по контролируемым параметрам. Согласно [13] допустимое значение относительной скорости в момент включения хTсоставляет ± 0,05-0,1 Гц, разность модулей векторов напряжений генератора и сети должна быть не выше ± 5 %. Допустимое значение величины относительного угла дTопределяется в зависимости от параметров сети и синхронизируемого генератора. При этом следует стремиться к обеспечению величины дTне выше 10°. Условием допустимости включения генератора на параллельную работу с сетью является непревышение уравнительным током номинального тока генератора.

Для включения на параллельную работу частей энергосистем величина относительной скорости не должна превышать 0,1 Гц и учитывать возможность наброса мощности на межсистемные и внутрисистемные связи. При этом в случае разделения энергосистемы на изолированно работающие части в результате аварии, для сокращения объема отключаемой нагрузки в дефицитной части и

наискорейшего объединения разделившихся частей ЭЭС, допускается выполнять синхронизацию при понижении частоты в избыточной части, но не ниже 49,8 Гц [14].

Следует отметить, что, согласно стандартам международной некоммерческой ассоциации InstituteofElectricalandElectronicsEngineers (IEEE), к величине допустимой разности частот генератора и сети в момент включения предъявляются более жесткие требования (± 0,067 Гц) [15, 16]. Отличаются требования и для синхронизации частей энергосистем. Так, в стандарте по подключению распределенной генерации к ЭЭС [17] указаны допустимые отклонения контролируемых параметров для индивидуальной и эквивалентной генерации, приведенные в таблице 1.1.

Таблица 1.1. Пределы синхронизации согласно стандарту IEEE 1547

Суммарная мощность, кВА	Отклонение по частоте, Гц	Отклонение по напряжению, %	Отклонение по углу, градус
Менее 500	0,3	10	20
От 500 до 1500	0,2	5	15
Более 1500	0,1	3	10

Отметим, что, несмотря на достаточно жесткие требования к параметрам синхронизации в момент включения объединяющего выключателя, на практике часто применяются более широкие пределы [6, 18].

1.1.2 Дополнительное условие синхронизации

Традиционная формулировка цели синхронизации генераторов с сетью и частей энергосистем подразумевает относительно «мягкие» условия для создания современных устройств автоматической синхронизации. Сравнительно широкие пределы допустимых отклонений для параметров синхронизации обусловлены условиями допустимости таких включений с точки зрения отсутствия существенных угроз повреждению оборудования, а также потери устойчивости отдельных энергоагрегатов и подсистем. При этом в общем случае не ставится задача обеспечения повышения качества электромеханических переходных процессов, сопровождающих включение синхронизируемых объектов на параллельную работу. Постановка такой задачи потребует увеличение длительности процедуры синхронизации, что для алгоритмов работы современных устройств автоматики может привести к существенному затягиванию процесса включения генератора в сеть или объединения энергосистем.

В этой связи при формировании требований к разработке современных устройств автоматической синхронизации целесообразно рассматривать более «жесткие» условия и формулировать цель синхронизации, дополнительно к традиционным условиям, как необходимость обеспечения равенства ускорений синхронно вращающихся векторов напряжений синхронизируемых объектов. Такая постановка задачи удовлетворяет традиционным условиям синхронизации, однако имеет целью обеспечение синхронного вращения векторов напряжения до и после включения объединяющего выключателя, что обуславливает необходимость выполнения дополнительного условия - равенства нулю величины относительного ускорения. Невыполнение этого условия означает наличие небаланса моментов на валу синхронизируемого генератора в момент включения, что в совокупности с допустимыми отклонениями величин относительной скорости и относительного угла может приводить к возникновению дополнительной энергии, усиливающей качания роторов генераторов.

Очевидно, что в такой редакции цели синхронизации, если она будет достигнута, качество сопровождающих электромеханических переходных процессов будет наиболее высоким.

1.1.3 Традиционные подходы к выполнению условий синхронизации

Как при ручном, так и при автоматическом управлении процессом точной синхронизации генератора с сетью в настоящее время применяются единые алгоритмы, основанные на импульсной подгонке частот и модулей векторов напряжений генератора к соответствующим параметрам сети и ожидании момента совпадения их фазовых углов. Поскольку достижение последнего условия происходит в результате изменения частот вращения векторов напряжений генератора и сети, целью подгонки частоты вращения генератора является обеспечение некоторой заданной ненулевой величины относительной скорости.

Очевидно, что импульсный характер выдачи управляющих воздействий в совокупности с инерционностью управления турбиной подразумевает выдачу последующих управлений до полной отработки предыдущих. В противном случае длительность процесса синхронизации потребовалось бы существенно увеличить. Эта особенность характерна и для определения момента подачи импульса на включение объединяющего выключателя, что выражается в наличии некоторой, в общем случае нелинейно изменяющейся, величины относительного ускорения к моменту включения. Ненулевая величина относительного ускорения в момент включения выключателя косвенно подтверждается современными применяемыми алгоритмами, в которых ускорение используется для выполнения традиционных условий синхронизации.

Следует отметить, что традиционные подходы к выполнению условий синхронизации по своей сути приводят к необходимости выбора между задачами повышения качества и скорости процесса синхронизации.

Более подробно алгоритмы работы современных устройств автоматической точной синхронизации будут рассмотрены далее.

1.2 Алгоритмы работы современных устройств автоматической точной синхронизации

1.2.1 Типы устройств точной синхронизации

Включение генератора на параллельную работу с электрической сетью, равно как и включение частей энергосистем, является крайне важным и ответственным процессом. Неправильные действия, выполненные при синхронизации, способны привести к повреждению генератора, турбины, повысительного трансформатора, выключателя и другого оборудования, а в малых энергосистемах, суммарная величина вырабатываемой мощности в которых сопоставима с мощностью генератора, в крайних случаях - к нарушению устойчивости всей ЭЭС. Результаты исследований, направленных на анализ последствий несинхронного включения генератора на параллельную работу с сетью, а также частей энергосистем, представлены как в зарубежной литературе, так и в отечественной литературе [19-25] и подтверждают важность выполнения условий синхронизации в момент включения объединяющего выключателя.

Известна авария в объединенной энергосистеме (ОЭС) Урала, произошедшая в 2000 году, когда в результате ошибочных действий персонала электростанции при выполнении переключений в цепях релейной защиты была отключена ВЛ 220 кВ, что привело к выделению энергорайона на изолированную работу с разностью частот 2,3 Гц. В ходе ликвидации сложившейся аварийной ситуации диспетчером ОАО «Свердловэнерго», несмотря на существенную разность частот, была отдана команда на включение объединяющего выключателя. Оперативный персонал подстанции, не имея технической возможности произвести включение выключателя с контролем синхронизма, выполнил ошибочную команду, что в сложившейся схемно-режимной ситуации привело к дальнейшему развитию технологического нарушения, выразившемуся в асинхронном ходе между выделившимся энергорайоном и объединенной энергосистемой[26].

Известна также авария в ОЭС Сибири, произошедшая в 2003 году, когда на Саяно-Шушенской ГЭС в результате ошибочного вывода из работы устройства контроля синхронизма было произведено несинхронное включение в сеть гидрогенератора № 5. При этом апериодическая слагаемая тока в фазе «С» приобрела значение, близкое к максимальному. В результате насыщения трансформаторов тока, произошло неселективное срабатывание дифференциальной защиты генератора, и он был отключен [27].

Приведенные описания аварий еще раз указывают на важность соблюдения условий точной синхронизации в момент включения выключателя и подчеркивают ответственность указанной процедуры.

При использовании способа точной синхронизации в качестве основного способа включения генератора в сеть, с целью улучшения качества процесса синхронизации, сокращения его длительности, а также исключения человеческого фактора, являющегося одним из факторов возникновения крупных аварий в энергосистемах [28], генератор, как правило, оснащается устройствами автоматики, позволяющими производить включение автоматически или полуавтоматически. Выполнение процедуры точной синхронизации вручную допускается для энергоагрегатов мощностью менее 15 МВт при условии наличия блокировки, препятствующей несинхронному включению генератора в сеть [7, 10].

При полуавтоматической синхронизации устройства автоматики выполняют лишь вспомогательную роль. Регулирование частоты и модуля напряжения генератора в этом случае производит персонал электростанций, а устройства автоматики, как правило, представляют собой блокировку от несинхронного включения и отвечают за проверку выполнения условий синхронизации и допустимость включения объединяющего выключателя.

При автоматической синхронизации включение генератора на параллельную работу с сетью выполняется исключительно устройствами автоматики. Устройство автоматической точной синхронизации осуществляет подведение частоты и модуля напряжения синхронизируемого генератора к соответствующим параметрам сети, выполняет контроль допустимости включения и формирует импульс на включение объединяющего выключателя к моменту времени, когда условия точной синхронизации будут выполнены.

Принимая во внимание наличие собственного времени включения выключателя, для обеспечения равенства нулю напряжения биений в момент включения генератора в сеть (точка 1 на рисунке 1.2), команда на включение выключателя выдается до момента совпадения векторов напряжений генератора и сети (точка 2 на рисунке 1.2). При этом время опережения tоп принимается равным времени включения выключателя и соответствует некоторому ненулевому значению угла опережения доп. Для случая равномерного вращения векторов напряжений генератора и сети величина доп будет равна:

доп =хtоп .(1.4)

С позиции выдачи упреждающего импульса на включение выключателя выделяют синхронизаторы с постоянным углом опережения и синхронизаторы с постоянным временем опережения. В синхронизаторах первого типа предусматривается формирование импульса на включение выключателя по условию достижения углом заданного постоянного значения доп. При этом не учитывается наличие ненулевых величин относительной скорости и относительного ускорения, что приводит к возникновению существенных погрешностей в определении оптимального момента включения выключателя. В синхронизаторах с постоянным временем опережения выдача импульса на включение выполняется со временем опережения tоп, равным собственному времени включения выключателя.

В настоящее время наибольшее распространение получили синхронизаторы второго типа (УБАС, АСТ-4, СА-1 и др.) [29].

Структуру автоматического синхронизатора типа УБАС (устройство бесконтактное автоматической синхронизации) составляют шесть основных блоков (рисунок 1.3) [10]:

– блок питания служит для обеспечения питания синхронизатора, а также формирует сигнал, пропорциональный напряжению биений US;

– блок опережения контролирует выполнение условия синхронизации по разности фаз и формирует сигнал, разрешающий включение выключателя с учетом необходимого времени опережения;

– блок контроля разности частот контролирует допустимость включения по условию равенства частот генератора и сети и формирует сигнал, разрешающий включение выключателя;

– блок контроля разности напряжений контролирует допустимость включения по условию равенства модулей напряжений генератора и сети и формирует сигнал, разрешающий включение выключателя;

– блок подгонки частоты выполняет управляющие воздействия, направленные на обеспечение равенства частот генератора и сети;

– блок включения, получив разрешающие сигналы, свидетельствующие о выполнении условий синхронизации по частоте, фазе и модулю напряжения, формирует команду на включение выключателя.

В целях исключения нежелательных процессов форсировки и расфорсировки возбуждения генератора от воздействий автоматического регулятора возбуждения сильного действия (АРВ СД), для генераторов, оснащенных такими регуляторами, включение допускается производить при разности модулей векторов напряжений генератора и сети в пределах ± 1 %.



Рисунок 1.3 - Структурная схема автоматического синхронизатора УБАС

Обеспечение повышенной точности подгонки напряжения генератора к напряжению сети достигается путем изменения уставки АРВ генератора. Для этих целей используется специальный блок подгонки уставки напряжения (ПУН), который входит в состав АРВ СД. При этом блок ПУН исключает из схемы синхронизатора блок контроля разности напряжений с целью предотвращения включения выключателя при достижении уставки последнего.

Элементная база синхронизатора УБАС выполнена с применением полупроводниковых логических элементов, что позволяет обеспечить высокую надежность устройства в совокупности с простотой выполнения относительно сложных операций точной синхронизации.

К основным недостаткам синхронизатора УБАС следует отнести использование величины напряжения биений в качестве основы функционирования всех блоков устройства. При этом искажение формы напряжения биений, возникающее, например, при неравенстве напряжений синхронизируемого генератора и сети, приводит к появлению существенных погрешностей во времени опережения.

Другим недостатком является возможность отказа синхронизатора при условиях, наиболее благоприятных для включения генератора в сеть. Причиной этого недостатка является то, что при малых величинах относительной скорости возможно исключение условий для срабатывания компаратора в блоке опережения, что наиболее вероятно при небольших величинах собственного времени включения выключателя [10].

Формируемый в блоке опережения УБАС импульс на включение выключателя строится на предположении равномерного вращательного движения векторов напряжений генератора и сети и, следовательно, нулевой величины относительного ускорения. Выполнение управляющих воздействий, направленных на обеспечение равенства частот генератора и сети подразумевает наличие и постоянное изменение величины относительного ускорения. Таким образом, принятое предположение приводит к возникновению погрешности в определении времени опережения.

1.2.2 Микросхемный аналоговый автоматический синхронизаторСА-1

Разработанное в Московском энергетическом институте бесконтактное устройство автоматической точной синхронизации СА-1 представляет собой специализированное вычислительное устройство, выполненное на операционных интегральных усилителях и логических микросхемах [10, 30].

В отличие от синхронизатора УБАС, где для функционирования всех блоков устройства используется напряжение биений, для функционирования блоков устройства СА-1, отвечающих за выполнение условий синхронизации по частоте и фазовым углам напряжений генератора и сети, применяется линейное преобразование относительного угла в постоянное напряжение, а также относительные скорость и ускорение. Структурная схема синхронизатора упрощенно представлена на рисунке 1.4.



Рисунок 1.4 - Структурная схема устройства точной автоматической синхронизации СА-1

На вход устройства поступают действующие значения напряжений генератора UГ и сети UС. Измерение относительного угла выполняется при помощи времяимпульсного измерительного преобразователя ИП. Полученная на выходе ИП величина напряжения Uдпропорциональна текущему значению относительного угла и не зависит от амплитуд UГ и UС. В момент совпадения векторов напряжений генератора и сети (т.е. при д= 0, 2р, …) напряжение Uдминимально и составляет U2р= 0,5 В. При нахождении векторов напряжений в противофазе (т.е. при д= р, 3р, …) напряжение Uддостигает максимального значения 10,5В.

После ИП установлены дифференциаторы D1 и D2, построенные на интегральных операционных усилителях и обеспечивающие определение величин относительной скорости и относительного ускорения. Полученные параметры тносительного движения векторов напряжения генератора и сети поступают на сумматор А1, где суммируются с учетом заданного времени включения выключателя tВ.

Блок опережения синхронизатора СА-1 состоит из дифференциаторов D1 и D2, сумматора A1 и компаратора EA1. Последний элемент формирует сигнал, разрешающий включение выключателя по факту выполнения равенства относительного угла дуглу опережения доп. Целевым условием работы синхронизатора является равенство относительного угла нулевому значению (или значению кратному 2р, что соответствует нулевому углу). С учетом некоторого угла опережения это условие может быть представлено в виде:

d+dоп=2p. (1.5)

С учетом кинематики вращательного движения векторов напряжения генератора и сети, в предположении об их равноускоренном движении, величина угла опережения может быть определена исходя из собственного времени включения выключателя tВ [10]:

(1.6)

С учетом (1.5) выражение (1.6) принимает вид:

(1.7)

Учитывая линейную зависимость между Uд и д, может быть получено уравнение работы блока опережения синхронизатора СА-1:

(1.8)

В компараторе EA1 производится сравнение левой части выражения (1.8) с заданным значением U2ри при достижении их равенства формируется сигнал, разрешающий включение объединяющего выключателя.

Описанная процедура определения величины доп позволяет с повышенной точностью обеспечивать равенство фазовых углов векторов напряжения в момент включения объединяющего выключателя.

Блок контроля разности частот состоит из сумматора А2 и компаратора ЕА2 и позволяет контролировать допустимость включения с учетом величины относительного ускорения в момент замыкания контактов выключателя (хВКЛ), а не в момент подачи разрешающего сигнала от блока опережения (хC). Значение относительной скорости хCсоответствует величине dд/dtв уравнении (1.6). Тогда с учетом допущения о равноускоренном характере движения векторов напряжения генератора и сети величина ускорения будет постоянной и равной б, что соответствует величине d2д/dt2 в уравнении(1.6).

Величина относительной скорости хВКЛ может быть определена как [10]:

uВКЛ=uС +atT. (1.9)

Тогда выражение (1.6) принимает вид:

(1.10)

Принимая уставку блока контроля разности частот равной хmax, выражение (1.10) преобразуется к виду:

(1.11)

Компаратор ЕА2 сработает в момент, когда величина относительного угла удовлетворит равенству:

(1.12)

Выполнив подстановку величины допmax из уравнения (1.12) в (1.11) и проведя замены величин соответствующими напряжениями, а также принимая во внимание, что напряжение уставки UУСТ компаратора ЕА2 равно 2р-хmaxtВ, получим уравнение работы блока контроля разности частот:

(1.13)

С целью обеспечения равенства частот предусмотрен блок уравнивания частот УЧ, осуществляющий подгонку относительной скорости к некоторому заданному ненулевому значению хmin? ± 0,03 Гц путем выдачи управляющих импульсов длительностью 0,1-0,4 с на механизм управления турбины в начале каждого периода относительного угла. При значениях относительной скорости близких к нулю возможно возникновение явления «зависания» ротора генератора, что может приводить к отказу блока опережения. Избежать указанного явления позволяет выдача дополнительных управлений при х<хmin, направленных на увеличение разности частот генератора и сети.

Блок контроля разности напряжений представлен узлом запрета УЗ, выполняющим сравнение разности текущих амплитуд напряжений генератора и сети с уставкой ДUдоп. При невыполнении условия допустимости включения формируется сигнал запрещающий включение выключателя.

При поступлении разрешающих сигналов от всех блоков устройства, свидетельствующих о выполнении условий синхронизации к моменту включения генератора в сеть, в логической схеме ЛС формируется команда на включение объединяющего выключателя.

С целью предотвращения ложного срабатывания синхронизатора в моменты подачи или снятия входных напряжений, а также в переходных режимах, в синхронизаторе СА-1 установлен узел блокировки УБ, формирующий сигнал, запрещающий включение выключателя при превышении относительной скоростью и относительным ускорением предельных величин.

Проведенные в 1977 году испытания синхронизатора СА-1 на Красноярской ГЭС при разности частот от 0,4 Гц до 0,9 Гц показали работоспособность и эффективность описанных алгоритмов. В проведенных опытах включения гидрогенераторов в сеть величина относительного угла не превышала 2 градусов, а время синхронизации составило от 3 с до 12 с в зависимости от задаваемой уставки по относительной скорости. Для сравнения были проведены опыты включения генераторов в сеть с использованием устройства АСТ-4Б. Время синхронизации при величине допустимой разности частот 0,2 Гц составляло от 24 до 63 с[30].

В настоящее время автоматический синхронизатор СА-1 является наиболее распространенным устройством точной синхронизации, однако, несмотря на то, что его характеристики удовлетворяют требованиям эксплуатации, на сегодняшний день его элементная база является морально устаревшей, а алгоритм управления несовершенным [5].

Следует отметить, что по принципу работы в синхронизаторе СА-1 предусматривается наличие некоторой ненулевой величины относительного ускорения в момент включения объединяющего выключателя. При этом влиянием этого ускорения на качество переходных процессов, сопровождающих включение генератора в сеть, пренебрегается, и никаких воздействий с точки зрения его ограничения не принимается.

Альтернативу синхронизатору СА-1 составляют современные микропроцессорные устройства, обладающие более совершенными техническими характеристиками и гибкими алгоритмами управления. К таким устройствам следует отнести синхронизаторы АС-М, СПРИНТ-М и SYNCHROTACT [29, 31, 32].

1.2.3 Цифровые автоматические синхронизаторы АС-М и СПРИНТ-М

Устройства автоматической точной синхронизации типа АС-М и СПРИНТ- М построены на современной микропроцессорной базе и обеспечивают выполнение всех основных функций, необходимых для точной синхронизации генератора с сетью. Безусловным достоинством рассматриваемых устройств является возможность проводить самодиагностику и выводить информацию о состоянии синхронизатора и генератора на дисплей, осуществляя при этом анализ достоверности выдаваемой информации [29].

Вычислительная часть синхронизаторов выполнена на микроконтроллерах типа КМ1816ВЕ51 (АС-М) и TN80C196KC20 (СПРИНТ-М), выполняющих определение параметров синхронизации и угла опережения включения выключателя по уравнению (1.12) с учетом предположения о равноускоренном характере движения векторов напряжений синхронизируемых объектов [29, 33].

Принцип действия синхронизаторов АС-М и СПРИНТ-М заключается в следующем.

Поступающие аналоговые сигналы вторичных напряжений генератора и сети проходят фильтрацию и оцифровываются посредством аналого-цифровых преобразований (АЦП). На основе полученных значений определяются величины модулей векторов напряжений. Величины относительной скорости и относительного угла вычисляются путем фиксации кодов таймера при переходе мгновенных значений напряжений генератора и сети через нуль.

При необходимости формируются импульсные управляющие воздействия на автоматические регуляторы возбуждения и (или) частоты вращения (АРЧВ) генератора.

Целевое значение относительной скорости ху рассчитывается по выражению: ху = (хmax+ хmin) / 2, где хmaxи хmin- максимальная и минимальная величины относительной скорости, при которых возможна подача команды на включение выключателя. При этом в качестве уставки задается величина хmax, а хminопределяется как хmin= хmax/5.

В момент, когда условия синхронизации по частоте и модулю напряжения будут выполнены, производится расчет необходимого угла опережения из предположения о равноускоренном характере движения векторов напряжений генератора и сети и формируется команда на включение выключателя.

Синхронизаторы предусматривают блокировку работы при превышении параметрами синхронизации заданных значений, при отклонениях частот генератора и сети от синхронной частоты более ± 5 Гц, а также при неисправности самих устройств и недостоверности поступающих на входы устройств измерений.

Отмечается [34], что в условиях стабильности собственного времени включения объединяющего выключателя, абсолютная погрешность синхронизации по углу не превышает ± 3 градусов.

1.2.4 Цифровой автоматический синхронизатор SYNCHROTACT

Микропроцессорное устройство автоматической синхронизации SYNCHROTACT производится компанией ABB. Его структурно-функциональная схема (рисунок 1.5) аналогично рассмотренным ранее реализует функции измерения, анализа и подгонки параметров синхронизации, а также формирование команды на включение выключателя. Модификации устройства предназначены как для автоматической синхронизации генераторов с сетью, так и для параллельного включения частей ЭЭС[32].

Паспортные значения, устанавливаемые для параметров синхронизации в устройствах SYNCHROTACT приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2. Паспортные значения параметров синхронизации устройств SYNCHROTACT

Параметр	Шаг	Допустимые значения
Относительная скорость	0,01 %	0-6 %
Относительный угол	1 град.	0-40 град.
Разность напряжений по абсолютному значению	1 %	0-40 %
Полное время синхронизации	30 секунд	0,5-15 минут

Рисунок 1.5 - Структурно-функциональная схема устройства автоматической синхронизации SYNCHROTACT

Как видно из таблицы 1.2, в устройстве SYCNHROTACT предусмотрена возможность установки допустимых величин параметров синхронизации в широких пределах. При этом высокая точность задания параметров обеспечивается небольшими значениями шага изменения уставки. Важной особенностью устройства является возможность установки различных величин допустимых отклонений для отрицательных и положительных значений относительной скорости и разности напряжений.

При значениях параметров синхронизации, неудовлетворяющих заданным уставкам, осуществляется выдача импульсных управляющих воздействий на АРВ и АРЧВ генератора. Продолжительности импульсов регулирования принимаются переменными и пропорциональными величинам разности напряжений и относительной скорости, соответственно. Коэффициент пропорциональности может быть задан в пределах от 0,01 %/сек до 5 %/сек. Возможна также установка фиксированной продолжительности импульса от 0,05 до 2 секунд, в этом случае интервал между импульсами будет обратно пропорционален соответствующим параметрам. Интервал между импульсами и минимальная продолжительность импульса могут быть установлены в пределах от 1 до 20 секунд и от 0,05 до 2 секунд, соответственно.

...