/
Автор: Гуревич Ю.Е. Кабиков К.В.
Теги: электротехника электроэнергетика электроника электроснабжение монография энергосистемы
ISBN: 5-93815-025-6
Год: 2005
Похожие
Текст
Ю. Е. Гуревич, К. В. Кабиков
Особенности электроснабжения,
ориентированного
на бесперебойную работу
промышленного потребителя
Москва
ЭЛЕКС-КМ
2005
ББК 31.29-5
УДК 621.31.031
Г 95
Гуревич Ю- Е-, Кабиков К. В.
Г 95 Особенности электроснабжения, ориентированного
на бесперебойную работу промышленного
потребителя. — М.: ЭЛЕКС-КМ, 2005. — 408 с: ил.
ISBN 5-93815-025-6
В монографии освещен широкий круг технических
и организационных мер, направленных на бесперебойную
работу промышленного потребителя в реальных условиях
электроснабжения, то есть с учетом кратковременных
провалов напряжения. Это первая книга, где в комплексе
собраны вопросы совершенствования внешнего и
внутреннего электроснабжения, специальные требования к выбору
электроприводов, технологической автоматике и др.
Книга предназначена для специалистов в области
проектирования и эксплуатации систем внутреннего и
внешнего электроснабжения промышленных предприятий;
специалистов, связанных с проектированием и наладкой
источников местного электроснабжения; энергетиков промышленных
предприятий, а также для административно-управленческого
персонала, определяющего пути совершенствования и
развития промышленности и энергосистем.
ББК 31.29-5
ISBN 5-93815-025-6 © Гуревич Ю.Е., Кабиков К. В., 2005
© Оформление, дизайн — ЭЛЕКС-КМ, 2005
Содержание
Введение 5
1. Необходимость и возможность комплексного
решения проблемы бесперебойной работы
промышленного потребителя 18
1.1 Существо проблемы 19
1.2 Технические причины нарушений непрерывных
технологических процессов 21
1.3 Особенности проблемы проектирования
противоаварийных мероприятий 31
1.4 Параметры нарушений электроснабжения 38
1.5 О «независимости» источников питания 48
1.6 Задачи, определяющие состав противоаварийных
мероприятий 54
2. Основные закономерности переходных процессов
в промышленной нагрузке 66
2.1 Условия восстановления нормальной работы
потребителя после кратковременных
нарушений электроснабжения 66
2.2 Выбег асинхронных двигателей при перерыве
питания и их самозапуск 74
2.3 Основные понятия устойчивости энергосистем и
асинхронных режимов 93
2.4 Понижение питающего напряжения. Лавина
напряжения 120
3. Особенности местного электроснабжения 130
3.1 Электроснабжение — параллельное
с энергосистемой и автономное 130
3.2 Делительная автоматика 149
3
Ю. Гуревич, К. Кабиков
3.3 Влияние конструктивных особенностей
генерирующих установок на протекание
аварийных режимов 159
3.4 К выбору мощности местного источника в системе
автономного электроснабжения 176
3.5 Некоторые особенности регулирования и защиты
генераторов 189
3.6 Допустимость несинхронного включения
местного источника на энергосистему 199
3.7 Особенность управления схемой внутреннего
электроснабжения при автономной работе
местного источника 221
4. Противоаварийные меры в электрической сети 227
4.1 Особенность рассматриваемой задачи 227
4.2 Сети ниже ПО кВ 230
4.3 Сети 110 кВ и выше 254
4.4 Расчеты числа нарушений работы потребителя
в год 263
4.5 Использование силовой электроники
в распределительных сетях 276
5. Управление электрическими сетями
и электроприемниками 293
5.1 О противоаварийном управлении в энергосистеме 293
5.2 Процессы при больших внезапных дефицитах
мощности 307
5.3 Особенности режимов работы и устойчивости
синхронных двигателей 337
5.4 Автоматика и релейная защита в системе
электроснабжения 353
5.5 Некоторые вопросы выбора приводов и
автоматики непрерывного технологического
процесса 374
Приложение 1. Необходимые исходные данные 379
Приложение 2. Возможности количественного
анализа переходных процессов 396
Литература 403
4
Введение
Одна из основных особенностей современного
промышленного производства состоит в том, что сложное
технологическое оборудование не может нормально функционировать, если
электроснабжение не бесперебойное. Для промышленных
предприятий в нефтедобыче и транспортировке нефти и
нефтепродуктов, в химии, горно-обогатительных производствах,
металлургии, целлюлозно-бумажной промышленности и многих
других перерыв питания на несколько секунд или даже на
десятые доли секунды ведет к нарушению непрерывного
технологического процесса и к остановке производства.
В лучшем случае нарушение технологического процесса
означает длительный (на часы) перерыв в работе предприятия.
Но нередко происходит и повреждение оборудования. Например,
на целлюлозно-бумажном комбинате перерыв питания
бумагоделательной машины при неблагоприятных обстоятельствах
приводит не просто к остановке машины, но и к повреждению сеток,
на которых сушится формируемое бумажное полотно, а замена
сеток — это длительная и дорогостоящая работа. На некоторых
химических производствах при внезапном выбеге
электродвигателей возможно образование взрывоопасных смесей.
Можно привести и много других примеров, в том числе
примеров нарушения экологической безопасности производства.
Последнее относится, главным образом, к производствам, имеющим
дело с ядовитыми, взрыво- и пожароопасными веществами,
содержащимися в сырье или образующимися на промежуточной
стадии технологического процесса. Внезапное нарушение
технологического процесса таких предприятий может представлять
5
Ю. Гуревич, К. Кабикое
наибольшую опасность. В частности, это относится к
нефтедобывающим и нефтеперерабатывающим предприятиям,
работающим с серосодержащей нефтью.
Но с другой стороны, кратковременные нарушения
нормальной работы электрической сети являются неизбежными.
Полностью защитить электрическую сеть от коротких замыканий
(КЗ), которые являются причиной большинства
кратковременных нарушений электроснабжения, практически невозможно,
или, во всяком случае, это стоило бы очень дорого.
В воздушных сетях причинами КЗ являются как
природные явления (грозовые разряды и пр.), так и факторы, прямо
или косвенно связанные с деятельностью людей. Примеров
антропогенных КЗ множество: от замыканий на землю через
поросль, разросшуюся под линией электропередачи и не
расчищенную вовремя, до обрывов проводов транспортными средствами.
Последнее бывает в районах нефтедобычи, когда передвижная
буровая установка перемещается в вертикальном, а не в
транспортном (горизонтальном) положении и обрывает провода
воздушной линии. В малоцивилизованных районах встречается и
такая строка в аварийной статистике энергосистемы: «Расстрел
изоляции линии неустановленными лицами». Такие случаи не
единичны.
Распространены КЗ на воздушных линиях электропередачи
и в открытых распределительных устройствах из-за загрязнений
изоляции уносами нефтехимических и других производств.
Такие загрязнения значительно снижают уровень изоляции линии,
и перекрытие изоляции становится возможным уже при рабочем
напряжении.
Случаются КЗ и на кабельных линиях. Эти КЗ возникают
реже, чем на воздушных линиях, но их последствия тяжелее — в
том смысле, что кабель, внутри которого произошло
повреждение изоляции (как следствие механического повреждения извне,
старения изоляции, снижения давления масла в маслонаполнен-
ных кабелях и пр.), для работы уже не пригоден и требует
замены.
6
Введение
С каждой из перечисленных (и многих других) причин
можно и нужно бороться. Используются четыре группы способов,
повышающих надежность работы электрической сети:
— обслуживание линий электропередачи и открытых
распределительных устройств: расчистка трасс линий от
поросли, обмыв изоляции и пр.;
— скорейшее отключение поврежденного элемента сети
релейной защитой для восстановления напряжения на
участках сети, оставшихся в работе;
— автоматическое повторное включение (АПВ) воздушных
линий, что полезно более, чем в половине случаев, так как
КЗ после того, как с линии снято напряжение, может за
несколько секунд самоликвидироваться;
— автоматическое включение резервного питания (АВР),
если основной источник питания отключился.
Но, во-первых, гарантировать полное отсутствие КЗ нельзя
при самом высоком качестве проектирования, монтажа и
эксплуатации электрических сетей. Во-вторых, такие меры, как АПВ и
АВР, когда они успешны, позволяют не оставлять потребителя
вообще без питания, но провал напряжения в течение времени
от возникновения КЗ до того момента, как будет снова подано
напряжение, остается. Требовать от энергосистемы, чтобы она
вообще не допускала кратковременных провалов напряжения,
нереально.
Таким образом, имеется конфликт между энергосистемами,
чья работа сопровождается кратковременными провалами
напряжения, и промышленными потребителями с
непрерывными технологическими процессами, для которых перерывы
нормального электроснабжения становятся причиной
значительного ущерба.
Отметим, что такой конфликт существует не только в
нашей электроэнергетике. То же отмечают и энергетики в США [1]:
7
Ю. Гуревич, К. Кабиков
«Непонимание между электроэнергетическими компаниями и
потребителями происходит из-за того, что электроэнергетические
компании рассматривают надежность в терминах
пятиминутных перебоев, а потребители считают каждое событие,
нарушающее их процессы, относящимся к области проблем с
надежностью. Когда сюда включаются падения напряжения [имеются в
виду кратковременные КЗ, не нарушающие работу
энергосистемы], разница во взглядах на
надежность становится слишком
велика».
Рассматривая эти вопросы,
важно иметь в виду, что для
предприятий со сложными и
непрерывными технологическими
процессами — при отсутствии
необходимых противоаварийных
мер — проблема
кратковременных нарушений
электроснабжения стоит более остро, чем
проблема длительных нарушений.
Это определяется двумя
факторами.
Во-первых, для
предприятий со сложными и
непрерывными технологическими
процессами ущерб от кратковременного
(обыкновенно — от долей
секунды до десятка секунд) перерыва питания связан не столько с
простоем на это малое время, сколько с самим фактом
внезапного Прерывания технологического процесса, потому что работа
предприятия нарушается надолго. При этом зависимость
ущерба от продолжительности кратковременного перерыва питания
имеет примерно такой вид, как показано на рис. 1.
Во-вторых, длительные перерывы питания случаются
значительно реже, чем кратковременные. Длительный перерыв пи-
Продолжительность
перерыва питания
Рис. 1 Качественный вид
зависимости величины
ущерба от продолжительности
перерыва питания.
Технологический процесс не нарушается,
если продолжительность
перерыва питания меньше
критической
8
Введение
тания промышленного предприятия или его части, если
электроснабжение осуществляется по I категории, возможен при
отключении всех питающих линий или отказе АВР.
Кратковременный же перерыв питания этого предприятия будет не только
при КЗ на любой из питающих его линий, но и на линиях,
питающих соседних потребителей.
Таким образом, конфликт между потребностями
бесперебойного электроснабжения и возможностями энергосистем
существен, когда:
— критическое время перерыва питания промышленного
потребителя меньше обычных для электрической сети перерывов
нормального электроснабжения,
— суммарный ущерб от кратковременных перерывов питания
значителен.
Таких предприятий среди современных крупных
промышленных объектов — большинство.
Не слишком трудно ответить на вопросы: как
сформировался этот конфликт и почему эта чреватая постоянными
конфликтами ситуация могла при социалистической экономике
существовать длительное время. Понимание причин, породивших
этот конфликт, сегодня нужно потому, что на современном этапе
остается еще очень много норм, правил, обычаев, сложившихся
прежде и не преодолимых в короткие сроки. Не понимая этих
причин, нельзя планировать стратегию развития систем
электроснабжения и нельзя оценивать перспективы на ближайшее
будущее.
Основные нормы внутреннего и внешнего электроснабжения,
которые были зафиксированы в Правилах устройства
электроустановок (ПУЭ) [2], разработаны еще в сороковые-пятидесятые
годы прошлого столетия, когда для промышленности были
актуальными проблемы, связанные, в основном, с
длительными нарушениями электроснабжения. С тех пор в мире
произошло несколько технологических революций, в результате кото-
9
Ю. Гуревич, К. Кабиков
рых требования к электроснабжению резко возросли. Это,
естественно, не осталось незамеченным, и за прошедшие годы при
обсуждениях как очередных редакций ПУЭ, так и других норм
проектирования энергосистем неоднократно делались попытки
(мало успешные) наметить и узаконить пути комплексного
решения проблемы.
Но преобладал такой подход: поскольку энергосистема не в
состоянии обеспечить электроснабжение без кратковременных
нарушений, потребитель должен с этим либо мириться, либо
принимать в собственном хозяйстве какие угодно меры. Такая
постановка вопроса не совсем бессмысленна, потому что
многого можно достичь противоаварийными мерами именно у
потребителя. Иногда это достижимо, иногда — нет. Ясно другое:
принцип, по которому каждый из объектов, связанных
воедино электрической цепью, проектируется и
работает без учета выгоды или ущерба для другой стороны, не
может быть оптимальным.
Ниже, при рассмотрении технической сущности противоава-
рийных мероприятий будут показаны случаи, когда эффективны
меры у потребителя, и обратные случаи, когда они наиболее
эффективны в энергосистеме.
Казалось бы, что при социалистической форме
хозяйствования, когда широко использовалось понятие о
народно-хозяйственной выгоде и народно-хозяйственном ущербе, были все
условия для нахождения оптимальных комплексных решений.
Однако это не так.
В советской системе проектирования на первом месте
стояли задачи экономии на стоимости проектируемого объекта и
самого проектирования. Учет же кратковременных возмущений
требует достаточно глубокого анализа процессов, вызываемых
этими возмущениями, что при проектировании означает
затраты и времени, и средств. Эти затраты были явно лишними,
так как такая важнейшая характеристика качества
проектирования, как высокие экономические показатели и безаварийность
функционирования спроектированного объекта, при проектиро-
10
Введение
вании электроснабжения во внимание не принимались. И
никакого систематического сбора и анализа таких показателей по ранее
спроектированным объектам, как правило, не было (по крайней
мере, в системе проектирования электроснабжения).
Таким образом, проектные организации и энергосистем, и в
промышленности не имели достаточных стимулов для
проведения работ по согласованию реальных условий электроснабжения
и электропотребления на основе мер, сокращающих число
кратковременных нарушений и/или снижающих чувствительность
потребителя к этим нарушениям.
Преобладал ведомственный подход, и нормы
проектирования энергосистем отражали, главным образом, интересы самих
энергосистем. Поэтому в нормах проектирования энергосистем
могли появляться только самые общие указания, конкретно
ничего не решающие*. Соответственно, проектирование
промышленных объектов и систем их внутреннего (внутриплогца-
дочного) электроснабжения было проще всего вести, исходя из
фантастической предпосылки, что «провалов напряжения не
должно быть».
Для самих действующих промышленных предприятий с
непрерывными технологическими процессами и не имеющих
необходимых противоаварийных средств, рассматриваемая
проблема, как это сейчас ни кажется странным, тоже не имела
первостепенного значения. Основным показателем работы
предприятия было выполнение государственного плана. Планы же
составлялись «от достигнутого», при этом регулярно случавшиеся
перебои в работе, связанные с кратковременными нарушениями
питания, были фактически учтены в планах и не отражались на
их выполнении.
Для предприятий главной проблемой были такие
нарушения, которые приводили к повреждению основного
оборудования. Жалобы предприятий направлялись в энергосистемы или,
*В ПУЭ, п. 1.2.12, сказано, что аварийные режимы «следует
учитывать» — без расшифровки, как и с какой целью.
11
Ю. Гуревич, К. Кабиков
как тогда было принято, в партийные органы. Причины
нарушений расследовались, но реализация простейших противоава-
рийных мероприятий была крайне затруднительна даже тогда,
когда противоаварийные меры имели малый срок окупаемости.
В тех условиях быстрая окупаемость противоаварийных
мероприятий была мнимой, так как финансовое положение
предприятия определялось выполнением государственного плана
(рассматриваемые нарушения в годовом разрезе влияли не
слишком сильно), а проведение противоаварийных мер, даже самых
элементарных (например, установка дополнительного
устройства автоматики), требовало реальных средств, получить
которые от вышестоящих органов было весьма затруднительно. В
целом, в те времена предприятиям было проще, удобнее и дешевле
жаловаться на объективные трудности (плохое
электроснабжение и недостаток денежных средств), чем применять какие-либо
специальные технические меры.
Хуже всего, когда значительный рост числа нарушений
технологического процесса был связан с переходом на новое
электрооборудование, которое оказывалось более чувствительным к
кратковременным нарушениям питания. При расследованиях
такого рода аварий, как правило, выяснялось, что проверка нового
оборудования или новой технологической схемы на то, как на них
влияют кратковременные нарушения питания, вообще не
выполнялась. В руководящих органах промышленности нередко
приходилось встречаться с весьма удобной для них точкой зрения, что
промышленное технологическое оборудование может правильно
работать только в условиях неизменного напряжения и
требовать, чтобы при проектировании этого оборудования
принимались какие-либо меры на случай кратковременного перерыва
питания, — нонсенс.
Например, на одном из предприятий были установлены ти-
ристорные преобразователи для питания двигателей
постоянного тока. Для этих преобразователей, стараясь удешевить
проект, выбрали тиристоры, которые имели очень малый запас по
току. Соответственно, потребовалась весьма чувствительная за-
12
Введение
щита от КЗ на стороне постоянного тока. Вопрос о том, не
будет ли эта чересчур чувствительная защита срабатывать при
внешних КЗ, вообще не ставился. Когда же предприятие
начало работать, оказалось, что эта защита срабатывает даже при
очень небольших толчках напряжения в энергосистеме,
вызванных удаленными КЗ и создающих переходные процессы в
двигателях постоянного тока. В результате технологический
процесс прерывался при таких слабых возмущениях в сети, которые
были бы для правильно работающего оборудования совершенно
безопасными.
Были, разумеется, и положительные примеры оптимально
разработанных противоаварийных мер, но скорее как
исключение.
Переход к нормальным рыночным отношениям изменяет
условия, о которых идет речь, радикально. Предприятия
нацелены на конечный результат своей деятельности и будут
вкладывать средства в противоаварийные мероприятия, если это в
целом рентабельно. Поэтому неизбежно сформируются условия,
при которых энергосистемы будут так или иначе экономически
заинтересованы в бесперебойной работе потребителей
электрической энергии.
Достаточно очевидно, что согласовать условия
электроснабжения, необходимые для бесперебойной работы промышленных
потребителей, и реальные возможности электроснабжения
крупных промышленных объектов* можно только одним способом.
Для этого требуется оптимальное сочетание мер, направленных
на сокращение числа нарушений электроснабжения и на
снижение чувствительности промышленных потребителей к
кратковременным нарушениям.
В одних случаях решающую роль играют меры,
реализуемые на самом предприятии, в других — мероприятия в
энергосистеме; часто оптимальным оказывается их сочетание. Но
'Для потребителей малой мощности очевидным решением является
применение агрегатов бесперебойного питания.
13
Ю. Гуревич, К. Кабиков
очень существенно, что в подавляющем большинстве случаев
нельзя разобраться в том, какие меры будут эффективными,
если не рассмотреть процессы, возникающие в результате
кратковременных нарушений электроснабжения и у потребителя
(изменения скоростей вращения двигателей и пр.), и в питающей сети
(изменения напряжений, от которых зависит возможность
самозапуска двигателей, и пр.). Необходимость такого комплексного
анализа существенно усложняет решение задачи.
Как уже говорилось выше, экономические изменения в
России неизбежно приведут к тому, что не заниматься противоава-
рийными мерами (в указанном выше отношении) будет
невозможно. В вопросе о том, кто, когда и как должен решать эти
задачи, есть и чисто технические аспекты (техническое
содержание противоаварийных мероприятий), и, разумеется,
экономические аспекты.
При рассмотрении технических задач нужно иметь в виду
ряд общих обстоятельств:
1. Кратковременные нарушения питания вызывают появление
в электрооборудовании предприятия (и, соответственно, в
технологическом оборудовании) переходных процессов. Для
того чтобы определить последствия кратковременного
нарушения питания и найти наиболее простое и эффективное
«противоядие», нужно рассмотреть, как будут протекать
эти переходные процессы без специальных
противоаварийных мер и с различными мерами. Постановка вопроса о
переходных процессах в промышленном электрооборудовании
при кратковременных нарушениях питания (это, в первую
очередь, процессы изменения скоростей вращения
двигателей) может оказаться непривычной для многих читателей.
Поэтому в книге такие процессы рассматриваются
достаточно подробно, с примерами и комментариями. По той же
причине в главе 2 дается описание используемых понятий,
терминологии, принятой при изучении переходных процессов
и пр.
14
Введение
2. Упомянутые переходные процессы происходят в
электрической схеме в целом. Их нельзя разделить по ведомственной
принадлежности электроустановок. Поэтому в общем случае
при решении конкретных задач нужно учитывать свойства
как внешнего, так и внутреннего электроснабжения. Текст
в книге структурирован с учетом того, к какой части
единой электрической схемы относится то или иное
рассматриваемое мероприятие: к генерирующему оборудованию, сетям
высоких напряжений или к сетям средних и низких
напряжений, но такое деление условно. Например, противоаварийные
меры в системе внутреннего электроснабжения зависят от
параметров генерирующего оборудования, а при выборе
последнего приходится учитывать параметры электроприемников (в
первую очередь, двигателей). Это значит, что полностью
разделить задачи на те, которые решаются при проектировании
внешнего электроснабжения, и те, которые относятся к
внутреннему электроснабжению, невозможно.
3. Электрические схемы и параметры электрооборудования
многообразны, поэтому «универсальных рецептов», скорее всего,
не существует. Речь может идти лишь о более или менее
общих закономерностях, обрисовать которые — одна из
основных задач этой книги. Но ее бесполезно рассматривать как
руководство по конкретному проектированию того или иного
объекта потому, что обобщение всех указаний по
проектированию не является задачей этой книги. Разработка такого
обобщения — дело будущего.
4. Анализ переходных процессов, естественно, основывается на
расчетах. Техника выполнения таких расчетов по
специальным программам вполне освоена в организациях, текущая
работа которых состоит в анализе переходных процессов в
энергосистеме для нужд управления ею, для выбора средств
противоаварийной автоматики и пр. Основные понятия о
таких расчетах приведены в главе 2, но читателю вовсе не
обязательно быть знакомым с техникой выполнения этих расчетов.
15
Ю. Гуревич, К. Кабиков
Важно понимать цели и результаты расчетов. Что же
касается выполнения самих расчетов, то их всегда можно поручить
одной из упомянутых организаций.
5. Для проектирования требуются утвержденные нормы и
правила. Сведения, представленные в этой книге, могут помочь
в составлении норм по проектированию противоаварийных
мероприятий. Однако нужно подчеркнуть, что отсутствие
утвержденных норм только затрудняет решение задач,
направленных на обеспечение бесперебойной работы
промышленных потребителей, но отнюдь не означает
невозможность решать эти задачи.
6. Возможности принятия эффективных противоаварийных мер
для действующих предприятий имеются, хотя их, конечно,
меньше, чем для предприятий проектируемых или
реконструируемых. Эти возможности вытекают из того, что большая
часть противоаварийных мероприятий реализуется
средствами защиты и автоматики, т.е. не требует переделки силовых
электрических цепей. Имеющийся опыт разработки
противоаварийных мер для действующих предприятий подтверждает
это и показывает, что большая часть противоаварийных
мероприятий является малозатратной.
Таков, примерно, круг вопросов, рассматриваемых в этой
книге. Основное внимание уделено технической сущности
противоаварийных мероприятий в энергосистемах и у
промышленных потребителей. Показано, что выбор оптимальных способов,
обеспечивающих бесперебойную работу промышленных
потребителей, решающим образом зависит от параметров
электроприемников, системы электроснабжения и систем автоматического
управления и защиты.
Аппаратура, необходимая для решения
обсуждаемых технических задач, ее возможная элементная база,
схемы устройств управления и их номенклатура в
книге не рассматриваются. Рассматриваются только способы ре-
16
Введение
шения технических задач и некоторые сопутствующие
организационные проблемы. Содержание книги является дополнением к
известной информации, используемой при проектировании,
наладке и эксплуатации систем электроснабжения и
электрооборудования потребителей. Эта дополнительная информация
необходима — по мнению авторов — для того, чтобы учиться
выбирать противоаварийные мероприятия для современных
промышленных предприятий на случаи кратковременных
нарушений электроснабжения.
Авторы выражают глубокую благодарность Б.М. Косору-
кову за рецензирование книги и ценные замечания, а также
К. О. Варику за неоценимую помощь в организации издания
книги.
2-967
17
Глава 1
Необходимость и возможность
комплексного решения проблемы
бесперебойной работы
промышленного потребителя
1.1 Существо проблемы
Основной проблемой и целью специальных технических
мероприятий является бесперебойность работы
промышленного потребителя.
При этом ясно, что абсолютная бесперебойность (так же,
как и абсолютная надежность любого технического объекта)
недостижима. Чем выше желаемый показатель бесперебойности
(как и надежности вообще), тем больше связанные с этим
затраты. Поэтому, зная существующее положение, о чем говорилось
во Введении, можно сформулировать два исходных тезиса:
A) всегда и во всех случаях в качестве цели рассматривается
достижение экономически обоснованного уровня
бесперебойности работы промышленного потребителя;
B) уровни бесперебойности работы современных
промышленных производств со сложными и непрерывными
технологическими процессами в целом недостаточны.
При этом нельзя допускать подмену цели:
трансформировать задачу обеспечения бесперебойной работы промышленного
потребителя в задачу обеспечения его бесперебойного
электроснабжения непродуктивно. Это принципиальный вопрос, в кото-
18
1.1 Существо проблемы
ром должна быть полная ясность. Здесь нужно учитывать ряд
существенных факторов:
1. Когда-то, примерно полвека назад, при
неавтоматизированных промышленных производствах существенными были
только случаи исчезновения питания на длительное время, а
перерывы питания на несколько секунд большой роли не
играли. Тогда, действительно, задача бесперебойной работы
потребителя сводилась к его бесперебойному
электроснабжению, т.е. к электроснабжению, не прекращаемому
надолго. В настоящее же время выдвигаемое
промышленностью требование бесперебойности электроснабжения
означает отсутствие перерывов питания на секунды или даже доли
секунды. Но свести к нулю время, необходимое для
восстановления питания после КЗ, невозможно. Время расходуется не
только на отключение поврежденного элемента сети, но и, в
необходимых случаях, на АПВ или АВР.
2. Количество таких случаев: перерывов питания на время КЗ,
АПВ, АВР, приходящихся на долю каждого
промышленного потребителя, — таково, что условия работы большинства
из них (если не принимать необходимых противоаварийных
мер, о которых речь будет идти ниже)
удовлетворительными не являются. Принимать меры к тому, чтобы количество
КЗ уменьшалось, можно и нужно, но уменьшить их
количество до такой степени, чтобы этим способом снять остроту
проблемы, невозможно или, во всяком случае, нерационально
дорого*.
3. Опыт решения рассматриваемой проблемы применительно к
различным промышленным производствам [3, 4] убеждает,
что задача обеспечения бесперебойной работы
промышленного потребителя — в условиях время от времени
возникающих кратковременных нарушений электроснабжения — мо-
*0 причинах возникновения КЗ см. Введение.
2*
19
Глава 1. Необходимость и возможность комплексного решения
жет быть решена в общем случае в результате применения
двусторонних мер:
- возможного снижения числа нарушений
электроснабжения из-за КЗ и по тому подобным причинам;
— возможного снижения чувствительности промышленного
производства к кратковременным нарушениям
электроснабжения.
Везде, где говорится о нарушениях электроснабжения,
имеются в виду нарушения электроснабжения ответственных
электроприемников — тех, от работы которых зависит сохранение
непрерывного технологического процесса. В идеале, разумеется,
бесперебойная работа желательна в отношении всех
электроприемников.
Деление всех нарушений электроснабжения на длительные
и кратковременные необходимо потому, что противоаварий-
ные меры, принимаемые на случаи длительных и
кратковременных нарушений электроснабжения, значительно различаются.
Кратковременными принято называть такие нарушения
электроснабжения, которые ликвидируются релейной защитой
и/или автоматикой. На это уходят доли секунды или несколько
секунд, редко — десятки секунд.
При длительных нарушениях электроснабжения — на
время, необходимое для выполнения переключений в электрической
сети вручную, или, тем более, на время ремонта — сохранить
непрерывный технологический процесс в большинстве случаев
невозможно*. В этих случаях основная противоаварийная
мера, кроме сокращения числа длительных перерывов питания, —
приведение в действие системы безаварийного прекращения
технологического процесса (которой требуется, очевидно, источник
гарантированного питания соответствующей мощности).
'Критическое время перерыва питания в электролизном производстве
может достигать двух часов. Для таких производств проблема
кратковременных нарушений электроснабжения неактуальна.
20
1.2 Технические причины нарушений
Проектируя эту систему, важно правильно задать
параметры ее запуска. Система должна запускаться во всех случаях,
когда сохранить технологический процесс невозможно. В том числе
и тогда, когда напряжение не исчезает полностью, но
снижается до уровня, при котором двигатели тормозятся (или по той
или иной причине отключаются другие ответственные
электроприемники). Такой случай нужно иметь в виду для того,
чтобы избежать ситуаций, когда при аварийном снижении
напряжения двигатели уже не могут нормально работать, а система
прекращения технологического процесса еще не пришла в
действие.
Система должна срабатывать с выдержкой времени,
чтобы избежать остановок производства, если продолжительность
перерыва питания меньше величины, критической для данного
производства.
1,2 Технические причины нарушений
непрерывных технологических процессов
Наиболее характерные технические причины нарушения
работы предприятия и значительного ущерба в результате
кратковременного перерыва питания [5, 6] сводятся к четырем:
A) невозможность восстановления нормальной скорости
вращения электродвигателей после перерыва питания;
B) технологическая невозможность продолжить работу после
восстановления питания;
C) отключение электроприемников вследствие исчезновения
(или снижения) напряжения, после чего электроприемники
остаются в отключенном состоянии;
D) недостаточное электроснабжение в послеаварийном режиме
внешней сети.
21
Глава 1. Необходимость и возможность комплексного решения
Каждая из этих причин, в свою очередь, многолика. Все эти
причины нужно иметь в виду с тем, чтобы определять, какие из
возможных факторов существенны в каждом конкретном случае.
Точное знание конкретных причин нарушений технологического
процесса нужно для того, чтобы находить эффективные проти-
воаварийные меры.
Каждый технологический процесс имеет свою специфику и
свои «узкие места», где чувствительность к кратковременным
перерывам питания проявляется наиболее сильно.
Причины, обсуждаемые в данном параграфе, были
обнаружены на действующих предприятиях.
Невозможность восстановления нормальной работы
электродвигателей после возобновления питания
Это обстоятельство определяется параметрами самих
двигателей, электрической сети, а также автоматики,
управляющей сетью и двигателями. Невозможность восстановления
нормальной работы электродвигателей проявляется в том, что в
послеаварийных условиях напряжение недостаточно для того,
чтобы вращающий момент электродвигателей превысил момент
сопротивления машины, приводимой во вращение.
Восстановление нормальной работы двигателей за допустимое время после
кратковременных перерывов питания является основной
задачей противоаварийных мероприятий. Эту задачу приходится
решать практически всегда, но разными способами, в
зависимости от конкретных условий. Последующие главы этой
книги посвящены, в основном, решениям этой задачи в различных
условиях.
Технологическая невозможность продолжения работы
За время перерыва питания, вследствие торможения
электродвигателей, параметры технологического процесса могут
измениться настолько, что продолжение его может оказаться
опасным или вообще невозможным.
22
1.2 Технические причины нарушений
Достаточно ярким примером того, как и почему оказывается
невозможным продолжение работы после перерыва питания,
может служить цех окатышей (это сырье для доменных
печей) одного из горно-обогатительных предприятий. Обжиг
окатышей, загруженных в вагонетки, выполняется в
обжиговой печи, нагреваемой горящим газом до температуры
выше 1000 °С. Синхронный двигатель тянет по рельсовому
пути через печь непрерывную цепь вагонеток. Если двигатель
внезапно останавливался, то колеса вагонеток попросту
приваривались к рельсам. Тогда после остывания печи
оставалось только вырубить и выбросить вместе с кусками рельсов
те монолиты, в которые превратились вагонетки с
окатышами.
Остановка производства не из-за уже произошедшей
производственной аварии, а только по причине реальной угрозы
повреждения оборудования, загрязнения окружающей среды и
прочего (например, в различных химических и нефтехимических
производствах) является, по сравнению с приведенным
примером, более «мягким» следствием перерыва питания. Но это
тоже нарушение работы. Из самого факта чувствительности
непрерывного технологического процесса к кратковременным
перерывам питания вытекает наличие некоторого
критического времени: при меньшей продолжительности перерыва
питания он не опасен, а перерыв большей продолжительности
приводит к нарушению технологического процесса.
Критическое время перерыва питания обязательно нужно знать.
Это — совершенно необходимая отправная точка для
разработки противоаварийных мер.
Разумеется, технологические процессы большинства
предприятий имеют не одно «узкое место». Поэтому обычно
приходится иметь дело не с одним значением критического времени,
а с разными — для разных цехов, технологических участков и
пр. В одних случаях для всего неразрывного технологического
процесса определяющим является наименьшее значение крити-
23
Глава 1. Необходимость и возможность комплексного решения
ческого времени. В других случаях нарушение одного звена
технологического процесса не влечет за собой немедленного
прекращения работы других звеньев. Тогда нужно рассматривать как
бы несколько технологических процессов со своими значениями
критического времени.
Для действующих предприятий критическое время
перерыва питания определяется опытом эксплуатации, который, к
сожалению, обычно дает достаточное количество информации
по части различных нарушений работы. Значительно сложнее
обстоит дело с определением критического времени для
проектируемого предприятия, если у него нет аналогов среди
действующих предприятий, причем аналогов не только в отношении
технологического оборудования и его параметров, но и в отношении
типов и параметров электроприемников.
Отключения электроприемников
Отключения из-за того, что электроприемники остались без
питания, относятся к факторам, которые обсуждались выше.
Здесь имеются в виду только такие отключения, которые
объективно излишни, но приводят к обрыву технологического
процесса. Причин излишних отключений известно много.
1. У промышленных электроприемников низкого напряжения
самой распространенной, почти повсеместной причиной
отключений является отпадание контактов магнитных
пускателей при перерыве питания. Напряжение, при котором
магнитный пускатель самопроизвольно отключается,
составляет для нового пускателя с чистыми контактными поверхностями
примерно 60%—70% от номинального (или менее — при высоком
качестве изготовления). Если контактные поверхности
загрязнены и поэтому не смыкаются плотно (тогда магнитопровод не
замкнут, и сила, удерживающая пускатель во включенном
положении, уменьшена), напряжение отпускания выше. На
производствах встречаются пускатели, отпадающие уже при напряжении
90% от номинального.
24
1.2 Технические причины нарушений
Время отпадания контактов магнитного пускателя очень
мало. Магнитные пускатели успевают отключиться даже тогда,
когда питание восстанавливается сразу после отключения КЗ,
i которое ликвидируется быстродействующей защитой.
Проверяя, не могут ли самоотключения магнитных
пускателей сказаться на работе предприятия, нужно интересоваться
не только агрегатами, непосредственно участвующими в основ-
J ном технологическом процессе, но и вспомогательными
двигателями и аппаратами. Так, частой причиной нарушения
технологических процессов на различных предприятиях является
самоотключение двигателей маслонасосов, которые поддержива-
( ют давление масла в системах смазки. Когда маслонасос
прекращает работу и практически сразу прекращается подача масла,
например в подшипники крупных двигателей, последние
незамедлительно отключаются технологической блокировкой.
Встретился также случай, когда системы возбуждения син-
: хронных двигателей (СД) 6 кВ были коммутированы через
\ магнитные пускатели. Потеря возбуждения СД в результате
I кратковременного перерыва питания приводила к
отключению СД в том числе и тогда, когда перерыв питания был
настолько кратковременным, что не представлял опасности
для нормально возбуждаемых СД.
1 Средства борьбы с самоотключением электроприемников,
: коммутируемых через магнитные пускатели, очевидны. Это, во-
первых, применение вместо них таких аппаратов, которые не
обладают указанным недостатком. Второй способ — это
исправление недостатков магнитных пускателей без их замены. За
последние десятилетия были испробованы различные варианты.
Делались попытки увеличить число витков соленоида в
пускателе с тем, чтобы он отключался при более низком
напряжении. Это оказалось затруднительным и малоэффективным.
Проще и эффективнее — устройство АПВ магнитного пускателя.
При этом во время перерыва питания удерживается во
включенном положении не сам пускатель, а промежуточное реле, кото-
25
Глава 1. Необходимость и возможность комплексного решения
рое поддерживает замкнутое состояние цепи включения
пускателя с тем, чтобы после подачи напряжения он автоматически
включился бы.
Но при этом нужно иметь в виду, что автоматическое
включение пускателя допустимо только, если продолжительность
перерыва питания не превышала некоторой величины. Такое
ограничение требуется потому, что при большой длительности
перерыва питания включение агрегата становится бесполезным
и опасным для персонала.
На одном химическом предприятии когда-то был применен
самый простой и по указанной причине абсолютно
недопустимый способ: к крышкам пускателей были прикреплены
подвижные пластинки; после включения пускателя пластинка
поворачивалась так, чтобы постоянно удерживать пусковую
кнопку в нажатом состоянии.
По-видимому, самым рациональным способом исправления
указанного недостатка магнитных пускателей является
специальная автоматика, которая контролирует снижение
напряжения и, если длительность провала напряжения не превысила
заданной (расчетной) величины, выдает команду на
дистанционное включение магнитных пускателей, одновременно для всех
электроприемников или последовательными группами*.
2. Частой причиной отключений электроприемников
являются излишние срабатывания различных средств
технологической автоматики, не отстроенных от кратковременных
нарушений электроснабжения.
Во Введении уже упоминалось, что одна из
распространенных ошибок проектирования промышленных объектов,
выбора технологического и электрического оборудования и средств
управления ими состоит в том, что не учитывается
необходимость принятия экономически обоснованных мер к тому,
чтобы кратковременные перерывы питания не приводили к обрыву
*См. п. 5.4.
26
1.2 Технические причины нарушений
технологического процесса. Излишние срабатывания
технологической автоматики (ТА) — прямое следствие такой ошибки.
Наиболее простой причиной излишних срабатываний ТА
является отсутствие в ней необходимых выдержек времени (что
такую автоматику, естественно, упрощает и удешевляет).
Иногда выдержки времени имеются, но они не согласованы с
другими противоаварийными мерами.
На одном экологически опасном объекте, где была
запроектирована автоматика повторного пуска двигателей,
кратковременные нарушения электроснабжения все равно
приводили к прекращению технологического процесса, потому что
ТА останавливала производство раньше, чем электрическая
автоматика успевала восстановить нормальную работу
двигателей.
Это — характерный пример несогласованности проектных
решений технологов и электриков.
Встречались случаи, когда при проектировании системы
автоматического или полуавтоматического управления
производством вообще не проверялось ее действие в случаях потери
силового питания и потери питания самой этой системы.
Известен случай, когда КЗ в сети 380 В приводило к
остановке всего производства, так как система его
полуавтоматического управления, питающаяся от той же сборки 380 В,
при кратковременном исчезновении питания
самопроизвольно сбрасывалась в положение «все отключено» и выдавала
команды на полный останов.
Стремление производителей промышленного оборудования
защитить свои изделия от всех опасностей — в частности,
введением блокировок, прекращающих производственный процесс
даже при небольших отклонениях от нормы, — понятно. Но
непродуктивно, если производители промышленного
оборудования, или его проектировщики, или владельцы промышленного
предприятия полностью отказываются рассматривать
возможности удержать непрерывный технологический процесс от на-
27
Глава 1. Необходимость и возможность комплексного решения
рушения при быстро ликвидируемых перерывах питания и
требуют электроснабжения без перерывов, даже кратковременных.
Преодолеть эту позицию на стадии проектирования
промышленного объекта достаточно сложно. Проще, когда объект уже
работает и накоплен достаточный опыт всякого рода нарушений
его работы. Но тогда многие меры принимать уже поздно*.
Один крупный промышленный объект с высоким уровнем
автоматизации и роботизации производства был сдан
инофирмой в эксплуатацию с системой ТА, которая, в
частности, выдавала команду на полный останов производства,
если напряжение оказывалось ниже 80% от номинального.
При этом время пониженного напряжения, при котором
останавливается производство, было установлено менее 0,1 с.
Остановки этого предприятия происходили чуть ли не при
каждом КЗ в той сети ПО кВ, от которой питалось
предприятие, и при КЗ в значительной части примыкающих сетей
220 кВ. В то же время для этого предприятия
кратковременные (примерно до 0,5 с) снижения напряжения до нуля
не опасны, а снижения напряжения до 70% не опасны и на
значительно большее время.
Функции систем автоматического управления
промышленным производством быстро расширяются, и важно, чтобы эти
системы правильно реагировали на перерывы нормального
электроснабжения. Поскольку электроснабжение и работа
технологического оборудования жестко взаимосвязаны, представляется
разумным, чтобы системы автоматического управления
технологическим процессом взяли на себя и функции противоаварииного
управления системой электроснабжения, управления
самозапусками, повторными пусками электродвигателей и т.п.
3. То, что сказано выше относительно различных средств ТА,
относится и к устройствам электрической автоматики и загди-
* Здесь становится понятным, что нужны комплексы специальных
требований к проектированию промышленных объектов и их систем
электроснабжения.
28
1.2 Технические причины нарушений
ты. Встречаются излишние срабатывания электрических
защит.
В том, что касается мер против отключений
электроприемников, нужно следить за тем, чтобы после КЗ оставалось во
включенном состоянии не больше двигателей, чем это
допустимо по условиям их самозапуска. Системы электроснабжения
крупных предприятий в большинстве случаев таковы, что
одновременный самозапуск всех двигателей невозможен из-за очень
большого их суммарного пускового тока и глубокого снижения
напряжения. Таким образом, любая задача о восстановлении
нормальной работы предприятия после кратковременного
перерыва питания сводится, в основном, к тому, чтобы оптимальным
образом сформировать три группы электроприемников:
A) те, которые должны восстанавливать свою нормальную
работу сразу после восстановления питания в результате
самозапуска;
B) те, которые должны включаться автоматически, но после
того, как закончатся самозапуски и напряжение восстановится
до уровня, близкого к нормальному* (это означает задержку
в восстановлении нормальной работы электродвигателей на
секунды или десятки секунд);
C) остальные, которые могут быть введены в работу дежурным
персоналом вручную.
При этом минимальное требование к системе
электроснабжения состоит в том, что источники питания и электрическая
сеть должны обеспечивать возможность самозапуска
электродвигателей, от которых зависит бесперебойность основных
технологических процессов. Здесь имеется много привходящих
обстоятельств, дополнительных факторов, которые тоже нельзя
упускать из вида, но о них — в последующих главах.
"Об автоматическом повторном пуске см. п. 5.4.
29
Глава 1. Необходимость и возможность комплексного решения
Недостаточное электроснабжение в поелеавариином
режиме внешней сети
Разумеется, нормальная работа предприятия возможна не в
любом режиме, возникающем в результате аварии. В этой связи
нужно найти оптимальные решения по трем вопросам:
A) в каких возможных ремонтных режимах основные
технологические процессы должны продолжаться и в каких
требуется введение в действие системы безаварийного прекращения
технологического процесса;
B) какие противоаварийные средства нужны в тех режимах, где
технологический процесс должен продолжаться;
C) в чьем ведении находятся эти средства.
Последнее важно не упустить из вида потому, что бывают
случаи, когда необходимая противоаварииная мера может быть
реализована не на самом предприятии, а в энергосистеме. Это
существенно осложняет принятие правильного и своевременного
решения.
Такой случай возник, например, на одном крупном
горнообогатительном предприятии, внешнее электроснабжение
которого осуществлялось по двум цепям воздушной линии
220 кВ. После пуска предприятия выяснилось, что в
самом очевидном послеаварийном (и вообще, ремонтном)
режиме: при отключении одной цепи этой линии, — полная
мощность предприятия не обеспечивалась*. При этом не была
запроектирована автоматика, которая в случае внезапного
отключения одной цепи давала бы команды на отключение
заранее выбранных неответственных электроприемников.
Такая автоматика не была запроектирована вместе с
релейной защитой и АПВ линии 220 кВ потому, что для энерго-
* Нормы проектирования энергосистем допускали в подобных случаях
ограничение нагрузки до 25%.
1.3 Особенности проблемы проектирования
системы, в чьем ведении находились эти линии, она не
требуется. При проектировании же системы внутреннего
электроснабжения вопрос о необходимости отключения части
электроприемииков вообще не рассматривался, так как
проектировщики не имели нужной информации о внешнем
электроснабжении и не запрашивали эту информацию.
1.3 Особенности проблемы проектирования
противоаварийных мероприятий
Разобщенность проектирования частей системы
электроснабжения
Последний пример из приведенных выше показывает, что
при независимом и некоординированном проектировании
внешнего и внутреннего электроснабжения возможны существенные
«проколы».
Если в задачу надежности электроснабжения включать не
только такие факторы, которые приводят к прекращению
питания (например, КЗ плюс отказ АВР), как это обычно делается
(см., например, [7]), но и кратковременные нарушения
энергоснабжения, то решение задач надежности при проектировании
усложняется.
Более того, есть все основания утверждать, что
проектирование надежного электроснабжения без увеличения обмена
информацией между организациями, ведущими проектирование
внешнего и внутреннего электроснабжения, невозможно. Самую
простую задачу: определить, какие меры нужны, чтобы
обеспечить самозапуск двигателей после кратковременного
нарушения питания, — нельзя решить, если не иметь информации о
параметрах внешнего электроснабжения, внутреннего
электроснабжения, самих электродвигателях и механизмах, приводимых
ими во вращение. На стадиях проектирования этой информацией
владеют разные организации.
31
Глава 1. Необходимость и возможность комплексного решения
В настоящее время обмена информацией как такового нет.
Есть только передача сведений в направлении от
технологической схемы к выбору электрооборудования и
внутреннему электроснабжению. При проектировании внешнего
электроснабжения используется очень небольшой объем информации о
размерах потребляемой мощности, графиках нагрузки,
коэффициентах мощности, категориях электроприемников. При такой
системе проектирования просто нет места ни разработке средств
защиты потребителя от воздействий кратковременных
нарушений электроснабжения, ни возможностей ставить такую задачу.
Этому способствует отсутствие нормативных требований,
отвечающих этой задаче.
Важно иметь в виду, что требуется не просто решение
задачи, но решение ее на достаточно ранних стадиях
проектирования. Чем позже принимаются решения, тем сложнее вносить
изменения в проект. Однако на очень ранних стадиях
проектирования многих данных по параметрам электрооборудования
предприятия и параметрам сети еще нет. Поэтому не
исключены случаи, когда рассматриваемую задачу придется решать
неоднократно: сначала в первом приближении (чтобы выяснить,
например, такие принципиальные вопросы, как выбор между
электроснабжением от энергосистемы или автономным, оценка
общих требований к противоаварийным мерам на основе
суждения о критической длительности перерыва питания и пр.), а
позже вносить необходимые уточнения (например, в отношении
необходимого быстродействия устройств противоаварийного
управления, последовательности повторных пусков
электродвигателей и пр.).
Отображение проблемы в нормативных документах
По причинам, отмеченным во Введении, «Правила
устройства электроустановок», по которым проектировались и
строились все объекты электроэнергетики, ориентируют проектиров-
32
1.3 Особенности проблемы проектирования
щика на принятие возможных и экономически оправданных* мер
в отношении длительных нарушений электроснабжения. Так,
в частности, родилось понятие «независимых источников
питания»: один источник отключен, другой продолжает работать.
На кратковременные аварийные режимы (КЗ) это понятие не
распространяется (о «независимых источниках питания» см.
ниже).
В прежних «Правилах технической эксплуатации
электрических станций и сетей» даже использовался термин
«бесперебойное электроснабжение» (в новых Правилах [8] этого уже нет).
Термин не расшифровывался, но ясно, что под
бесперебойностью электроснабжения понималось такое состояние
электрической сети, при котором питание потребителей не исчезает
надолго, потому что для энергосистем, повторим, кратковременные
нарушения питания есть обычный атрибут работы.
В настоящее время, когда для промышленных
потребителей кратковременные нарушения питания опасны не менее, чем
длительные, возвращаться к термину «бесперебойное
электроснабжение» нельзя, так как он для потребителя теперь
ассоциируется с недопущением и кратковременных нарушений, а для
энергосистем имеет прежний смысл. И ничего, кроме
путаницы, применение этого термина не даст. Оно не годится даже как
формулировка цели, ибо в качестве цели нужно рассматривать
бесперебойность работы потребителей. Конечная цель —
именно это: в электроснабжении могут быть перебои, но за счет
различных противоаварийных мер (относящихся как к
электроснабжению, так и электропотреблению) их воздействие должно
быть сведено к минимуму.
В Федеральном законе 2003 года «Об электроэнергетике»
в статье 38 «Гарантии надежного обеспечения потребителей
электрической энергией» говорится, что «субъекты
электроэнергетики, обеспечивающие поставки электрической энергии потре-
* Можно полагать, что переход к рыночной экономике
существенно скажется на правилах техн и ко-экономических обоснований, и оценки
«рентабельно-нерентабельно» могут измениться в принципе.
3-967
33
Глава 1. Необходимость и возможность комплексного решения
бителям электрической энергии, в том числе энер го сбытовые
организации, гарантирующие поставщики и территориальные
сетевые организации (в пределах своей ответственности),
отвечают перед потребителями электрической энергии за
надежность обеспечения их электрической энергией и ее качество в
соответствии с техническими регламентами и иными
обязательными требованиями». Если в технические регламенты или иные
обязательные требования будут введены нормы, относящиеся к
рассматриваемой проблеме, то это будет важный шаг в
направлении ее решения.
Пока же приходится констатировать, что нормативная
база для разработки и применения противоаварийных мер,
направленных на бесперебойность работы потребителей
при большинстве кратковременных нарушений
электроснабжения, полностью отсутствует.
Необходимые организационно-технические меры
Это достаточно глубокая и широкая проблема. В этой книге
не ставилась задача осветить ее во всех существенных деталях.
Ниже перечисляются лишь основные направления ее решения.
Разрабатывать противоаварийные меры нужно не в редких
специфических случаях, а практически всегда при
проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий, их
электрооборудования и систем управления. Поэтому необходима
соответствующая нормативная база. Нужны как общие указания
по снижению числа и интенсивности кратковременных
возмущений в электрических сетях и по предотвращению воздействия
этих возмущений на непрерывные технологические процессы у
потребителей (эти указания уместно иметь в ПУЭ, если этот
документ сохранится), так и конкретные указания, снабженные
подробными методиками.
При этом нужно иметь в виду два важных обстоятельства.
Во-первых, специфика различных производств настолько
существенна, что конкретные руководящие и методические докумен-
34
1.3 Особенности проблемы проектирования
ты целесообразно разрабатывать применительно к различным
отраслям промышленности, особенностям производства и т.д.
Во-вторых, нельзя рассчитывать на то, что это будут списки
готовых решений. До тех пор, пока не будет накоплен достаточный
опыт проектирования противоаварийных мероприятий, готовых
решений, которые можно без специального анализа, расчетов и
т.п. включать в проект, по-видимому, почти не будет. Вместо
готовых решений будут указания на то, какие факторы нужно
учитывать и что рассчитывать, чтобы приходить к правильным
решениям*.
При проектировании противоаварийных мероприятий
придется использовать соответствующие программные комплексы.
Это -— большое осложнение привычной проектной работы.
Нужно также учесть, что для решения рассматриваемых задач
нужны навыки и специальные знания. По этим причинам
потребуется, скорее всего, в каждой отрасли промышленности создание
организации (подразделения, фирмы и т.п.), которая могла бы
быстро и эффективно решать эти задачи по заказам проектных
организаций. Она же будет осуществлять необходимую
координацию проектирования различных частей системы
электроснабжения, запрашивая данные по системе и выдавая рекомендации
по противоаварийным мерам.
Таким образом, речь идет о перестройке, хотя и
частичной, системы проектирования. Поскольку это — дело затяжное,
потребуются промежуточные меры. Из них, по-видимому,
самое главное — принятие временных требований, направленных
на обеспечение бесперебойной работы потребителей, и создание
подразделений, которые будут осваивать и решать
соответствующие технические и экономические задачи.
Для обеспечения этих работ потребуется существенное
совершенствование информационной базы в отношении того, ка-
* Примерно то же относится к этой книге, содержание которой сводится
к перечислению факторов, существенных для обеспечения бесперебойности
промышленного производства. Какие нормы проектирования можно
составить на этой основе, покажет время.
3*
35
Глава 1. Необходимость и возможность комплексного решения
кие возмущения нормального режима свойственны различным
сетям и регионам, как часто они возникают и по каким
причинам. Это относится как к сетям энергосистем, так и сетям
внутреннего электроснабжения промышленных потребителей.
Нужны данные относительно того, как часто возникают КЗ на
линиях всех классов напряжения, прежде всего — на линиях
220 кВ и ниже. Нужны данные относительно успешных и
неуспешных срабатываний АПВ, отказов выключателей при
отключении тока КЗ и пр.
Без такой информации трудно решать технические задачи
выбора противоаварийных мероприятий и совсем невозможно
решать технико-экономические задачи.
О помощи действующим предприятиям в разработке
противоаварийных мероприятий
Это особо важная задача, примыкающая к поставленным
выше.
В такой помощи нуждается большинство предприятий в
стране. Хотя возможности реализации необходимых
противоаварийных мер на действующем предприятии, разумеется, меньше,
чем на проектируемом, опыт показывает, что такие
возможности имеются и притом значительные. Это связано с тем, что
многого можно добиться без переделки схемы электроснабжения,
замены электродвигателей и тому подобного, а лишь
средствами противоаварийного управления, т.е. модернизацией системы
защиты и автоматики.
В прошедшие годы для предприятий основным тормозом в
реализации противоаварийных мер была не техническая
невозможность этого и не полное отсутствие заинтересованности, а
сама система хозяйствования, при которой практически не
выделялись деньги на модернизацию, несмотря на возможность
заметно повысить эффективность производства (об этом
говорилось во Введении).
36
1.3 Особенности проблемы проектирования
Техника решения задачи для проектируемых и
действующих предприятий одинакова, но во втором случае решать
задачу проще, так как меньше трудностей с подбором исходных
данных.
Для примера приводится итоговая таблица сравнительной
эффективности противоаварийных мероприятий,
выбранных для одного из действующих предприятий, в нагрузке
которого преобладают синхронные двигатели F0%):
предотвращение излишних отключений двигателей (а), повышение
устойчивости СД (б), отключение части нагрузки в
режимах, когда внешнее электроснабжение ослаблено (в),
установка на питающих линиях 220 кВ кроме трехфазных АПВ
(ТАПВ) еще и однофазных АПВ (ОАПВ) (г), ускорение
действия релейной защиты этой линии при КЗ (д).
В табл. 1.1 полезно обратить внимание на то, что ввод в
эксплуатацию дополнительной линии 330 кВ (что само по
себе важно, так как существующие линии имеют
недостаточную пропускную способность) дает лишь небольшое
снижение ущерба у потребителя, если не сопровождается
всеми остальными противоаварийными мерами, реализуемыми
средствами автоматики, регулирования и пр.
Для многих действующих предприятий в настоящее время
актуальна задача организации местного электроснабжения как
средства повысить его надежность. Такие тенденции
обусловлены распространением сравнительно простых и экономичных
генерирующих установок мощностью в единицы и десятки
мегаватт — газотурбинных, газопоршневых, дизельных, даже
ветроэнергетических. При появлении проекта местного
источника электроснабжения неизбежно встает вопрос о том, какой
режим работы для промышленного потребителя эффективнее:
питание от собственного источника и от энергосистемы или
питание только от собственного источника (автономное).
Выбор между этими двумя вариантами зависит от многих
обстоятельств (см. п. 3.1).
37
Глава 1. Необходимость и возможность комплексного решения
Таблица 1,1 Число нарушений технологического процесса в год
по группам нагрузки (I — наиболее ответственная, II — менее
ответственная, III — наименее ответственная); «+» — мероприятие
выполнено, «—» — не выполнено
Схема
внешнего
энергоснабжения
Существующая
С
дополнительной линией
330 кВ
Мероприятия
а
+
+
+
+
+
+
+
+
б
+
+
+
+
+
+
+
в
+
+
+
+
+
+
+
г
+
+
+
+
+
+
+
д
+
+
+
Число нарушений
в год
I
8,0
6,0
5,0
3,7
зд
2,3
2,3
1,0
6,4
0,8
0,4
0,2
II
8,0
6,0
5,0
3,7
3,7
3,7
3,7
3,0
6,4
0,8
0,6
0,5
III
8,0
5,0
8,0
8,0
8,0
8,0
6,0
5,0
6,4
0,8
1,4
0,8
Суммарный
ущерб,
%
100
75
62
49
44
38
37
24
79
10
6
4
1.4 Параметры нарушений электроснабжения
Ниже дается перечень наиболее характерных нарушений
нормального режима работы электрической сети и
указываются их ориентировочные параметры. Для расчетов в большинстве
случаев требуются более точные данные. Об источниках их
получения см. ниже.
Короткие замыкания
Короткие замыкания в электрической сети характеризуются
тремя параметрами: продолжительностью, глубиной снижения
напряжения и вероятностью возникновения.
Продолжительность режима КЗ определяется собственным
временем отключения выключателя (при этом учитывается вре-
38
1.4 Параметры нарушений электроснабжения
MT3S
t0+2At
'о f
A IK,
мтз,
t0+At
t
МТЗ,
MT35/^ /0+ЗД/
кл
tQ+2At
К,
&/,
МТ32 К.г
t0+At ^
МТЗ,
п
« *к.
Рис. 1.1 К селективности максимальных токовых защит
мя, расходуемое на гашение дуги на контактах выключателя) и
временем действия релейной защиты.
Минимальная продолжительность КЗ в сетях ПО кВ и ниже
при воздушных выключателях и действии защиты без
выдержки времени — примерно 0,2 с; в сетях 220 кВ — 0,16-0,18 с. Если
защита имеет выдержку времени, то продолжительность КЗ
соответственно увеличивается. Наибольшие выдержки времени —
у максимальных токовых защит (МТЗ).
Во внутренних сетях широко применяются МТЗ с
селективностью по времени (т.е. с нарастающими выдержками
времени), так как на одной ступени напряжения величины токов
КЗ на разных линиях близки и различить их по величине тока
не удается. Упрощенный пример такой сети показан на рис. 1.1.
По этой схеме видно, что для защиты MT3i выдержка
времени не нужна. Фактически, это — токовая отсечка, и при КЗ
в точке К\ отключение произойдет как возможно быстро (t0).
Защита МТ32 запустится при КЗ как в точке Л'г, так и в точке
Ki, и поэтому должна ждать, не сработает ли MT3i.
Выдержка времени, или, иначе, ступень селективности At обычно равна
0,5 с для защит с использованием электромеханических реле и
0,3 с для цифровых защит. Защита МТ33 должна
отстраиваться от MT3i и МТЗг; соответственно, время отключения равно
t0 + 2At, и т.д.
Защита МТЗ7 не срабатывает при КЗ за трансформатором
(А^8), так как ток, регистрируемый МТЗ7, в случае К& значи-
39
Глава 1. Необходимость и возможность комплексного решения
f° 4ьнЗ>
110 или 220 кВ Ч_>СУ
Рис. 1.2 К каскадному действию защиты
тельно меньше, чем при Kt. Защита МТЗ7 реагирует только на
Л'г, и отсчет выдержек времени зашит МТ35-МТЗв снова
начинается с нуля. Каждая следующая защита (от электроприемника
к источнику питания) резервирует предыдущую. При сложных
схемах распределительной сети с большим количеством
распределительных пунктов (РП) выдержки времени МТЗ достигают
очень больших значений — нескольких секунд.
На линиях 110-220 кВ обычно используются дистанционные
защиты. Первая ступень дистанционной защиты ликвидирует
КЗ на всей длине линии без выдержки времени, кроме
дальнего конца линии (это примерно 20% длины). Короткое
замыкание в конце линии ликвидируется второй ступенью, имеющей
выдержку времени примерно 0,5 с. В случае отказа 1-й
ступени защиты, КЗ отключается 2-й ступенью. В небольшом числе
случаев возможно отключение КЗ третьей ступенью
дистанционной защиты, выполняющей функции дальнего резервирования,
с выдержкой времени примерно 1 с.
Если линия имеет двустороннее питание, защиты ее имеются
с обеих сторон и действуют независимо. На тупиковых линиях
это нередко приводит к каскадному действию дистанционных
защит (см. схему на рис. 1.2). Здесь потребитель питается по
двум тупиковым линиям. С головного конца поврежденная линия
будет отключена без выдержки времени, но ток КЗ с
приемного конца этой линии может быть недостаточен для
срабатывания защиты на конце линии. Тогда выключатель на приемном
конце останется включенным. Но когда отключится головной
выключатель поврежденной линии, ток, на который реагирует
40
1.4 Параметры нарушений электроснабжения
зашита на конце линии, увеличится, и линия будет отключена
также и с приемного конца.
Когда защита на конце линии приходит в действие
только после отключения головного выключателя, выключатель на
приемном конце отключается, в лучшем случае, через 0,4 с
после начала КЗ @,2 + 0,2 с). Если же ток КЗ на приемном конце
будет ликвидирован не 1-й, а 2-й ступенью защиты, то
продолжительность режима КЗ для потребителя увеличится до 0,9 с.
Задержка в ликвидации КЗ возможна в случаях отказа
основной защиты и в случае отказа выключателя. Эти случаи
достаточно редки (совокупно, в большинстве случаев, менее 5%).
Если нарушение работы предприятия не связано с какой-либо
особой опасностью, такие отказы не учитываются.
При анализе таких случаев нужно иметь в виду, что отказ
зашиты или выключателя означает не только увеличение
длительности режима КЗ, но и дополнительные отключения. В
сетях 110 кВ и выше имеются устройства резервирования отказа
выключателя (УРОВ), В сетях более низких напряжений неот-
ключенное КЗ ликвидируется защитами линий и
трансформаторов, по которым ток поступает к месту КЗ. Эти
резервирующие защиты отстроены по времени от действия защиты, которая
должна была отключить это КЗ, но не смогла этого сделать.
Соответствующие примеры показаны на рис. 1.3. Увеличение
продолжительности КЗ в обоих случаях —¦ ориентировочно на те
же 0,5 с.
В последнее время при применении цифровых устройств
защиты появилась возможность использования УРОВ в сетях ниже
110 кВ.
Расчетное напряжение в месте возникновения трехфазного
КЗ равно нулю. В сетях с глухо заземленной нейтралью (ПО кВ
и выше) возможно трехфазное КЗ, двухфазное на землю,
двухфазное и однофазное. В сетях без глухого заземления нейтрали
C5 кВ и ниже) — трехфазное и двухфазное.
При несимметричном (не трехфазном) КЗ напряжения в
разных фазах различны. Но в расчетах переходных процессов ото-
41
Глава 1. Необходимость и возможность комплексного решения
(а) (б)
Рис. 1.3 Примеры ликвидации КЗ при отказе выключателя: (а)
действием УРОВ (показаны отключения выключателей только со стороны
данной подстанции); (б) действием защит других линий. ¦ —
отключившийся выключатель
бражаются не фазные или линейные напряжения (действующие
значения), а так называемое напряжение прямой
последовательности [9].
В симметричном режиме есть только напряжение прямой
последовательности, в несимметричном имеются три
составляющие напряжения (и соответствующие токи): прямой
последовательности, которое в электрических машинах переменного
тока образует нормально вращающееся электромагнитное поле,
обратной последовательности, поле которого вращается в
противоположную сторону, и нулевой последовательности, создающее
неподвижное поле.
Когда говорят о напряжениях в различных точках схемы во
время несимметричного КЗ, обычно имеют в виду напряжения в
начальный момент КЗ. В течение режима КЗ напряжение
снижается из-за торможения электродвигателей. Ориентировочно:
напряжения (прямой последовательности) вместе возникновения
42
1.4 Параметры нарушений электроснабжения
двухфазного КЗ на землю составляют 10%—30% от
номинального, при однофазном КЗ — 30%—70%.
В рассматриваемых задачах, если ставится цель обеспечить
бесперебойную работу предприятия при всех КЗ в сетях, кроме
случаев отказа защит или выключателя, то основной расчетный
вид КЗ — трехфазное, как самое тяжелое. Несимметричные КЗ
учитываются тогда, когда нужно подсчитать ожидаемое число
нарушений работы предприятия за год (см. п. 4.4).
В сетях 110-220 кВ наибольшую вероятность имеют
однофазные КЗ — 70%-90%, трехфазные — 5%-10%, двухфазные на
землю — менее 10%, то же — двухфазные без земли.
О вероятностях возникновения КЗ см. п. 4.4.
Автоматические повторные включения
Поскольку на воздушных линиях велика вероятность того,
что КЗ через 1-3 с после отключения линии самоликвидируется
и электрическая прочность изоляции восстановится,
выполняется АПВ. Если КЗ действительно ликвидировалось, линия после
АПВ останется в работе; если не ликвидировалось, релейная
защита еще раз отключит линию, а АПВ будет заблокировано*.
Всего возможны три последствия отключения линии
защитой: успешное АПВ, неуспешное АПВ и отказ АПВ. Второй и
третий случай почти равнозначны, когда предприятие имеет
одну питающую линию и ее отключение означает полную потерю
внешнего питания. Если линий две или больше, то отказ АПВ и
неуспешное АПВ (на одной из линий) не равнозначны.
Неуспешное АПВ хуже, чем его отказ, так как при неуспешном АПВ
имеют место последовательно два КЗ. Это видно из рис. 1.4, где
показаны последовательные состояния линии: нормальное
исходное, режим первичного КЗ, линия отключена (бестоковая пауза
на этой линии), АПВ линии и — в случае возобновления КЗ —
ее повторное отключение.
'Иногда применяется двукратное АПВ.
43
Глава 1. Необходимость и возможность комплексного решения
8« ьь ьь ьь
< ТПТПГ ТГГТТГ ТТТТГ ТПТГГ ПОкВ
(а)
(«)
Рис. 1.4 Последовательные состояния схемы при АПВ успешном (а)
и неуспешном (б) и (б)
Перед АПВ линии выполняется ее опробование: линия
включается с одного конца и, если защита не срабатывает,
линия включается и с противоположного конца. Разница между
двумя случаями неуспешного АПВ на рис. 1.4 состоит в том, с
какого конца производится опробование линии. Выбор, с
какого конца выполнять опробование, определяется необходимостью
снижения отрицательных последствий повторного КЗ. Для
опробования выбирают, как правило, тот конец линии, который даль-
44
1.4 Параметры нарушений электроснабжения
ше от генераторов. Для линий вблизи электростанции такой
выбор имеет смысл; для линий, удаленных от шин электростанций,
это не имеет значения.
Для потребителя, как видно на рис. 1.4, б и 1.4, в, выбор
стороны, с которой включается выключатель для опробования
линии, не безразличен. Остаточное напряжение на шинах
потребителя при повторном КЗ будет в случае рис. 1.4,5 выше, чем в
случае рис. 1.4,6.
Правда, при опробовании линии так, как это
показано на рис. 1.4,5, условия при повторном КЗ лучше
только для того потребителя, который питается по данной линии
(на которой происходит КЗ и АПВ). Для остальных
потребителей, питающихся от головной подстанции, повторное КЗ
менее опасно при опробовании линии с конца (по рис. 1.4, в). Так
что решение о выборе стороны, с которой следует производить
опробование линии, должно быть всесторонне взвешенным.
Кроме ТАПВ, на линиях 220 кВ, где есть пофазное
управление выключателями, применяется ОАПВ. Если на такой линии
возникает однофазное КЗ, то отключается выключатель только
в поврежденной фазе линии, и, соответственно, в этой фазе
выполняется АПВ*. При КЗ более, чем в одной фазе, отключения
и АПВ выполняются трехфазными.
О влиянии АПВ на процессы в нагрузке см. п. 5.4.
Возмущения первичные и вторичные
Первичными возмущениями для потребителей
электрической энергии являются:
- КЗ на линиях или в трансформаторах. Эти КЗ
рассмотрены выше;
— отключения линий или трансформаторов без КЗ.
Эти случаи более редкие и, очевидно, более легкие, чем
'Если ОАПВ неуспешно, то линия отключается трехфазно; в отдельных
случаях возможны однофазное отключение и работа линии двумя фазами.
45
Глава 1. Необходимость и возможность комплексного решения
КЗ, которые сопровождаются теми же отключениями.
Такие случаи обычно не требуют специального анализа и
расчетов, но их нужно иметь в виду, если ход процесса зависит
от действия какой-либо защиты или автоматики,
реагирующей на КЗ, в том числе неполнофазные, и не
реагирующей на отключения без КЗ;
— погашение шин как частный случай такого КЗ, при
котором оказывается обесточенной секция шин (или система
шин) со всеми подключенными к ней
электроприемниками в результате отказа выключателя на одной из
отходящих линий или в результате КЗ в зоне защиты шин (см.
рис. 1.5);
— внезапные отключения нагруженных генераторов.
Такие отключения возможны по многим причинам.
Возможно отключение генератора, вызванное КЗ вблизи его
выводов, что может быть и более легким, чем отключение
генератора без КЗ, и несколько более тяжелым (см. п. 2.3);
— низкое напряжение внешних источников питания,
вызванное перегрузкой сетей энергосистемы, неполнофаз-
ным режимом какой-либо линии электропередачи (работа
линии с одной отключенной фазой иногда допускается в
энергосистемах). Такие условия питания могут приводить
к нарушениям работы электродвигателей, особенно
синхронных, если они работают без выдачи реактивной
мощности (см. пп. 2.4 и 5.3)*.
Среди этих возмущений регулярными, часто
встречающимися, разнообразными и сильно влияющими на работу
электроприемников являются КЗ. Поэтому проверка последствий КЗ
"При проектировании систем электроснабжения учитываются и другие
нарушения нормальных условий электроснабжения — такие, как повышения
напряжения, пофазная несимметрия напряжений, наличие высших
гармонических составляющих в напряжении и пр. Эти факторы прямого отношения
к рассматриваемой теме не имеют.
46
1.4 Параметры нарушений электроснабжения
обесточены обесточены
(а) (б)
Рис. 1.5 Погашение секции шин: (а) из-за отказа защиты или
выключателя, (б) при КЗ в зоне защиты шин
всегда оказывается в центре внимания. Однако и остальные
перечисленные выше возмущения нужно иметь в виду. Их влияние
на работу потребителя должно быть проверено, и если эти
возмущения могут нарушать технологический процесс на
предприятии, то нужны дополнительные противоаварийные меры, либо
должно быть обеспечено срабатывание системы безаварийного
прекращения технологического процесса.
Наименее определенным является последнее из
перечисленных выше возмущений — низкое напряжение источников
питания. По множеству причин глубина понижения напряжения
может быть различной. Для проверки работоспособности
электродвигателей при сниженном напряжении достаточно
убедиться, что их работа не нарушается при напряжении на шинах
главной понизительной подстанции (ГПП), равном 80% от
номинального (см. п. 2.4).
Кроме перечисленных первичных возмущений, при решении
практических задач постоянно приходится сталкиваться с
дополнительными возмущениями, которые возникают как реакция
электродвигателей на первичные возмущения и сами становятся
возмущениями для других электроприемников.
47
Глава 1. Необходимость и возможность комплексного решения
К числу таких возмущений относятся асинхронные
режимы, которые возникают при нарушениях синхронизма между
отдельными синхронными машинами или группами синхронных
машин. Асинхронный режим характеризуется более или менее
глубокими понижениями напряжения, следующими друг за
другом через десятые доли секунды. Концом асинхронного режима
является либо ресинхронизация (возврат к синхронной работе)
при наличии благоприятных факторов, либо отключение связи
между асинхронно работающими машинами релейной защитой
или автоматикой.
В энергосистемах асинхронные режимы могут возникать,
главным образом, на связях 330 кВ и выше между частями
энергосистемы. Эти асинхронные режимы ликвидируются
специальной автоматикой весьма быстро. Асинхронные режимы в
системах электроснабжения промышленных предприятий могут быть
значительно более длительными — секунды и десятки секунд.
Такой асинхронный режим, если он не закончится быстрой
ресинхронизацией, почти наверняка вызовет торможение всех
электродвигателей и потому опасен. Особенности асинхронных
режимов в системах электроснабжения описаны в п. 2.3.
Другое, тоже очень сильное вторичное возмущение — это
лавина напряжения. Лавина напряжения — процесс,
вызванный «опрокидыванием» (т.е. торможением) части двигателей,
асинхронных или синхронных, в результате какого-либо
первичного возмущения. Следствием этого является еще большее
снижение напряжения, опрокидывание других двигателей.
Напряжение в результате лавины может снизиться на 70%-80%, что
приводит к полной остановке работы предприятия. Параметры
лавины напряжения зависят от состава электродвигателей, их
загрузки и от параметров электрической сети (см. п. 2.4).
1.5 О «независимости» источников питания
Согласно ПУЭ (п. 1.2.10), источник литания считается не
зависимым от других источников, если его отключение
48
1.5 О «независимости» источников питания
Рис. 1.6 К независимости источников питания по ПУЭ
не препятствует электроснабжению от остальных источников.
В ПУЭ «источник питания» — это шины, с которых поступает
питание. У этих шин тоже есть источники питания, и
применительно к ним тоже проверяется их независимость.
На рис. 1.6 электроприемники, питающиеся с шин А, имеют
два независимых источника питания (шины В и Б),
электроприемники на шинах Б имеют три независимых источника (шины
Л, Г и генератор). Электроприемники Л и В имеют только один
независимый источник, так как они питаются от одной секции
(системы) шин Ж, но сами шины Ж имеют два независимых
источника.
Не исключены случаи, когда на число независимых
источников питания влияют элементы схемы, удаленные от
потребителя. Например, в схеме, показанной на рис. 1.7, все обозначенные
стрелками потребители имеют один источник питания, так как
питаются с шин А и Б, имеющих один источник питания —
шины электростанции.
Понятие о независимых источниках питания было
сформировано в те времена, когда существенными были только дли-
4-967
49
Глава 1. Необходимость и возможность комплексного решения
GK?>
©-GD
Рис. 1.7 Потребители, не имеющие двух независимых источников
питания
тельные перерывы питания. Глава 1.2 ПУЭ во всех
предшествующих изданиях, кроме 7-го (см. ниже), определяла независимый
источник питания как источник, на котором сохраняется
напряжение при исчезновении его на других источниках. Очевидно,
что такая формулировка, если иметь в виду кратковременные
нарушения питания, становится некорректной и допускает
разные прочтения.
Исходя из общего смысла ПУЭ, нужно было признавать,
что это определение просто не распространяется на
кратковременные возмущения. Но в то же время такая формулировка
(п. 1.2.10) давала потребителям повод обосновывать свои
претензии, связанные с кратковременными перерывами питания,
несоответствием реального электроснабжения требованию иметь
независимые источники питания. Говорилось примерно
следующее: «В ПУЭ сказано, что напряжение на независимом
источнике питания должно сохраняться при его исчезновении на
другом источнике, а в нашей схеме КЗ на одном источнике питания
вызывает настолько глубокое снижение напряжения на другом
источнике, что работа нарушается у всех электроприемников.
Следовательно, энергосистема не обеспечила наличие двух неза-
50
1.5 О «независимости» источников питания
висимых источников». В 7-м издании ПУЭ параграф 1.2.10 был
отредактирован: «Независимый источник питания — источник
питания, на котором сохраняется напряжение в послеаварий-
ном режиме в регламентированных пределах при исчезновении
его на другом или других источниках питания» (Выделено
нами. — Авт.). Тем самым было указано, что на аварийные
режимы понятие независимых источников питания не
распространяется.
Но, поскольку обращение к этому понятию остается частым
аргументом в технических спорах, подчеркнем в проблеме
«независимых источников питания» главное.
1. Если иметь в виду кратковременные нарушения
электроснабжения, то нужно признать, что независимых источников
питания не бывает в принципе. Даже в схеме, показанной
на рис. 1.8, а, где сами источники питания никак не связаны
между собой, кроме как на шинах потребителя,
взаимозависимость источников питания существует, и притом сильная:
КЗ на одном из вводов вызовет такое же снижение
напряжения на другом вводе. На рис. 1.8, б показана схема, в которой
взаимозависимость источников питания при отключенном
выключателе в шинном «мостике» меньше, чем в предыдущем
случае, но тоже имеется. (Оптимальный выбор нормального
положения этого выключателя неоднозначен, см. п. 4.3.)
Полной независимости источников питания можно было бы
достичь в схеме, где между источниками питания вообще нет
электрической связи. Такая ситуация может возникать в
системах автономного электроснабжения, как упрощенно
показано на рис. 1.8, е. Но такие схемы с несинхронной работой
источников питания иначе, как в особых послеаварийных
условиях, недопустимы (см. п. 3.7).
2. Требования ПУЭ о числе независимых источников
питания не подвергаются сомнению, но к проблеме
зашиты потребителей от воздействия кратковременных
4*
51
Глава 1. Необходимость и возможность комплексного решения
к
энергосистеме
Рис. 1.8 К взаимозависимости «независимых» источников питания
(показаны местные генераторы)
возмущений эти требования отношения не имеют.
Выполнение требований ПУЭ в отношении числа
независимых источников питания не гарантирует
бесперебойной работы потребителя. Число «независимых»
источников питания не определяет возможностей сохранения
в работе электроприемников, подключенных к одному
источнику литания, при КЗ на другом источнике*. Противоава-
рийные меры на случаи кратковременных нарушений
электроснабжения должны разрабатываться помимо требований
ПУЭ к числу независимых источников питания (см. главы 3,
4 и 5).
3. Взаимозависимость источников питания в аварийных
режимах является важным показателем, от которого зависит
выбор противоаварийных мероприятий. Эта взаимозависимость
может быть оценена количественно, если использовать
значения глубины снижения напряжения AU = UHopM ~ Икз
'Это относится к схемам, где есть электрическая связь между
источниками питания по переменному току. Нетрудно убедиться в том, что в схемах,
где имеются вставки постоянного тока, взаимное влияние источников
питания может проявляться иначе.
52
1.5 О «независимости» источников питания
(С^норм — напряжение в нормальном режиме, /7кз —
напряжение в начальный момент КЗ) на обоих источниках питания.
Определим коэффициент взаимозависимости источников
питания Квз как отношение глубины снижения напряжения на
неповрежденном (втором) источнике питания к глубине
снижения напряжения на том источнике питания, где имеется КЗ
(первом):
К = ***
вз At/X '
Чем больше А'вз, тем сильнее взаимозависимость источников.
У источников питания, показанных на рис. 1.8, а, Квэ = 1.
В общем случае нужно учесть, что разные источники
питания в одной и той же схеме могут иметь разные номинальные
напряжения. Поэтому
,норм ,норм
#« =
,норм ,норм
A.1)
в
энергосистему
ИП2
ТЭЦ
200 МВт
2x200 МВ-А 2x125 МВ-А
ИП1
?^V
'ЛЗ
220 кВ
ПОкВ
ГПП 110/35/6 кВ
Нагрузка 130 МВт
Рис. 1.9 Пример схемы внешнего электроснабжения к расчету
коэффициентов взаимозависимости источников питания. ИП1 и ИП2 —
обозначения источников питания для ГПП (к табл. 1.2)
53
Глава 1. Необходимость и возможность комплексного решения
Таблица 1.2 Коэффициенты взаимозависимости источников
питания в схеме рис. 1.9
Состояние схемы
внешнего электроснабжения
генератор
на ТЭЦ
Включен
Включен
Отключен
Включен
Включен
линии
Л1,Л2,ЛЗ
Включены
Включены
Включены
Отключены
Отключены
секционный
выключатель
на ГПП (СВ)
Включен
Отключен
Отключен
Включен
Отключен
Коэффициенты
взаимозависимости
снижение
напряжения
ИП2 при КЗ
наИШ
0,89
0,88
0,92
0,69
0,28
снижение
напряжения
ИШ при КЗ
наИП2
0,92
0,89
0,89
0,76
0,30
Пример значений коэффициентов взаимозависимости
источников питания для схемы, приведенной на рис. 1.9, показан в
табл. 1.2.
Из этого примера видно, что взаимозависимость источников
питания может быть значительно ослаблена, но путем
ослабления схемы. Какой вариант предпочтительнее: более слабая
сеть с небольшой взаимозависимостью источников питания
или более жесткая сеть с большой их взаимозависимостью, —
определяется конкретными параметрами сети и нагрузки (см.
п. 4.3).
1.6 Задачи, определяющие состав
противоаварийных мероприятий
Критерии "JV-1" и V-2"
Критерий "TV—1" — это один из широко известных
критериев надежности энергосистемы и электроснабжения
потребителей.
54
1.6 Задачи, определяющие состав противоаварийных мероприятий
TV — это число элементов энергосистемы. Согласно
критерию V-1", если число работающих элементов
энергосистемы (линий, трансформаторов, генераторов) уменьшится на
единицу, она должна выполнять все свои функции. Иначе говоря,
отключение одного любого элемента энергосистемы не должно
нарушать работу самой энергосистемы и не должно нарушать
электроснабжения потребителей. Критерий "JV—2" означает
такое же требование, но в отношении потери любых двух
элементов энергосистемы (например, при наложении аварии на
ремонтный режим).
На Западе критерий "iV-l" рассматривается как очевидное
требование к электрической сети. В большинстве случаев
нарушение критерия "iV-1" рассматривается как обоснование
необходимости введения нового силового оборудования. Если
критерий "iV-1" выполняется, но не выполняется критерий "N-2", то
это служит обоснованием применения дополнительных средств
релейной защиты, автоматики и диспетчерского управления.
Применительно к электроснабжению требования,
вытекающие из критерия V-1", имеют очевидное исключение:
отключение линии, по которой питание поступает с шин
непосредственно к электроприемнику, не рассматривается, так как
отключение или повреждение одного электроприемника
возможно и по многим другим причинам и не должно приводить к
нарушению работы предприятия.
В отношении электроснабжения потребителей критерий
"iV-l" равнозначен требованию двух независимых источников
питания. Так, на рис. 1.6 сразу видно, что это правило не
выполнено в отношении потребителей Л и Е, а на рис. 1.7 — в
отношении всех показанных потребителей. Таким образом, из
требований ПУЭ следует, что критерий V-1" должен
выполняться для всех электроприемников первой и второй
категории.
Вопросы электроснабжения электроприемников второй и
третьей категории не относятся к теме этой книги. Что
касается электроприемников особой группы первой категории, то
55
Глава 1. Необходимость и возможность комплексного решения
к ним вместо критерия "JV-1" должен применяться, согласно
ПУЭ, критерий V-2". К таким электроприемникам относятся
системы, бесперебойная работа которых необходима для
безаварийного останова производства, и все остальные системы,
необходимые для предотвращения тяжелых последствий нарушений
электроснабжения, безотносительно к тому, связаны ли они с
основным производством или нет, например пожарные насосы.
Нужно иметь в виду, что ПУЭ везде устанавливает
минимальные требования. При социалистической экономике
попытки заметного превышения минимальных требований при
создании систем электроснабжения блокировались тем, что
учитывались только затраты, связанные с сооружением и
эксплуатацией объекта, но никак не ущербы от ненадежности его
электроснабжения. В настоящее время, наоборот, нужно
блокировать попытки принимать самые дешевые решения
без специального технического и экономического
обоснования только на том основании, что «в ПУЭ этого не
требуется». Давно известно, что экономия на предпроектных
проработках и на самом проектировании позже оборачивается
большими убытками.
Снижение интенсивности возмущений
в распределительной сети
Эта задача распадается на ряд подзадач и может решаться
по-разному, в зависимости от конкретных условий,
экономических показателей и прочих факторов. Перечисление противоава-
рийных мер дается в произвольном порядке, в основном начиная
с внешнего электроснабжения и кончая работой
электроприемников. В последующих главах рассматриваются и другие меры,
помимо тех, которые здесь перечислены.
Сокращение длительности аварийных режимов
Средствами, обеспечивающими сокращение длительности
аварийных режимов (КЗ и бестоковой паузы при АПВ или АВР,
56
1.6 Задачи, определяющие состав противоаварийных мероприятий
а также режимов, соответствующих вторичным возмущениям,
см. п. 1.4), являются:
— применение быстродействующих релейных защит от КЗ
(основных и, при необходимости, резервных);
— применение быстродействующих АВР (см. п. 5.4);
— применение выключателей, обеспечивающих наибольшее
быстродействие на отключение (при ликвидации КЗ) и на
включение (при быстродействующих АВР);
— применение специальной автоматики, обеспечивающей
отделение потребителя со своей электростанцией от
энергосистемы при затяжной аварии в последней (см. п. 3.2);
— согласование управляющих воздействий противоаварий-
ной автоматики энергосистемы [10] с задачами обеспечения
бесперебойной работы потребителей.
Снижение вероятности возникновения КЗ
Здесь имеются в виду обычные эксплуатационные
мероприятия, такие как расчистка трасс линий, обмыв изоляторов на
линиях и в открытых распределительных устройствах и т.п. Кроме
того, важным фактором, обеспечивающим снижение числа КЗ,
является отказ от упрощенных подстанций без выключателей
(см. п. 4.3) во всей сети, прилегающей к предприятию.
Уменьшение глубины провалов напряжения
при аварийных режимах и повышение напряжения
при самозапуске электродвигателей
С этой целью рассматриваются (перечисление в
произвольном порядке):
— увеличение располагаемой мощности источников питания
в схемах автономного электроснабжения (см. п. 3.4);
57
Глава 1. Необходимость и возможность комплексного решения
— увеличение мощности трансформаторов в системе
электроснабжения;
— применение средств генерации реактивной мощности с
быстродействующими системами регулирования
напряжения (см. п. 4.5);
— такое исполнение АПВ воздушной линии в энергосистеме,
при котором опробование линии выполняется со стороны,
противоположной потребителю (см. п. 5.4);
— замена самозапуска двигателей (который характеризуется
большими токами) на их автоматический повторный пуск,
что позволяет существенно снизить токи, но ценой
увеличения времени, необходимого для восстановления
нормальной работы электродвигателей (см. п. 5.4);
— быстродействующее автоматическое отключение части
наименее ответственных электроприемников с целью
снижения токовой нагрузки на сеть;
— быстрое гашение поля синхронных двигателей или их
отключение, если они оказываются в асинхронном режиме и
если их быстрая ресинхронизация не обеспечивается (см.
п. 5.4).
Снижение чувствительности потребителя
к кратковременным нарушениям электроснабжения
К таким мерам относятся:
— технологическое резервирование или снижение нагрузки на
технологическое оборудование с целью увеличить
допустимый промежуток времени, в течение которого
электродвигатели вращаются медленнее необходимого;
— обеспечение правильного функционирования всех систем
ТА, технологических блокировок и т.п. при аварийном
режиме и самозапуске двигателей, в том числе недопущение
58
1.6 Задачи, определяющие состав противоаварийных мероприятий
отключений ответственных электроприемников, если
время, допустимое для восстановления их нормальной работы,
еще не истекло;
— предотвращение самопроизвольного отключения
коммутационных аппаратов до 1000 В (магнитных пускателей) при
аварийном режиме или обеспечение их АПВ от автоматики
самозапуска или повторного пуска двигателей;
— повышение напряжения при внешних КЗ за счет
применения сетевых источников реактивной мощности (см. п. 4.5);
— предотвращение выхода из работы вспомогательных
систем (например, системы принудительной смазки
подшипников) при кратковременных перерывах питания;
— применение агрегатов бесперебойного питания;
— замена электрического привода на неэлектрический
(паровой, газотурбинный и т.п.).
Основные дилеммы
В процессе проектирования системы электроснабжения
приходится делать выбор между альтернативными, значительно
отличающимися вариантами. Наиболее характерные из них
перечислены ниже. Существенно, что по каждой из приведенных
дилемм нет однозначного решения: выбор оптимального
варианта определяется конкретными условиями. Эти дилеммы
таковы:
— какой вариант электроснабжения оптимален для
предприятия, имеющего собственную электростанцию достаточной
мощности: работа электростанции параллельно с
энергосистемой или автономно (см. п. 3.1);
59
Глава 1. Необходимость и возможность комплексного решения
— какой режим работы сети оптимален (это относится и к
внешнему, и к внутреннему электроснабжению: с
максимально возможным секционированием, без
секционирования или какой-либо промежуточный вариант (см. пп. 4.2
и 4.3);
— какая схема внутреннего электроснабжения 6 или 10 кВ
предпочтительнее: с реакторами на линиях, идущих от
шин к электроприемникам, или без них; то же в отношении
подключения местной электростанции: применять
реакторы или разделительные трансформаторы или нет
(некоторые аспекты этой задачи см. пп. 3.6 и 4.2)*.
Связь выбора противоаварийных мер с допустимой
продолжительностью перерывов питания и
особенностями системы электроснабжения
Задача выбора противоаварийных мероприятий состоит,
очевидно, не только в том, чтобы автоматически восстановить
работу всех электроприемников, от которых зависит
производственный процесс, но и в том, чтобы сделать это за допустимое
время, т.е. такое, чтобы процесс сразу же и безаварийно
возобновился.
Определение допустимого времени, в течение которого
электроприемники могут быть обесточены, — это задача
технологов промышленного производства. Для ее решения обычно надо
* Разделительные трансформаторы между генераторами и шинами
распределительного устройства того же напряжения считаются
предпочтительными или даже необходимыми по ряду причин, не связанных с темой этой
книги: для снижения в генераторе уровня высших гармонических
составляющих тока (с соединением обмоток трансформатора по схеме звезда-
треугольник), для снижения воздействия на генератор удаленных
однофазных замыканий на землю, для уменьшения возможных перенапряжений в
генераторе при работе на воздушную линию. Поскольку в разделительном
трансформаторе имеется потеря напряжения, тем большая, чем больше его
напряжение короткого замыкания ик, то оптимальный коэффициент
трансформации может отличаться от единицы.
60
1.6 Задачи, определяющие состав противоаварийных мероприятий
знать время, необходимое для восстановления нормальной
работы электродвигателей после возобновления питания. Такие
расчеты всегда могут быть выполнены, поскольку это необходимая
часть работы по выбору противоаварийных мер.
Определение допустимого времени перерыва питания по
условиям технологии производства, если нет данных о
нарушениях работы на предприятиях с такой же технологией и
аналогичным оборудованием, может представлять собой весьма
сложную задачу. Главным образом, потому, что подобная задача
перед технологами раньше не ставилась. Тем не менее, решать
ее нужно.
Эту задачу может несколько упростить то, что для выбора
противоаварийных мер требуются не точные значения
допустимого времени перерыва питания, а лишь порядок величин —
соответственно группе возможных и эффективных мероприятий.
При допустимом времени:
— меньше (приблизительно) 0,2 с — никакие меры,
способствующие восстановлению нормальной работы
электроприемников после возобновления питания, не могут быть
эффективными потому, что КЗ в сетях с обычными
выключателями не отключаются быстрее, чем за это время.
Применение выключателей с меньшим временем
отключения мало изменит длительность КЗ. Здесь нужны агрегаты
бесперебойного питания;
— от 0,2 с до максимальной длительности КЗ,
возможной в данной сети (с учетом выдержек времени
максимальных токовых защит, действия резервных защит в
разных ситуациях, действия УРОВ) — либо нужно опять-
таки использовать агрегаты бесперебойного питания, либо
менять защиты от КЗ*;
*Для сетей 10 кВ и ниже отсутствуют серийные защиты,
обеспечивающие ликвидацию любого КЗ без выдержки времени, если не считать
дифференциальных защит, удобных для защиты шин и трансформаторов, но не
линий.
61
Глава 1, Необходимость и возможность комплексного решения
- 5-20 с — можно обеспечить включение
электроприемников и восстановить нормальную работу электродвигателей,
используя АВР, схемы самозапуска и пр. (см. п. 5.4);
- 30 с и более — можно обеспечить возобновление работы
всех необходимых электроприемников с применением
автоматики повторного пуска, обеспечивающей восстановление
нормальной работы электродвигателей так, чтобы не
получить во время пусков значительных снижений напряжения,
а порядок пусков установить наиболее удобным для
технологов образом (см. п. 5.4).
При этом предполагается, что в послеаварийном режиме
напряжения в питающей сети достаточны для обеспечения
необходимой очередности самозапусков и повторных пусков. Если
это не так, то в число противоаварийных мер войдут средства,
обеспечивающие повышение напряжения (различные источники
реактивной мощности, см. п. 4.5), и — как крайний случай —
отключение части нагрузки.
От особенностей системы электроснабжения:
протяженности сетей, мощности источников и пр., — зависят основные
«узкие места», на которые приходится обращать основное
внимание. Примерный список наиболее характерных и важных задач
приводится ниже. Подобные задачи, но более подробно,
рассматриваются в главах 3-5.
Если предприятие питается от сетей энергосистемы (без
протяженных сильно загруженных линий электропередачи
между основной сетью энергосистемы и сетью самого предприятия,
что встречается в периферийных, слабо освоенных районах
Севера и Востока России), то в таких случаях наиболее важными
являются задачи, которые можно объединить в три группы.
1. В центре внимания — задачи, связанные с устойчивостью и
самозапуском электродвигателей в условиях, когда источник
питания (энергосистема) имеет стабильную частоту и
довольно «жестко» поддерживаемое напряжение. Потери напряже-
62
1.6 Задачи, определяющие состав противоаварийных мероприятий
ния получаются, в основном, во внутренних сетях, и,
следовательно, послеаварийные режимы зависят, главным образом,
от изменений суммарной нагрузки и от режимов работы
двигателей (нормальная работа, торможение, режим пуска или
самозапуска).
2. Если предприятие имеет свой собственный источник питания
достаточной мощности, то оно может в случае затяжного
аварийного режима энергосистемы отделиться от нее и перейти
на автономное электроснабжение*. Сделать это нужно
достаточно быстро, чтобы не нарушилась работа
электроприемников предприятия. Но не слишком быстро, так как это привело
бы к излишним отключениям — при кратковременных
нарушениях нормальной работы энергосистемы, не опасных для
потребителя.
3. Если в нагрузке есть СД, то добавляются задачи,
связанные с большой вероятностью нарушения их устойчивости и
возникновением асинхронного режима относительно
генераторов. В таких случаях естественно стремиться к тому, чтобы
и СД восстановили нормальную работу (т.е. чтобы их
асинхронный режим закончился ресинхронизацией), и колебания
напряжения, неизбежные во время асинхронного режима, не
нарушили работу других электроприемников, в частности
асинхронных двигателей (АД)**. Если такой наилучший
результат недостижим, то в стремлении повысить
напряжения во внутренней распределительной сети приходится
отключать наименее ответственную часть нагрузки.
Если предприятие имеет автономное электроснабжение, то
отпадают проблемы КЗ во внешней сети, но в целом количество
задач, которые нужно решать, не уменьшается, а увеличивается:
'Вопрос о том, какой нормальный режим для такого потребителя более
выгоден: с включенной или отключенной связью с энергосистемой, —
рассматривается в п. 3.1.
""'Упрощенное качественное описание основных процессов в системах
электроснабжения дано в гл. 2.
63
Глава 1. Необходимость и возможность комплексного решения
- осложняются задачи, связанные с обеспечением
самозапуска двигателей из-за ограниченной мощности источника
питания (потери напряжения при пусках и самозапусках
больше, чем при полноценном питании от энергосистемы);
- к числу опасных нарушений добавляются аварийные
отключения генераторов (поскольку общее число
работающих генераторов невелико, потеря одного из них означает
возникновение значительного дефицита мощности);
- должны быть решены задачи равномерного
распределения активной и реактивной нагрузки между генераторами
(неравномерное распределение нагрузки приводит к
недоиспользованию генераторов в нормальных режимах и
увеличивает вероятность нарушения их устойчивости при
нарушениях нормального режима).
Особым является случай, когда предприятие "питается от
собственного источника и имеет связь с энергосистемой по
протяженным линиям электропередачи, имеющим настолько
малую пропускную способность, что отключение части
генераторов местной электростанции может привести к перегрузке линии
электропередачи и ее отключению или к нарушению
устойчивости с возникновением асинхронного режима. В таких условиях
требуется решение специальных задач повышения
устойчивости и разработка противоаварииных мер на случай внезапного
разрыва этой связи (в том числе и тогда, когда разрыву связи
предшествует асинхронный режим). Увеличиваются или
уменьшаются трудности выбора противоаварииных мероприятий от
наличия такой связи (по сравнению с автономным
электроснабжением при прочих равных условиях), зависит от параметров и
потребителя, и самой связи. Может, в частности, оказаться, что
такая связь бесполезна, пока не произойдет аварийного
отключения одного или нескольких генераторов местной электростанции.
В отношении анализа всех возможных аварийных ситуаций
и выбора адекватных противоаварииных мер случаи, когда по-
64
требитель с собственной электростанцией имеет «слабую» связь
с энергосистемой, самые сложные. Приходится рассматривать
ситуации, когда нарушения электроснабжения:
- происходят при включенной связи;
- начинаются в режиме параллельной работы с
энергосистемой, но в процессе аварии связь с энергосистемой
разрывается;
- возникают, когда связь была отключена (что для такой
связи вполне вероятно).
5-967
Глава 2
Основные закономерности переходных
процессов в промышленной нагрузке
2.1 Условия восстановления нормальной работы
потребителя после кратковременных
нарушений электроснабжения
Качественная характеристика задачи
Задача восстановления у потребителя нормальных
параметров технологического процесса имеет две компоненты.
Прежде всего, необходимо восстановить нормальную работу
всех электроприемников, без которых невозможен
технологический процесс. Такие электроприемники далее, для краткости,
называются ответственными. При этом восстановление их
работы должно быть обеспечено за время, меньшее того, при котором
в технологическом процессе происходят необратимые изменения
(см. п. 1.2). Как правило, задача восстановления нормальной
работы электроприемников сводится к задаче восстановления
нормальной работы электродвигателей, потому что они составляют
основу большинства технологических процессов и потому что
восстановление нормальной работы электродвигателей
сопряжено с появлением больших токов, снижениями напряжения и пр.
Восстановление нормальной работы всех
ответственных электроприемников за допустимое время —
это необходимое условие сохранения технологического
процесса.
Во многих случаях этого недостаточно, поскольку при
нарушении питания имеется много причин к тому, чтобы нару-
66
2.1 Условия восстановления нормальной работы потребителя
шилось правильное функционирование систем
автоматического управления технологическим процессом, и поскольку для
восстановления необходимых параметров технологического
процесса после кратковременного нарушения питания могут
потребоваться специальные управляющие воздействия
технологической автоматики. Поэтому в общем случае условия
восстановления нормального технологического процесса становятся
необходимыми и достаточными, когда восстановление
нормальной работы электроприемников сопровождается мерами
технологического управления.
Таким образом, вторая задача — это обеспечение
соответствующих управляющих воздействий систем
технологической автоматики. Эта задача содержит, в свою
очередь, две подзадачи. Первая — собственно технологическое
противоаварийное управление, вторая — обеспечение питания
всех систем технологической автоматики независимо от наличия
или отсутствия внешнего электроснабжения.
Вторая подзадача решается применением источников
гарантированного питания. Ее решения достаточно очевидны и
выходят за рамки обсуждаемых проблем. Первая подзадача целиком
лежит в сфере технологии производства, решается по-разному в
разных технологических системах и тоже не рассматривается.
Но очень важно, решая электротехнические задачи,
особенно на стадии предпроектных проработок, не упускать из вида,
какие именно требуются управляющие технологические
воздействия и какие меры нужно принять для обеспечения этих
воздействий.
Таким образом, ниже рассматривается только задача
восстановления нормальной работы электроприемников
(электродвигателей) и обсуждаются способы решения этой задачи.
Выбор конкретных способов ограничивается временными рамками:
могут применяться только такие способы, которые
восстанавливают нормальную работу двигателей за допустимое время.
Учет временных ограничений обычно выполняется методом
проб:
5*
67
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
— выполняется анализ электромеханических переходных
процессов в электрической сети, генераторах и в нагрузке
при различных нарушениях нормального
электроснабжения (см. ниже);
— определяется, в течение какого времени возможно
восстановление нормальной работы электроприемников, включая
само время перерыва нормального электроснабжения;
— если это суммарное время превышает допустимое для
технологического процесса, рассматриваются другие противо-
аварийные меры в системе электроснабжения;
— если эффективных мер нет, рассматриваются такие
изменения в технологическом процессе и его параметрах,
которые увеличивают допустимое время перерыва питания.
Весьма вероятно, что при согласовании мероприятий по
восстановлению нормальной работы предприятия с технологами
производства будут уточняться значения допустимого времени
перерыва питания.
Общая характеристика расчетных задач
Имеются в виду упомянутые выше расчетные задачи с
целью определения электромеханических переходных процессов в
электрической сети, генераторах и в нагрузке при различных
нарушениях нормального электроснабжения.
Практика показывает, что решение таких задач встречает
значительные трудности, хотя методы решения этих задач
известны и имеются необходимые вычислительные средства.
Трудности, с которыми нельзя не считаться, связаны со следующими
обстоятельствами.
1. В настоящее время нет ни одной стадии проектирования
систем электроснабжения, внешнего и внутреннего, или
проектирования электрооборудования промышленных предприятий,
68
2.1 Условия восстановления нормальной работы потребителя
где требовалось бы анализировать процессы в промышленном
оборудовании, обусловленные кратковременными перерывами
питания. Соответственно, проектные организации не имеют
опыта решения этих задач.
2. Похожие расчеты электромеханических переходных
процессов регулярно выполняются и в службах объединенных
энергосистем для нужд управления ими, и при проектировании
развития энергосистем, и в научно-исследовательских
организациях при решении разного рода научно-технических задач.
Но в этих расчетах, главным образом, рассматриваются
процессы, наиболее важные для энергосистемы и определяющие
ее жизнеспособность. Это — процессы в генераторах крупных
электростанций и в сетях высших классов напряжения C00-
750 кВ). Процессы же в сетях 110-220 кВ играют в этих
расчетах значительно меньшую роль. Соответственно, «нагрузка»
электрической сети в тех расчетах, где рассматриваются
процессы в сетях высших классов напряжения, — это некоторые
укрупненные узлы с потребляемыми мощностями в сотни и
тысячи мегаватт. При таком масштабе все, что представляет
интерес при решении задач, рассматриваемых в этой книге,
неразличимо.
3. Для работы энергосистем существенны процессы в
генераторах, а процессы в нагрузке есть нечто второстепенное,
представляющее интерес лишь в той мере, в какой процессы в
нагрузке влияют на процессы в генераторах. Поэтому
методические вопросы учета нагрузки в расчетах переходных
процессов в энергосистемах, различные вычислительные аспекты
и пр. разрабатывались в недостаточном объеме. Это, в
частности, относится к математическим моделям
электроприемников, используемым в программах для расчета переходных
процессов. Соответственно, большинство специалистов,
занятых расчетами переходных процессов в энергосистемах, слабо
разбираются в процессах в электродвигателях.
69
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
4. Расчеты переходных процессов в промышленной нагрузке
требуют учета такого генерирующего оборудования, как
газотурбинные, газопоршневые, дизельные и другие подобные
электростанции. Это оборудование играет важную роль в
современных системах электроснабжения промышленных
предприятий, но на переходные процессы в энергосистемах, из-за
своей маломощности, влияет мало. Но математические
модели подобных электростанций не такие, как модели обычных
тепловых, атомных и гидравлических электростанций, и в
некоторых случаях еще не разработаны.
5. Для расчетов переходных процессов в промышленной
нагрузке требуется дополнительно математическое моделирование
механических характеристик машин, приводимых
двигателями во вращение, автоматики введения резервного
питания, систем технологической автоматики и пр. В результате
получается, что требований к моделям, на основе которых
строятся программы для расчета переходных процессов в
промышленной нагрузке, больше, чем для обычных расчетов
энергосистем.
По всем этим причинам техника анализа переходных
процессов в промышленной нагрузке недостаточно востребована и
мало известна.
Умение решать задачи выбора противоаварийных
мероприятий складывается из двух составляющих. Первая и главная —
это умение правильно формулировать задачи, т.е. определять
виды нарушений нормального электроснабжения, которые
должны быть учтены, и необходимые противоаварийные
мероприятия. Вторая — это умение выполнять сами расчеты. Последнее
нужно, разумеется, оставить специалистам по расчетам
электромеханических переходных процессов.
Но умение правильно ставить задачи и квалифицированно
судить о полученных расчетных результатах требуется многим
участникам работы: заказчикам объекта и его системы
электроснабжения, собственно проектировщикам, тем, кто выполняет
70
2.1 Условия восстановления нормальной работы потребителя
экспертизу проекта, и т.д. Практика убедительно доказала, что
если задачи выбора противоаварийных мер не поставлены в
начале проектирования и если все проектные работы не
организованы так, как это требуется для решения этой задачи, то
результаты будут именно такими, какие мы имеем в настоящее
время.
Следовательно, понимание основных закономерностей,
определяющих процессы в системах электроснабжения
промышленных предприятий, необходимо — разумеется, в разной
мере — широкому кругу специалистов. В том числе специалистам,
далеким от вопросов устойчивости генераторов и двигателей,
от особенностей самозапуска и пр. Для таких специалистов
ниже, в этой главе, дается предельно упрощенное, качественное,
без формул, описание тех процессов, которые характерны для
систем электроснабжения промышленных предприятий. Более
детальные сведения об электромеханических процессах в
энергосистемах можно получить, например, в [11-13].
Расчеты состоят в решении алгебро-дифференциальных
уравнений, которые описывают все элементы электрической
системы, взаимодействие их с механическими устройствами,
системы управления и защиты. На этих уравнениях (которые
часто называют математическими моделями) основаны программы
для выполнения соответствующих процессов, так что
пользователь такой программой имеет дело только с параметрами,
характеризующими каждый из моделируемых объектов.
Программа рассчитывает, шаг за шагом, весь переходный процесс,
начиная с исходного возмущения (например, КЗ), т.е.
определяет, как изменяются во времени все параметры режима системы
электроснабжения (значения частоты*, напряжений, токов,
активных и реактивных мощностей, скоростей вращения
генераторов и двигателей и пр.). Если в ходе моделируемого процесса
возникают такие условия, когда должна сработать та или иная
*В установившихся режимах частота во всех точках электрической сети
одинакова (если части сети не разделены преобразователями частоты), а в
переходных процессах значения частоты в разных точках сети неодинаковы.
71
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
защита или автоматика, то программа вводит соответствующие
изменения в моделируемые объекты и связи между ними и
продолжает расчет, отображая новые условия, сложившиеся после
срабатывания защиты или автоматики.
Продолжительность моделируемого интервала времени не
ограничена в том смысле, что расчетчик может задать
любую величину этого интервала. Но фактически рассчитывается
только интервал, соответствующий аварийному режиму, после-
аварийному переходному процессу (самозапуски
электродвигателей, асинхронные режимы генераторов и синхронных двигателей
и т.п.) и действию различных средств защиты и автоматики.
В разных задачах этот интервал может составлять от 2-5 с до,
примерно, 1 мин.
В расчетной практике анализа процессов в электрических
сетях, генераторах и электроприемниках самое важное, без
преувеличения, — это понимание того, что расчеты
приближенные, и иными быть не могут. Это связано не столько с
невозможностью учесть в математических моделях те или иные
обстоятельства и не с вычислительными погрешностями (хотя
и то, и другое имеет место), а с гораздо более общими
факторами. Главных причин приближенности расчетов две.
Во-первых, мы не располагаем полной информацией о
механических и других процессах, происходящих в машинах,
приводимых во вращение, в режимах, когда скорости их вращения
меняются. От того, как протекает этот процесс, зависят
мгновенные значения мощности, которую приводимая во вращение
машина забирает у электродвигателя, что, в свою очередь,
определяет изменения его скорости вращения. Если рассматривается
крупное промышленное предприятие, то основные трудности —
в громадном объеме такого рода информации, если стремиться
собрать ее всю, формально, без размышлений и анализа.
Во-вторых, если очень точно задать все параметры сети,
источников и электроприемников, точно отобразить исходные
режимы потребителя и внешней сети и точно описать
возмущение (вид и место КЗ и пр.), то максимум того, что можно
72
2.1 Условия восстановления нормальной работы потребителя
получить — это точные результаты, относящиеся к данному
случаю. В других случаях, похожих, но чем-то отличающихся,
процесс будет иной. А таких различных случаев неопределенно
много, если иметь в виду различия по исходному состоянию
технологического процесса у потребителя, по уровням питающего
напряжения, по месту и виду возмущения и т.п. И каждый из
этих случаев выполненный расчет характеризует лишь
приближенно.
Умение получать, используя неполную и ограниченную
информацию, достаточно достоверные результаты, применимые ко
всей области режимов и возмущений, дается с опытом решения
практических задач. Но несколько самых общих и
первоначальных правил, которых следует придерживаться, приступая к
выполнению расчетных задач, могут быть сформулированы. Они
таковы.
1. В любой расчетной работе имеется тот или иной дефицит
исходных данных. Судить о том, можно ли использовать
ориентировочное значение какого-либо параметра или необходимы
специальные усилия, чтобы уточнить его значение, можно на
основании пробных расчетов. В таких расчетах варьируют
сомнительный параметр, проверяют, насколько изменяются
результаты, важные в решаемой задаче. Нужно только
проверить ряд сочетаний параметров исходных условий и
возмущений, чтобы убедиться в том, что охвачены основные
расчетные варианты.
2. Все исходные условия и все возможные возмущения охватить
невозможно. Поэтому важно находить наиболее тяжелые
ситуации, учитывая при этом, что при ситуациях весьма
тяжелых, но редких, можно отказаться от сохранения
технологического процесса противоаварийными средствами, если
они окажутся нерентабельными, и предусмотреть
безаварийный останов технологического процесса. (Здесь привлекаются
данные относительно того, как часто возникают те или иные
возмущения, см. п. 4.4.)
73
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
3. Нельзя делать расчеты, не вдумываясь в смысл тех процессов,
которые получаются в результате расчетов. Пока процессы не
станут ясными во всех деталях, задача не решена. Для того,
чтобы планировать противоаварийные меры, требуется
понимание того, как влияют друг на друга разные электрические
машины, связанные общей сетью.
В отношении последнего нужно иметь в виду, что расчеты,
выполняемые в интересах промышленных потребителей,
отличны от похожих по технике расчетов устойчивости энергосистем.
Для расчетов в энергосистемах накоплен очень значительный
опыт, имеются известные методики и традиции выполнения
таких расчетов. При этом работа по известным и многократно
апробированным методикам в значительной мере освобождает
расчетчика от необходимости вдумываться в особенности
выполняемых расчетов; рассматривается только основной
результат. Это мешает расчетчику быстро повышать свою
квалификацию, но ускоряет выполнение расчетных работ. В отличие от
этого, для расчетов переходных процессов в промышленной
нагрузке пока нет разработанных методик, а расчетные условия
значительно более разнообразны.
2.2 Выбег асинхронных двигателей при перерыве
питания и их самозапуск
Напряжение при выбеге синхронного и асинхронного
двигателя
Если электродвигатель отключается от источника питания,
то во время его выбега на его зажимах сохраняется напряжение,
уменьшающееся по мере снижения скорости вращения.
Изменения напряжения на выводах выбегающих двигателей
существенны для действия как обычных, медленных, так и
быстродействующих АВР (см. п. 5.4). Кроме того, от этого
напряжения зависит сам характер выбега: групповой или
индивидуальный.
74
2.2 Выбег АД при перерыве питания и их самозапуск
О 1 2
Время / с
(б)
Рис. 2.1 Пример изменения напряжения A) и скорости вращения B)
при выбеге отключенного электродвигателя: (а) СД, (б) АД. Оба
двигателя — приводы одинаковых насосов, коэффициенты загрузки 90%
У СД электродвижущая сила (ЭДС) поддерживается его
током возбуждения. По мере выбега СД его напряжение снижается,
так как ЭДС пропорциональна скорости вращения. В начале
выбега снижение напряжения замедляется действием регулятора
возбуждения, который форсирует ток возбуждения, что
увеличивает ЭДС. Пример изменения напряжения на выводах СД при
его выбеге показан на рис. 2.1, а. На этом графике снижение
напряжения СД начинается со значения, несколько большего, чем
исходное напряжение на шинах. Такое кратковременное
повышение напряжения получается, если перед отключением СД
выдавал реактивную мощность в сеть и, следовательно, имел ЭДС
большую, чем напряжение на шинах*.
У АД нет возбуждения, которое создавало бы собственное
электромагнитное поле. Но эффект, подобный возбуждению,
получается благодаря полю, созданному током, поступающим из
сети во время работы двигателя. Имеется у АД и некоторая
ЭДС, меньшая, чем напряжение в сети. Поэтому в момент от-
'Нужно напомнить читателю, что в этой главе дается максимально
упрощенное описание процессов, рассчитанное, в основном, на специалистов в
других областях техники.
75
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
1,2
1,0
|0,8
J 0,6
S 0,4
0,2
0,
Рис. 2.2 Примеры моментно-скоростных характеристик
приводимых во вращение машин: 1 — вентиляторы, дымососы, центробежные
компрессоры, 2 — насосы с малым и 3 — с большим статическим
напором, 4 — поршневые компрессоры, дробилки; МНОрм — момент при
скорости вращения 100%. Графики относятся к случаям, когда органы
управления приводимых во вращение машин находятся в положениях,
соответствующих их нормальной работе
ключения АД от сети напряжение резко снижается и быстро
затухает, так как собственного источника электромагнитного поля
у АД нет (см. пример на рис. 2.1,5).
Время выбега определяется тремя параметрами:
— моментом инерции всего агрегата в целом*;
— коэффициентом загрузки двигателя, т.е. отношением
момента на валу, который определяется приводимой во
вращение машиной, к номинальному моменту, развиваемому
при номинальных значениях напряжения и частоты**;
*В расчетах момент инерции отображается значением механической
постоянной инерции Tj, которая выражается в секундах и соответствует
продолжительности выбега, если приводимая во вращение машина развивает
момент, не зависящий от скорости вращения и равный номинальному
моменту двигателя.
"Коэффициент загрузки приблизительно равен отношению активной
мощности, потребляемой в текущем режиме, к активной мощности,
потребляемой в номинальном режиме.
0,2 0,4 0,6 0,8 1,0
Скорость вращения /
% к синхронной
76
2.2 Выбег АД при перерыве питания и их самозапуск
10 30 32
Время/с
Рис. 2.3 Пример выбега двигателей с разными приводимыми во
вращение машинами: 1 — дымосос (здесь Tj = 10 с), 2 — сетевой
водяной насос (Tj = 1,5 с), 3 — поршневой компрессор {Tj =2,5 с)
- зависимостью момента приводимой во вращение машины
М от скорости вращения (см. примеры на рис. 2.2).
Примеры графиков выбега одного и того же АД при разных
приводимых во вращение машинах, при одном и том же
коэффициенте загрузки (90%) показаны на рис. 2.3.
Если выбег двигателя обусловлен близким трехфазным КЗ,
когда напряжение на его шинах снижается практически до
нуля, то вращающий момент двигателя равен нулю так же, как
и при отключении двигателя от сети. Но в случае такого КЗ
он тормозится не только приводимой во вращение машиной, но
и потерями, которые создаются током двигателя, посылаемым к
месту КЗ благодаря ЭДС двигателя. Эти потери
пропорциональны квадрату тока и активному сопротивлению обмотки статора
и внешней цепи до места КЗ.
У двигателей малой мощности относительные значения
активного сопротивления больше, чем у крупных двигателей. При
одинаковых номинальных мощностях потери у СД, связанные
с током, посылаемым к месту КЗ, больше, чем у АД, так как
у СД этот ток поддерживается возбуждением, а у АД быстро
затухает.
77
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
-0,2 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0
Время / с
Время / с
Рис. 2.4 Примеры изменения
напряжения на выводах АД,
когда отключению АД от сети
предшествовало КЗ; *кз —
длительность КЗ: 1 — процесс без КЗ;
2 — «кз = 0,15 с; 3 — *кз = 0,25 с
Рис. 2.5 Примеры изменения
напряжения на выводах СД,
когда отключению СД от сети
предшествовало КЗ. Никакой другой
нагрузки, кроме СД, здесь нет:
1 — процесс без КЗ; 2 — <кз =
0,2 с; 3 —0,5 с; 4 — tK3 = 1,0 с
Если КЗ не трехфазное, то вращающий момент двигателя
исчезает не полностью, а лишь снижается, и ток, посылаемый
двигателем к месту КЗ, меньше. Поэтому худший случай — в
отношении быстроты выбега — при близком трехфазном КЗ*.
Напряжение на выводах АД, если его отключению
предшествовало близкое КЗ, затухает значительно быстрее, чем при
выбеге без КЗ, так как быстрее рассеивается энергия
электромагнитного поля. Если за время КЗ поле не успело полностью
затухнуть, то после отключения двигателя от сети и от места
КЗ напряжение немного восстанавливается (рис. 2.4).
'Для несимметричных КЗ на всех графиках изображается напряжение
прямой последовательности, которое в наибольшей мере определяет
протекание переходного процесса. Программы для расчетов переходных
процессов в больших схемах дают именно напряжение прямой последовательности,
напряжения обратной и нулевой последовательности не вычисляются; для
расчёта напряжения прямой последовательности при несимметричном КЗ в
точку КЗ в расчетной схеме включается специальным образом
рассчитанный шунт КЗ [9].
78
2.2 Выбег АД при перерыве питания и их самозапуск
Синхронные двигатели, имеющие возбуждение, могут
поддерживать напряжение и после достаточно длительного КЗ, если
они имеют независимую систему возбуждения (а не
самовозбуждение, см. п. 5.3). Такой пример показан на рис. 2.5.
Групповой и индивидуальный выбег
Если группа двигателей теряет питание и если напряжение
на их шинах равно нулю (при трехфазном КЗ или потому, что
напряжение уже затухло), то каждый из двигателей выбегает,
естественно, независимо от других. Картина выбега получается,
например, такой, как показано на рис. 2.3. Если выбег группы
неодинаковых двигателей происходит при ненулевом
напряжении на их шинах, то проявляется эффект перекачки энергии от
одних агрегатов к другим, что создает так называемый
групповой выбег.
Сущность группового выбега АД можно показать
следующим образом.
Асинхронный двигатель развивает вращающий момент
тогда, когда его скорость вращения меньше синхронной.
Синхронной называется скорость, с которой вращался бы АД без
приводимой во вращение машины и без потерь энергии при
номинальной частоте в сети. Если двигатель имеет одну пару
полюсов (р = 1), то его синхронная скорость (об/мин) равна
60/ = 3000, где / — частота, Гц. При любом числе пар полюсов
синхронная скорость равна 60//р.
Если скорость вращения АД меньше синхронной или,
иначе говоря, если частота вращения АД меньше частоты
сети, то АД работает как двигатель и его
электромагнитный момент — вращающий. Если по какой-либо причине
скорость вращения станет больше синхронной (частота
вращения АД выше частоты сети), то электромагнитный момент будет
тормозящим, и АД будет не получать энергию от сети, а
выдавать ее туда. Этому соответствует работа АД в генераторном
режиме (рис. 2.6).
79
Глава 2, Основные закономерности переходных процессов
«
о
Е
Ж
3
ж
Я
3
2 ^
rt _^-^
я
Я
П,
CD
ЯЩИЙ
1
о
О
Торм
ель-
жим
' \ Н <L»
1 Р о*
1 [^ 1-М
к ж
1 #3
Скорость ^ м
и J вращения _
1 BJ U
1 > p,ft
Гене
НЫЙ
к
Рис. 2.6 Зависимость момента АД
от скорости вращения; пс — синхронная
скорость
Когда группа АД
отключается от сети, то,
пока напряжение на их
шинах не затухнет, одни
АД становятся
источником активной мощности
для других. Это
зависит от соотношения
между их скоростями
вращения. Если из двух АД
у одного скорость
вращения составляет,
например, 60% от своей
синхронной, а у другого
70%, то первый будет
работать в режиме двигателя относительно второго и будет
получать энергию, а второй — ее отдавать.
Пример процессов при выбеге (без КЗ) двух АД показан на
рис. 2.7. Здесь АД1 является приводом воздуходувки (с круто
падающей моментно-скоростной характеристикой приводимой
машины и большим моментом инерции); АД2 имеет ту же
мощность, но является приводом насоса (моментно-скоростная
характеристика более полога, момент инерции меньше). При этом
АД2 тормозится быстрее, чем АД1, и поэтому оказывается по
отношению к АД1 в режиме двигателя; АД1, соответственно, —
в режиме генератора по отношению к АД2.
В этом процессе, пока не затухло напряжение на шинах,
имеется переток мощности между двигателями: АД2 мощность
получает, а АД1 мощность отдает. Часть кинетической
энергии АД1, таким образом, передана другому двигателю.
Поэтому АД2 тормозится медленнее, чем при выбеге в
одиночку, а АД1 — быстрее. На верхнем графике видно, что пока не
затухло напряжение, скорости вращения оставались близкими
за счет передачи части энергии, а потом стали сильно
расходиться.
80
2.2 Выбег АД при перерыве питания и их самозапуск
Время группового выбега
Напряжение
.Скорость АД1
"-0,5 0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5
Время / с
120
-\ 100
80
60
40
20
0
к ж
я о
и я
В к
о
о м
о
^ 120
I 80
II 40
§¦? 0
ЕС е-
ш
I -40 h
80
-0,5 0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5
Время / с
Рис. 2.7 Групповой выбег (без КЗ) двух одинаковых АД с разными
приводимыми во вращение машинами
-
,'\АД2
1/АД1
i i i 1 1 i
Та часть процесса, в которой происходит передача энергии
от одного тормозящегося двигателя к другому, называется
групповым выбегом. После того, как обмен энергиями между
агрегатами через электромагнитное поле прекратится, наступает
стадия индивидуального выбега, где двигатели друг от друга не
зависят.
У СД процессы обмена энергией при выбеге аналогичны
(рис. 2.8), но с двумя отличиями.
Во-первых, благодаря возбуждению ЭДС не затухают, а
лишь уменьшаются соответственно снижению скорости враще-
6-967
81
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
0.
,5 0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5"
Время / с
120
-0,5 0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5
Время / с
Рис. 2.8 Групповой выбег (без КЗ) двух одинаковых СД с разными
приводимыми во вращение машинами
ния. Поэтому зона группового выбега — почти до полной
остановки СД.
Во-вторых, передача мощности от одной синхронной
машины к другой осуществляется по-иному. В синхронном
режиме — при равенстве частот ЭДС обеих синхронных машин, но
при разнице в фазах ЭДС, — мощность передается от той
машины, которая имеет опережающую ЭДС, к той, которая имеет
отстающую ЭДС. В асинхронном режиме — как у АД, но со
значительными колебаниями напряжения*.
*Об этих режимах синхронных машин вообще и СД в частности
п. 2.3.
си. в
82
2.2 Выбег АД при перерыве питания и их самозапуск
Напряжение
2 3 4
Время / с
120
100
80
60
40
20
0
к «
в о
3 *
а о
С я
ъ °
О Ьй
S*
О
2 3 4
Время / с
Рис. 2.9 Групповой выбег (без КЗ) синхронного и асинхронного
двигателей равной мощности с различными приводимыми во вращение
машинами
В случае, показанном на рис. 2.8, СД1 — привод
центробежного компрессора, СД2 — привод сетевого насоса. Последний
при индивидуальном выбеге тормозится быстрее, чем первый.
При отключении от сети этих двух СД в самом начале выбега
фаза ЭДС СД2 начинает отставать от фазы ЭДС СД1
(полагаем для простоты, что фазы этих ЭДС были в исходном режиме
одинаковы). Двигатель СД1 оказывается в режиме генератора
по отношению к СД2, а тот — в режиме двигателя, при
равных скоростях (в долях синхронной, которая для СД совпадает
с номинальной скоростью вращения), но при наличии сдвига их
ЭДС по фазе. На графике видно, что мощности, передаваемой
б*
83
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
^120
§100
^ 80
S 60
х
| 40
§20
К 0
й120
§100
^ 80 Ь
60
8 40
20
Ж
-10 12 3 4 5 6
Время / с
(а)
-10 12 3 4 5 6
Время/с
(б)
Рис. 2.10 Групповой выбег тех же СД, что на рис. 2.8, для случая,
когда отключению СД от сети предшествовало КЗ: (а) длительностью
0,2 с, F) 0,5 с
от СД1 к СД2, хватило для того, чтобы полностью выровнять
их скорости вращения, и асинхронный режим между ними не
возник.
Выбеги смешанных групп СД и АД протекают
аналогичным образом. На рис. 2.9 СД — привод сетевого насоса, АД —
привод воздуходувки, которая при индивидуальном выбеге
тормозится медленнее, чем насосный агрегат. В результате в
процессе выбега этот АД оказывается в генераторном режиме,
а СД — в двигательном режиме. Скорости вращения в процессе
84
2.2 Выбег АД при перерыве питания и их самозалуск
выбега почти одинаковы. Групповой выбег благодаря
возбуждению СД продолжается почти до самой остановки двигателей.
Если процесс выбега двигателей начинается с КЗ, то при
АД процесс идет практически без напряжения (см. рис. 2,4),
выбег является индивидуальным. Поэтому в большинстве
расчетов, где анализируются процессы выбега АД, вызванные КЗ, и
их запуска, используется такая упрощенная модель АД, в
которой его ЭДС вообще не фигурирует, т.е. предполагается
затухшей. Такая модель АД используется и в большинстве расчетов,
приведенных в этой и последующих главах, кроме некоторых
задач, связанных с выбором АВР, в которых такое упрощение
недопустимо.
У СД процесс группового выбега с равными скоростями
имеет место в режимах, начинающихся с КЗ, если длительность КЗ
достаточно мала (рис. 2.10, а). За время более длительных КЗ
скорости вращения СД успевают разойтись настолько, что
между двигателями возникает асинхронный режим, признаком
которого являются быстрые колебания напряжения (рис. 2.10,6).
Здесь выбеги мало отличаются от индивидуальных.
Самозапуск асинхронных двигателей
Самозапуском называется процесс восстановления
нормальной скорости вращения электродвигателей, затормозившихся
при перерыве нормального электроснабжения. Самозапуск
начинается сразу после восстановления напряжения (в отличие от
автоматического повторного пуска, команду на который дает
автоматика, обычно после полной остановки двигателей). Для
того, чтобы самозапуск был успешен, необходимо такое
напряжение, при котором электромагнитный момент двигателя больше
момента сопротивления, развиваемого приводимой во вращение
машиной.
Электромагнитные моменты АД и СД в режимах пуска и
самозапуска (асинхронные моменты) пропорциональны
квадрату напряжения. Разница в том, что у СД возможны два состо-
85
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
при ном,
Электро- ^напряжении
магнитный \ -_. ,
момент \/Л . "Ри Фактическом
напряжении
Мех, момент
приводимой
машины
Самозапуск
пп!
(пп2
самозапуска
нет
(а)
ном. синхр.
Скорость вращения
(б)
Рис. 2.11 Качественно: выбег и самозапуск АД при двух значениях
длительности перерыва питания (tnn): (а) зависимости моментов от
скорости вращения и скорости вращения от времени; (б) связь тока
АД со скоростью вращения при неизменном напряжении
яния: с включенным возбуждением и с обмоткой возбуждения,
замкнутой накоротко или на гасительное сопротивление (в
таком случае говорят о погашенном поле). В последнем случае,
применяемом всегда при пуске СД и возможном и эффективном
при его самозапусках (см. п. 5.3), СД физически не
отличается от АД, хотя количественная разница есть из-за различий в
параметрах и особенностей конструкции ротора СД.
Условия самозапуска АД показаны на рис. 2.11, а. Видно,
что при скорости вращения меньше нормальной
электромагнитный момент понижен из-за снижения напряжения, зависящего от
86
2.2 Выбег АД при перерыве питания и их самозапуск
пускового тока АД (рис. 2.11,5). При номинальном напряжении
самозапуск этого АД был бы возможен при любой
длительности перерыва питания, в том числе и такой, при которой
двигатель полностью останавливался, так как при номинальном
напряжении электромагнитный момент всегда больше
момента сопротивления, развиваемого приводимой во вращение
машиной. При таких потерях напряжения, для которых
построен рис. 2.11, а, электромагнитный момент превышает момент
сопротивления не при всех скоростях вращения. Если перерыв
питания больше критической величины tKp, то скорость
вращения АД снизится настолько, что электромагнитный момент
окажется меньше, чем момент сопротивления, и самозапуска не
будет.
Таким образом, в любых реальных условиях возможность
самозапуска (и его продолжительность, что иногда может быть
существенно) зависит как от параметров самого двигателя и
приводимой во вращение машины, так и от внешней сети, в которой
ток двигателя создает потерю напряжения. На потери
напряжения оказывают большое влияние изменения в режимах работы
других электроприемников данного предприятия и с ним
соседних. Поэтому в реальных расчетах учитывают большое
количество электроприемников, соответствующие сети, питающие их
генераторы и пр.
На рис. 2.12 приведены расчеты самозапуска группы
одинаковых и одинаково загруженных АД погружных насосов при
перерывах питания разной длительности.
Видно, что увеличение длительности перерыва питания
ведет к более глубокому снижению напряжения после
восстановления питания и увеличению длительности самозапуска. При
перерывах питания, больших 0,82 с, двигатели в данных
условиях тормозятся и самозапуск невозможен; следовательно, здесь
(кр = 0,82 с. В этом примере напряжение в сети, от которой
питаются двигатели, при их нормальной работе номинальное.
Если напряжение в сети понижено, то значение (кр уменьшается
(рис. 2.13).
87
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
2 4 6
Время / с
0 2 4 6
Время / с
8 10
8 10
0
0,2 0,4 0,6 0,8 1,0
Длительность
перерыва питания / с
Рис. 2.12 Пример условий самозапуска АД после перерывов питания
длительностью от 0,3 до 1 с через 0,1 с
0 75 80 .85 90 95 100
Напряжение в сети / % к ном,
Рис. 2.13 Зависимость (кр от величины питающего напряжения для
тех же АД, что на рис. 2.12
88
2.2 Выбег АД при перерыве питания и их самозапуск
Каскадный самозапуск
Примеры, показанные выше, относятся к условиям, когда в
самозапуске участвует один двигатель или группа одинаковых
двигателей, у которых в каждый момент времени скорости
вращения одинаковы. Различия в тех или иных параметрах
двигателей, питающихся от одних и тех же шин, и, следовательно,
с общим перерывом питания, значительно усложняют картину
самозапуска [14]. Взаимное влияние двигателей при самозапуске
возможно двух родов: через обмен активными мощностями, как
показано выше, и через напряжение на их шинах.
Во время самозапуска, когда двигатели подключены к
источнику питания значительно большей мощности, чем
суммарная мощность двигателей (иначе их самозапуск и, тем более,
пуск невозможны, см. п. 3.4), обмен мощностями совершенно не
существен. Взаимное влияние через напряжение — решающее.
Если один двигатель из группы достигает нормальной скорости
вращения, его ток падает (см. рис. 2.11,6"), снижается и
суммарный ток, что приводит к повышению напряжения и облегчает
самозапуск других двигателей. Наоборот, продолжающееся
торможение двигателя ведет к росту тока и снижению напряжения,
что затрудняет самозапуск остальных двигателей.
На рис. 2.14 показан искусственно сконструированный
случай самозапуска группы из пяти АД (приводы погружных
насосов), различающихся только коэффициентами загрузки, во всех
остальных отношениях агрегаты одинаковы. Видно, что
сразу после восстановления питания уровень напряжения оказался
достаточным для самозапуска только двух АД с наименьшей
загрузкой. Остальные продолжают тормозиться, хотя,
разумеется, и медленнее, чем при перерыве питания. Но после
окончания самозапуска 1-го АД повышение напряжения оказывается
достаточным для того, чтобы торможение 3-го АД сменилось
его ускорением. Окончание самозапуска первых трех АД дает
возможность ускорению 4-го, а 5-й, наиболее загруженный АД,
начинает разворачиваться после трехсекундной неподвижности.
89
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
на Скорость вращения /
ном. % к синхронной
о о о о о о о
-11 X
Sse 80
|?40
а о
\Ч ч
0
1.1.
(
)
'/ /
0,8 /
/ 0,9
\ у/
5 10
Время/с
1.1.
5 10
Время / с
7
*а=1>0
15
i
15
20
20
Рис. 2.14 Пример каскадного самозапуска. Сплошные линии —для
пяти одинаковых АД с коэффициентами загрузки (fc3) от 0,6 до 1,0
через 0,1; штриховые линии — для тех же АД, но с одинаковыми
загрузками (&3 = 0,8)
В целом, процесс этого самозапуска занял 17 с (при перерыве
питания в 1,2 с).
Процесс, при котором окончание самозапуска одних
двигателей дает возможность начать самозапуск другим, называется
каскадным. Такие процессы встречаются часто.
На рис. 2.14 также показано, каким был бы процесс, если бы
все эти АД имели одинаковую среднюю загрузку. Видно, что в
этом случае напряжение в начале самозапуска практически то
же самое, скорости вращения этих «усредненных» двигателей
начинают изменяться так же, как у 3-го АД (у этого АД загрузка
средняя), но далее процесс развивается по-иному: напряжение
падает (так как «усредненные» АД тормозятся), и самозапуска
нет.
90
2.2 Выбег АД при перерыве питания и их самозапуск
п-Ап п п+Дл
Скорость вращения
Рис. 2.15 К эффекту
каскадного самозапуска
Это — характерная
особенность самозапуска: каскадный
самозапуск в большинстве
случаев проходит успешнее, чем
было бы при отсутствии
различий в параметрах двигателей.
Имеются в виду любые
различия, которые влияют на
осуществимость самозапуска: вид
моментно-скоростной
характеристики приводимой во
вращение машины, коэффициент
загрузки двигателя, величина
пускового момента двигателя,
механическая постоянная
инерции и пр. Причина, по которой самозапуск неодинаковых
двигателей может быть успешнее, чем самозапуск таких же
двигателей, но со всеми усредненными параметрами*, проста. Все
определяется видом зависимости тока от скорости вращения.
Покажем это на упрощенном примере. Пусть два АД с
одинаковыми зависимостями тока от скорости вращения имеют
одинаковые скорости п (рис. 2.15), и пусть их скорости изменились на
одну и ту же величину An, но в разные стороны. Видно, что
снижение скорости вращения одного АД даст меньшее (по модулю)
изменение тока Д/, чем повышение скорости другого. В итоге,
суммарный ток станет меньше и напряжение выше, т.е. условия
для самозапуска станут лучше. Примерно это же имеет место в
реальных случаях каскадного самозапуска.
Нужно лишь иметь в виду, что различия между
параметрами двигателей не всегда положительно сказываются на
самозапусках. Если различия велики, то имеется большая вероятность
Важно, разумеется, как именно осуществляется усреднение параметров
двигателей. Это достаточно сложная задача эквивалентирования
двигателей, рассматривать которую здесь нет ни возможности, ни необходимости
(см. [14]).
91
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
2>к
а о
« к
Й о
с о.
100
80-
60-
0 5 40-
Я *
20-
0
\ /^""""\
" W^
, \\Л
"^0,6
^0,7
=1,0
-0,9
-0,8
i I Г.. _т:
5-120
5 10
Время/с
15
20
5 10 15
Время / с
20
Рис. 2.16 Пример неуспешного самозапуска тех же АД, для которых
построен рис. 2.14, но при большем сопротивлении внешней сети
того, что повышения напряжения из-за окончания самозапуска
одних двигателей будет недостаточно для самозапуска других,
и эти последние остановятся. При этом какой-либо однозначной
границы между «большими» и «небольшими» различиями нет.
Все зависит от конкретных условий. Так, например, в случае,
показанном на рис. 2.16, который отличается от приведенного
на рис. 2.14 только несколько менее благоприятными условиями
внешнего электроснабжения, самозапуск оказывается
неуспешным именно таким образом: два АД запускаются, а три
тормозятся; «усредненные» АД тоже тормозятся.
Из показанного выше существенны два вывода. Во-первых,
видно, что при анализе условий самозапуска нужно учитывать
достаточно мелкие особенности рассматриваемых агрегатов,
хотя стремление «усреднить», «принять ориентировочные значе-
92
2.3 Основные понятия устойчивости энергосистем
ния» и т.п. для плохо известных параметров естественно. Здесь
все решает опыт и контрольные расчеты с целью выяснить
влияние плохо известных параметров. В большинстве случаев
оправданна такая тактика: все крупные агрегаты нужно учитывать
по отдельности, а мелкую асинхронную нагрузку можно
усреднять (эквивалентировать), имея в виду, что такое эквиваленти-
рование, скорее всего, приведет к ухудшению получающихся в
расчете условий самозапуска, т.е. пойдет в запас.
Второе обстоятельство связано с тем, что при
самозапусках возможны большие понижения напряжения (см., например,
рис. 2.14 и 2.16). Поэтому необходимо учитывать, как такие
низкие напряжения могут повлиять на другие электроприемники.
Например, если одна секция шин теряет питание, то резервное
питание подается (во многих случаях) от аналогичной секции,
на которой тоже есть двигательная нагрузка. После АВР
напряжения на этих секциях одинаковы, и тогда возможно, что
нормально работавшие двигатели, подключенные к
резервирующей секции, «опрокинутся» и их торможение приведет к еще
большему снижению напряжения. В итоге, такое включение
резервного питания окажется не полезным, а вредным (без него
остановились бы двигатели одной секции, а с ним — двух)*.
Таким образом, в задачах самозапуска всегда рассматривается вся
нагрузка предприятия, а нередко приходится учитывать и
процессы на соседних предприятиях.
2.3 Основные понятия устойчивости энергосистем
и асинхронных режимов
Общая характеристика
Под устойчивостью энергосистемы понимают такое ее
свойство, при котором все параметры режима (частота,
напряжение, токи, мощности и пр.) после возмущения возвращаются к
исходному состоянию или к другому, близкому к нему и допус-
* Относительно эффективности АВР см. п. 5.4.
93
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
тимому. Возмущение — это любое возможное нарушение
нормальной работы энергосистемы: включения и отключения
электроприемников, внезапные отключения генератора или какого-
либо элемента сети, КЗ и т.д. При нарушении устойчивости
энергосистемы нормальное электроснабжение потребителей
может оказаться невозможным.
Свойство устойчивости относится не к элементам
энергосистемы, например к генератору, а ко всей энергосистеме в целом, —
в том смысле, что на устойчивость энергосистемы влияют в той
или иной мере все элементы энергосистемы. Но в каждой
конкретной ситуации есть те элементы, чье влияние на
устойчивость наиболее существенно или наиболее важно для решения
вопросов о том, какие меры требуются для обеспечения
устойчивости. В этом и только в этом смысле говорят, например, об
устойчивости генераторов или СД или об устойчивости связи
между генераторами местной электростанции и остальной
энергосистемой.
Нарушение устойчивости синхронной или асинхронной
машины относительно остальной энергосистемы — это есть, в
первую очередь, нарушение баланса моментов на валу
машины — вращающего и тормозящего. Устойчивость генератора
нарушается:
— когда генератор не может отдавать в сеть всю мощность,
которая поступает к нему от турбины, из-за слишком
низкого напряжения или слишком большого электрического
сопротивления сети (это нарушение ведет к увеличению
скорости вращения);
— когда сеть и нагрузки отбирают у генератора мощность
большую, чем может выдать турбина (это нарушение ведет
к понижению скорости вращения).
Устойчивость двигателя нарушается, когда он не может
получить из сети мощность, потребляемую приводимой во
вращение машиной, из-за слишком низкого напряжения или слишком
большого сопротивления сети.
94
2.3 Основные понятия устойчивости энергосистем
Будет ли энергосистема устойчива в каждом конкретном
случае, зависит от двух очевидных обстоятельств:
A) от интенсивности возмущения: величины наброса нагрузки
на генераторы, длительности КЗ и т.д.;
B) от состояния энергосистемы перед возмущением (в исходном
или доаварийном режиме): загрузки генераторов, уровней
напряжения в сети и пр.
Задача об определении устойчивости с учетом обоих этих
обстоятельств — это задача о динамической устойчивости
энергосистемы. При этом обычно определяются максимально
допустимые (по устойчивости*) длительности КЗ, набросы
мощности на генератор, определяется допустимость отключения
одного из параллельно работающих трансформаторов или одной из
параллельных линий электропередачи и т.д.
Синхронный и асинхронный режимы работы
синхронных машин
В синхронной машине ток возбуждения, протекающий в
обмотке ротора, создает в статоре ЭДС, пропорциональную
скорости вращения ротора и примерно пропорциональную
току возбуждения. Если две синхронные машины — генератор и
СД — связаны между собой непосредственно или через некоторое
сопротивление (рис. 2.17), то ток I, протекающий в обмотках
статоров этих машин, и активная мощность Р, передаваемая от
одной машины к другой, зависят от величин и от разности фаз
этих ЭДС (рис. 2.18), что вытекает из элементарных законов
электротехники.
'Проверка на устойчивость энергосистемы является, разумеется, не
единственной задачей, обусловленной большими возмущениями. Есть еще
задачи термической стойкости (например, к токам КЗ), механической прочности
(например, генераторов при возникновении очень больших токов),
электрической прочности изоляции (при значительных повышениях напряжения)
и пр.
95
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
*ген + *связи + *СД
-Г^Г>Г^
1,р
сд.
Рис. 2.17 Упрощенная схема
параллельной работы двух
синхронных машин, Е — ЭДС
i i > i
-90° 0° 90° 180° 270° 360°
Сдвиг ЭДС по фазе, 5
Рис. 2.18 Ток / и активная
мощность Р в схеме рис. 2.17 (без учета
активного сопротивления); 5 > О,
когда фаза ЭДС у СД отстает от
фазы ЭДС генератора. Здесь
модуль ЭДС у СД несколько меньше,
чем у генератора
Когда фазы и модули ЭДС совпадают, ток и мощность
отсутствуют. Если обе ЭДС в противофазе (т.е. ЭДС
арифметически суммируются по контуру протекания тока), ток
максимальный. Максимум активной мощности в показанной схеме без
учета активных сопротивлений — при 5 = 90°.
Рассмотрим последовательность режимов,
получающихся при увеличении активной мощности, потребляемой СД
(рис. 2.19). Если в режиме, где передавалась мощность Pi при
разности фаз <5i, увеличилось потребление мощности машиной,
которую СД приводит во вращение, то у СД нарушится
равновесие мощностей: отдаваемая им мощность станет больше
получаемой от генератора. Скорость вращения СД начнет снижаться,
в результате чего увеличится отставание фазы его ЭДС от ЭДС
генератора, значение 5 будет возрастать. Равновесие наступит
при некоторых новых значениях Р2, $2 и прежней скорости
вращения СД (рис. 2.20).
Оба режима устойчивы. Если, например, произойдет
случайное малое уменьшение скорости вращения СД, которое приве-
96
2.3 Основные понятия устойчивости энергосистем
Рис. 2.19 Изменение режима при увеличении передачи активной
мощности
Время / с
дет к увеличению разности фаз
со значения 62 до 52 + Д? (см.
рис. 2.19), то, соответственно,
мощность, передаваемая от
генератора к СД, увеличится до
значения Р2 + Ар2- Увеличение
мощности, поступающей в СД, вызовет
увеличение скорости вращения, и
режим вернется к значениям 82 и
Р2. Можно показать, что в этом
смысле являются устойчивыми все
режимы, которые на рис. 2.18 и Рис. 2.20 Переход к режиму
2.19 соответствуют разностям фаз с боЛьшей нагрузкой на СД
-90° < 6 < 90° (функция РF) —
периодическая).
Увеличение мощности СД возможно, пока необходимая
двигателю мощность не станет больше, чем Рпр (см. рис. 2.19).
Это — предел статической устойчивости. Величина Рпр
зависит от сопротивления связи между генератором и СД и от
действия регуляторов возбуждения, которые управляют
электродвижущими силами генератора и СД.
Если мощность, необходимая СД (Рз), больше, чем Рпр, то
равновесие не наступит, скорость вращения СД будет падать,
7-967
97
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
120
80
40
Синхронный Асинхронный
режим режим
I 1
3 4 5
Время / с
3 4 5
Время / с
^Я
Рис. 2.21 Последовательный рост мощности, потребляемой СД, в
схеме рис. 2.17. Каждое небольшое увеличение мощности СД
сопровождается затухающими качаниями. В результате третьего
увеличения мощности происходит нарушение устойчивости и переход в
асинхронный режим
разность фаз ЭДС будет непрерывно увеличиваться, и, как
следует из рис. 2.18, начнутся колебания мощности, тока, а значит,
и напряжения. Чем больше разница в скоростях СД и
генератора, тем быстрее величина S пробегает 360° и тем меньше период
колебаний (рис. 2.21).
98
2.3 Основные понятия устойчивости энергосистем
Проверка устойчивости энергосистемы при малых
возмущениях — это задача статической устойчивости.
Подробнее о свойствах асинхронных режимов и их влиянии
на потребителей — ниже.
Основные задачи устойчивости
Анализ процессов в генераторах и двигательной нагрузке
при КЗ, отключениях нагруженного генератора и т.п. — это
задачи динамической устойчивости. Признаки, по которым
можно судить о нарушении динамической устойчивости
энергосистемы, различны. Среди них практически наиболее важны
два, встречающиеся либо порознь, либо вместе:
A) нарушение устойчивости синхронных машин (генераторов
и/или СД), т.е. нарушение их параллельной работы,
проявляющееся в возникновении асинхронного режима (с
колебаниями напряжения);
B) нарушение устойчивости АД, проявляющееся в их
торможении (со снижением напряжения).
Примером нарушения динамической устойчивости части АД
может служить процесс, показанный выше на рис. 2.16.
Подобное, но применительно к синхронным машинам, можно показать
в условной упрощенной схеме, изображенной на рис. 2.22, где на
шинах справа генератор отображает местную электростанцию
(газотурбинную), а СД — нагрузку, состоящую из синхронных
Рис. 2.22 Упрощенная схема к динамической устойчивости
синхронных машин
7* 99
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
О 1 2
Время/с
2 4 6
Время/с
-10 12 3 4 5
Время / с
В
и g
о
100,5
100,0
Ген.
99,5
-
у
\!\к
W
0 1 2
Время/с
(а)
2 4 6
Время/с
(б)
-10 12 3 4 5
Время/с
(в)
Рис. 2.23 Примеры переходных процессов синхронных машин:
(а) без нарушения динамической устойчивости; (б) с нарушением
динамической устойчивости генератора и СД относительно
энергосистемы; (б) с нарушением динамической устойчивости между
генераторами и энергосистемой и между СД и энергосистемой
двигателей. Возмущение — КЗ вблизи шин местной
электростанции. В исходном режиме часть мощности электростанции
выдается в энергосистему, что показано стрелками.
На рис. 2.23 показаны три переходных процесса в этой схеме
при разных сопротивлениях электрической сети.
На рис. 2.23, а представлен процесс без нарушения
динамической устойчивости. Напряжение в узловой точке, к которой
подключены генератор и СД, после КЗ в сети быстро выходит
на нормальный уровень, колебания скоростей вращения
генератора и СД незначительны.
На рис. 2.23, б представлен процесс с нарушением
динамической устойчивости генератора и СД относительно
энергосистемы. Здесь сопротивление связи с энергосистемой больше, чем в
100
2.3 Основные понятия устойчивости энергосистем
первом расчете (из-за чего запас по устойчивости меньше), КЗ
удалено от генератора и СД в сторону энергосистемы, но более
длительно @,7 с вместо 0,2 с в первом расчете). Во время КЗ
и после него, при пониженном напряжении, генератор не может
отдать всю поступающую от турбины мощность, и потому
скорость его вращения растет. Генератор увлекает за собой и СД,
и в этом процессе скорости вращения генератора и СД
изменяются почти одинаково. Рост скорости вращения ограничивается
действием регулятора скорости первичного двигателя
генератора. Поскольку в процессе видны признаки асинхронного режима,
а синхронизм между генератором и СД не нарушен, значит,
нарушена устойчивость генератора и СД (вместе) относительно
генераторов энергосистемы.
На рис. 2.23, в представлен процесс с нарушением
динамической устойчивости всех компонентов схемы: генератора, СД и
энергосистемы. Здесь сопротивление связи такое же, как в
первом расчете, но КЗ (той же длительности) ближе к узлу
генератора и СД. Синхронный двигатель из-за пониженного
напряжения не получает необходимой ему мощности и тормозится,
напряжение снижается. При этом генератор не может выдавать
всю мощность, получаемую им от первичного двигателя, и
ускоряется. Правда, здесь во время КЗ заметно его кратковременное
торможение — из-за больших электрических потерь мощности.
Они обусловлены током, посылаемым генератором к месту КЗ, и
ложатся дополнительной нагрузкой на генератор. Аналогичные
потери, которые усиливают его торможение, есть и у СД.
Скорости вращения генератора и СД существенно расходятся. Однако
позже (при t = 2,7 с) скорость вращения генератора
выравнивается относительно энергосистемы — между ними наступает
ресинхронизация. Еще через 1с — подтягивается к
синхронизму СД (это соответствует рассмотренному выше процессу
самозапуска). После того, как ресинхронизируется и СД,
наступает нормальный режим.
Третий случай в отношении устойчивости можно
трактовать по-разному. Если судить по переходному процессу, то
101
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
устойчивость была нарушена. Если судить по конечному
состоянию, то оно благополучно. В таких случаях говорят, что
синхронная динамическая (или просто динамическая)
устойчивость нарушена, а результирующая динамическая (или
просто результирующая) устойчивость сохранена. В каких
случаях на практике следует добиваться ненарушения
синхронной динамической устойчивости, а в каких можно добиваться
только результирующей устойчивости (последнее может быть
проще), зависит от того, могут ли колебания напряжения за то
время, пока синхронная динамическая устойчивость нарушена,
быть опасными для данного потребителя или для других
потребителей, питающихся от той же сети (см. напряжение на
рис. 2.23, б). Если могут, то нужно добиваться того, чтобы
асинхронный режим не возникал вовсе.
Почти все задачи, которые решаются при выборе проти-
воаварийных мероприятий в интересах бесперебойной работы
промышленного потребителя и примеры которых приводятся в
последующих главах, относятся к классу задач динамической
устойчивости.
Особый класс задач связан со случаями нарушения
колебательной устойчивости (или, как говорят,
самораскачивания). Такое иногда встречается на практике. Эти случаи
характеризуются тем, что все параметры режима генератора
(мощность, ток, напряжение и пр.) начинают колебаться вокруг
исходных нормальных значений. Такие колебания мешают
нормальной работе, а при большой амплитуде могут приводить к
необходимости отключения генератора или к нарушениям
устойчивости.
Возможность самораскачивания крупных генераторов в
энергосистеме была в значительной мере преодолена — после
длительных специальных исследований, экспериментов,
изучения способов наладки систем регулирования. Та же задача
применительно к генераторам малой мощности (газотурбинным,
газопоршневым, дизельным), которые имеют свою специфику,
может быть актуальной.
102
2.3 Основные понятия устойчивости энергосистем
4 6 8
Время / с
10 12 14
Рис. 2.24 Незатухающие колебания газотурбинного генератора
При проектировании генераторов принимаются меры,
направленные на недопущение самораскачивания. Однако по
разным причинам иногда самораскачивание возникает. При
этом эксплуатационный персонал замечает появление в тех
или иных условиях (чаще при больших загрузках)
незатухающих колебаний. На рис. 2.24 показан пример таких
колебаний. Колебания возникли после толчка, вызванного
удаленным КЗ, и ликвидированы снижением нагрузки
генератора.
Реже встречаются случаи колебаний другого вида: с
нарастающей амплитудой. Они, очевидно, более опасны. Пример
таких колебаний смоделирован на рис. 2.25, где самораскачивание
начинается с момента синхронизации генератора (t = 0).
Столкнувшись со случаем, заставляющим заподозрить
самораскачивание, прежде всего нужно определить, действительно
ли возникло самораскачивание или качания обусловлены
нарушением устойчивости с асинхронным режимом (данного
генератора или других синхронных машин на некотором
электрическом удалении). Качественно эти процессы похожи (ср. рис. 2.24
и рис. 2.23,6"), но количественные расчеты и наблюдения
персонала позволяют надежно различать их. Для этого нужны данные
регистрации качаний там, где они наблюдаются.
103
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
. ПО
12 3 4 5
Время / с
Рис. 2.25 Самораскачивание генератора в результате неправильной
настройки его регулятора возбуждения
Вторая задача — выяснить, с чем связано возникновение
качаний. Причин, по которым может возникнуть
самораскачивание, много [15], но на практике, в сетях 220 кВ и ниже, чаще
всего встречается самораскачивание, обусловленное
неправильным действием систем регулирования скорости вращения и
возбуждения генераторов*.
Причина, из-за которой регулирование напряжения может
вызывать раскачивание, проста. Ее качественно иллюстрирует
рис. 2.26.
Пусть в результате какого-то толчка возникли
колебания напряжения генератора. Предположим, что они
происходят с неизменной амплитудой (кривая 1 на рис. 2.26). Если
бы в системе регулирования возбуждения генератора не было
'Самораскачивание СД, обусловленное регулированием их возбуждения,
маловероятно. Небольшие постоянно имеющие место колебания у части СД,
связанные с работой приводимых в движение машин (например, поршневых
компрессоров), являются вынужденными колебаниями и к рассматриваемой
задаче отношения не имеют. Кроме сказанного, известно также, что
возникновение самораскачивания возможно у двигателей небольшой мощности, и
синхронных, и асинхронных, если они питаются по длинной кабельной
линии с большим активным сопротивлением. Такие случаи встречались, но
они редки.
104
2.3 Основные понятия устойчивости энергосистем
1)
X
И
4
^\ у/^4
/^
Время
Время
мораскачивании при
регулировании напряжения
никаких запаздываний, то
ответная реакция — изменения
ЭДС генератора — была бы
такой, как показано кривой 2.
Но какое бы быстродействие
ни было у системы
регулирования, наличие индуктивности
обмотки ротора приводит к
тому, что реально колебания ЭДС
будут отставать (кривая 3)
от колебаний напряжения. Это
означает, что рост ЭДС еще
будет продолжаться, когда
напряжение уже начало
увеличиваться (этот момент отмечен рис 2 26 к вопросу о са_
стрелкой). В результате
напряжение повысится в большей
мере, чем в предыдущем цикле
колебаний (кривая 4). Этому будет соответствовать и нарастание
амплитуды колебания ЭДС (кривая 5). Раскачивание налицо.
В действительности процессы сложнее, чем здесь показано,
из-за того, что генераторы обладают естественным
демпфированием (как следствие рассеивания энергии колебаний в активных
сопротивлениях ротора). Поэтому показанное выше
самораскачивание возможно только тогда, когда естественное
демпфирование проявляется слабо, например, если генератор работает с
большой нагрузкой и отдает мощность через достаточно
протяженную линию электропередачи.
Для того, чтобы регулирование напряжения не приводило к
самораскачиванию, существуют два способа.
Более новый способ, реализованный на крупных
генераторах энергосистем, состоит в том, чтобы в регуляторе
возбуждения к сигналу, пропорциональному напряжению, добавлять
такой сигнал, который сдвинул бы фазу колебаний ЭДС в
нужную сторону. Добавочный стабилизирующий сигнал форми-
105
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
руется из нескольких сигналов, соответствующих параметрам
режима генератора и производным этих параметров по времени.
Так работают регуляторы возбуждения «сильного действия».
При правильной настройке, чего иногда добиться непросто, они
могут обеспечивать очень хорошее затухание качаний. В
современных зарубежных системах возбуждения используется
аналогичный способ, но с применением других стабилизирующих
сигналов.
Более старый способ основан на том, чтобы сделать
регулирование напряжения настолько слабым, чтобы
естественного демпфирования хватило для преодоления раскачивания.
Регуляторы возбуждения наших СД работают по этому
принципу.
У генераторов малой и средней мощности, в зависимости
от фирмы-изготовителя, могут применяться различные системы
регулирования, с разными свойствами. Поэтому при
проектировании местной электростанции в требования к оборудованию
полезно включать требование отсутствия самораскачивания
при тех параметрах электрической сети, в которой будет
работать эта электростанция.
Разобраться в причинах самораскачивания возможно, как
правило, только на месте, выполнив ряд измерений и небольших
экспериментов. Например, если отключение регулятора
возбуждения генератора и перевод его на резервное возбуждение
приводит к исчезновению колебаний, то ясно, что причины нужно
искать в системе возбуждения. Встретился также случай,
когда на газотурбинной электростанции самораскачивание
возникало при регулировании скорости вращения по одному из двух
предусмотренных законов регулирования.
Двухчастотный асинхронный режим
и ресинхронизация
Асинхронные режимы обусловлены различиями в
скоростях вращения синхронных машин, работающих в одной сети.
106
2.3 Основные понятия устойчивости энергосистем
Подчеркнем, что везде имеются в виду не геометрические
скорости вращения (оборотов в минуту), а электрические
скорости, равные геометрическим, умноженным на число пар
полюсов.
Если две синхронные машины (или две группы синхронных
машин) имеют различные скорости вращения, то,
соответственно, различны значения частоты их ЭДС и токов, посылаемых
ими в сеть. Это означает, что в электрической сети
циркулируют токи двух частот. Поэтому такой асинхронный режим
называется двухчастотным.
При асинхронном режиме фаза ЭДС одной частоты
непрерывно смещается относительно ЭДС другой частоты. Скорость
изменения разности фаз S определяется разностью между
частотами обеих ЭДС. Если ЭДС эквивалентного генератора
энергосистемы имеет частоту 50 Гц, а ЭДС генератора местной
электростанции 52 Гц, то частота изменения 6 составляет 2 Гц, и
значения 6 от 0° до 360° изменяются за 0,5 с.
Когда E = 0, мгновенные значения ЭДС направлены так, как
показано на рис. 2.27, а, ток наименьший, а при равных по
модулю ЭДС он равен нулю. Когда ЭДС в противофазе (S — 180°,
рис. 2.27, б), ток наибольший. По схеме на рис. 2.27, б видно, что
пока 8 — 180°, где-то между ЭДС должна быть точка, в которой
напряжение равно нулю. Эта точка называется электрическим
центром качаний (ЭЦК) (рис. 2.27,е). Если ЭДС по модулю
равны, то ЭЦК размещается в середине связи, т.е. там, где
сопротивления до каждой из ЭДС одинаковы*.
Таким образом, при асинхронном режиме напряжение в ЭЦК
снижается до нуля каждый раз, когда ЭДС оказываются в
противофазе. Чем дальше от ЭЦК пункт, где измеряется напряжение,
тем менее глубокими являются снижения напряжения. В целом,
по сети напряжения в асинхронном режиме изменяются во
времени так, как показано на рис. 2.27,г.
* Имеются в виду сопротивления, приведенные ж одной ступени
напряжения.
107
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
8 = 0° 6=180°
(а) (б)
А Б В Г
Рис. 2.27 К изменению напряжения во времени при двухчастотном
асинхронном режиме
Нужно только иметь в виду, что картина, показанная на
рис. 2.27, г, идеализирована — в том смысле, что ЭДС
предполагаются равными по модулю и неизменными, а скорость
изменения S постоянной. В действительности, это не так, и
реальные графики изменения напряжения при асинхронных
режимах сложнее. Это видно на всех расчетах реальных переходных
процессов с асинхронным режимом. Например, если генераторы
попали в асинхронный режим в результате сброса электрической
нагрузки, то частота на шинах электростанции будет расти, а
период колебаний напряжения — уменьшаться, пока не
вступят в действие регуляторы скорости вращения. При этом, если
имеются подходящие условия, то может наступить
ресинхронизация (рис. 2.28). Если условий для ресинхронизации нет, то
асинхронный режим будет продолжаться до тех пор, пока
находящиеся в асинхронном режиме синхронные машины не будут
отключены.
Прекращению асинхронного режима синхронных машин,
т.е. их ресинхронизации (или, что то же самое, втягиванию в
синхронизм), способствуют асинхронные моменты (как у АД
при самозапуске) и регулирование скорости вращения генерато-
5
(г)
108
2.3 Основные понятия устойчивости энергосистем
2
О
я
м
100
80
К
О,
X
60
40
20
КЗ Асинхр. , Ресинхронизация
4 6
Время / с
10
Рис. 2.28 Кратковременный асинхронный режим группы
генераторов. Показаны напряжение и частота на шинах электростанции
ров. Ресинхронизация наступает тогда, когда скорости
вращения асинхронно работающих синхронных машин оказываются
достаточно близкими. Ресинхронизация наступает в тот момент
времени, когда разность скоростей достигает нуля. После этого
(за исключением случаев особого развития процесса) наступают
синхронные качания, когда средние значения скоростей
вращения одинаковы. После затухания синхронных качаний
устанавливается обычный, синхронный режим (см. рис. 2.28).
Показанная выше зависимость глубины снижения
напряжения от места, где это напряжение измеряется (рис. 2.27, е, г),
важна для решения вопросов о влиянии асинхронных режимов
на работу двигателей [16], в первую очередь асинхронных, у
которых вращающий электромагнитный момент пропорционален
квадрату напряжения. Очевидно, что наиболее велика
вероятность «опрокидывания» АД, которые питаются от пункта сети,
расположенного близко от центра качаний.
Для примера может быть использована схема небольшой, но
протяженной автономной системы электроснабжения,
показанная без второстепенных деталей на рис. 2.29; основные электро-
109
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
11,2 МВт
16 МВт
А 1Б ТВ 1Г 1Д
5 х 580 кВт
Рис. 2.29 Схема к влиянию асинхронного режима на работу АД
приемники — АД, СД отсутствуют. В данном случае
представляют интерес нагрузки на промежуточных трансформаторных
подстанциях, обозначенных А-Д, которые при асинхронном
режиме между двумя группами генераторов могут оказаться в зоне
глубоких снижений напряжения.
На рис. 2.30 показан переходный процесс в этой схеме,
вызванный повреждением генератора Г1 (внутреннее КЗ) и его
отключением. В схеме возник дефицит активной мощности, и
поскольку генератор Г2 оказался перегруженным, он начал
тормозиться, возрос переток по связи с генераторами ГЗ и Г4,
и устойчивость между двумя парами генераторов нарушилась.
Электрический центр качания — около пункта В. Напряжения
в этом пункте снижаются в каждом цикле асинхронного режима
почти до нуля. Двигатели, питающиеся от пункта В,
тормозятся, остальные продолжают нормально работать.
По графику напряжений видно (рис. 2.30), что при переходе
к пунктам, расположенным ближе к ЭЦК, понижаются не только
минимальные значения напряжения на каждом цикле
асинхронного режима, как на рис. 2.27, г, но и максимальные значения
напряжения. Это связано с АД. Асинхронные двигатели в условиях
пониженного напряжения работают с повышенным скольжением
и большим током, что создает дополнительные потери
напряжения. При отсутствии в пунктах А-Д асинхронной нагрузки
110
2.3 Основные понятия устойчивости энергосистем
Рис. 2.30 Пример асинхронного режима в системе автономного
электроснабжения с нарушением устойчивости АД вблизи ЭЦК для схемы
на рис. 2.29. Расчет сделан для случая отсутствия противоаварийных
средств управления сетью и нагрузкой
111
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
Время/с
Рис. 2.31 Повторение процесса, показанного на рис. 2.29, без
нагрузки в пунктах А-Д. В конце процесса — ресинхронизация генераторов
эти графики напряжения выглядели бы иначе, что показано на
рис. 2.31. Таким образом, снижение скорости вращения АД из-
за понижения напряжения провоцирует еще более глубокое его
снижение, й в худших случаях может возникнуть лавина
напряжения (см. п. 2.4).
Значения частоты при асинхронном режиме, как и при
любом переходном процессе, в разных точках сети неодинаковы.
При асинхронном режиме частота в промежуточных пунктах на
связи между асинхронно идущими синхронными машинами
колеблется около некоторых средних значений, которые
соответствуют скорости вращения синхронных машин по ту же
сторону от ЭЦК, что и точка, в которой измеряется частота. Так, на
рис. 2.30 частота в пунктах А и Б повторяет изменения скорости
вращения П, а в пунктах В-Д — скорость вращения ГЗ и Г4
(ЭЦК находится между пунктами Б к В, ближе к последнему).
Чем ближе точка, где измеряется частота, к ЭЦК, тем больше
колебания частоты на каждом цикле асинхронного режима*.
'Понятие частоты переменного тока в переходном процессе, когда фаза
колебаний напряжения, отсчитываемая от некоторого строго
периодического сигнала, изменяется на протяжении одного периода, в значительной мере
условно. В этой книге частота [Гц] во всех режимах, в том числе
неустановившихся, вычисляется как 50 -+¦ (l/3Q0)d5/dt, где 5 — фаза напряжения
112
2.3 Основные понятия устойчивости энергосистем
я 100
о
X
и 80
5 60
ё 40
х
ё 20
Й °4~0 4,2 4,4 4,6 4,8 5,0*°
Время / с
Рис. 2.32 Соответствие между фазами колебаний напряжения и
частоты в цикле асинхронного режима
Еще одна особенность изменений частоты во время
асинхронного режима состоит в том, что колебания частоты в
точках, расположенных по обе стороны ЭЦК, идут в противофа-
зе. Это видно на рис. 2.32, который повторяет один небольшой
фрагмент графиков, приведенных на рис. 2.30. В пунктах Б и
Г, расположенных с разных сторон от ЭЦК, колебания
напряжения практически синфазны, а колебания частоты идут почти
в противофазе.
Для двигателей наименее опасен случай, когда понижению
напряжения соответствует понижение частоты (см. Ub и /б на
рис. 2.32, например, при 4,6 < t < 4,75 с). В этом случае в те
моменты времени, когда двигатель притормаживается из-за
снижения напряжения, источник его питания «снижает» частоту, как
бы догоняя двигатель. В итоге, режим двигателя меньше
отклоняется от нормального, чем в обратном случае (см. Ur и /г).
Здесь при снижении напряжения двигатель притормаживается,
а источник его питания ускоряется (см. тот же отрезок времени).
Для АД указанное обстоятельство менее существенно, чем
для СД. Последние более чувствительны к отклонениям фазы
[град] относительно оси отсчета, вращающейся с неизменной синхронной
скоростью, соответствующей номинальной частоте.
8-967
113
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
Время/с
Рис. 2.33 Нарушение устойчивости СД, зависящее от колебаний
частоты и напряжения
питающего напряжения, соответствующим колебаниям
частоты. Для иллюстрации этого на рис. 2.33 показан расчет того же
самого процесса, что и выше (рис. 2.29 и 2.30), но в случае, если
бы в пунктах Б а Г часть АД (около 20% тех, которые
работают в этих пунктах) были заменены на СД. На общий переходный
процесс замена состава маленькой части нагрузки, разумеется,
не повлияла, но устойчивость СД в пункте Б по причине, здесь
указанной, нарушилась, хотя АД в этих пунктах были
устойчивы. На рис. 2.33 видно, что неблагоприятное сочетание фаз
колебаний напряжения и частоты вызывает значительное
раскачивание СД, а затем и нарушение его устойчивости.
Асинхронные режимы возбужденных
и невозбужденных синхронных двигателей
В отношении СД нужно иметь в виду две разновидности
асинхронных режимов: при рабочем состоянии системы
возбуждения и при отключенной системе возбуждения. При пусках СД
система возбуждения отключена, а обмотка ротора замкнута на
гасительное сопротивление (или накоротко, если гасительное
сопротивление не предусмотрено). Отключение возбуждения
полезно и при самозапусках СД, когда СД выпал из синхронизма,
перешел в асинхронный режим и не имеет электромагнитного
114
2.3 Основные понятия устойчивости энергосистем
-8000
4 6
Время/с
Рис. 2.34 Самозапуск СД с гашением поля и введением гасительного
сопротивления
момента, достаточного для самозапуска и восстановления
синхронизма.
Полезность отключения возбуждения (гашения поля)
иллюстрирует переходный процесс, показанный на рис. 2.34 для СД
типа СТД-1250-2. Здесь нарушение устойчивости СД произошло
115
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
Скорость вращения / % к ном.
Рис. 2.35 Влияние гасительного сопротивления на асинхронный
момент СТД-1250-2. Кратность гасительного сопротивления к —
отношение величины гасительного сопротивления к сопротивлению обмотки
возбуждения
в результате КЗ и перевода питания на резервный источник
(отключение ввода — через 0,18 с после начала КЗ, включение
резервного источника действием БАВР* еще через 0,29 с). При
асинхронном режиме СД тормозится до скорости, равной 91%
от номинальной, самозапуска нет. Отключение возбуждения и
замыкание обмотки возбуждения на гасительное сопротивление
обеспечивают самозапуск, в результате которого скорость
приближается к номинальной. Втягивание в синхронизм происходит
после включения возбуждения.
Эффект, достигаемый при отключении возбуждения и
замыкании обмотки возбуждения на гасительное сопротивление,
обусловлен двумя обстоятельствами. Во-первых, когда
снижается (почти до нуля) ЭДС СД, уменьшается размах колебаний
тока при изменении 5 (см. рис. 2.27 и 2.34). При этом
значительно уменьшаются потери активной мощности в активных
сопротивлениях цепи статора СД и, следовательно,
увеличивается мощность, поступающая в СД (см. рис. 2.34), и вращающий
электромагнитный момент. Во-вторых, замыкание обмотки воз-
*Процессы при АВР, обычных и быстродействующих (БАВР), см. в п. 5.4.
116
2.3 Основные понятия устойчивости энергосистем
буждения на гасительное сопротивление повышает асинхронный
момент СД (рис. 2.35). Последнее обстоятельство наиболее
существенно*.
Асинхронный режим СД обычно является серьезным
препятствием для самозапуска АД из-за снижения напряжения и
его колебаний. Гашение поля СД заметно улучшает условия
самозапуска АД.
Многочастотный асинхронный режим
В энергосистемах многочастотные асинхронные режимы
возникают редко по многим причинам. В системе
электроснабжения промышленного потребителя, связанного с
энергосистемой, имеющего собственную электростанцию и СД,
многочастотный асинхронный режим является обычным следствием
нарушения устойчивости.
Слово «многочастотный» указывает на то, что имеются
три или более источника, связанные общей сетью и имеющие
ЭДС разных частот. Например, в схеме, упрощенно
показанной на рис. 2.36, при достаточно сильном возмущении
(например, при затяжном КЗ с глубоким понижением напряжения в
Генераторы
энергосистемы
(ЭС)
Генераторы
местной
электростанции
(ген.)
Синхронные
двигатели (СД)
Рис. 2.36 Схема, в которой вероятен трехчастотный асинхронный
режим
'Известны специальные способы пуска СД: частотный пуск и различные
виды пуска при пониженном напряжении [17-20].
117
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
узловой точке), генераторы местной электростанции не смогут
выдавать всю поступающую от своих приводов мощность и
начнут ускоряться, а СД, не получая необходимой им мощности,
будут тормозиться. Если синхронизм нарушится между всеми
тремя группами синхронных машин, что здесь весьма вероятно,
то образуются три частоты: /ген > /эс > /сд-
Пример трехчастотного асинхронного режима в схеме,
соответствующей рис. 2.36, показан на рис. 2.23,6. Другие
условия, при которых можно ожидать возникновения
многочастотного асинхронного режима в системах электроснабжения,
содержащих местную электростанцию, таковы:
— близко расположенные группы генераторов имеют
существенно разные механические постоянные инерции Tj
(например, газотурбинная установка (ГТУ) со свободной
силовой турбиной и обычные турбогенераторы),
— используется парогазовая электростанция, генераторы
которой имеют существенно разные значения Tj газовых и
паровых установок,
— электростанция подключена к сети энергосистемы вблизи
той точки, которая во время асинхронного режима в
энергосистеме является ее ЭЦК.
Если при обычном, двухчастотном асинхронном режиме
колебания напряжения выглядят упорядоченными, и каждый
последующий цикл асинхронного режима похож на предыдущий
(см. рис. 2.28, 2.30 и 2.31), то при многочастотном асинхронном
режиме это не так. Если частоты не кратны, то в разные
моменты времени возможны совершенно различные сочетания фаз
ЭДС идущих асинхронно машин. Так, возможно, что будут
совпадать или почти совпадать фазы ЭДС Ei и Е$, когда ЭДС
Е\ к ним в противофазе, или Е\ и Е$ будут в противофазе к
Е2у и т.д. Каждому такому совпадению будет соответствовать
свое положение ЭЦК (рис. 2.37), и, следовательно, ЭЦК будет во
118
2.3 Основные понятия устойчивости энергосистем
Рис. 2.37 Возможные перемещения ЭЦК при различных сочетаниях
фаз ЭДС идущих асинхронно синхронных машин
Время/с
Рис. 2.38 Отрезок трехчастотного асинхронного режима. Показаны
напряжения в трех пунктах
время такого асинхронного режима перемещаться по схеме.
Отсюда — причудливые изменения напряжений в разных пунктах
схемы (рис. 2.38).
Какие сочетания фаз ЭДС реализуются в той или иной
ситуации, не только нельзя предвидеть, но и нельзя установить
небольшим числом расчетов. Это связано с тем, что малые
погрешности в параметрах машин или исходного состояния системы и
вызванные этим малые же погрешности в текущих значениях
частоты могут привести к тому, что сочетания фаз ЭДС
изменятся радикально. На основные результаты расчетов переходно-
119
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
го процесса (возможности самозапуска и ресинхронизации СД,
дополнительные нарушения устойчивости АД) это, как
показывает опыт, не оказывает решающего влияния, но все же точность
расчетов многочастотных асинхронных режимов ниже, чем
точность расчетов более простых процессов.
2.4 Понижение питающего напряжения.
Лавина напряжения
Критическое напряжение
При снижении напряжения в электрической сети
вращающий электромагнитный момент двигателя уменьшается. У АД
момент пропорционален квадрату напряжения; у СД эта
зависимость слабее: момент пропорционален первой степени
напряжения и примерно пропорционален току возбуждения.
Критическим называется такое напряжение, ниже
которого момент сопротивления, развиваемый приводимой во вращение
машиной, при всех значениях скорости вращения меньше
электромагнитного момента. Момент АД при критическом напря-
Электромагнитный момент
при номинальном
напряжении
/ Электромагнитный момент
при критическом
напряжении
Механический момент
приводимой
машины
Критическая
скорость
Скорость вращения
Рис. 2.39 Критический режим АД (качественно)
120
2.4 Понижение питающего напряжения. Лавина напряжения
f/„
нагрузка
жении показан на рис. 2.39. Если напряжение опустится ниже
критического, АД «опрокидывается» (начинает тормозиться).
Если питание настолько «жесткое», что изменение
электропотребления никак не влияет на уровень напряжения, то
критическое напряжение каждого двигателя зависит только от
параметров его и приводимой во вращение машины. На рис. 2.39
видно, что если бы момент приводимой машины не снижался
с уменьшением скорости вращения, то критическое напряжение
было бы выше, чем показано.
В большинстве случаев изменения количества
включенных электроприемников вызывают изменения напряжения на их
шинах. Это означает, что внешняя сеть обладает некоторым
заметным сопротивлением и
может быть представлена (для ц
качественных рассуждений),
сопротивлением Zc и таким
напряжением Uc, которое от
изменений рассматриваемой
нагрузки не зависит, а
определяется режимом работы самой
энергосистемы (рис. 2.40).
Если в такой схеме снизилось напряжение Uc, то,
соответственно, увеличился ток рассматриваемой нагрузки. Поэтому
уменьшение напряжения U на шинах рассматриваемой
нагрузки тем более значительно, чем больше сопротивление внешней
сети Zc. При некотором значении этого сопротивления будет
достаточно очень малого понижения напряжения Uc, чтобы
напряжение на шинах двигателей достигло критического уровня.
Поэтому в общем случае понижение напряжения во внешней сети,
критическое для какой-либо нагрузки, зависит, и притом
существенно, от сопротивления, через которое питается эта нагрузка.
Эта зависимость для АД показана на рис. 2.41, где в
качестве аргумента взяты не значения Zc, которые для сетей
разных классов напряжения существенно различны, а величины,
которые непосредственно определяются этим сопротивлением и
Рис. 2.40 Схема замещения
внешней сети
121
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
О
а
х~~~
35
30
« 25
к
о ю а
С се О
у | к 20
Я jjS 15 h
lOh
5
1,0
1,1
UJU.
1Д
норм
Рис. 2.41 Зависимость
критического снижения напряжения во
внешней сети от величины,
характеризующей сопротивление внеш-
более наглядны. Это —
отношение напряжения на
шинах рассматриваемой
нагрузки, когда все
электроприемники отключены
(«холостой ход» С/хх), к тому же
напряжению при нормальной
нагрузке ?/Норм- Полоса на
рис. 2.41 показывает разброс
значений критических
понижений напряжения,
характерных для разных АД.
Видно, что при
совершенно «жестком» питании,
коней сети. Построено для номиналь- гда (/норм — C^xxi режим АД
ной загрузки АД и при моментах станет критическим, если Uc
сопротивления приводимых во вра- понизится на 29%-34%, т.е.
щение машин, не зависящих от станет равным б6%_71% от
скорости вращения
номинального, а при таком
(значительном) внешнем
сопротивлении, когда Uxx = 1,2?/НОрм> достаточно снижения Uc
всего на 10%-13%.
Критические напряжения СД определяются подобными
соображениями, но имеют ряд особенностей, связанных с тем,
какая у них используется система возбуждения и с каким
коэффициентом мощности они работают (см. п. 5.3).
Последствия медленного снижения напряжения
Если напряжение опускается ниже значения, которое
является критическим для каких-то двигателей, то они начинают
тормозиться. Это вызывает значительное увеличение
потребляемого ими тока (см. рис. 2.11,5), что провоцирует дальнейшее
снижение напряжения на шинах двигателей. Это может
привести (с тем большей вероятностью, чем больше сопротивле-
122
2.4 Понижение питающего напряжения. Лавина напряжения
ние внешней сети) к «опрокидыванию» тех двигателей, которые
еще удерживались в работе. Новое снижение напряжения
вызывает новые «опрокидывания». Это — процесс лавины
напряжения.
Лавина напряжения может возникать в узлах нагрузки, где
много двигателей, в особенности асинхронных, и где нет
массовых самоотключений электроприемников*. Напряжение, которое
устанавливается в результате лавины, может быть ниже
номинального на 50%-90%. Время, в течение которого развивается
лавина напряжения, составляет в разных условиях от
нескольких десятых долей секунды до нескольких секунд.
Активная нагрузка после лавины напряжения много
меньше исходной, а реактивная — много больше. Через некоторое
время (единицы или десятки секунд) опрокинувшиеся
двигатели отключаются защитами, активная и реактивная нагрузки
снижаются. Упрощенный пример лавины напряжения показан
на рис. 2.42. Здесь нагрузка представлена тремя АД
одинаковой мощности, с номинальной загрузкой, но с разными
приводимыми во вращение машинами. Каждый АД отображает группу
одинаковых двигателей: АД1 — привод поршневого
компрессора (Tj = 1,5 с), АД2 — насоса со значительным статическим
напором (Tj = 2,5 с), АДЗ — дымососа (Tj = 4 с). Причина
возникновения лавины — снижение напряжения в сети ([/с, см.
рис. 2.40) на 20%.
Уменьшение питающего напряжения вызывает снижение
скорости вращения всех АД на несколько процентов.
Опрокидывания пока нет, скорости вращения больше критических. Но
активные мощности, получаемые двигателями из сети, хотя и
увеличиваются в первую секунду процесса из-за снижения
скорости вращения, остаются меньше исходных. Скорости вращения
продолжают медленно снижаться. Соответственно, растет ток,
'Напомним: самоотключения имеют место тогда, когда
электроприемники, которые могли бы нормально работать, оказываются в результате
провала напряжения отключенными из-за отпадания контактов магнитных
пускателей, действий технологической автоматики и пр.
123
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
6 8 10
Время/с
6 8 10
Время / с
12 И 16
6 8 10 12 14 16
Время/с
Рис. 2.42 Лавина напряжения у группы АД
124
2.4 Понижение питающего напряжения. Лавина напряжения
вместе с ним увеличивается потребление реактивной мощности,
и напряжение продолжает снижаться. Когда скорости
вращения АД достигают критических значений, электромагнитный
момент начинает резко снижаться — не только из-за
понижения напряжения, но и из-за снижения скорости вращения (см.
рис. 2.39), АД опрокидываются и тормозятся. Их токи быстро
растут, напряжение падает.
Реактивная мощность, потребляемая АД1, растет быстрее
других из-за того, что АД1 быстро тормозится, но затем
начинает снижаться, так как в это время резко снижается напряжение,
а реактивная мощность при каждом данном значении скорости
вращения пропорциональна квадрату напряжения. У остальных
АД торможение медленнее, и зависимость реактивной мощности
от времени оказывается монотонной.
Если в нагрузке, кроме АД, имеются и СД, то условия
возникновения лавины напряжения могут существенно измениться.
На рис. 2.43 показан результат снижения питающего
напряжения в той же схеме, но в случае замены 50% АД в каждой из трех
групп на синхронные. Здесь напряжение Uc снижено на 30%, а не
на 20%, как в предыдущем случае (при снижении на 20% лавина
не возникает из-за того, что СД в некоторой мере
поддерживают напряжение на шинах двигателей). В данной ситуации АД,
у которых электромагнитный момент пропорционален U2,
тормозятся, а синхронные, у которых момент пропорционален U,
остаются в работе (для них критическое напряжение ниже).
Если в том же случае питающее напряжение снизится
глубже, результатом может стать полная лавина напряжения
(рис. 2.44). Здесь при снижении питающего напряжения на 40%
АД начинают сразу же тормозиться, а СД остаются в
синхронизме до тех пор, пока напряжение U не достигнет значения,
критического для СД (здесь оно ниже 40%*), после чего тоже
начинают тормозиться. Возникает асинхронный режим СД от-
" Здесь СД без автоматического непрерывного регулирования
возбуждения, но с быстродействующей дискретной форсировкой возбуждения с
кратностью 1,4.
125
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
6 8 10
Время / с
Рис. 2.43 Пример частичной лавины напряжения
носительно генераторов энергосистемы. На рис. 2.44 показаны
отключения СД1 и СД2 защитами.
На рис. 2.45 показаны напряжение и нагрузка на шинах 6 кВ
в промышленном районе с суммарной нагрузкой 30 МВт (в
основном — СД и АД) за последние две секунды реально имевшей
место лавины напряжения. Некоторое повышение напряжения при
t > 2,5 с обусловлено отключениями части двигателей.
Такой же «механизм» возникновения лавины напряжения
в сетях большой протяженности, например, нефтепромысло-
126
2.4 Понижение питающего напряжения. Лавина напряжения
СД1 отключен
1СД2 отключен
6 8 10 12 14 16
Время / с
1 3§ ЮО
| ? 80
6 8 10
Время / с
Рис. 2.44 Пример лавины напряжения
вых. Отличие в том, что при понижении напряжения в
питающем центре (рис. 2.46) с наибольшей вероятностью
произойдет опрокидывание наиболее удаленных двигателей, и лавина
напряжения будет распространяться от периферии к центру.
Упрощенный пример такой лавины напряжения в схеме,
показанной на рис. 2.46, приведен на рис. 2.47. В таких схемах
вероятны также частичные лавины напряжения только на участках
сети, удаленных от питающего центра.
127
Глава 2. Основные закономерности переходных процессов
•а
9-
д
а- ^
i I
«I:
и
я - 0 -
-2
-1
1 2 3
Время / с
-1
1 2 3
Время/с
Рис. 2.45 Лавина напряжения (с натурной осциллограммы). Отсчет
времени — от момента самого низкого напряжения
Вероятности возникновения лавины напряжения зависят от
всех параметров системы электроснабжения и
электродвигателей, но наибольшую роль играют следующие обстоятельства:
- массовое применение магнитных пускателей, которые
самопроизвольно отключаются при снижениях напряжения
(на 20%-30%, а иногда и менее), может привести к тому,
что лавина напряжения вообще не будет возникать, так как
при снижении напряжения будет происходить не
увеличение тока, потребляемого нагрузкой, а его уменьшение из-за
отключений электроприемников;
- лавины напряжения наиболее вероятны в узлах, где
сосредоточена промышленная нагрузка с преобладанием АД 6-
10 кВ, при значительных сопротивлениях питающей сети.
128
2.4 Понижение питающего напряжения. Лавина напряжения
ил
Ч 12 TJ
Рис. 2.46 Упрощенное отображение одного луча протяженной сети
(D
§ Я
н 2
Напря
%к
"-:«
вращ
ронно
орость
ксинх
CJ5--
100
80
60
40
20
0
100
80
60
40
20
0
6 8 10
Время/с
12 14
16
Время / с
Рис. 2.47 Лавина напряжения у трех одинаковых групп АД в
протяженной сети
О том, что глубокие (и, следовательно, кратковременные)
снижения напряжения могут приводить к процессам,
заканчивающимся так же, как и описанная здесь лавина напряжения,
говорилось выше (см. процессы, показанные штриховыми
линиями на рис. 2.14 и 2.16).
9-967
129
Глава 3
Особенности местного электроснабжения
3.1 Электроснабжение — параллельное
с энергосистемой и автономное
Если собственная электростанция покрывает всю нагрузку
предприятия с учетом необходимого резерва генерирующей
мощности, то нормальным режимом работы электростанции может
быть как режим параллельной работы с энергосистемой, так и
режим автономного электроснабжения (т.е. электроснабжения
без связи с энергосистемой). Выбор между этими двумя
вариантами имеет принципиальное значение, так как от него будут
зависеть многие другие решения в части управления
нормальным электроснабжением (например, поддержание номинальной
частоты) и в части противоаварийного управления.
Выбор оптимального варианта — многоплановая задача [21-
25]. Если в такой задаче рассмотреть только те составляющие,
которые непосредственно влияют на бесперебойность работы
промышленного потребителя, то нужно выделить следующие
основные факторы.
Преимуществами первого варианта, обеспечивающего
возможность выдачи избыточной мощности в энергосистему,
является наивысшая устойчивость и легкость пусков крупных
электродвигателей, а также возможность сохранить питание как при
потере связи с энергосистемой, так и при аварийном отключении
собственной электростанции или ее части. Преимущество
второго варианта — в полной независимости работы предприятия от
возмущений в энергосистеме.
130
3.1 Электроснабжение — параллельное с энергосистемой и автономное
Если принимается режим автономной работы местной
электростанции, то вторая альтернатива для нее — это выбор из
двух подвариантов: либо обеспечение возможности работать не
только автономно, но и, при необходимости, параллельно с
энергосистемой (с включением связи с энергосистемой в необходимых
случаях вручную или автоматикой), либо работа только в
автономном режиме. Требования к местной электростанции и ее
системам управления и регулирования в этих двух подвариан-
тах близки.
Недостаток первого из этих подвариантов по сравнению со
вторым — увеличение токов короткого замыкания, что
отражается на выборе оборудования. Это может быть существенно,
если электростанция присоединяется к существующей
распределительной сети предприятия. Недостаток второго из подвариантов
(если по токам КЗ параллельная работа местной
электростанции и энергосистемы невозможна) состоит в том, что всякий раз
при необходимости перевода питания потребителя с
собственного источника на энергосистему и наоборот придется
выполнять сложные и громоздкие коммутации. При этом либо
нужно предусмотреть систему автоматического управления этими
операциями и соответствующие возможности схемы
распределительной сети, чтобы выполнить переключения без нарушения
работы предприятия, либо идти на прекращение работы при
таких переключениях.
Таким образом, получаются три варианта работы
собственной электростанции:
A) в нормальных условиях работа электростанции
осуществляется параллельно с энергосистемой с возможностью
автоматического отделения от нее при нарушениях работы
энергосистемы;
B) осуществляется автономная работа электростанции с
возможностью объединяться с энергосистемой на параллельную
работу при недостаточной располагаемой мощности
электростанции;
9*
131
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
C) автономная работа электростанции осуществляется при
условии переключения электроприемников с электростанции
на энергосистему и обратно с разрывом цепи питания.
При сравнении этих вариантов учитывается риск нарушения
технологического процесса при кратковременных возмущениях и
авариях в системе внешнего и внутреннего электроснабжения.
Рассматриваются, как минимум, три группы нарушений
нормального электроснабжения:
A) КЗ в системе внешнего электроснабжения;
B) КЗ в системе внутреннего электроснабжения;
C) аварийные отключения генераторов собственной
электростанции.
Одновременно намечаются меры, предотвращающие
нарушения работы предприятия при всех таких нарушениях или, по
крайней мере, при большинстве из них.
Короткие замыкания
В отношении КЗ, как внешних, так и внутренних,
рассматриваются меры, повышающие устойчивость двигателей,
облегчающие их самозапуск и т.п.
В случае внешних КЗ, длительность которых больше
допустимой по условиям устойчивости и самозапуска двигателей,
основной пр от и во аварийной мерой является автоматическое
отделение потребителя вместе с собственной электростанцией от
энергосистемы. Делительная автоматика, осуществляющая эту
функцию, обязательно используется в системах
электроснабжения потребителей, имеющих собственные источники
достаточной мощности и связанных с энергосистемой.
Короткие замыкания во внутренней сети, если нет СД,
опять-таки более опасны в случае автономного электроснабже-
132
3.1 Электроснабжение — параллельное с энергосистемой и автономное
ния, так как наличие связи
с энергосистемой
способствует поддержанию напряжений
во внутренней сети во время
самозапусков двигателей. На
рис. 3.1 показано, как
влияет на самозапуск двигателей
наличие внешнего питания,
в дополнение к собственному
источнику. Этот расчет
сделан для большой группы АД,
требующих для самозапуска
напряжения не ниже 80% от
номинального, с пусковыми
токами 6,5/ном. Источники
питания здесь
характеризуются своими значениями
мощности КЗ*: 5к°з — мощность
КЗ от собственного
источника, 5^т — мощность КЗ от
энергосистемы. По этому
графику видно, что ослабление
связи с энергосистемой и тем более переход к автономной работе
значительно ухудшают условия самозапуска двигателей.
Если значительная часть двигателей — синхронные, то
процессы, вызванные КЗ, усложняются. Нарушение устойчивости
СД сопровождается возникновением асинхронного режима.
Если нагрузка питается только от энергосистемы или
только от собственных генераторов, то при асинхронных режимах
частоты протекающих токов соответствуют скорости вращения
генераторов и скоростям вращения СД. Если нагрузка питает-
*Мощностью КЗ называется мощность, МВ-А, вычисляемая по току
трехфазного КЗ в рассматриваемой точке (полному току КЗ или току,
посылаемому к месту КЗ определенным источником) и номинальному напряжению
в этой точке: ?кз = л/З^ном-Гкз-
4 6
сист соб
^КЗ /0КЗ
Рис. 3.1 Кратность
увеличения допустимой мощности АД при
самозапуске по отношению к их
допустимой мощности при
автономной работе E^изт = 0) как
пример влияния внешнего питания
на максимально допустимую
мощность двигателей, участвующих в
самозапуске
133
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
ся и от собственного источника, и от энергосистемы, то при
асинхронном режиме добавляется еще одна частота, что
делает асинхронный режим еще опаснее, снижает вероятность
ресинхронизации и затрудняет действие автоматики
ликвидации асинхронного режима. Это обстоятельство
понижает надежность электроснабжения. С другой стороны, при
более мощном питании вероятность возникновения асинхронного
режима меньше, а вероятность ресинхронизации (при прочих
равных условиях) выше. Таким образом, наличие СД делает
задачу выбора предпочтительного варианта электроснабжения
менее определенной, и без достаточно глубокого анализа
переходных процессов выбрать оптимальный вариант нельзя.
В целом, случаи, когда оптимальным, с рассматриваемой
здесь точки зрения, оказывается режим автономного
электроснабжения, сравнительно редки.
Ниже приведены примеры процессов для одной из систем
электроснабжения в двух вариантах: параллельном с
энергосистемой и автономном — при одних и тех же возмущениях. Здесь
крупное предприятие имеет нагрузку 130 МВт (СД суммарной
мощностью 40 МВт, остальное — преимущественно АД) и
собственную газотурбинную электростанцию (ГТЭС) с одноваль-
ными ГТУ мощностью 6 х 30 МВт. Схема ГТЭС спроектирована
с учетом существующих внутренних распределительных сетей 6
и 35 кВ (рис. 3.2).
В этой схеме, как показывают расчеты, при параллельной
работе с энергосистемой, в случае трехфазного КЗ во внешней
сети 110 кВ вблизи предприятия, устойчивость всех двигателей и,
соответственно, бесперебойная работа всего предприятия
обеспечиваются при длительности КЗ не более 0,26 с. Такой
процесс приведен на рис. 3.3. На графиках показаны напряжения
выборочно, в трех точках внутренней сети — на стороне 110, 35
и б кВ; скорости вращения показаны выборочно для трех СД,
трех АД б кВ и трех АД 0,4 кВ. (Полезно обратить внимание на
то, что АД 0,4 кВ тормозятся гораздо сильнее, чем АД 6 кВ —
из-за значительно меньших механических постоянных инерции.)
134
3.1 Электроснабжение — параллельное с энергосистемой и автономное
35 кВ
К двум ПС энергосистемы
Рис. 3.2 Схема выдачи мощности собственной ГТЭС одного из
предприятий (проект)
0,0
0,5 1,0
Время / с
1,5
2,0
Рис. 3,3 Процесс, вызванный внешним трехфазным КЗ
длительностью 0,26 с
135
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
120
^ 100
ig so
I* 60
5* 40
Х 20
°0 12345678
Время/с
^
§ >«
я о
и Я
о, о.
Я X
о *
и
120
100
80
60
40
20
0 1 2 3 4 5 6-7 8
Время / с
Рис. 3.4 Процесс, вызванный внешним трехфазным КЗ
длительностью 0,3 с
В этом процессе пониженные напряжения после ликвидации
КЗ обусловлены большими токами самозапуска всей
совокупности АД. Синхронные двигатели остаются в синхронизме с
энергосистемой и генераторами ГТЭС; видны их качания,
вызванные КЗ.
Процесс при КЗ большей длительности оканчивается
неблагополучно: здесь, главным образом, из-за
неблагоприятных параметров СД — приводов поршневых компрессоров.
У таких двигателей плохие условия устойчивости,
самозапуск во многих случаях практически невозможен. В процес-
1_ 1 __! I I I L L
136
3.1 Электроснабжение — параллельное с энергосистемой и автономное
се, показанном на рис. 3.4, длительность КЗ увеличена от
0,26 до 0,3 с. Два из трех показанных СД остаются в
работе, один останавливается. Колебания напряжения в
течение первых 3,5 с обусловлены асинхронным режимом
генераторов ГТЭС и тех СД, которые остались в синхронизме с
ними, относительно генераторов энергосистемы. Во время
асинхронного режима частота на ГТЭС выше, чем в энергосистеме,
максимальная разность частот — 0,6 Гц. Ресинхронизация
наступает под действием регулирования скорости вращения ГТУ,
когда напряжение повышается после окончания самозапуска.
Затяжное КЗ во внешней сети (рис. 3.5) приводит к
останову всех двигателей. За время КЗ двигатели сильно
затормозились, их токи стали практически равны пусковым, что вызывает
значительное снижение напряжения. Вращающие моменты
после ликвидации КЗ малы (среднее напряжение после ликвидации
КЗ — менее 50%), и двигатели продолжают тормозиться. Из-за
низкого напряжения нарушена устойчивость генераторов ГТЭС
относительно энергосистемы. Возник трехчастотный
асинхронный режим: номинальная частота у энергосистемы, повышенная
на ГТЭС и очень низкая у СД. О многочастотном (трехчастот-
ном) асинхронном режиме* свидетельствуют хаотические
колебания напряжения. Предотвратить развитие такой аварии
сложно, работа предприятия в рассматриваемой ситуации полностью
нарушается.
Применение делительной автоматики в случае затяжного
внешнего КЗ позволяет сохранить в работе часть двигателей.
В этой схеме требуется деление не позже, чем через 0,5 с от
начала аварии, и, кроме того, нужно отключить значительную
часть нагрузки: АД суммарной мощностью 31 МВт и все СД.
Получающийся при этом переходный процесс показан на рис. 3.6.
Благодаря делению удается удержать в работе часть АД (ср. с
рис. 3.5). Если бы среди СД были не только приводы поршневых
компрессоров, удалось бы удержать в работе и часть СД.
*См. п. 2.3.
137
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
3 4 5
Время / с
Рис. 3.5 Процесс, вызванный внешним трехфазным КЗ
длительностью 1,0 с
Трехфазные КЗ в системе внутреннего электроснабжения
приводят в случае параллельной работы с энергосистемой
примерно к таким же последствиям, какие показаны на рис. 3.3-
3.5.
При автономном электроснабжении внутренние КЗ проходят
значительно тяжелее, чем при параллельной работе, из-за
ослабления питания. Как видно на рис. 3.7, КЗ длительностью даже
в 0,16 с приводит к нарушению работы всех двигателей.
Снижение напряжений обусловлено торможением двигателей,
колебания напряжений — асинхронным режимом СД относительно
ГТЭС.
138
3.1 Электроснабжение — параллельное с энергосистемой и автономное
Рис. 3.6 Процесс, вызванный длительным внешним трехфазным КЗ
с отделением от энергосистемы через 0,5 с после начала КЗ
Чтобы удержать в работе часть двигателей, требуется
отключение части нагрузки, здесь в первую очередь — СД.
Таким образом, в этой схеме режим работы параллельно с
энергосистемой имеет явное преимущество по сравнению с
автономным во всех случаях КЗ во внутренней сети предприятия.
В режиме параллельной работы не опасны КЗ во внешней
сети, ликвидируемые без выдержек времени, а при затяжных КЗ
должна работать делительная автоматика, предотвращающая,
хотя и не полностью, нарушение работы предприятия.
Дальнейшие выводы в рассматриваемой схеме зависят от
того, как часто возникают такие возмущения, которые, как
показывают расчеты, опасны для предприятия.
139
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
§100
0 12 3
Время / с
Рис. 3.7 Процесс, вызванный КЗ во внутренней сети длительностью
0,16 с
Опасными, очевидно, будут возмущения, нарушающие
работу тех электроприемников, от которых зависит бесперебойность
работы потребителя. Нарушениями работы двигателей
являются и невозможность их самозапуска, и отключения их защитой
или технологической блокировкой (см. п. 1.2). Все эти факты
устанавливаются расчетами, как показано выше, с учетом всех
необходимых обстоятельств.
Ожидаемое число опасных КЗ подсчитывается на
основании сведений об удельной повреждаемости линий,
распределения КЗ по видам (для сетей, работающих с заземленной
нейтралью, — трехфазные, двухфазные на землю, двухфазные
140
3.1 Электроснабжение — параллельное с энергосистемой и автономное
без земли, однофазные) и учета разной опасности КЗ,
происходящих вблизи узлов сети и в серединах протяженных
линий.
Подробнее об этих факторах см. в п. 4.4. Здесь отметим
только, что основной показатель — удельная повреждаемость
линий — существенно зависит от класса напряжения, региона,
грозовой активности, наличия промышленных уносов,
загрязняющих линейную изоляцию, от сопротивления заземления опор",
антропогенных факторов и многого другого.
Среднестатистические данные относительно удельной повреждаемости линий
пригодны только в качестве ориентировочных. Для достоверных
расчетов нужны данные по «своему» району.
Расчеты, имеющие целью определить, как часто
ожидаются нарушения работы предприятия из-за КЗ в сетях, не сложны
и соответствуют показанным выше, но объемны, так как
приходится учитывать КЗ разных видов и во многих точках
расчетной схемы. К таким расчетам приходится прибегать тогда,
когда иначе нельзя установить, какой из сравниваемых
вариантов ближе к оптимальному.
Аварийные отключения собственных генераторов
Такие нарушения, очевидно, могут быть весьма опасными
при автономном электроснабжении и значительно менее
опасными при наличии связи с энергосистемой (за исключением
случая, когда пропускная способность связи с энергосистемой
недостаточна для покрытия возникшего дефицита мощности). Тогда
отключение части нагрузки неизбежно. При этом размеры
отключений могут быть и меньшими, чем при автономной работе,
за счет того, что часть нагрузки будет покрываться из
энергосистемы, и большими, если по связи с энергосистемой возникает
асинхронный режим.
"На линиях, проложенных по скальным грунтам, сопротивление
заземления опор может быть много больше нормированной величины, что резко
увеличивает количество грозовых отключений.
14Х
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
Отключение части нагрузки, соответственно возникшему
дефициту мощности, должно быть выполнено настолько быстро,
чтобы работа других электроприемников не успела
нарушиться из-за снижения частоты и снижения напряжения, которое
является частым следствием возникновения дефицита активной
мощности*. Возникновение дефицита мощности в системе
автономного электроснабжения требует значительно более быстрого
отключения соответствующей части нагрузки, чем обычно при
дефицитах мощности в энергосистеме. Во-первых, потому, что
отключение одного генератора собственной электростанции
создает в автономной сети дефицит мощности, значительно
больший (в процентах), чем отключение самого крупного генератора
в большой энергосистеме. Во-вторых, потому, что большинство
генераторов местных источников питания имеют значительно
меньшую механическую инерцию, чем крупные генераторы
энергосистем, и быстрее тормозятся. Это — аргументы в пользу
работы параллельно с энергосистемой.
В упомянутом выше случае «слабой» связи с энергосистемой
отключение собственного генератора и соответствующий наброс
мощности на связь с энергосистемой со значительной
вероятностью приведет к нарушению устойчивости по этой связи,
асинхронному режиму и развитию аварии. Если быстрое снижение
нагрузки не может, как это часто бывает, предотвратить такое
нарушение устойчивости, то требуется быстрый разрыв связи с
энергосистемой при первых признаках возникновения
асинхронного режима или, еще лучше, сразу после возникновения
дефицита мощности, если известно, что этот дефицит с большой
вероятностью приведет к нарушению устойчивости. Вообще, работа
потребителя, имеющего «слабую» связь с энергосистемой,
требует специального анализа.
Имея в виду случаи внезапного отключения генератора при
недостаточном вращающемся резерве (т.е. при невозможности
питать все электроприемники, не включив связь с энергосистем
'Подробнее об этом см. в п. 5.2.
142
3.1 Электроснабжение — параллельное с энергосистемой и автономное
мой), целесообразно рассматривать два рода противоаварийных
мер:
- быстрое уменьшение нагрузки, восстановление частоты,
синхронизация с энергосистемой и восстановление работы
всех электроприемников;
— подключение к энергосистеме сразу после отключения
генератора.
В энергосистемах основным противоаварийным средством
при потере части генерирующей мощности является
автоматическая частотная разгрузка (АЧР) [26]. Но в системах
автономного электроснабжения она менее эффективна. Это
связано с тем, что в автономных энергосистемах толчки нагрузки,
обусловленные пусками-остановами крупных двигателей,
работой прокатных станов, дуговых электропечей и т.п., вызывают
значительные колебания частоты, чего не может быть в обычной
энергосистеме с большими генерирующими мощностями.
Поэтому уставки АЧР по частоте нельзя выбирать близкими к
номинальной частоте, как это делается в энергосистемах. Если же
АЧР будет вступать в действие при частоте 48,5 Гц и ниже,
то отключение нагрузки будет происходить позже, чем
необходимо.
Разгрузка по напряжению при возникновении дефицита
активной мощности часто неэффективна, так как в начальной
стадии аварии, т.е. сразу же после отключения генератора,
снижения напряжения невелики и не могут служить надежным
признаком аварийного режима. Правда, встречаются случаи,
когда отключение генератора вызывает быстрое и глубокое
снижение напряжения (см. п. 5.2), но в этих случаях усиливаются и
требования к быстроте отключения электроприемников.
При рассматриваемых здесь авариях самый эффективный
способ разгрузки — отключение электроприемников по
самому факту внезапного отключения нагруженного
генератора. В автономной, т.е. небольшой, сети это реально, в отли-
143
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
чие от обычной энергосистемы, где отключать
электроприемники приходится на больших удалениях от точки присоединения
отключившегося генератора.
Что касается быстрого подключения к энергосистеме, то
этот способ может быть реализован только в виде
несинхронного включения, потому что при значительном дефиците
мощности процесс снижения частоты идет настолько быстро, что
точная синхронизация, даже автоматическая, практически
осуществима не во всех случаях. Под несинхронным включением
понимается включение без проверки разности напряжений (по
модулю и по фазе) на контактах выключателя, которым
осуществляется включение, т.е. включение при любой, случайной
разнице фаз напряжений.
Если несинхронное включение генераторов допустимо*, то
проверяется его влияние на работу двигателей в наихудшем для
них случае, когда включение происходит в противофазу. В этом
случае имеют место наибольшие снижения напряжения; для
двигателей такое возмущение подобно КЗ.
Для выбора из двух указанных противоаварийных мер
сравниваются последствия отключения части нагрузки в требуемом
объеме по первому способу и последствия возмущения,
обусловленного несинхронным включением и влияющего на всю
нагрузку, по второму способу.
На рис. 3.8 показан процесс в той же схеме, что и на рис. 3.2,
вызванный отключением одного генератора из пяти
работающих. В исходном режиме располагаемая мощность ГТЭС 5x27 =
= 135 МВт при нагрузке 130 МВт, после отключения одного
генератора дефицит мощности 130 - 4 х 27 = 22 МВт или 17%
от величины нагрузки. Напряжение снижается всего на 10%, а
частота падает достаточно медленно, так как у одновальных
ГТУ большой момент инерции. Включение на энергосистему
"Применение несинхронного включения не разрешается без расчетного
обоснования допустимости возникающих ударных электромагнитных
моментов, воздействующих на генератор, валопровод, муфту и пр. О
допустимости несинхронных включений генераторов см. в п. 3.6.
144
3.1 Электроснабжение — параллельное с энергосистемой и автономное
g 49,0
$48,5
) 1 2 3 4
Время/с
Рис. 3.8 Процесс, вызванный отключением генератора при
автономном электроснабжении. Разность фаз напряжений на отключенном
выключателе связи с энергосистемой в исходном режиме принята
нулевой (на ходе процесса это не отражается). Небольшая часть
нагрузки отключается от защит минимального напряжения. Подключение к
энергосистеме выполняется через 2,7 с после начала аварии
здесь происходит, когда напряжения на выключателях,
связывающих распределительную сеть с энергосистемой, находятся
в противофазе (900° или, что то же самое, 180°), что весьма
неблагоприятно для синхронизации с энергосистемой. Но здесь
объем отключенной нагрузки выбран правильно, и генераторы
ГТЭС достаточно быстро втягиваются в синхронизм с
энергосистемой.
Препятствиями к такому восстановлению нормальной
работы предприятия может быть упомянутый выше запрет
несинхронного включения по условиям механической прочности
генератора, а также невозможность быстрой синхронизации.
ю - 967
145
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
2 3 4
Время / с
Рис. 3.9 Неблагополучный процесс, вызванный отключением
генератора при автономном электроснабжении. Генераторы ГТЭС ресин-
хронизируются, но СД продолжают тормозиться, о чем
свидетельствуют быстрые колебания напряжения. Бросок частоты, который виден
в момент включения, не связан с изменением скорости вращения
генераторов ГТЭС, а обусловлен процессами в сети (точка, для которой
рассчитывалась частота, расположена вблизи от электрического
центра качаний, см. п. 2.3 и частоту в точке В на рис. 2.30)
Если связь с энергосистемой ослаблена (например, из-за
ремонта в сети) или если объем разгрузки недостаточен, то
включение связи с энергосистемой приведет к затяжному
асинхронному режиму. При этом неизбежны дополнительные
самопроизвольные отключения электроприемников, суммарная на-
146
3.1 Электроснабжение — параллельное с энергосистемой и автономное
грузка будет уменьшаться, и электрический режим постепенно
нормализуется, но работа предприятия будет нарушена.
Пример такого случая показан на рис. 3.9 для той же схемы, что и
на рис. 3.2.
Некоторые выводы
Сводная качественная характеристика условий
параллельного и автономного электроснабжения приведена в табл. 3.1.
Параллельная работа эффективнее, чем автономная, в
большинстве случаев, но не всегда. Имеются два рода ограничений.
1. Связь с энергосистемой имеет настолько малую пропускную
способность, что дефицит мощности, возникающий при
аварийном отключении генератора, не может быть покрыт
перетоком из энергосистемы. Такая связь пригодна только как
аварийный резерв.
2. Чувствительность потребителя к кратковременным
нарушениям электроснабжения настолько велика, что противоава-
рийные меры — такие, как отключение неответственной
нагрузки, — малоэффективны, и самый радикальный способ
снижения числа нарушений технологических процессов у
потребителя состоит в устранении большей части возмущений
путем перехода на автономный режим.
Второй случай, однако, требует особого внимания.
Чрезмерная чувствительность потребителя к кратковременным
нарушениям электроснабжения (например, если критическое время
перерыва питания менее 0,2 с) должна быть проанализирована,
и противоаварийные меры должны быть направлены, главным
образом, на устранение причин такой чувствительности (см.
п. 1.2). Нередко такая мера проще всех остальных. Если же
причина неустранима, это означает, что система электроснабжения
должна проектироваться специальным образом: с применением
агрегатов бесперебойного питания, мощных регулируемых ис-
ю*
147
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
Таблица 3.1 Влияние возмущений в системе электроснабжения на
работу предприятия и необходимость в специальных средствах
автоматики
Возмущение
в системе
энергоснабжения
Быстро
ликвидируемые внешние
КЗ
Затяжные
снижения
напряжения
во внешней
сети
КЗ во
внутренней сети
Аварийное
отключение
генератора
собственной
электростанции с
возникновением
дефицита
мощности
Работа
собственного
источника
пар аллельно
с энергосистемой
Нарушений нет
Вероятны
нарушения. Для их
предотвращения
требуется
делительная
автоматика и,
возможно, отключение
части нагрузки
Вероятны
нарушения ,
требуются специальные
противоаварий-
ные меры
Нарушений нет
(кроме случаев
слабой связи с
энергосистемой)
Автономное электроснабжение
от собственного источника
с возможностью
кр атковременной
параллельной
работы
без возможности
параллельной
работы
Влияние указанных возмущений
отсутствует
Влияние указанных возмущений
отсутствует
Вероятность нарушений
значительно выше, требуется больший
объем противоаварийных мер и
отключение части нагрузки
Вероятны
нарушения,
необходима
быстродействующая
автоматика отключения
части нагрузки
и подключение
к энергосистеме
для
электроснабжения всей
нагрузки
Нарушения
неизбежны, так как
переключение на
энергосистему и
обратное
переключение на
собственный
источник
сопровождаются
перерывами питания
148
3.2 Делительная автоматика
точников реактивной мощности для поддержания напряжения
(см. п. 4.5) и пр.
3.2 Делительная автоматика
Делительная автоматика (ДА),
отключающая все связи
электростанции с энергосистемой, является
средством, применяемым при тяжелых
авариях в энергосистеме. Она дает
возможность выделить
электростанцию на автономную работу со
сбалансированной нагрузкой и тем самым
сохранить электроснабжение наиболее
ответственных потребителей и
удержать электростанцию на
электрических и тепловых параметрах, близких
к нормальным*.
Связь с энергосистемой
восстанавливается после нормализации ее
режима по напряжению и по частоте.
При этой операции выполняется
автоматическая или ручная синхронизация
генераторов собственной
электростанции с энергосистемой.
Место деления (см. простейший пример на рис. ЗЛО) должно
быть выбрано из соображений воздействия на наименьшее число
выключателей и удобства передачи команды на их отключение.
Отключение должно быть полным, учитываются все возможные
ремонтные схемы.
Рис. 3.10
Делительная автоматика на случаи
аварийных режимов
энергосистемы
В энергосистемах имеются аналогичные устройства и с другими
функциями: ликвидации перегрузки сети, предотвращения несинхронных
включений генераторов в результате АПВ и пр. [27]. В исследованиях ДА
принимал участие К. А. Белослудцев.
149
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
При проектировании ДА должен быть решен ряд
принципиальных вопросов:
- при каких снижениях напряжения, обусловленных
аварийным режимом энергосистемы, требуется срабатывание ДА;
- какое замедление в срабатывании ДА (по отношению к
моменту снижения напряжения) может быть допущено;
— каким образом ДА будет отличать внешние КЗ от
внутренних, при которых автоматика не должна работать;
— как предотвращать значительные понижения или
повышения частоты сразу после деления сети (значительные
отклонения частоты будут иметь место, если в предава-
рийном режиме величина генерации мощности собственной
электростанцией существенно отличалась от величины
нагрузки).
Здесь не упомянут еще один известный фактор, который
может свидетельствовать о необходимости деления, — снижение
частоты. Значительное понижение частоты в энергосистеме —
это признак достаточно тяжелой аварии, которая не может быть
быстро ликвидирована и при которой очень важно сохранить
в работе все электростанции, при необходимости — ценой их
отделения от энергосистемы, желательно со сбалансированной
нагрузкой. Если рассматриваемый потребитель питается от
достаточно крупной ГРЭС или ТЭЦ, то ДА, действующая по
признаку снижения частоты, вполне уместна. Что касается мелких
электростанций, газотурбинных и других, то они, как правило,
вне интересов энергосистемы.
С другой стороны, аварии со значительным снижением
частоты в энергосистемах бывают редко, а на промышленных
потребителях снижение частоты сказывается в большинстве
случаев несильно. Глубокие снижения напряжения при КЗ в
сетях случаются гораздо чаще и для промышленных
потребителей опаснее. Поэтому, когда выбор ДА выполняется в инте-
150
3.2 Делительная автоматика
ресах потребителя, основное внимание направлено на снижения
напряжения. Если же потребитель чувствителен и к понижениям
частоты, то такой фактор также рассматривается.
Напряжение и время срабатывания
делительной автоматики
Выбор параметров срабатывания ДА играет решающую
роль. Срабатывание ДА позже некоторого критического
времени, значения которого для разных потребителей и разных
условий электроснабжения совершенно различны, может лишь
утяжелить ход аварии. Это иллюстрирует рис. 3.11. В случае 1
деление запаздывает: уже начался асинхронный режим
генераторов собственной электростанции относительно энергосистемы.
После деления напряжение снижается. Это свидетельствует о
том, что самозапуска нет, и двигатели тормозятся.
Ускоренным делением (кривая 2) тоже не удалось получить
благополучный процесс. Поскольку анализ показал, что в первую
очередь нарушается устойчивость генераторов собственной элек-
>.
о
X
и
ГС
X
ю
tx
я
щ
120
100
80
60
40
20
о
Рис. 3.11 Применение ДА: i —деление через 0,7 с после снижения
напряжения; 2 — то же, через 0,3 с; 3 —такое же деление, но при
условии ограничения мощности, выдаваемой собственной электростанцией
в нормальном (доаварийном) режиме
Время / с
151
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
тростанции из-за сброса их мощности, вызванного КЗ, оказалось
возможным получить вполне удовлетворительный переходный
процесс (кривая 3), уменьшив мощность собственной
электростанции в нормальных режимах так, чтобы почти не было
излишка мощности, выдаваемого в энергосистему.
Выбор основных параметров срабатывания ДА: напряжения,
ниже которого осуществляется запуск ДА ((/да)» и времени /да
от начала КЗ до момента отключения связи с энергосистемой, —
осуществляется на основании расчетов переходных процессов.
Цель этих расчетов — определить, какова наибольшая
длительность возмущения (кз, при которой обеспечивается самозапуск
ответственных двигателей и восстановление работоспособности
всех других электроприемников, от которых также зависит
бесперебойность работы предприятия.
Очевидно, что предельно допустимые значения ?кз зависят
от глубины снижения напряжения: чем ниже напряжения Uk3,
тем меньше допустимые (кз- Примеры зависимостей U(t) во
время внешних КЗ см. на рис. 3.3 и 3.6. Если в аварийном или по-
слеаварийном режиме возникает асинхронный ход генераторов
или СД, на графике напряжения видны сравнительно быстрые
колебания, как на рис. 3.4. Поскольку во время КЗ напряжение
продолжает снижаться из-за торможения двигателей, наиболее
низкое напряжение обычно имеет место в конце режима КЗ.
В п. 4.4 показано, что в некоторых случаях применим
метод построения граничных кривых в координатах <кз> ^кз- Эта
граничная кривая делит пространство всех возможных
значений длительности КЗ (*кз) и глубины снижения напряжения в
начальный момент КЗ (С/кз) на Две зоны: в одной, при малых
^кз и высоких 11кз-> самозапуски обеспечиваются; в другой, при
больших /кз и низких Uk3, — нет. Положение этой граничной
кривой можно установить, выполнив ряд расчетов для разных
сочетаний 2кз и ^КЗ- Тогда легко выбрать напряжение и время
срабатывания ДА.
Пример граничных зависимостей /Укз(^кз) показан на
рис. 3.12. Если напряжение снижается до нуля (при близ-
152
3.2 Делительная автоматика
я
Зона неустойчивости
Зона нагрузки и отсутствия
срабатывания самозапуска
'ДА
Время
Рис. 3.12 Параметры срабатывания делительной автоматики
ком трехфазном КЗ), то граничное значение («3 наименьшее.
При большем напряжении во время КЗ можно допустить его
большую длительность. При некотором значении С/кз
продолжительность режима с таким напряжением не имеет значения:
при таком или большем напряжении двигатели не тормозятся.
Зона срабатывания ДА (см. рис. 3.12) должна быть
отстроена от изменений напряжения в нормальных и ремонтных
режимах; обычно {/да выбирается не выше 80% от номинального
напряжения. Уменьшение значения 2да ниже необходимого ведет
к излишним срабатываниям ДА, а поскольку отключение связи
с энергосистемой идет в режиме КЗ, т.е. с разрывом больших
токов, излишние отключения ведут к быстрому расходованию
ресурса выключателей.
Отстройка делительной автоматики от короткого
замыкания во внутренней сети
Снижения напряжения при внешних и внутренних КЗ могут
быть практически одинаковыми, поэтому по величине
напряжения нельзя судить о месте КЗ. Полезно использовать величины
153
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
§1 160
я
CQ 120
J 80
О) 40
ю « 0
w "*-0,1 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5
Время / с
Рис. 3.13 Изменение потока реактивной мощности от потребителя
в энергосистему при внешнем КЗ; SH — кажущаяся мощность
суммарной нагрузки: 1 — выдача; 2 — без выдачи и потребления; 3 —¦
потребление
реактивной мощности. Реактивная мощность протекает к
месту КЗ от всех источников, в том числе от СД (кратковременно
и от АД). Поэтому изменения реактивной мощности могут
служить хорошим признаком места возникновения КЗ. При близких
внешних КЗ (а опасны именно близкие КЗ) поток реактивной
мощности идет от потребителя во внешнюю сеть. Если в
предаварийном режиме реактивная мощность тоже выдавалась в сеть
энергосистемы, то признаком внешнего КЗ является увеличение
потока реактивной мощности при одновременном снижении
напряжения до значения, меньшего Уда-
Из расчетов следует, что надежным признаком внешнего КЗ
является не уровень реактивной мощности после
возникновения КЗ, а изменение реактивной мощности по сравнению с до-
аварийным режимом*. Это иллюстрирует рис. 3.13, где показан
график Q(t) для схемы рис. 3.10 при разных исходных режимах,
различающихся как по балансу активной мощности, так и по
'Для сравнения контролируемой величины с ее доаварийным значением
используется устройство контроля предшествующего режима (КПР).
154
3.2 Делительная автоматика
балансу реактивной мощности в предаварийном режиме. Девять
показанных кривых соответствуют сочетаниям трех режимов
работы местной электростанции по активной мощности (выдача
активной мощности превышает потребление на 50%, примерно
соответствует потреблению и составляет 50% от потребления)
и трех режимов по реактивной мощности (аналогично).
Значения Q на рис. 3.13 даны в относительных единицах, за базисную
мощность принята кажущаяся потребляемая мощность.
На рис. 3.13 видно также, что поток реактивной мощности
от потребителя в энергосистему быстро падает, особенно когда
генерация превышает нагрузку. Поэтому фиксацию внешнего КЗ
полезно выполнять быстро, сразу же за снижением напряжения,
после чего удерживать пусковой орган в состоянии
срабатывания только по факту низкого напряжения.
Особым является случай, когда потребитель питается от
разных ПС энергосистемы — так, что при внешнем КЗ
изменения потоков реактивной мощности по каждой из линий, иду-
К электростанциям
Рис. 3.14 «Несимметричная» схема подключения предприятия к
сети энергосистемы
155
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
St
у, о
га в
а-
200
150
100
50
0
-50
-100
s 3
х--
m „о
к н
Её
S *
200
150b
100
50
О
-50
-100
0,0
0,0
0,0
0,1 0,2
Время / с
0,3
ОД 0,2
Время/с
0,3
0,1 0,2
Время/с
0,3
0,4
-
_
^^?Л2
Qm
i i i
0,4
1 1 1
-
^^^-_gn?&12
i i i
0,4
Рис. 3.15 Изменение напряжения и потоков реактивной мощности
от потребителя в энергосистему при внешнем КЗ в «несимметричной»
схеме на рис. 3.14
щих к ГПП предприятия, существенно различны. Пример такой
схемы показан на рис. 3.14. В этой схеме в режиме КЗ
появляются потоки реактивной мощности (и реактивного тока), как
примерно показано на схеме штриховыми линиями. Видно, что
суммарный поток реактивной мощности по Л1 изменяется мало
и выдача реактивной мощности по Л1 может даже
уменьшиться, так как на этой линии накладываются разно направленные
потоки реактивной мощности, идущие к месту КЗ от ТЭЦ и от
156
3.2 Делительная автоматика
электростанции потребителя. На линии Л2 изменение
реактивной мощности гораздо больше, чем на линии JI1 (рис. 3.15).
Как видно из рис. 3.15, независимые пуски ДА по
изменениям реактивной мощности на каждой из линий в этом типе схем
могут быть невозможными. Пуск по изменению суммы
реактивных мощностей, скорее всего, возможен.
Другие способы пуска делительной автоматики
В той ДА, которая применяется в энергосистемах при
возникновении большого дефицита мощности, используется пуск по
частоте. Но при затяжных КЗ в энергосистеме этот способ
неэффективен, потому что такие аварийные режимы могут не
сопровождаться заметными изменениями частоты. Однако, хотя
кратковременное снижение частоты на 2-4 Гц бывает не
опасным для потребителя, при таком состоянии энергосистемы все
же лучше отделиться от нее из-за значительной вероятности
развития аварии в энергосистеме и возникновения асинхронного
режима с глубокими понижениями напряжения. Пуск по частоте
может применяться как дополнительный.
Похожая задача, при которой также выполняется
разделение энергосистемы на изолированные части, решается
автоматикой ликвидации асинхронного режима (АЛАР). Применяются
различные способы пуска АЛАР и, соответственно, различные
методики расчета АЛАР [28]. К задачам электроснабжения это
прямого отношения не имеет, но системы внутреннего
электроснабжения некоторых современных предприятий настолько
велики, что задача борьбы с асинхронными режимами имеет
отношение и к ним.
Проверка эффективности делительной автоматики
и дополнительное противоаварийное управление
Оценка правильности выбора параметров ДА (С/да и *дд)
необходима потому, что сам факт деления схемы создает пере-
157
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
ходные процессы, накладывающиеся на начальный переходный
процесс и взаимодействующие с ним.
Деление может привести к нарушению работы потребителя,
если перед делением, в доаварийном режиме, мощность,
вырабатываемая собственной электростанцией, сильно отличалась от
величины нагрузки. В таких случаях деление приведет к
значительному отклонению частоты. Может ли это привести к
нежелательным последствиям, зависит от конкретных условий.
Деление в режиме, когда часть мощности местной
электростанции выдается в энергосистему, может быть опаснее, чем
обратный случай. При наличии избыточной мощности
генераторы после деления будут ускоряться, не считая того ускорения,
которое они испытали при близком КЗ. Синхронные двигатели
во время КЗ тормозятся, поэтому деление при избытке мощности
может приводить к нарушению устойчивости СД относительно
генераторов местной электростанции, и тогда деление будет
неуспешным.
Нежелательных последствий деления, даже с небольшим
дефицитом мощности (когда в доаварийном режиме часть нагрузки
покрывалась из энергосистемы), можно ожидать, если местным
источником является газопоршневая электростанция, так как
возможности быстрого набора мощности у таких агрегатов
существенно ограничены (см. п. 3.3).
Таким образом, наилучшие условия для деления имеются
тогда, когда генерация мощности местной электростанцией
сбалансирована с нагрузкой. Насколько это важно, проверяется
расчетами. Если конкретные условия электроснабжения и
электропотребления таковы, что требуются жесткие ограничения
перетока активной мощности по связи с энергосистемой, то может
выполняться контроль перетока. Полная автоматизация
управления перетоком принципиально возможна, но может оказаться
нерациональной; возможны полуавтоматические способы,
например, с сигнализацией нарушения границы допустимых
перетоков.
158
3.3 Влияние конструктивных особенностей генерирующих установок
Блокировка действия делительной автоматики
Блокировка действия ДА необходима в очевидном
случае: когда включенной мощности на собственной
электростанции недостаточно для питания электроприемников, не
отключенных действием устройств автоматики и не
отключающихся самопроизвольно по каким-либо закономерным
причинам (из-за отпадания контактов магнитных пускателей и
др.). Контроль числа включенных генераторов не
представляет трудностей, но для генераторов, располагаемая
мощность которых существенно зависит от условий охлаждения,
может потребоваться учет температуры окружающей среды
(по крайней мере, посезонно). Величина максимальной
нагрузки может задаваться сезонными и суточными графиками.
Но может оказаться целесообразным измерение текущей
нагрузки.
Другие факторы, связанные с контролем состояния схемы,
исправности самой автоматики и пр., являются общими для
разных систем автоматики и здесь не рассматриваются.
3.3 Влияние конструктивных особенностей
генерирующих установок на протекание
аварийных режимов
Переходные процессы при различных нарушениях
нормального режима естественным образом зависят от всех
параметров источников, электроприемников и сети. На переходные
процессы, происходящие в узлах нагрузки, параметры генераторов
энергосистемы влияют мало из-за значительной электрической
удаленности и большой разницы в мощностях. В отличие от
этого, параметры собственных генерирующих установок могут
оказывать на переходные процессы решающее влияние. Особенно
большим становится это влияние в системах автономного
электроснабжения.
159
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
Особенности генерирующих установок, указанные ниже,
необходимо учитывать во всех случаях анализа устойчивости и
самозапусков [29].
Газотурбинные установки со свободной силовой
турбиной
Из всех типов ГТУ для рассматриваемой темы
существенны два основных вида их конструкции. Влияние этих двух видов
ГТУ на переходные процессы в системах электроснабжения
различно.
Разница в том (рис. 3.16), как приводится во вращение
компрессор К, который входит в состав ГТУ и обеспечивает подачу
воздуха в камеру сгорания турбины КС. В одной из
конструкций компрессор приводится во вращение той же турбиной Т, что
и генератор Г (рис. 3.16, а). Это одновальные ГТУ. В другой
конструкции — ГТУ со свободной силовой турбиной —
компрессор имеет собственный привод, а генератор вращает силовая
турбина СТ (рис. 3.16,5).
Газ
i
1' ^
К
Воздух
(«)
Г
Газ
А
{Шл
К
Воздух
Г'
<ст
о
(б)
Рис. 3.16 Одновальная ГТУ (а) и ГТУ со свободной силовой
турбиной [б)
160
3.3 Влияние конструктивных особенностей генерирующих установок
Когда в переходном процессе меняется мощность,
отдаваемая генератором, начинает изменяться скорость вращения его и
силовой турбины. Если конструкция ГТУ одновальная, то
суммарный момент инерции вращающихся масс на общем валу
велик, и изменения скорости вращения сравнительно малы. Если
же ГТУ выполнена со свободной силовой турбиной, то
суммарный момент инерции вращающихся масс на валу СТ~Г
значительно меньше, а изменения скорости вращения — больше и
быстрее. Соответственно, сильнее изменяется частота генератора
и, как будет показано ниже, переходные процессы могут быть
значительно менее благоприятны, чем при использовании одно-
вальных ГТУ.
Параметром генерирующей установки, характеризующим
момент инерции ротора генератора и остальных масс,
вращающихся на одном валу с ротором, является механическая
постоянная инерции агрегата (Tj), которая выражается в секундах*.
Для ГТУ со свободной силовой турбиной Tj = 1,5 4- 4 с, у од-
новальных ГТУ Tj = 12 ~- 15 с. (Для сравнения: обычные
турбогенераторы тепловых электростанций имеют значения Tj &
и6т9с.)
Малоинерционные генераторы в ГТУ со свободной силовой
турбиной при нарушениях режима значительно быстрее
выпадают из синхронизма и переходят в асинхронный режим, что
приводит к дополнительным неоднократным снижениям
напряжения, затрудняет или делает невозможным самозапуск
двигателей, провоцирует отключения электроприемников (в
результате отпадания контактов магнитных пускателей, действия
защит минимального напряжения и пр.)- Правда, генераторы
таких ГТУ легче ресинхронизируются, чем одновальные, но это
достоинство в большинстве случаев не компенсирует
недостатков.
*Величина Tj пропорциональна сумме моментов инерции всех масс,
вращающихся вместе с генератором, квадрату его номинальной скорости
вращения и обратно пропорциональна его номинальной мощности (для машин
с редуктором определение Tj немного сложнее). См. также п. 2.2.
11 - 967
161
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0
Время / с
(в)
-0,5 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0
Время/с
(б)
Рис. 3.17 Переходные процессы, вызванные трехфазным КЗ
длительностью 0,3 с. Сплошные линии — ГТУ со свободной силовой
турбиной, штриховые — одновальные ГТУ
Пример переходных процессов, вызванных трехфазным КЗ
на небольшом электрическом удалении от генераторов при
использовании одновальных ГТУ и ГТУ со свободной силовой
турбиной показан на рис. 3.17. Все остальные параметры здесь
одинаковы, у генераторов — система независимого возбуждения
бесщеточного типа (о системах возбуждения см. ниже).
Здесь при одновальных ГТУ напряжение на шинах
генераторов сразу после ликвидации КЗ составляет 68%; синхронизм не
нарушен. Общее время, в течение которого напряжение
опускается ниже 80%, — всего 0,5 с. При ГТУ со свободной силовой
турбиной напряжение сразу после ликвидации КЗ равно 30%,
возникает асинхронный режим. Ресинхронизация наступает только
при t — 1,1 с, а напряжение перестает опускаться ниже 80%
лишь через 1,5 с после начала аварии.
Эта особенность ГТУ со свободным валом проявляется
практически всегда, но существенной она становится тогда, когда
устойчивость генераторов (и, соответственно, двигателей)
является определяющим фактором при выборе противоаварииных
мероприятий. Последнее обычно имеет место, если длительности
162
3.3 Влияние конструктивных особенностей генерирующих установок
Таблица 3.2 Влияние типа ГТУ на устойчивость и самозапуск
Тип ГТУ
Одновальные
Со свободной
силовой турбиной
Предельно допустимые длительности КЗ, с
двигатели —
только АД
0,29
0,14
СД примерно
30% от
нагрузки
(поршневые
компрессоры)
0,15
0,13
СД примерно
30% от
нагрузки
(центробежные
компрессоры)
0,28
0,15
КЗ, реальные для данной сети, оказываются близкими к пределу
по устойчивости и самозапуску двигателей или
«запредельными».
В табл. 3.2 в качестве примера сопоставлены длительности
трехфазных КЗ, предельные по устойчивости генераторов, а
также по устойчивости и самозапуску двигателей, для трех
потребителей, различающихся составом нагрузки, при практически
одинаковых условиях внешнего электроснабжения и одинаковой
мощности собственной ГТЭС (по отношению к величине
нагрузки): примерно 130% от величины нагрузки в тех режимах, для
которых выполнены расчеты; избыток мощности выдавался в
энергосистему.
Разница между предельными значениями ?кз существенна
для 1-го и 3-го потребителей в табл. 3.2. Во втором случае
предельные длительности КЗ практически одинаковы потому, что
здесь лимитирующим фактором является не устойчивость
генераторов, а устойчивость СД.
Для ГТУ со свободной силовой турбиной могут представлять
опасность полные сбросы нагрузки генератора (его внезапное
отключение защитой). Сброс мощности, близкой к номинальной
величине, может создавать такое увеличение скорости
вращения ГТУ, которое приводит к необходимости ее остановки. На
П*
163
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
практике такие случаи известны [30], хотя в части ГТУ этот
недостаток, по-видимому, преодолен.
Генераторы с системой самовозбуждения в режимах
автономного электроснабжения
Процессы в автономных системах электроснабжения
существенно зависят от того, насколько эффективно генераторы
способны регулировать напряжение на своих шинах при переходных
процессах. Эта способность в значительной мере зависит от
исполнения системы возбуждения генераторов.
Существенны различия в исполнении двух видов систем
возбуждения.
Система самовозбуждения (ССВ) питается через
трансформатор от выводов генератора. Поэтому возможности фор-
сировки возбуждения непосредственно зависят от напряжения
самого генератора. Если оно понижено, то соответственно
снижается и потолочное значение возбуждения. При небольших
снижениях напряжения на шинах электростанции (примерно до
80%) этот недостаток компенсируется увеличенной кратностью
форсировки. Но при глубоком снижении напряжения генераторы
не только не могут форсировать возбуждение для поддержания
напряжения, но, наоборот, снижают возбуждение, провоцируя
более глубокое снижение напряжения. В какой мере это
существенно в отношении электроснабжения потребителей,
рассматривается ниже.
Система независимого возбуждения (СНВ) в отличие
от ССВ всегда может обеспечить потолочное возбуждение.
Такая возможность имеется потому, что питание СНВ
осуществляется не от внешней электрической сети, а от вспомогательного
генератора (возбудителя), вращающегося на валу основного
генератора.
Простейшая разновидность СНВ для генераторов малой
мощности — постоянные магниты. Генераторы с такой
системой возбуждения, разумеется, не регулируют напряжения, что
164
3.3 Влияние конструктивных особенностей генерирующих установок
существенно при всех изменениях нагрузки, а также при
пусках и самозапусках двигателей. В качестве основного источника
автономного питания ответственного потребителя с переменной
или двигательной нагрузкой генераторы с постоянными
магнитами не применяются.
Известно также использование источников постоянного тока
для форсировки возбуждения.
Возбудителем в обычных СНВ является генератор
переменного тока*. Он может иметь нормальное или обращенное
исполнение. Возбудитель нормального исполнения имеет
вращающуюся обмотку возбуждения, которая наводит ЭДС в неподвижной
якорной обмотке возбудителя (его статор — как у обычного
генератора). Переменный ток выпрямляется и через контактные
кольца подается на обмотку возбуждения основного генератора.
При обращенном исполнении обмотка возбуждения
возбудителя неподвижна, а якорная обмотка расположена на валу
агрегата, т.е. вращается вместе с ротором основного генератора.
Это позволяет разместить выпрямительное устройство между
якорной обмоткой возбудителя и обмоткой возбуждения
основного генератора на том же валу, т.е. обойтись в этой цепи без
щеток. Такая система называется бесщеточной (рис. 3.18).
Возбуждение возбудителя в бесщеточной системе возбуждения
может быть выполнено по-разному. Но это уже играет меньшую
роль.
Таким образом, важно различать, зависит ли кратность
потолочного возбуждения от напряжения самого генератора, или
нет. У различных СНВ можно полагать, что эта кратность от
напряжения не зависит. У систем самовозбуждения кратность
потолочного возбуждения пропорциональна напряжению
генератора (или собственных нужд); чем ниже напряжение, тем
меньше располагаемая кратность его форсировки.
Близкое КЗ вызывает значительное снижение тока
возбуждения генераторов с ССВ, т.е. приводит к развозбужде-
*В старых генераторах применялись возбудители постоянного тока.
165
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
Рис. 3.18 Упрощенное пред- Рис. 3.19 Секция шин 10 кВ с
ставление бесщеточной независи- автономным питанием
мой системы возбуждения
нию генератора. К моменту ликвидации КЗ ток возбуждения
мал, и в автономной системе электроснабжения его может
оказаться недостаточно для быстрого восстановления напряжения
после ликвидации КЗ. Напряжение будет нарастать
постепенно. Сразу после ликвидации КЗ оно восстановится не
полностью, но это все же увеличит располагаемую кратность
форсировки возбуждения, что еще несколько повысит
напряжение*.
Если в схеме есть другие источники напряжения (другие
генераторы и СД), которые более удалены от места КЗ и в
особенности имеющие СНВ, то они помогут быстрее восстановить
напряжение. В энергосистеме с большим числом
электростанций, разнесенных по сети, этот недостаток генераторов с ССВ не
имеет большого значения. Но в системах автономного
электроснабжения с одной электростанцией этот недостаток становится
решающим.
"Скорость восстановления напряжения зависит как от параметров сети
и нагрузок, так и от свойств самого генератора, в частности, от
нелинейности его характеристики намагничивания. Точный учет этих свойств весьма
затруднителен, поэтому расчетные оценки скорости восстановления
напряжения после ликвидации близких КЗ (см. ниже) — приближенные.
166
3.3 Влияние конструктивных особенностей генерирующих установок
— ССВ
— СНВ
I
J
0,5 1,0 1,5 2,0
Время / с
Рис. 3.20 Трехфазное КЗ вблизи выводов генератора в схеме
рис. 3.19 без нагрузки; длительность КЗ — 0,45 с
Об этом свидетельствуют сопоставления переходных
процессов в схемах автономного электроснабжения, содержащих
генераторы, имеющие ССВ или СНВ.
Сравнение переходных процессов при ССВ и СНВ показано
ниже для схемы автономного электроснабжения, фрагмент
которой упрощенно приведен на рис. 3.19.
На рис. 3.20 сопоставлены напряжения и токи во время КЗ,
когда нагрузка полностью отсутствует. Видно, что при ССВ
напряжение восстанавливается медленнее, чем при СНВ.
Различаются и токи КЗ. При ССВ ток во время КЗ снижается
значительно быстрее, чем при СНВ, из-за уменьшения возбуждения.
Это необходимо иметь в виду при выборе защит от КЗ и
перегрузок*.
На рис. 3.21 показан тот же процесс, но с включенной
нагрузкой. Величина нагрузки — 90% от номинальной мощности
генератора; нагрузку на 90% составляют АД низкого
напряжения и малых единичных мощностей (на графиках показаны
скорости вращения трех из них). Остальная нагрузка — освещение.
Во время КЗ примерно 50% двигателей отключается.
При генераторах с ССВ (рис. 3.21, а) напряжение сразу после
ликвидации КЗ составляет всего 17% от номинального, поднима-
*В частности, методы расчета токовых защит, основанные на
допущении о неизменности ЭДС генератора за сопротивлением x'j, не учитывают
указанного снижения тока КЗ.
Время / с
167
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
«10
и
к
ж
О.
X
-
-
-
.
1
1\
|\
1\\
\\ *
А*
U ,и f г—1—
~-2
¦ ¦
-
i
0 2 4 6 8 10 12 14 16^
Время/с
(а)
ш 12
ё 8
с
га
-
-
Jk
J
I 1
-- 2
' i
-
1 2 3
Время/с
(б)
0 2
4 6 8 10 12 1416
Время / с
1 2 3
Время / с
Рис. 3.21 Тот же процесс, что на рис. 3.20, но с нагрузкой: 1 —
напряжение; 2 — скорости вращения АД. (а) генераторы с ССВ; (б) с
СНВ
ется до 21% и затем начинает падать — сначала из-за
продолжающегося торможения двигателей, потом в силу положительной
обратной связи: чем ниже напряжение генератора, тем меньше
ток возбуждения.
Использование генераторов с ССВ существенно
ограничивает возможности самозапусков двигателей. Для того чтобы
самозапуск двигателей после трехфазного КЗ был успешным,
суммарную мощность участвующих в самозапуске двигателей
приходится ограничивать в значительно большей мере, чем при
генераторах с СНВ (рис. 3.21,6). Это иллюстрирует рис, 3.22,
построенный для автономного электроснабжения группы
однотипных и одинаково загруженных АД. Источник питания —
168
3.3 Влияние конструктивных особенностей генерирующих установок
D,0
0,2 0,4 0,6 0,8
Длительность КЗ / с
(а)
1,0
0,0
0,2 0,4 0,6 0,8
Длительность КЗ / с
(б)
1,0
Рис. 3.22 Зависимость требований к ограничению мощности
участвующих в самозапуске двигателей от длительности КЗ, типа системы
возбуждения генераторов и удаленности двигателей от генераторов;
(а) значительная удаленность, (б) малая удаленность
генераторы с суммарной мощностью, на 20% большей, чем
мощность, потребляемая двигателями. Генераторы имеют
либо ССВ, либо СНВ. В одном варианте схемы электроснабжения
между генераторами и двигателями имеется достаточно
протяженная связь с потерей напряжения (при полной нагрузке),
равной 10%, при этом имеется разделительный трансформатор,
обеспечивающий в нормальном режиме номинальное
напряжение на шинах двигателей (рис. 3.22, а). Во втором варианте
схемы источник придвинут к нагрузке, потеря напряжения всего
2%, и дополнительное регулирование напряжения не требуется
(рис. 3.22,6).
На графиках, показанных на рис. 3.22, существенны три
обстоятельства. Во-первых, разница между необходимыми
мощностями отключенных двигателей значительна во всех вариантах
схемы и при всех длительностях КЗ.
Во-вторых, чем ближе двигатели к источнику, тем разница
между ССВ и СНВ больше. При СНВ приближение двигателей
169
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
х 120
l.olOO
S « 80
х о.
я н 60
иг* га
* я
С
я
20
0
Г]
-
1
1 /
1 /
1 /
1 ^/
2
i
i
\
i i
i
5 10 15 20
Время / с
(в)
25
Рис. 3.23 Переходные процессы, вызванные КЗ длительностью 1 с,
при ССВ (а) и СНВ (б): 1 — напряжение, 2 — скорости вращения АД
к источнику облегчает их самозапуск, и требования к
отключениям ослабляются. При ССВ уменьшение сопротивления между
генераторами и двигателями означает увеличение токов
двигателей в моменты времени, следующие за ликвидацией КЗ, что
влечет за собой большее снижение напряжения на выводах
генераторов. При этом ток возбуждения генераторов снижается
в еще большей мере, и, следовательно, требуется еще большее
уменьшение нагрузки.
Таким образом, разделительный трансформатор между
генератором и электродвигателями в отношении рассматриваемых
здесь процессов полезен.
В-третьих, процессы самозапуска двигателей при ССВ
проходят иначе, чем при СНВ. Это видно на рис. 3.23, где показаны
эти процессы из числа отраженных на рис. 3.22.
При СНВ самозапуск двигателей начинается сразу же после
ликвидации КЗ. При ССВ, если КЗ не ликвидируется токовой
отсечкой, генераторы настолько развозбуждены, что
напряжение после ликвидации КЗ очень низкое, двигатели продолжают
тормозиться. Пока генераторы выйдут на нормальные уровни
возбуждения, может пройти значительное время (здесь — бо-
170
3.3 Влияние конструктивных особенностей генерирующих установок
лее 16 с), и разворот двигателей начинается с нулевых
скоростей вращения. Чтобы двигатели могли развернуться, нужно
отключить значительную их часть.
Промежуток времени от ликвидации КЗ до того момента,
когда напряжение достигает уровня, необходимого для пуска
двигателей, может быть настолько значителен, что повторный пуск
двигателей по условиям технологии окажется бесполезным или
вообще недопустимым. (При построении графиков на рис. 3.22
необходимые объемы отключений выбирались с учетом
дополнительного условия, чтобы время, в течение которого двигатели
находятся в нерабочем состоянии, не превышало 60 с.)
Если процесс не сопровождается глубоким снижением
напряжения (удаленное КЗ), то отрицательное влияние ССВ на
переходные процессы проявляется значительно слабее. Важным
случаем переходного процесса, не связанного с КЗ, являются
нормальные пуски двигателей. Расчеты показывают, что
возможности пусков крупного
двигателя от генератора с ССВ
и с СНВ близки, хотя
разница заметна. На рис. 3.24 для
той же схемы (см. рис. 3.19
в двух вариантах: с потерей
напряжения в 10% и в 2%)
показано, как зависит
максимально допустимая мощность
пускаемого АД от вида
системы возбуждения генератора
для разных значений
кратности пускового тока
двигателя. Условия пуска считались
допустимыми, если, кроме
самой возможности пуска,
напряжение на шинах
двигателей не снижалось ниже 80%
от номинального.
Кратность пускового тока АД
Рис. 3.24 Возможности пусков
асинхронного двигателя от
генератора с СНВ или с ССВ. В «схеме 1»
электрическая удаленность
двигателей от шин генератора в 5 раз
больше, чем в «схеме 2»
171
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
В обоих вариантах рассматриваемых схем и при разных
кратностях пускового тока максимально допустимая мощность
двигателя при ССВ примерно на 5% ниже, чем при СНВ.
Таким образом, особенности генераторов с ССВ нужно
учитывать, главным образом, при таких процессах, которые
сопровождаются КЗ. Если при таких процессах восстановления
нормальной работы двигателей не происходит, то в условиях, когда
использовать в проекте генераторы с СНВ невозможно,
целесообразно использовать автоматику повторного пуска, отключая
во время КЗ все или почти все двигатели и запуская их в
несколько очередей, каждую очередь — после восстановления
напряжения до нормального (см. п. 5.4).
Ограничения набросов мощности на генераторные
установки с двигателями внутреннего сгорания
Особым свойством дизельных и газопоршневых установок,
имеющих систему турбонаддува, является невозможность
быстро принять большую нагрузку. Если у гидравлических,
паровых, газотурбинных генераторных установок большие набросы
мощности (в пределах номинальной) приводят только к более
или менее значительному кратковременному снижению
частоты, то у двигателей внутреннего сгорания они могут привести
к их останову.
Такое свойство у мощных двигателей внутреннего сгорания
можно упрощенно показать следующим образом. Для
правильной работы такого двигателя Д, вращающего генератор Г
(рис. 3.25), требуется подача воздуха тем большая, чем большую
мощность развивает этот двигатель. Воздух подается через
промежуточный охладитель ПО от компрессора &', который
вращается турбиной компрессора ТК. Рабочим телом,
обеспечивающим вращение турбины, являются выхлопные газы двигателя.
Этим обеспечивается увеличение или уменьшение
производительности компрессора, когда увеличивается или уменьшается
подача топлива в двигатель с целью изменения его мощности.
172
3.3 Влияние конструктивных особенностей генерирующих установок
Топливо =$
п
д
'Л'ЛУЧ ^"^__> 1
по
к
ТК
Воздух
Рис. 3.25 Упрощенная
схема двигателя внутреннего
сгорания с турбонаддувом
О 20 40 60 80 100
Исходная мощность Р01 % от ном.
Рис. 3.26
мощности
Ограничения набросов
Поскольку быстрые (за десятые доли секунды) изменения
скорости вращения турбокомпрессора ТК~К невозможны,
набросы мощности осуществимы только сравнительно
небольшими порциями. Иначе производительности компрессора не хватит,
и двигатель не сможет развить необходимую мощность.
У каждого двигателя внутреннего сгорания есть своя
зависимость максимально допустимого наброса мощности от
величины исходной мощности (перед набросом). Пример такой
зависимости для одного из двигателей внутреннего сгорания фирмы
Jenbacher показан на рис. 3.26 (здесь «класс» двигателя по
способности принимать набросы мощности задается заказчиком).
Интервал между набросами мощности тоже ограничивается: он
должен быть не меньше 1-2 мин.
Для отечественных дизелей были установлены допустимые
набросы нагрузки (при Р0 = 0) в пределах 40% или 60% от
номинальной мощности (в зависимости от уровня их форсировки
по среднему эффективному давлению).
Может быть ограничена также величина мощности самого
крупного электродвигателя, питающегося от дизельной или га-
173
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
4 6 8 1012141618
Время/с
0
2 4 6 8 1012141618
Время / с
4~~6 8 10 12 14 1618
Время / с
-202468 1012141618
Время / с
Рис. 3.27 Переходные процессы в автономной схеме, питающейся
от установки с двигателем внутреннего сгорания, имеющим турбонад-
дув, при отключении одного из электродвигателей и пуске такого же
резервного. Шесть вариантов номинальной мощности этого
электродвигателя: 1 — 14,3%; 2 — 28,6%; 3 — 42,9%; 4 — 57,1%; 5 — 71,4%;
6 — 85,7%
зопоршневой установки, не только по условиям наброса
мощности при его пуске, но и факторами, связанными с работой систем
регулирования возбуждения генератора.
Реальные процессы в автономной системе электроснабжения
с двигателями внутреннего сгорания, естественно, много слож-
174
3.3 Влияние конструктивных особенностей генерирующих установок
нее, чем те прямоугольные набросы мощности, которые имеются
в виду при задании ограничений (как на рис. 3.26).
Пример процессов при набросах мощности показан на
рис. 3.27. Здесь в исходном режиме генератор загружен по
активной мощности на 70% и питает группу АД. В нулевой
момент времени происходит отключение одного из них (без КЗ),
и через 10 с подается команда на запуск такого же
резервного двигателя. На графиках показаны результаты шести
аналогичных расчетов, различающихся только мощностью
отключенного и, соответственно, запускаемого двигателя. Потребление
этого двигателя для кривой 1 составляет 10% от номинальной
мощности генератора, 20% для кривой 2 и т.д., и до 60% для
кривой 6. Коэффициент загрузки двигателя равен 0,7.
Соответственно, номинальные мощности пускаемого двигателя
составляют 14,3%, 28,6%, ..., 85,7% от номинальной мощности
генератора.
Процессы 1-й, 2-й и 3-й благополучны. Видно, что
увеличение мощности пускаемого электродвигателя сильно сказывается
на изменениях режима работы генератора, на его мощности,
скорости вращения и напряжении.
В 4-м процессе наброс мощности на двигатель внутреннего
сгорания оказался больше допустимого.
При пуске АД самая большая мощность потребляется в
самом конце пуска, когда скорость вращения приближается к
критическому значению. При этом одновременно снижается ток,
потребляемый АД и, следовательно, увеличивается напряжение.
Поскольку мощность АД при каждом значении скорости
вращения пропорциональна квадрату напряжения, подъем
напряжения еще больше увеличивает нагрузку генератора. Его мощность
возрастает с 50%-60% до 164% примерно за 3 с; высокие значения
мощности держатся менее 1 с. Такие кратковременные набросы
мощности на генератор обеспечиваются не столько за счет
мощности его приводного двигателя, сколько за счет кинетической
энергии генераторного агрегата, т.е. снижения скорости его
вращения.
175
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
В 4-м процессе наброс нагрузки превысил возможности
приводного двигателя. Одновременно с самым большим набросом
мощности началось снижение мощности приводного двигателя.
Поскольку АД уже почти достиг своей нормальной скорости
вращения, потребляемая им мощность упала, снизив суммарную
нагрузку со 164% до 80%—90%. Скорость вращения
генератора, соответственно, качнулась в сторону увеличения, но
приводной двигатель уже нагрузку не обеспечивал, и скорость
генератора начала падать. Соответственно, снижалась и частота,
и скорости вращения электродвигателей, и напряжение, и
мощности, потребляемые электродвигателями. Конец этого
процесса — останов всех машин.
В процессах 5-м и б-м включение резервного
электродвигателя вызывает настолько значительные снижения напряжения,
что их пуска не происходит. Соответственно, нет и большой
нагрузки у генератора. В режиме питания мощного
заторможенного электродвигателя генератор перегружен по току
(реактивному); также недопустим ток у электродвигателя, который остался
неподвижным. Релейная защита от перегрузки прекратит этот
процесс.
Из этого примера видно, что решение практических
задач с определением допустимости набросов нагрузки на
двигатели внутреннего сгорания требует тщательного исследования
переходных процессов и в нагрузке, и в генераторном
агрегате. Высокая чувствительность газопоршневых установок к
небольшим возмущениям известна и из практики их
эксплуатации [31].
3.4 К выбору мощности местного источника
в системе автономного электроснабжения
Выбор номинальной мощности генератора определяется
известными технико-экономическими факторами, которые
выходят за рамки этой книги. Здесь рассматриваются только такие
обстоятельства, которые имеют прямое отношение к задаче обес-
176
3.4 К выбору мощности местного источника
печения бесперебойной работы предприятия при возмущениях во
внешней и внутренней сетях.
Для собственной электростанции промышленного
потребителя, рассчитанной на его автономное электроснабжение,
естественно требовать, чтобы вся расчетная нагрузка покрывалась
в режимах, когда один из генераторов (или более) находится в
холодном резерве или ремонте. Это относится и к активной, и к
реактивной нагрузке. Кроме того, внезапное отключение
одного из генераторов не должно приводить к нарушению
сложного и непрерывного технологического процесса у
потребителя. Последнее подразумевает две задачи:
ликвидацию аварийного дефицита активной мощности (только при
автономной работе) и аварийного дефицита реактивной мощности
(преимущественно при автономной работе). Эти задачи
встречаются и вместе, и порознь, в зависимости от конкретных условий.
Ликвидация аварийного дефицита мощности
Любое внезапное отключение генератора при отсутствии
или недостатке вращающегося резерва* требует отключения
части нагрузки. Объем нагрузки, которую нужно отключить,
зависит от размера дефицита мощности. Последний равен
мощности, отдававшейся аварийно отключившимся генератором в
предаварийном режиме, за вычетом величины оставшегося
вращающегося резерва. Если у генераторов, которые остаются в
работе, вращающийся резерв отсутствует, то отключение
генератора создаст дефицит мощности, равный его номинальной
мощности (Рг. ном) или меньший, если генератор был
недогружен.
"Вращающийся резерв — это дополнительная генерация, которая может
быть использована почти мгновенно. Вращающийся резерв равен разнице
между той наибольшей мощностью, которая может быть выдана
работающими генераторами («располагаемой мощностью»), и мощностью,
фактически отдаваемой в предаварийном режиме. Располагаемая мощность обычно
равна номинальной, но может отличаться от нее, например, по условиям
охлаждения генерирующих установок.
12 - 967
177
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
Показателем тяжести аварии является относительный
дефицит мощности d. Это безразмерная величина, равная отношению
величины дефицита мощности к суммарной нагрузке предава-
рийного режима. В худшем случае, при полной потере питания
d - 100%. Нарушение нормального режима (в первую очередь —
снижение частоты) тем существеннее, чем больше
относительный дефицит мощности. Для предотвращения опасных
последствий — недопустимых снижений частоты или лавины
напряжения (о последней см. п. 2.4) — используются две возможности.
Одна из возможностей состоит в том, чтобы при работе в
автономном режиме и аварийном отключении нагруженного
генератора быстро отключить часть нагрузки, соответствующую
наибольшему возможному в данных условиях дефициту
мощности, т.е. примерно равную номинальной мощности генератора.
Нужно обратить внимание на то, что такая же задача в условиях
энергосистемы решается иначе — автоматикой АЧР,
отключающей нагрузку соразмерно произошедшему снижению частоты.
Различия между решениями одной и той же задачи в условиях
энергосистемы и автономного электроснабжения
промышленного потребителя состоят в следующем.
Во-первых, в протяженной энергосистеме нереально
сформировать на той электростанции, где произошло отключение
генератора, команду на отключение нагрузки и передать ее во
многие пункты электропотребления. В небольшой автономной схеме
организовать отключение нагрузки по самому факту
отключения генератора гораздо проще.
Во-вторых, относительные дефициты мощности, реальные
в автономных схемах, много больше, чем относительные
дефициты мощности, возможные в большой энергосистеме. Но чем
больше аварийный дефицит, тем быстрее нужно отключать
нагрузку. Поэтому в автономных схемах эта задача стоит
гораздо острее, чем в энергосистемах*. Следовательно, отключе-
'Это не означает, что в энергосистеме невозможны тяжелые аварии,
вплоть до погашения большой части нагрузки, из-за аварийных отключе-
178
3.4 К выбору мощности местного источника
ние нагрузки непосредственно по факту потери части
генерирующей мощности в автономных схемах является
необходимостью**.
В системе электроснабжения промышленного предприятия
возможна трудность, состоящая в том, что суммарная мощность
электроприемников, которые допустимо отключать без
опасности нарушения технологического процесса у потребителя, может
быть сильно ограничена, этих электроприемников может не
хватить для ликвидации аварийного дефицита.
Вторая возможность снижения опасности аварийных
дефицитов мощности состоит в том, чтобы требуемую
суммарную мощность электростанции набирать из агрегатов меньшей
мощности, но в большем количестве. Поскольку наиболее
вероятно отключение только одного генератора (если на
электростанции нет такого аппарата, который обслуживает
несколько агрегатов и отказ которого означает аварийное
отключение более чем одного генератора), то чем больше число машин,
тем меньше наиболее вероятные относительные дефициты
мощности.
Разумеется, к такой мере следует прибегать, когда такая
мера может быть обоснована экономически.
Учет указанного обстоятельства при выборе числа
генераторов М несложен, и связь между числом генераторов,
минимально необходимым в системе автономного электроснабжения, и
величиной нагрузки, которую можно отключить без ущерба для
основного технологического процесса, легко может быть
установлена в общем виде. Будем полагать, что все генераторы
имеют одинаковые мощности.
ний генераторов. Тяжелые аварии в энергосистемах при потере небольшой
части генерирующей мощности могут быть связаны, например, с
перегрузкой отдельных линий электропередачи и нарушением устойчивости по этим
связям, что провоцирует развитие аварии. Такие процессы для автономных
схем нехарактерны.
"О применении АЧР в системах автономного электроснабжения см. также
в п. 5.2.
12«
179
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
В качестве исходного состояния принимается, что при
расчетной нагрузке Ре в работе находится М — 1 генератор (из
общего числа М) с коэффициентом загрузки
^ = Рг.ном(М - 1) • (ЗЛ)
После внезапного отключения одного генератора в
работе остаются М - 2 машины, которые могут нести нагрузку
Рг.помШ - 2). Следовательно, дефицит мощности составляет
Ре - Рт.пом{М - 2). Обозначим через /3 долю нагрузки (по
суммарной потребляемой мощности), которую можно отключать.
Тогда возможность сохранения основного технологического
процесса после внезапного отключения одного генератора из М — 1
определяется условием:
Ре--Рг.НОм(М-2)<№с.
Если значение Рг.Ном выразить через коэффициент загрузки
по формуле C.1), то это условие преобразуется к виду:
., > 2 - fc3arp(l -/?)
- 1-Wi-/?)'
где М — целое. На рис. 3.28 показано, как изменяется М в
зависимости от доли отключаемой нагрузки р для разных
коэффициентов загрузки генераторов в исходном режиме.
Нужно обратить внимание на то, что рассчитываемое
таким образом число генераторов М существенно зависит от
выбора расчетных условий. Выше было принято, что в исходном
режиме работают М - 1 генераторов и аварийно отключается
один из них. Но в зависимости от тяжести последствий
нарушения технологического процесса могут быть приняты и
другие расчетные условия: более легкие, если нарушение работы
менее опасно, или более тяжелые и менее вероятные, при
наибольшей опасности. В первом случае может быть принято, что
в работе все генераторы, а в последнем — что в работе меньше,
180
3.4 К выбору мощности местного источника
н га
о о
с о 6
° Й
4 о.
7 -
3 -
,0
1 1 1 1
X
к
1*2пг1>0
«р=°'8
i
i i i
5 - —i
4 -
0,2 0,4 0,6 0,*
Доля нагрузки, которую
можно отключать, C
1,0
Рис. 3.28 К выбору количества генераторов по условию
допустимости внезапного отключения одного генератора из М — 1 работающих
чем М — 1 генераторов, и аварийно отключается более одного
(например, при потере секции шин с несколькими
генераторами).
В общем случае, когда в исходном режиме m генераторов из
общего числа М остановлены, а аварийно отключаются п
генераторов, минимально возможное количество генераторов
определяется выражением:
М >
m + п- кыГртA - /3)
1-*зап>A-/?)
C.2)
где М — целое (рис. 3.29).
Если число генераторов меньше того, которое следует из
формулы C.2), то отключения п генераторов при М — га
работавших будут приводить к нарушению технологического процесса:
либо из-за недостаточного объема отключений, снижения
частоты и напряжения и нарушения работы электроприемников, либо
из-за того, что пришлось отключить больше нагрузки, чем это
допустимо по технологии.
Однако выполнение условия C.2) не гарантирует
благополучного окончания переходного процесса, так как отключение
181
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
т = 2, п = 2
т = 1, п = 2
т = 2, п = 1
т = 0, л = 2
т = 1, л = 1
/и = 0, я = 1
0,0
0,2 0,4 0,6 0,(
Доля нагрузки, которую
можно отключать, р
1,0
Рис. 3.29 К определению числа М в общем случае. Здесь къагр = 0,9
части электроприемников должно быть выполнено не только в
достаточном объеме, но и достаточно быстро (см. п. 5.2).
Если собственная электростанция работает параллельно с
энергосистемой, то проблемы, связанные с аварийными
отключениями генераторов, могут быть актуальными и в этих случаях,
когда пропускная способность внешней электропередачи
недостаточна для работы потребителя с уменьшенным числом
генераторов. Это относится к дефицитам и активной, и реактивной
мощности.
Пуски крупных двигателей
Необходимость пусков крупных АД и СД в автономных
режимах (и при слабой связи с энергосистемой) может потребовать
увеличения суммарной номинальной мощности работающих ге-
182
3.4 К выбору мощности местного источника
нераторов. Основное требование — обеспечение напряжения,
достаточного для успешного пуска.
Снижение напряжения при пусках двигателей зависит как
от параметров самих двигателей (основное — величина
пускового тока), так и от параметров генераторов и
распределительной сети. Условия пуска ухудшаются, если пуск происходит не
на генераторном напряжении, а через трансформатор, или при
использовании разделительных трансформаторов, или токоогра-
ничивающих реакторов.
Величина напряжения, достаточного для пуска двигателя,
зависит от его пускового момента и от момента сопротивления,
развиваемого приводимой во вращение машиной. Возможность
пусков двигателей в нормальных и ремонтных режимах
электрической сети проверяется соответствующими расчетами. При
этом нужно иметь в виду, что не во всех случаях можно
ограничиваться расчетом начальной части пуска, когда напряжение
наименьшее. Возможны случаи, когда пуск начинается успешно,
но при некоторой промежуточной скорости вращения двигатель
«застревает», и требуется дополнительное повышение
напряжения, чтобы пуск мог успешно закончиться.
Пример зависимости минимального напряжения, которое
получается при пуске АД, от его мощности показан на рис. 3.30.
Рисунок 3.30 построен для схемы распределительной сети с
весьма малыми сопротивлениями, почти вся нагрузка (и
пускаемый АД) — на генераторном напряжении 10 кВ. Синхронных
двигателей нет. После пуска АД суммарная нагрузка составляет
90% от номинальной мощности работающих генераторов. Если
пускается АД, мощность которого составляет 10% суммарной
мощности всех двигателей (т.е. перед пуском этого АД были
запущены и работают АД суммарной мощностью 90%), то
наименьшее напряжение при пуске составляет 77%-78%; если
мощность последнего пускаемого АД — 5%, то наименьшее
напряжение — 88%-89%.
В случае генераторов с системой самовозбуждения при
мощности пускаемого АД больше 14% происходит лавина напря-
183
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
жения (см. п. 2.4): при
низком напряжении
сильно увеличиваются
скольжения работающих
двигателей, что дополнительно
снижает напряжение и
приводит к уменьшению токов
возбуждения
самовозбуждаемых генераторов.
Попытка пуска АД такой
мощности приведет к нарушению
работы всех работающих
двигателей (если не
принять очень быстрых мер к
отключению части
нагрузки).
Поскольку СД
пускаются без возбуждения, то
закономерности их пуска
такие же, как у АД, но пусковые параметры СД могут
значительно отличаться от соответствующих параметров АД.
Возбуждение подается на СД в конце пуска, при достижении
подсинхронной скорости. Пример расчета пусков СД показан на
рис. 3.31.
С проблемами прямых пусков крупных
электродвигателей связан еще один вопрос. Нередко встречаются случаи,
когда пуски электродвигателей, несмотря на значительное
снижение напряжения (в особенности, когда
электродвигатели пускаются без нагрузки), проходят благополучно, но
такое понижение напряжения нарушает работу других
электроприемников. Очевидно, что это недопустимо. Нужно
либо питать такие электродвигатели через отдельные
трансформаторы, либо уменьшать сопротивления сети (например,
увеличивая мощность трансформаторов), либо по-иному решать
проблемы пусков.
'А 8 12 16 20
Отношение мощности
пускаемого АД к суммарной
нагрузке (после пуска) / %
Рис. 3.30 Наименьшие напряжения
в начале пусков АД с кратностями
пусковых токов 7,0 при
использовании генераторов с независимым
возбуждением и самовозбуждением
184
3.4 К выбору мощности местного источника
10 15 20 25 30 35 40 45 50
Время / с
(а)
U " 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
Время / с
(б)
Рис. 3.31 Пуски СД 12 МВт (дымосос). Три варианта питания: 1 —
от сети 220 кВ через трансформатор 63 МБ А, 2 — от ГТЭС 40 МВт,
загруженной перед пуском СД на 50%, 3 — от ГТЭС 25 МВт,
загруженной также на 50%. В последнем случае пуск не успешен: скорость
вращения СД достигает только 61%, напряжение — 60% от
номинального
Альтернативы обычному («прямому») пуску двигателей
известны. Это пуск при пониженном напряжении* и частотный
пуск.
'Пуск через специальный преобразователь, пуск через
автотрансформатор, через реактор, пуск посредством переключения обмотки статора с
треугольника в звезду и пр. [17].
185
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
При частотном пуске электродвигатель включен через
управляемый преобразователь, который подает на
электродвигатель пониженное напряжение низкой частоты и по мере пуска
повышает частоту и напряжение. Смысл этого в том, что
вращающий момент двигателя пропорционален квадрату напряжения
и обратно пропорционален квадрату частоты.
При пониженном напряжении пропорционально ему
уменьшен пусковой ток, а момент — нормальный, потому что
частота понижена в той же мере, что и напряжение. Если
начинать пуск с совсем низкой частоты и такого же напряжения, то
процесс пуска превращается в последовательность почти
установившихся режимов с малыми скольжениями (относительно
текущего значения частоты) и, соответственно, с небольшими
токами.
Проблему пусковых токов благодаря применению
специальной аппаратуры несложно, таким образом, решить. Но установка
пускового устройства снимает не все проблемы.
Остается проблема самозапусков. После перерывов питания
электродвигатели оказываются в условиях, близких к условиям
прямого пуска (тем более близких, чем сильнее они
затормозились за время перерыва питания). Поэтому, предусматривая
использование пусковых устройств, приходится предусматривать
автоматику, обеспечивающую отключение этих
электродвигателей при таких перерывах питания, при которых их
естественный самозапуск не обеспечивается, с их последующим
автоматическим повторным пуском (см. п. 5.4) по принятой пусковой
схеме.
Резко-переменная нагрузка
Наличие электроприемников, мощность которых резко
изменяется на коротких интервалах времени (минутных и
секундных), существенно сказывается на режимах работы генераторов
местной электростанции, если это самый близкий к потребителю
источник электрической энергии или, тем более, единственный
186
3.4 К выбору мощности местного источника
Рис. 3.32 Колебания частоты газотурбинных генераторов со
свободной силовой турбиной после включения мощной дуговой печи
(максимум потребляемой ею мощности — 95 МВт). Статизм регуляторов
скорости генераторов ГТЭС — 4,5%
источник. Резко-переменную нагрузку создают, например,
прокатные станы, прессы, различные электрические печи (дуговые
сталеплавильные, рудно-термические и пр.).
Резко-переменная нагрузка вызывает колебания всех
параметров режима работы ближайших генераторов как при их
параллельной работе с энергосистемой, так и при автономной
работе. Естественно, что в последнем случае колебания генераторов
значительно больше.
Пример таких колебаний приведен на рис. 3.32. Здесь
показан процесс на коротком отрезке времени после включения
дуговой сталеплавильной печи; график ее мощности (рис. 3.32, а)
задан упрощенно. Питание печи (и остальной, значительно
меньшей нагрузки) — от ГТЭС. В случае 1 ГТЭС работает
параллельно с энергосистемой, в случае 2 — автономно.
Если штатная система регулирования скорости вращения
генераторов автономной электростанции настроена на работу со
статизмом, обычным для энергосистем — 4,5%, а вторичное
регулирование частоты отсутствует, то режим может выглядеть
так, как показано на рис. 3.32, т.е. для автономной работы —
неудовлетворительно. В показанном случае более или менее удов-
187
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
летворительные результаты дает использование одновальных
ГТУ.
Таким образом, наличие резко-переменной нагрузки
создает значительные трудности стабилизации частоты. Здесь
существенны и значения механической постоянной инерции
генераторов, и их возможности воспринимать большие колебания
мощности.
Резко-переменная нагрузка может вызвать резонансное
раскачивание скорости вращения генераторов. При этом работа и
генераторов, и электроприемников может стать невозможной.
Расчетный анализ возможных режимов работы
генераторов при наличии резко-переменной нагрузки и, соответственно,
определение необходимости увеличить мощность
электростанции, представляют собой достаточно трудоемкую задачу.
Простейшее, что приходится делать, — это проверка двух
режимов:
A) толчки нагрузки наибольшей величины — от нуля до
максимума, т.е. включения-отключения, с такой длительностью
каждой ступени, чтобы режим успевал установиться (для
этого достаточно 5-10 с);
B) часто следующие друг за другом толчки нагрузки
(например, прямоугольные) с периодом, соответствующим
частоте собственных колебаний скорости вращения генераторов,
если рассматриваемая нагрузка может создавать колебания
такой частоты. Если в спектре частот нагрузки нет
частоты и>соб, то берется кратная или дольная частота ысоб х п
или и>соб/гь где п — 2, 3, 4, 5,.. Какая частота является
резонансной, проще всего определить подбором, изменяя задание
частоты колебания нагрузки и рассчитывая колебания
скорости вращения генераторов.
В первом случае получаются наибольшие отклонения
частоты от номинальной. Во втором — наибольшая амплитуда
колебаний скорости вращения и частоты генераторов.
188
3.5 Некоторые особенности регулирования и защиты генераторов
3.5 Некоторые особенности регулирования
и защиты генераторов
О регулировании напряжения местной
электростанцией
Требования к качеству напряжения в зависимости от
особенностей технологического процесса могут отличаться от общих,
хотя такие случаи встречаются редко. Если такие особые
требования имеются, то соответствующим образом формулируются
дополнительные требования к регулированию частоты и
напряжения местными источниками питания.
Отметим лишь одну особенность, связанную с
регулированием напряжения у генераторов малой мощности в различных
системах электроснабжения.
Выделим два крайних случая. Первый — когда
маломощная электростанция работает в «жесткой» сети энергосистемы,
где напряжения поддерживаются крупными электростанциями
и мало зависят от режима работы того потребителя,
система электроснабжения которого рассматривается. В этом случае
регулирование напряжения маломощной электростанции,
скорее всего, будет неэффективным: регулятор напряжения будет
реагировать на изменения напряжения в сети, обусловленные
изменениями больших перетоков мощности в энергосистеме, а
повлиять на напряжение не сможет. Такое регулирование
может оказаться вредным, так как может приводить к
бесполезным перегрузкам по току ротора или, наоборот, к выходу на
такие низкие уровни возбуждения, при которых
увеличивается вероятность нарушения устойчивости самого этого
генератора.
В другом крайнем случае та же электростанция может
оказаться — в результате отключений линий или
трансформаторов — в режиме единственного источника питания
своего потребителя. Тогда эффективное регулирование напряжения
становится необходимым.
189
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
Поэтому требования к регулированию возбуждения зависят
от того, в каких условиях может оказаться проектируемая
электростанция, при этом второй случай возможен почти всегда.
Групповое регулирование
Для правильного функционирования электростанции с
любыми видами генерирующих установок важно обеспечивать
равномерное распределение активных и реактивных нагрузок
между генераторами. Для этого требуются, во-первых, одинаковые
коэффициенты усиления в регуляторах напряжения и скорости
вращения, что обеспечивается при наладке регуляторов, и, во-
вторых, одинаковые задания частоты и напряжения во всех
эксплуатационных режимах.
Задание частоты приходится менять, например, тогда, когда
осуществляется синхронизация с энергосистемой, задание
напряжения — при значительных изменениях нагрузки. Если это
осуществляется вручную, на каждом генераторе, то возрастает
нагрузка на дежурный персонал, неизбежны неточности, которые
приводят к неравномерной загрузке генераторов и, в частности,
к повышенным потерям. Влияет это и на устойчивость.
Для равномерного распределения активной и реактивной
нагрузки между генераторами служат устройства группового
регулирования — соответственно, активной мощности (ГРАМ) и
реактивной мощности (ГРРМ). Конструктивно применение ГРАМ
и ГРРМ означает наличие перекрестных связей в регуляторах
скорости и напряжения.
При настройке ГРАМ и ГРРМ нужно иметь в виду, что
небольшая неидентичность в распределении активных и
реактивных мощностей может быть мало заметна в установившихся
режимах, но сильно проявит себя при переходных процессах, в
частности при пусках двигателей. На рис. 3.33 показан в
качестве примера переходный процесс каскадного пуска* группы АД
'Группы электродвигателей включаются последовательно, каждая —
после окончания пуска предыдущей группы (см. п. 5.4).
190
3.5 Некоторые особенности регулирования и защиты генераторов
15 20 25
Время / с
Рис. 3.33 Каскадный пуск двигателей от двух дизель-генераторов
Aи2)
10 кВ и низкого напряжения от двух параллельно работающих
дизель-генераторов (ДГ) по 3100 кВт, 10 кВ, начиная с режима
их холостого хода.
В этом процессе задания частоты и напряжения строго
одинаковы (на холостом ходу между генераторами нет обмена ни
активной, ни реактивной мощностью), но коэффициенты
усиления в системах регулирования несколько различаются: статизм
регулятора скорости у первого генератора 3%, у второго — 2,9%;
коэффициент регулирования напряжения у первого генератора
20 ед. ном. возбуждения на ед. напряжения, у второго — 25 ед.
Различия в реактивных мощностях заметны уже на первой
ступени пусков, а на последней ступени они значительны (и,
соответственно, напряжение ниже, чем было бы при равномерной
загрузке генераторов). Различия в активных мощностях
становятся заметными только на последней ступени пусков, но на
графике видно, что не только различны уровни активных
мощностей, но и между генераторами начинаются качания, которые
могли бы развиться, если бы продолжительности пусков были
больше.
191
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
Таким образом, проверку правильности работы систем
ГР AM и ГРРМ следует выполнять в натурных условиях не
только в установившихся нормальных режимах, но и при тех
переходных процессах, которые могут быть реально воспроизведены
(например, при пусках крупных двигателей).
О перетоках мощности по «слабой» связи
с энергосистемой
Схемы электроснабжения, в которых предприятие со своей
электростанцией связано с остальной энергосистемой «слабой»
связью, встречаются нередко. Здесь под «слабой» связью
понимается электропередача, пропускная способность которой
незначительно превышает те перетоки мощности, которые реально
возможны в данной схеме*.
Чем «слабее» связь с энергосистемой, тем больше
вероятность нарушения устойчивости генераторов местной
электростанции и тем жестче приходится контролировать величину
перетока. Поэтому для предприятий, имеющих «слабую» связь с
энергосистемой, вариант, наилучший по надежности
электроснабжения, — это включенная связь с полным отсутствием
перетока по ней. Но такой режим не всегда технически реализуем
и не всегда желателен с экономической точки зрения. Это
заставляет планировать и, соответственно, анализировать
режимы с перетоками как в сторону предприятия, так и в обратную
сторону. При этом нужно учитывать два обстоятельства,
связанные с последствиями разрыва или кратковременного разрыва
связи.
Первое обстоятельство важно для случаев разрыва связи
в результате КЗ, удаленного от потребителя, когда само КЗ
не создает значительного возмущения для генераторов местной
электростанции. В таких случаях разрыв связи не опасен,
если в предаварийном режиме генераторы вырабатывали мощ-
"При управлении энергосистемами используется более строгое
определение «слабой» связи, но здесь оно не требуется.
192
3.5 Некоторые особенности регулирования и защиты генераторов
ность, большую, чем нагрузка. Тогда разрыв связи приводит
к некоторому сбросу электрической мощности генераторов и к
их ускорению. Частота повысится, но регуляторы скорости
вращения генераторов быстро вернут ее к величине, близкой к
нормальной.
Если же часть нагрузки предприятия покрывалась за счет
перетока из энергосистемы, то после разрыва связи процесс
пойдет с понижением частоты. Если вращающегося резерва на
электростанции окажется недостаточно, то потребуется быстрое
отключение части электроприемников (см. п. 5.2), т.е. в этом
случае могут оказаться необходимыми специальные противоава-
рийные средства.
Второе обстоятельство относится к таким же процессам, но
при достаточно близких КЗ. Здесь картина иная, и процессы
могут отличаться большой сложностью и разнообразием. Основное
в этих процессах то, что близкое КЗ может привести к
нарушению устойчивости двигателей, особенно синхронных*. Это, если
не принять противоаварийных мер, может привести к
нарушению работы всего предприятия. Вероятность же того, что
нарушится взаимная устойчивость генераторов и двигателей,
зависит от мощности генераторов перед аварией.
Генераторы при близком КЗ начинают ускоряться""", и
притом тем сильнее, чем больше была выдаваемая ими доаварийная
мощность. Двигатели при близком КЗ тормозятся. Разность фаз
ЭДС генераторов, с одной стороны, и СД — с другой, нарастает
тем быстрее, чем сильнее нарастает скорость вращения
генераторов. В итоге, нарушение нормальной работы предприятия при
"О сравнительной характеристике устойчивости СД и АД см. п. 5.3.
"Нужно иметь в виду, что возможны случаи, когда генераторы при
близких трехфазных КЗ, т.е. когда напряжение близко к нулю и связь с
электроприемниками тем самым потеряна, все же не ускоряются, а тормозятся.
Такие случаи обусловлены большими потерями мощности в активных
сопротивлениях до места КЗ. Подобное может иметь место у генераторов малой
мощности, работающих через длинные кабельные линии. Из этого факта, в
частности, следует, что в расчетах переходных процессов важен учет
величин активного сопротивления на стороне генераторного напряжения.
13 - 967
193
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
.
¦;\
2,3
i i
сд
1
2 4 6
Время / с
Рис. 3.34 Процессы в генераторах и нагрузке, вызванные КЗ на
«слабой» связи. В предаварийном режиме рабочая мощность
генераторов составляет 120% от величины нагрузки A), 100% B) и 75% C)
близком КЗ на «слабой» связи тем более вероятно, чем большую
мощность генераторы местной электростанции выдают в
энергосистему.
Какой из двух рассмотренных случаев более опасен, зависит
от конкретных условий.
На рис. 3.34 показан пример процессов, вызванных КЗ на
«слабой» связи, в результате которого пропускная способность
связи еще более снизилась. На предприятии 92% нагрузки
составляют двигатели. Асинхронные двигатели 0,4 кВ
потребляют 32% от суммарной нагрузки, АД 6 кВ — 42% и СД — 18%.
Располагаемая мощность генераторов местной ГТЭС с одно-
вальными ГТУ и при одном остановленном агрегате составляет
120% от величины максимальной нагрузки. На графиках
наложены результаты трех расчетов. В первом случае генераторы в
предаварийном режиме работают с избыточной мощностью, во
втором — со сбалансированной мощностью, в третьем — часть
нагрузки покрывается из энергосистемы.
194
3.5 Некоторые особенности регулирования и защиты генераторов
В 1-м случае все двигатели быстро тормозятся, напряжение
на шинах генераторов после отключения поврежденного участка
линии — примерно на уровне 60%. Самозапуск АД б кВ
повышает напряжение примерно до 80%, и начинается самозапуск
двигателей низкого напряжения, которые до этого, несмотря на
ликвидацию КЗ, продолжали тормозиться. Синхронные
двигатели стоят и через 8 с оказываются отключенными защитой.
При этом прекращаются быстрые колебания напряжения,
хорошо видные на рис. 3.34. Напряжение поднимается выше
исходного, и самозапуск двигателей низкого напряжения быстро
заканчивается. В целом же процесс неблагоприятен, так как были
вынужденно отключены все СД.
Во 2-м и 3-м случаях из-за меньшего ускорения генераторов
устойчивость СД хотя и нарушается, но генераторы почти сразу
же ресинхронизируются (во 2-м случае после трех асинхронных
проворотов, в 3-м — после одного), и самозапуск успешно
заканчивается. Эти процессы можно считать благоприятными.
Защита генераторов от асинхронного режима
Параметры защиты генераторов от асинхронного режима
(асинхронного режима с возбуждением) и защиты от потери
возбуждения (что тоже во многих случаях означает асинхронный
режим генератора, но без возбуждения) также должны
выбираться с учетом свойств электроприемников. Основное здесь —
выяснить, насколько эти асинхронные режимы опасны для
предприятия.
Насколько разнообразными могут быть переходные
процессы, показывают два примера на рис. 3.35 и 3.36. Переходные
процессы получены в одинаковых условиях (потребитель
присоединен к мощной энергосистеме, собственная ГТЭС покрывает
всю нагрузку, которая на 40% состоит из различных СД,
статическая нагрузка потребляет 9%, остальное — АД). Но
применены разные ГТУ. Показанный случай интересен тем, что в
данных условиях результирующая устойчивость генераторов в
13*
195
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
Ее к
и О
X
120
100
80
60
40
20
0
4 6
Время / с
10
Время / с
Рис. 3.35 Затяжной асинхронный режим, вызванный трехфазным
КЗ вблизи шин ГТЭС с одновальными ГТУ. Все двигатели тормозятся
составе одновальных ГТУ хуже, чем при ГТУ со свободной
силовой турбиной.
По графику скорости вращения генераторов на рис. 3.35
видно, что при / й 3,5 с генераторы были близки к
ресинхронизации, но она не состоялась. После этого установился
асинхронный режим со скольжением около 3%. В этом процессе
асинхронный режим генераторов не закончится, пока не будет отключена
большая часть двигателей.
На рис. 3.36, где генераторы имеют вчетверо меньший
момент инерции, их скольжение в начале процесса нарастает гораз-
196
3.5 Некоторые особенности регулирования и защиты генераторов
АД1-АДЗ
2 4 6
Время / с
Рис. 3.36 Асинхронный режим и ресинхронизация после трехфазного
КЗ вблизи шин ГТЭС с ГТУ со свободной силовой турбиной
до сильнее, но действие регуляторов скорости приводит к
быстрому уменьшению скольжения. Из-за малого момента инерции
таким генераторам легче достичь синхронной скорости
вращения и ресинхронизироваться, что и происходит при t яз 1,8 с.
После этого начинается самозапуск двигателей.
В первом из показанных случаев асинхронный режим нужно
ликвидировать как можно быстрее, разрывая связи между
асинхронно идущими синхронными машинами. Во втором случае,
если подобная картина наблюдается при большинстве
возмущений, может оказаться целесообразным ликвидировать асинхрон-
197
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
4 6
Время/с
Рис. 3.37 Процесс, сопровождающий потерю возбуждения
генератора
ный режим с выдержкой времени, чтобы не выполнять излишние
отключения генераторов и двигателей.
Асинхронный режим без возбуждения при работе
параллельно с энергосистемой менее опасен для потребителя, чем
обычный асинхронный режим. На рис. 3.37 показан такой процесс,
вызванный потерей возбуждения одного из двух генераторов.
Этот процесс не приводит к нарушению работы потребителя,
а для генератора его продолжительность ограничена тепловыми
перегрузками. (Процесс, показанный на рис. 3.37, есть процесс
иногда встречающегося асинхронно-синхронного режима, когда
электромагнитные моменты генератора, вызванные его
свободными токами, обеспечивают подтягивание к синхронизму, но
после затухания свободных токов в условиях отсутствия тока
возбуждения вновь происходит нарушение синхронизма.)
В автономном режиме потеря возбуждения генератора,
разумеется, более опасна и при отсутствии достаточного резерва
требует быстрого отключения части нагрузки.
198
3.6 Допустимость несинхронного включения местного источника
3.6 Допустимость несинхронного включения
местного источника на энергосистему
Несинхронные включения (НСВ) возникают в случае, когда
связь генератора или группы генераторов с остальной
энергосистемой по той или иной причине размыкается так, что эти
генераторы оказываются изолированными от энергосистемы, а
потом включается снова без точной синхронизации. Обычно —
в результате действия несинхронного АПВ (НАПВ) на линии
электропередачи* или восстановления схемы сети помимо
автоматики, вручную.
В соответствии с действующими требованиями синхронные
машины должны выдерживать КЗ на выводах. Поэтому НСВ
допустимы, если при наименее благоприятных условиях
включения синхронная машина испытывает воздействие не больше
того, которое получается при КЗ непосредственно на выводах этой
машины.
Известно [32], что при КЗ на выводах машины
наибольший электромагнитный момент имеет место при двухфазном КЗ.
Однако расчет несимметричного КЗ электрической машины
затруднителен, главным образом из-за обилия требуемых
параметров машины. Этот момент лишь ненамного превышает
момент при трехфазном КЗ. Поэтому моменты, возникающие при
НСВ, сравнивают с моментом при трехфазном КЗ, что дает
небольшой запас.
Опасность НСВ в том, что могут возникать очень большие
токи. Токи опасны из-за своего теплового воздействия и
потому, что взаимодействие токов с магнитными потоками внутри
машины может создавать разрушающие электромагнитные
моменты. В работе [33] показано, что при НСВ наиболее опасными
являются воздействия именно электромагнитного момента.
Поэтому проверка допустимости НСВ основывается на сравнении
наибольшего электромагнитного момента, возможного при НСВ
"Имеются в виду только трехфазные АПВ. Однофазные АПВ не создают
проблемы НСВ.
199
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
в данной схеме, с электромагнитным моментом при трехфазном
КЗ на выводах машины.
Для генераторов местных электростанций опасность НСВ
много больше, чем для генераторов электростанций
энергосистемы. Если для обычных электростанций энергосистемы
трудности обеспечения допустимости НСВ возникают иногда, то
для небольших электростанций промышленных предприятий —
как правило. Это связано с тем, что мощности генераторов
собственных электростанций невелики, а сети энергосистемы, к
которым они подключены, рассчитаны на передачу много
больших мощностей, чем мощность малой электростанции. Поэтому
такая сеть в состоянии оказать очень большое воздействие на
генераторы этой электростанции.
Сравнение электромагнитных моментов
при трехфазном коротком замыкании
и при несинхронном включении
Для иллюстрации основных закономерностей и для расчета
величины электромагнитного момента в генераторах при НСВ
достаточна схема, показанная на рис. 3.38. Здесь вся внешняя
сеть представлена неизменным напряжением UCWCT и
сопротивлением явнеш.?, о расчете которых см. ниже*.
Электромагнитный момент генератора, вызванный
трехфазным КЗ на его выводах, определяется параметрами генератора
'Приведенные ниже расчеты выполнены при следующих параметрах
генератора (в составе ГТУ со свободной силовой турбиной): коэффициент
мощности cos^hom = 0,85, сопротивления хд — xq — 1,6, ха = 0,8, x'd — 0,2,
id = 0,15, х'я' = 0,16, постоянные времени в секундах: T'd0 = 4, T'JQ = 0,15,
Тф = 0,2; Tj = 3,5 с; регулирование скорости: статизм 4,5%, постоянная
времени 0,7 с; АРВ: независимое возбуждение, кратность форсировки 2,
постоянная времени 0,1 с, Кои = Ю ед. ном. возб./ед. напр.; нормальный
(исходный) режим: Р = 0,85г.яом, Q = 0,25Г.НО«- Синхронный двигатель имеет
те же электрические параметры, но Tj = 1,5 с; АРВ отключен;
статический момент сопротивления 20% от полного момента; нормальный режим:
р = 0,75сдном, Q — 0,25сдном- Здесь Sr.HOM и Sea ноы — номинальные
кажущиеся мощности генератора и СД.
200
З.б Допустимость несинхронного включения местного источника
Генератор
СД или АД
Рис. 3.38 Расчетная схема для НСВ
и тем больше, чем выше ток возбуждения и скорость вращения.
По мере затухания свободных токов, возникших при КЗ,
уменьшается и электромагнитный момент (рис. 3.39).
Электромагнитный момент при НСВ (рис. 3.40) зависит не
только от параметров машины, но еще от двух факторов,
влияние которых является решающим.
Первым из них является величина эквивалентного
внешнего реактивного сопротивления внешней сети (см. рис. 3.38): чем
меньше это сопротивление, тем больше токи и моменты,
возникающие при НСВ.
Второй фактор — угол ротора генератора перед НСВ.
Имеется в виду угол между поперечной осью ротора генератора и
вектором эквивалентной ЭДС энергосистемы (вектором UCHCT,
показанным на рис. 3.38). Если при НСВ угол ротора
генератора равен нулю и притом генератор работал на холостом ходу
с напряжением, равным UCKCT, то НСВ не будет
сопровождаться появлением тока и электромагнитного момента — это точная
синхронизация. Если угол не равен нулю, это означает, что
имеется разность фаз между ЭДС энергосистемы и ЭДС генератора.
Тогда замыкание связи между ними вызовет появление тока.
Наибольший ток возникает при НСВ с углом 180°, т.е. когда
ЭДС генератора и энергосистемы находятся в противофазе. Но
наибольший момент возникает при угле, отличающемся от 180°.
В [33] показано, что максимальные электромагнитные моменты
возникают при углах, несколько меньших, чем 180°, и что для
201
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6
Время / с
Рис. 3.39 Электромагнитный
момент при трехфазном КЗ из
режима холостого хода с
номинальной частотой и напряжением
105% от номинального
0,0 ОД 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6
Время / с
Рис. 3.40 Электромагнитный
момент генератора при НСВ
с наиболее неблагоприятным
углом; сразу после НСВ
наступает ресинхронизация. Здесь
Мнсв = 12,57 в долях Мном или
1,47 от Мкз
генераторов, которые перед НСВ работали на холостом ходу и
не имели ускорения, наиболее опасные углы лежат в диапазоне
120°~135°.
Электромагнитные моменты при КЗ и НСВ изменяются во
времени (см. рис. 3.39 и 3.40). Когда говорят о величине
электромагнитного момента при КЗ и при НСВ, то имеют в виду
их максимальные значения и выражают их в долях
номинального момента. Так, для условий, соответствующих графику на
рис. 3.39, Мкз = 8,57. (Здесь напряжение UCBCr — номинальное,
эквивалентное сопротивление явнеш равно 0,1 в отн. ед.
генератора, Т.е. При 5баз = Sr.HOM-)
Быстрые колебания на рис. 3.40 обусловлены внутренними
электромагнитными процессами в генераторе, и затухают они
примерно так же, как при КЗ. Медленное колебание момента
связано с колебаниями скорости вращения генератора после
включения.
202
3.6 Допустимость несинхронного включения местного источника
Расчетные формулы, которые позволяют непосредственно
(без расчета переходного процесса в целом) вычислить для
генераторов значения Мкз и Л/нсв в долях Мном, выведены в [34]
и развиты в [33]. Они относятся к случаям, когда двигатели,
подключенные к генератору, отсутствуют; генератор может перед
НСВ работать с небольшим скольжением s относительно
энергосистемы*, но без ускорения:
MtK3 =
2х
^sin((l + *)urf)expf- — )
Мкз = тах(М(Кз),
MtHCB = MtK3 + MtU + MtUE у
C.3)
C.4)
C.5)
где
MtUE -
UE"
cosy=HOM aj'jg |_
sin(<5o + suji) —
- sin(<50 + A + s)wt) exp ( - —
XqZxdZ
sm(?o + A + 2s)ui) exp ( —
- smEo + 2A + s)w?)exp -
1L
*3десь скольжение — это разность скоростей вращения данного
генератора и генераторов энергосистемы, отнесенная к скоростям генераторов
энергосистемы: 5 = (шт — Шсшст)/шсяст.
203
Глава 3. Особенности местного электроснабжен:
Mtu =
и-
'дЕ
— X
dZ
COS Vhom
sinB$0 + A + 5)w()exp I ~Ya
\ sinB(<50 + A + *))exp (-|r) " J einB№ + ***))
?o и s — угол и скольжение генератора при НСВ; из = 314 с
*МЕ ^ xd "Т" ^ввеш.Е! ?g? — ?g + ^внеш.Е
C.6)
(см. рис. 3.38); x'j, 2^' — продольное и поперечное
сверхпереходные сопротивления генератора; Та — постоянная времени
затухания апериодических токов статора, обратно пропорциональная
активному сопротивлению обмотки статора (Та ~ 0,03 4- 0,5 с);
Е" — сверхпереходная ЭДС генератора, в режиме холостого
хода она равна напряжению на выводах генератора; U —
эквивалентное напряжение энергосистемы (Г7Сист); t — текущее время,
отсчитываемое от НСВ. Время выражается в секундах, углы в
радианах, остальные величины — в отн. ед.
В какой мере эти формулы применимы для генераторов
собственных электростанций потребителя и как задавать для
реальных сетей значения {7СИСТ и хъпеш, показано ниже.
Расчет по этим формулам выполняется для нескольких
значений S0 (вначале — для 120°, 140°, 160°); каждый раз
определяется наибольшее значение
М5онсв = тах(М*нсв)>
C.7)
которое имеет место примерно при 0,006 < t < 0,01 с. Искомое
значение Мнсв соответствует тому значению <5о, при котором
Л^50нсв максимально:
Мнсв = паах (ЛГа0нсв) •
C.8)
204
З.б Допустимость несинхронного включения местного источника
Наименее благоприятные углы включения генератора
13
12
11
10
9
90е
120° 150°
Угол включения
(после N проворотов)
180°
В неустановившихся
режимах, когда генераторы
теряют связь с
энергосистемой на время бестоковой
паузы АПВ, наименее
благоприятные значения углов
могут быть различными*. Это
иллюстрирует рис. 3.41, где
показано, как зависят
значения Мнсв от углов
генератора для разных длительностей
паузы АПВ, и двух величин
мощности, потребляемой СД.
Длительность паузы АПВ
характеризуется числом N
полных проворотов ротора
генератора перед НСВ. Доля СД представлена как отношение суммы
номинальных активных мощностей СД к сумме номинальных
активных мощностей генераторов, Dqjx ~ ^РсДном/^-Рг.ном-
Для генератора без местной нагрузки (Den = 0)
наименее благоприятный угол включения при НАПВ — 360° х N +
+ 135° ± 5°. Наличие значительной местной нагрузки может
существенно сместить значение наименее благоприятного угла (см.
рис. 3.41). Но поскольку наличие местной нагрузки уменьшает
значения Мнсв и делает НСВ менее опасными (см. ниже), то
можно ориентироваться на углы, равные 360° х N + 135°, где
отсчет числа проворотов N ведется от нарушения нормального
режима.
Рис. 3.41 Зависимость Мнсв от
угла включения генератора
'Приведенные в этом параграфе результаты расчетов получены по
программе, составленной для схемы рис. 3.38 по полным уравнениям Парка
без пренебрежения электромагнитными переходными процессами в статоре
синхронной машины. Такое допущение, на котором основаны
существующие программы для расчета электромеханических переходных процессов в
больших энергосистемах, для решения данной задачи неприемлемо.
205
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
Несинхронное включение генератора
из неустановившегося режима
без местной нагрузки и с нагрузкой
Крайними случаями нарушений, предшествующих НАПВ,
являются:
- разрыв связи с энергосистемой после трехфазного КЗ,
- разрыв связи совсем без КЗ (например, при случайном
отключении линии вручную или при ложной работе защиты).
В том и в другом случае разрыв связи генератора с
энергосистемой приводит к примерно одинаковому росту скольжения
генератора. Если АПВ не быстродействующее (которое в
распределительных сетях, как правило, не встречается), то за время
паузы АПВ величины магнитных потоков генератора, изменив-
16
12
5 4
5 О
-4
1
Время / с
(в)
1 2
Время / с
Время/с
Время/с
(б)
Рис. 3.42 Несинхронное включение генератора без местной
нагрузки, N = 5: (а) без КЗ, (б) с КЗ длительностью 0,2 с
206
3.6 Допустимость несинхронного включения местного источника
шиеся во время КЗ, почти успевают вернуться к нормальным
значениям. В итоге электромагнитные состояния генератора при
НСВ в двух указанных случаях почти одинаковы. Это видно на
рис. 3.42, где показаны процессы при НСВ и ему
предшествующие.
Значительная двигательная нагрузка, электрически близкая
к генераторам, существенно меняет процессы при НСВ. Если
разрыв связи с энергосистемой не сопровождается КЗ или КЗ
не приводит к нарушению взаимной устойчивости генераторов
и двигателей, то во время паузы АПВ сохраняются углы
между роторами генераторов и СД, близкие к нормальным. Влияние
двигателей проявляется, в основном, в том, что они отбирают
на себя часть тока НСВ, и Мнсв генераторов тем меньше, чем
больше доля двигателей Вед-
12
1 0-
0
2 3
Время / с
J 10
^ 0
и
И0
?-20
| -30
О -40
Ген.
тА~-
2 3
Время / с
2 3
Время / с
2 3
Время/с
(б)
Рис. 3.43 Несинхронное включение генератора и СД одинаковой
номинальной мощности: (о) без КЗ (N = 2), (б) с КЗ длительностью
0,4 с (N = 1)
207
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
1 2 3
Время/с
1 2 3
Время / с
(?)
1 2 3
Время / с
-} б -32L
(б)
1 2 3
Время/с
Рис. 3.44 Несинхронное включение генератора и СД при Dqjx — ОД-
(а) без КЗ, (б) с КЗ длительностью 0,4 с
Если же КЗ приводит к нарушению взаимной устойчивости
генераторов и двигателей, процессы меняются радикально. В
паузу АПВ идет асинхронный режим с большими токами
генераторов и двигателей и низким напряжением на их шинах. Такому
состоянию синхронных машин соответствуют низкие значения
ЭДС Е", определяющие величины основных составляющих
токов и момента. В итоге значения Мцсв генераторов (и
двигателей) оказываются существенно меньшими, чем в тех же
условиях, но при отсутствии асинхронного режима, предшествующего
НСВ.
Сравнение двух таких переходных процессов показано на
рис. 3.43. Здесь в первом случае Мнсв генератора составляет
9,59 от Мном, во втором — 5,89.
При тех НСВ, которые происходят во время асинхронного
режима между генераторами и СД, сочетание значений углов
208
3.6 Допустимость несинхронного включения местного источника
генераторов и СД во время НСВ может быть любым.
Соответственно, Мцсв зависит от двух углов, значения которых можно
рассматривать как независимые: угла включения генератора и
угла включения СД.
Особым является случай, когда разрыву связи с
энергосистемой предшествует КЗ, но до НСВ наступает ресинхронизация
генераторов и двигателей. Расчеты показывают (рис. 3.44), что
этот случай мало отличается от случая отсутствия КЗ.
При таких резких изменениях режима, как НСВ, влияние
АД и СД различается мало. Поле, созданное в АД токами
ротора перед НСВ, играет такую же роль, как возбуждение
СД. Поэтому влияние АД на процессы в генераторе при НСВ
близко к тому, которое оказывают СД. Расчеты подтверждают
это.
Практические возможности определения допустимости
несинхронного включения генераторов местных
электростанций
Расчет значения Мнсв выполняется для схемы, которая
приводится к виду, показанному на рис. 3.38. Для этого нужно
упростить схемы сети и генератора. Все это удобно показать на
примере схемы, представленной на рис. 3.45, а. Здесь
предприятие имеет собственный источник питания (ГТЭС). Линии Л1 и
Л2 имеют НАПВ. Рассматриваются две аналогичные
возможности НСВ генераторов ГТЭС: при АПВ на Л1, когда отключена
Л2, и наоборот, при АПВ на Л2, когда отключена Л1. Покажем
случай АПВ на Л1.
Для определения GСИСт и ^внеш (см- Рис- 3.38)
энергосистема, т.е. вся схема, отделенная от рассматриваемого
генератора выключателем, который отключается и включается
повторно (выключатель на приемном конце линии Л1), представляется
активным двухполюсником. Его параметры рассчитываются с
помощью обычной программы для расчетов установившихся и
переходных режимов работы энергосистемы.
14-967
209
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
К расчетной схеме энергосистемы
Предприятие
Л1 ,ХХ' |Л2
Д> + Ш1
кГТЭС
(б)
т к0)
7К31 К
Л1ДО
<f 1Л2
77"
кГТЭС
(«)
Ш1
Рис. 3.45 К определению эквивалентных параметров энергосистемы
Для этого в расчетную схему вводится дополнительный узел
Д на конце Л1 перед отключенным выключателем (рис. 3.45,6")
и определяется напряжение Uxx\ в этом узле в
установившемся режиме. Напряжение /7xxi на рис. 3.45,5 — это напряжение
холостого хода активного двухполюсника, отображающего
энергосистему для случая АПВ на линии Л1. «Нагрузкой»
активного двухполюсника является вся схема предприятия с ГТЭС и
линиями ЛЗ и Л4. Ток КЗ активного двухполюсника
определяется из расчета переходного процесса, вызванного трехфазным
КЗ в узле Я (рис. 3.45,в). Во внимание принимается начальное
значение тока /кз1 в конце линии Л1. Эквивалентное
реактивное сопротивление активного двухполюсника, содержащего Л1,
определяется выражением
X
ЭКВ.1
ч/З-Гкзх
C.9)
210
3.6 Допустимость несинхронного включения местного источника
Теперь остается выразить это сопротивление в
относительных единицах рассматриваемых генераторов, представляемых
как одна эквивалентная машина (S6a3 = ?5г.НОм)> что Дает
искомые значения хви^ш:
Явнеш.1 = ^экв.1-772 ¦ (ЗЛО)
UJ\\ ном
Далее индекс «1», который указывает, на какой линии
рассматривается НАПВ, опускаем.
Если активные сопротивления в части сети, прилегающей
к рассматриваемому потребителю, существенны по сравнению с
реактивными, то полагать, что Хэкв a; Z3KB, нет оснований. Но
в этом случае и сама упрощенная методика определения Мцсв
неприменима, в частности, из-за того, что активные
сопротивления сети уменьшают постоянную времени Та, которая
существенно влияет на значения Мнсв- Если в этом случае сделать
расчет МнсВэ пренебрегая активными сопротивлениями, будет
довольно большой запас.
Генератор «приводится» к тому узлу, к которому примыкает
отключаемая линия (на рис. 3.45, а — к шинам Ш1). Три блока
генератор-трансформатор на ГТЭС заменяются одним
утроенной мощности и с теми же параметрами, сопротивления линий
ЛЗ и Л4 складываются параллельно. «Приведению» генераторов
к узлу Ш1 соответствует эквивалентная замена схемы,
показанной на рис. 3.46, а, схемой на рис. 3.46,6.
Номинальная мощность эквивалентного трансформатора
определяется суммой номинальных мощностей реальных
трансформаторов:
^т.ном.экв = / j 'Jt.hom ¦ W'^IJ
Кажущаяся номинальная мощность эквивалентного
генератора в схеме на рис. 3.46, а и его номинальный коэффициент
мощности вычисляются по формулам:
14*
211
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
6КП>
'Г.ВОМ.ЭКВ Т
нсв
нсв
К
энергосистеме
, К энерго- ?ч^— и
у*-1 системе ^^ *-
/ /
К двигателям К двигателям
(а) (б)
Рис. 3.46 Эквивалентирование генератора-трансформатора-линии
•Ьг.ном.экв — / d ^г.ном [ COS ^номт
, / • 2w ^Г.НОМ ИК V Zjir-HOM^ \ In лСу\
+ |sm?>H0M-- ш~Хл"[р ) ' ^ЗЛ2)
\ ^Т.НОМ. ЭКВ L,J\J \J П.НОМ / /
1/2
Ld ^Г.НОМ (п -|о\
coscpHOM.3KB = — , {6.16)
'-'г.ном.экв
где суммирование выполняется по всем работающим агрегатам
ГТЭС; -Рг.ном и 5г.ном — номинальные активная и кажущаяся
мощности реальных генераторов; cos <pUOM — номинальные
коэффициенты мощности реальных генераторов; ик — отношение
короткого замыкания трансформаторов в процентах, Хл —
реактивное сопротивление параллельных линий в омах (см.
рис. 3.46, а).
Сверхпереходные сопротивления эквивалентного генератора
определяются как сопротивления реальных генераторов xdy xq
в относительных единицах с добавлением к ним сопротивлений
трансформаторов и линии:
хЧт = ^ + х, *?„ = < + *, C-14)
где
•Ьг.ном.экв ик . v 'Ьг.ном.экв foiO
я то ' "J1 и2
'Т.НОМ.ЭКВ
212
3.6 Допустимость несинхронного включения местного источника
Теперь сопротивления х'^ и ж''2, входящие в формулы C.3)-
C.5), выражаются, подобно C.6), как:
xdZ " Хв.экв *i ^внеш i ^g? = хяжв ~^~ ^-внеш i C.16)
где хвнеш рассчитывается по формуле C.10).
Скольжение s генератора и его ЭДС Е" для момента
времени, непосредственно предшествующего НСВ, определяются по
программе для расчетов переходных процессов. Для этого в
полной расчетной схеме энергосистемы воспроизводится весь
переходный процесс (исходный режим, начальное возмущение,
приводящее к разрыву связи с энергосистемой, и пауза АПВ).
Эти величины (Е" — в относительных единицах) используются
в (З.З)-(З.б)*.
В программе для расчета переходного процесса должна
учитываться зависимость величины ЭДС от скорости вращения.
Если программа этого не учитывает, то в формулах (З.З)-(З.б)
нужно заменить Е" на Е"{\ + s).
Если возможен случай НСВ, когда к шинам местной
электростанции не подключены СД или АД, и если продолжительность
паузы АПВ не меньше 2 с, то расчет заканчивается
использованием формул C.3)-C.8). Случай, когда вблизи генераторов нет
двигательной нагрузки, является худшим в том смысле, что
приводит к наибольшим значениям электромагнитного момента при
НСВ.
Формулы C.3)-C.5) несложны, но несколько громоздки.
Имея в виду некоторый запас, эти формулы можно упростить,
если пренебречь затуханием апериодической составляющей
тока. Этому соответствует
ехр (-?)=ехр (-S=i ¦
'Полезно напомнить, что существующие программы для расчета
электромеханических переходных процессов в энергосистемах не дают
возможности рассчитать ни Мкз, ни Мнсв, так как не моделируют
электромагнитные переходные процессы в статорах.
213
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
Пренебрегать скольжением, принимая 5 = 0, обычно
допустимо для одновальных ГТУ, так как они из-за большой
механической постоянной инерции во время паузы АПВ не успевают
набрать значительного скольжения. Для ГТУ со свободной силовой
турбиной и для установок с двигателями внутреннего сгорания
такое допущение нежелательно.
Формулы C.3)—C.8) позволяют рассчитать значения Мнсв
при реально существующем внешнем сопротивлении хънет (см.
C.14)—C.16)) и, если это значение превышает значение Мкз>
подобрать такую величину суммарного внешнего сопротивления
^внешЕ в относительных единицах эквивалентного генератора,
при которой Мнсв < -Мкз-
Разница
представляет собой то дополнительное реактивное
сопротивление, которое нужно ввести в схему последовательно с
генераторами, В омах оно выражается как:
АХ = Ах UaoM , C.18)
^г.ном.экв
где i/ном — номинальное напряжение того участка сети
(генераторное или на высокой стороне), где устанавливается токоогра-
ничивающий реактор или разделительный трансформатор.
В [33] предложена максимально упрощенная формула* для
определения ЯвнетЕ^ которая при U = Unou приводится к виду:
ЯвнешЕ = x'UlfiE" + 0,6) [отн. ед.]. C.19)
Однако эта формула может давать значительные
погрешности, поэтому лучше использовать приведенные выше формулы с
учетом или без учета затухания апериодической составляющей
тока.
*См. формулы B-3) и A-36) в книге [33].
214
3.6 Допустимость несинхронного включения местного источника
0,0 0,4 0,8 1,2 1,6 2,0
^ "-"двиг.ном ""ген.ном
Рис. 3.47 Моменты в генераторе
при НСВ без предшествующего КЗ
в зависимости от величины
нагрузки на одних шинах с генераторами
Если двигатели
питаются от шин высшего
напряжения электростанции или
отделены от генераторов еще и
линией, как на рис. 3.45, а
(ЛЗ, Л4), то их можно не
учитывать. Их влияние не очень
велико, и расчет без них даст
небольшой запас. Если
двигатели питаются с шин
генераторного напряжения, то
они могут значительно
понизить моменты генератора при
НСВ, и их нужно учитывать.
При учете двигателей,
вообще говоря, требуется
полный расчет процесса по
специальной программе, подобно тем расчетам, результаты
которых показаны выше. Однако ориентировочную оценку снижения
величины Мнсв> обусловленную двигателями, можно получить,
используя рис. 3.47. Он построен для схемы рис. 3.38 по данным
ряда расчетов при разных величинах нагрузки на шинах
генератора и при продолжительностях паузы АПВ от 2 до 4 с;
параметры генератора и СД указаны выше. По рис. 3.47 видно, что
если величина двигательной нагрузки на шинах генераторного
напряжения составляет 60% от мощности генераторов, то Л/нсв
генераторов примерно на 15% ниже, чем в случае отсутствия
нагрузки. Иначе говоря, рис. 3.47 дает поправочный
коэффициент к приведенным выше формулам в зависимости от мощности
электродвигателей на шинах генераторного напряжения.
Если количество двигателей, включенных на шинах
генераторного напряжения, может быть различным, то нужно
выбирать случай, когда суммарная мощность двигателей на шинах
генераторного напряжения наименьшая. Это будет самый
неблагоприятный случай.
215
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
13,0
,12,5
sfl2,0
^ 11,0
10,5
4 5 6 Xt20
„ /
/
i i > i <
) 1 2 3 "lb'
Время/с
^15
I9
к 6
1 1 I 1 1 1
) 1 2 3
Время/с
(б)
i, \ (
чЧ<г
Рис. 3.48 Наибольшие значения Мнсв и скольжение через N
проворотов ротора генератора (N — 0 ~ 20) при углах включения
360° х N + 135°. Двигателей нет, отключение связи — без КЗ
Выше рассматривались обычные АПВ с бестоковой паузой в
несколько секунд. Если пауза АПВ значительно короче, то
скольжение генератора при НСВ меньше, меньше и
электромагнитный момент. Влияние длительности бестоковой паузы показано
на рис. 3.48. Видно, что при быстродействующих АПВ, которые
встречаются редко, НСВ менее опасны.
Из рис. 3.48 видно, что для случаев быстродействующего
АПВ оценки Мнсв> полученные по формулам C.3)-C.8) для НСВ
с установившейся разницей частот, т.е. после большого числа
проворотов JV, дают запас. Так, на рис. 3.48 наибольший
момент Мнсв равен 12,63. По формулам C.3)-C.8) для
рассматриваемых условий (скольжение 4%, напряжение на выводах
генератора перед НСВ UT = Е" = 1,045) получается примерно то
же: Мнсв = 12,55 при угле включения 123°. Но если пауза АПВ
не превышает 0,6 с, то на рис. 3.48 момент при НСВ заметно
меньше: Мнсв ~
Невозможные противоаварийные меры
Если НСВ генераторов оказалось недопустимым, то могут
быть приняты необходимые меры, к которым относятся:
216
3.6 Допустимость несинхронного включения местного источника
18
16
со
^ 10
* 8
6
0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30
/ отн. ед. Eбаз=5г
ном/
Рис. 3.49 Зависимость значений Мнсв от внешнего реактивного
сопротивления при разных величинах нагрузки, D — суммарная
мощность СД и АД, подключенных к тем же шинам, отнесенная к
мощности генератора (генераторов). Показано значение Мкз того же
генератора
- замена НАПВ на АПВ с улавливанием (ожиданием)
синхронизма на линиях, отключение которых разрывает связь
между энергосистемой и потребителем, имеющим местную
электростанцию;
- полный отказ от АПВ и автоматизация включения
электростанции на энергосистему с точной синхронизацией;
- выбор таких токоограничивающих реакторов или
разделительных трансформаторов, которые в необходимой мере
увеличивают эквивалентное внешнее сопротивление
генераторов (рис. 3.49).
Возможность и эффективность применения каждой из этих и
других аналогичных мер должна быть проверена расчетами как
электромагнитного момента при НСВ, так и переходных
процессов в двигательной нагрузке при различных возмущениях. Это
необходимо потому, что применение указанных мер может иметь
отрицательные последствия. Так, реактирование линий
затрудняет самозапуски двигателей.
217
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
Поэтому применение таких средств может в
неблагоприятных случаях потребовать дополнительных противоаварийных
мер, рассчитанных на то, чтобы удержать в нормальной работе
ответственные электроприемники.
Несинхронное включение синхронных двигателей
Допустимость НСВ у СД определяется теми же факторами,
что у генераторов. Но при решении практических задач
нужно учитывать, что вопрос об электромагнитных моментах,
возникающих при НСВ, является для СД менее острым, чем для
генераторов, так как самые большие электромагнитные
моменты Мнсв возникают при скоростях вращения, больших, чем те,
которые соответствуют номинальной частоте. Синхронные
двигатели могут оказываться в таких режимах только тогда,
когда они сохраняют синхронизм относительно генераторов,
испытавших частичный сброс нагрузки. Но в этом случае нужно,
в первую очередь, ожидать больших электромагнитных
моментов у генераторов, и противоаварийные меры будут рассчитаны
именно на генераторы. Группа же СД без генераторов оказаться
в режиме работы со значительно повышенной частотой не
может.
Чем ниже скорость вращения СД, тем меньше его
электромагнитный момент при НСВ (рис. 3.50).
Для расчета Мкз и Мнсв СД пригодны формулы C.3)-C.8),
но с дополнительным учетом того обстоятельства, что НСВ СД
возможны, в отличие от генераторов, в широком диапазоне
изменения скоростей вращения СД: от номинальной до нуля.
Численные расчеты по приведенным формулам показывают,
что с достаточной для практических целей точностью можно
ориентироваться на номинальное питающее напряжение U,
номинальное возбуждение и на средние значения параметров СД.
По сравнению с основным влияющим фактором —
скольжением СД в момент НСВ — перечисленные факторы
несущественны. С достаточной для практических целей точностью можно
218
3.6 Допустимость несинхронного включения местного источника
О 10 20 30
Скорость вращения СД / % к ном.
f4
1,6
1,2
g 0,8
X
а
0,4
0,0
Допустимо
Недопустимо
50 60 70 80 90 100
Скорость вращения СД / %
Рис. 3.50 Снижение МНсв при Рис. 3.51 Несинхронные вклю-
уменьшении скорости вращения чения, допустимые для СД
СД
считать, что отношение Л/нсв/-^кз есть функция только
одного параметра — скольжения. Поэтому пригодна
приближенная зависимость минимально необходимой кратности внешнего
сопротивления СД хънеш/х'^ от скорости вращения по условию
-Л^нсв < Мкз- Эта зависимость практически линейна и
аппроксимируется выражением:
3BH«n>s3@,036w-2,l),
C.20)
где и — скорость вращения СД, %, максимально возможная в
момент НСВ. Эта зависимость показана на рис. 3.51.
Скорость вращения при НСВ легко определяется расчетами
переходного процесса.
Если в НСВ участвует группа двигателей (безразлично — -
синхронных или асинхронных), то ток при НСВ распределяется
между ними и, следовательно, минимально необходимые
значения Жвнеш меньше, чем при НСВ уединенного двигателя. В этом
случае, как следует из C.20),
219
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
*внеш > @,036CJ - 2,1) Ц™ — , C.21)
i
где Хвнеш — внешнее сопротивление в омах, приведенное к
напряжению [/НОм (СД или сети); SiHOM — номинальная
кажущаяся мощность каждого (г-го) двигателя, участвующего в НСВ;
х'д — сверхпереходное сопротивление двигателя (для АД эта
величина равна его сопротивлению короткого замыкания хк) или
отношение номинального тока к пусковому; oj — наибольшая
из скоростей вращения рассматриваемых двигателей в момент
НСВ, в процентах.
Для СД ограничения по току НСВ могут быть более
существенными, чем ограничения по электромагнитному
моменту [35]. Ток НСВ определяется по обычной программе для
расчетов переходных процессов.
Синхронные двигатели, рассчитанные на прямой пуск при
полном (а не пониженном) напряжении, имеют
дополнительный запас стойкости в отношении моментов и токов при НСВ.
Согласно [35], СД, рассчитанные на пуск при полном
напряжении, допускают увеличение Мнсв на 20% и увеличение
тока при НСВ на 70% по сравнению с СД, не
рассчитанными на такие пуски. Но это относится к СД, выпускавшимся
в 1960-е годы и ранее. Все вопросы допустимости НСВ для
современных СД нужно согласовывать с
заводами-изготовителями .
Для того чтобы исключить у СД появление при НСВ
недопустимых электромагнитных моментов, применяются:
- блокировка включения резервного питания до тех пор, пока
напряжение и скорость вращения СД и, соответственно,
ЭДС не снизятся в достаточной мере;
- гашение поля перед включением;
- токоограничивающие реакторы или разделительные
трансформаторы.
220
3.7 Особенность управления схемой внутреннего электроснабжения
3.7 Особенность управления схемой внутреннего
электроснабжения при автономной работе
местного источника
Оптимальный выбор нормального состояния секционных
выключателей: включенное или отключенное, — зависит от ряда
обстоятельств, в первую очередь — от эффективности средств,
обеспечивающих бесперебойную работу предприятия при КЗ во
внешней и во внутренней сетях (см. пп. 4.2 и 4.3). Но помимо
этого, если предприятие имеет собственную электростанцию и
хотя бы иногда может работать без связи с энергосистемой,
возникает еще одна проблема, состоящая в следующем.
При автономном электроснабжении, если генераторы
подключены к разным секциям, а секционные выключатели на
всех секциях по какой-либо причине оказались
отключенными, то генераторы разных секций работают
несинхронно. При несинхронной работе генераторов некоторые обычные
операции, выполняемые дежурными электромонтерами,
становятся недопустимыми и опасными. На рис. 3.52 показан
порядок обычных переключений, которые выполняются, когда нужно
отключить одну из линий, питающих распределительную
подстанцию, разумеется, без перерыва питания
электроприемников.
Промежуточная стадия таких переключений, когда
замыкается связь между левой и правой секциями, недопустима, если
Рис. 3.52 Последовательность операций при оперативном
переключении
221
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
секции питаются от несинхронно работающих генераторов, так
как привела бы к их НСВ.
Здесь две проблемы:
A) опасность разрушения генераторов, если электромагнитный
момент, вызванный НСВ, превысит максимально
допустимую величину;
B) опасность глубокого снижения напряжения на всех секциях
предприятия и нарушения работы большинства
электроприемников.
Опасность НСВ генераторов по условиям механической
прочности для случая включения генератора на энергосистему
рассмотрена в п. 3.6. В данном случае действуют те же
закономерности. При НСВ генератора на генератор можно использовать
формулы C.3)-C.8), принимая за «энергосистему» ту половину
схемы (относительно включаемого выключателя), где
генераторов больше, или любую, если их одинаковое количество. При
этом UCilCT — Е". Если со стороны «энергосистемы» работают
п\ генераторов, а с другой стороны — п2, то для схемы,
показанной на рис. 3.53,а, хвнеш = x"dn'2jn\.
Наличие двигателей на шинах генераторного напряжения
уменьшает электромагнитный момент -Мнсв Для того
генератора, с чьей стороны находятся двигатели (потому что ток
НСВ, посылаемый противоположным генератором,
распределяется между генератором и двигателями), но увеличивает Мнсв
у противоположного генератора (потому что к нему посылают
ток НСВ и генератор, и двигатели).
Расчетами по формулам C.3)-C.8) легко убедиться в том,
что при малом сопротивлении сети между генераторами
их НСВ недопустимо. Если количество генераторов по разные
стороны секционного выключателя неодинаково, то
недопустимым будет НСВ, прежде всего, для генераторов с той стороны,
где количество их меньше.
Вторая опасность замыкания секционного выключателя
(рис. 3.53) состоит в том, что при включении в противофа-
222
3.7 Особенность управления схемой внутреннего электроснабжения
(а) (б)
Рис. 3.53 Недопустимые коммутации, приводящие к НСВ
генераторов между собой: (а) на генераторном напряжении, (б) объединение
секций на стороне 0,4 кВ. Разделительные трансформаторы или то-
коограничивающие реакторы на схеме не показаны
зу по сети протекают токи такие же, как во время
трехфазного КЗ в точке, примерно соответствующей секционному
выключателю, где осуществляется замыкание секций. Это
означает, что могут сработать токовые защиты, может нарушиться
устойчивость двигателей. Кроме того, НСВ выключателя
является в таком случае включением «на КЗ», что само по себе
опасно.
Если такая недопустимая коммутация происходит на
генераторном напряжении (рис. 3.53, а), то опасны только включения
с большим сдвигом фаз напряжений газотурбинного генератора
(ГТГ) перед включением. Если не произойдет разрушений
генераторов или отключения генераторов или линий защитами, то
НСВ на генераторном напряжении обычно заканчивается
самопроизвольной синхронизацией генераторов.
223
Глава 3. Особенности местного электроснабжения
-0,2 0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0
Время / с
(я)
Рис. 3.54 Переходные процессы при недопустимых коммутациях:
(а) на стороне 10 кВ (с синхронизацией генераторов), (б) на стороне
380 В (без синхронизации): 1 — ток в линии, 2 — ток генератора,
3 — напряжение. Действия максимальных токовых защит и защит
минимального напряжения не учитывались. Все величины даны в % к
нормальным (исходным) значениям
Если объединение секций происходит на стороне 0,4 кВ
(рис. 3.53,6), то токи в генераторах меньше, и НСВ менее опасно
для генераторов. Но синхронизации генераторов обычно не
происходит даже при благоприятном небольшом сдвиге фаз
напряжений. Асинхронный режим генераторов будет продолжаться до
224
3.7 Особенность управления схемой внутреннего электроснабжен и я
Рис. 3.55 Неполное секционирование внутреннего электроснабжения
тех пор, пока связь между генераторами не будет разорвана. Во
время такого асинхронного режима напряжения периодически
глубоко снижаются, что практически всегда приводит к
нарушению работы двигателей. Пример процессов, вызванных
коммутациями, показанными на рис. 3.53, приведен на рис. 3.54.
Таким образом, если нормальное положение секционных
выключателей — отключенное, то при потере связи с
энергосистемой должны автоматически включаться блокировки
недопустимых коммутаций на всех подстанциях предприятия.
Возможны различные действия блокировки. Например, в виде
запрета включений при большой разнице в фазах напряжений
по обе стороны от секционного выключателя (устройства
контроля синхронизма).
Имеется также возможность неполного секционирования,
при котором секционный выключатель на электростанции
замкнут и генераторы работают параллельно (рис. 3.55).
При питании предприятия, имеющего собственные
генераторы, от энергосистемы также возможны ситуации, подобные
описанным (см. пример на рис. 3.56).
В последней схеме из-за ремонтного состояния одного из
трансформаторов, при всех отключенных секционных выключа-
15 - 967
225
Глава 3. Особенности местного электроснабжение
(а)
Рис. 3.56 Несинхронные включения на предприятии, имеющем связь
с энергосистемой
телях, генератор Г2 работает несинхронно относительно
генератора Г1 и энергосистемы. Риск повреждения Г2 в случае НСВ
здесь больше, чем в автономной схеме, а снижения напряжения
после НСВ могут быть меньше, так как электрический центр
качаний сместится в сторону энергосистемы.
Таким образом, вопрос об особенностях управления
схемами внутреннего электроснабжения предприятий, имеющих
собственные источники питания, носит достаточно общий
характер.
226
Глава 4
Противоаварийные меры
в электрической сети
4.1 Особенность рассматриваемой задачи
Общие вопросы
Понятие «система электроснабжения потребителя», вполне
конкретное, если рассматривается внутренняя сеть,
становится расплывчатым, когда речь идет о внешнем
электроснабжении, т.е. о сетях энергосистемы. Если не иметь в виду регионы
со слабо развитыми электрическими сетями, то нельзя указать,
от каких электростанций и по каким именно линиям
поступает мощность потребителю. В значительной мере конкретизация
понятия сетей, относящихся к внешнему электроснабжению
потребителя, вообще лишена смысла.
В то же время, рассматривая противоаварийные меры,
которые осуществляются в интересах бесперебойной работы
потребителя, приходится предъявлять множество специальных
требований к сетям как внутреннего, так и внешнего
электроснабжения. Это естественно, так как электрические процессы в
источниках питания и в распределительных сетях не зависят от
того, кому принадлежат эти сети. Существенно лишь, что
если рассматривать элементы электрической сети или источники,
все более удаленные от конкретного потребителя, то их роль
в надежности электроснабжения и безаварийности работы
потребителя все более снижается. При этом, как показывает
практика, роль элементов распределительной сети, принадлежащих
энергосистеме, но близких к вводам на крупное предприятие,
настолько велика, что ограничиваться рассмотрением только се-
15*
227
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
тей внутреннего электроснабжения и предъявлять требования
только к внутренним сетям невозможно категорически.
На практике вопрос о том, насколько «глубоко» нужно
входить в рассмотрение внешних электрических сетей, решается
достаточно просто. Все противоаварийные меры и требования о
применении этих мер предъявляются к тем элементам
энергосистемы, которые происходящими в них процессами могут повлиять
на бесперебойность работы потребителя. Когда отказ или
нарушение нормального режима (например, переход в асинхронный
режим) на каком-либо участке электрической сети перестают
существенно влиять на работу потребителя из-за удаленности
этого участка, граница «зоны рассмотрения» считается
достигнутой.
Таким образом, деление распределительных сетей на
внешние и внутренние, оправданное юридически, экономически,
эксплуатационно, не имеет отношения к решению задач,
рассматриваемых в этой книге. Деление системы электроснабжения на
две части или зоны: ниже 110 кВ и более высоких напряжений,
принятое далее, удобно лишь в том отношении, что техническое
содержание требований к ним в значительной мере различно.
Это связано с разными режимами нейтрали, разными
решениями в отношении некоторых защит и АПВ, разными пропускными
способностями и пр.
Противоаварийные меры, рассматриваемые в этой главе,
разделены между сетями ниже ПО кВ и ПО кВ и выше
только по этой причине (см., например, [36-41]). Более того,
рассматривая конкретные меры для конкретного потребителя, нужно
иметь в виду, что сказанное в отношении сетей ниже ПО кВ
может быть целесообразным для сетей более высоких напряжений
и наоборот.
Осуществимость самозапуска всех ответственных
двигателей
Схема электроснабжения, мощности источников и
трансформаторов, сопротивления реакторов и пр. проектируется так, что-
228
4.1 Особенность рассматриваемой задачи
бы в нормальной (не ремонтной) схеме при отключении любого
элемента системы электроснабжения, в худшем случае с
трехфазным КЗ, обеспечивался бы самозапуск всех ответственных
двигателей или их автоматический повторный пуск (АПП).
При самозапуске двигатели либо остаются включенными в
сеть, либо, если они отключаются из-за отпадания контактов
магнитных пускателей, включаются вновь сразу после
появления напряжения. При АПП двигатели отключаются от сети и
включаются повторно, как правило, последовательными
группами («каскадно») каждый раз после того, как напряжение
достигнет достаточного уровня*. У каждого из этих вариантов свои
преимущества и недостатки. Время, необходимое для каскадного
АПП, может быть много больше продолжительности
самозапуска, что не всегда приемлемо по условиям технологии
потребителя, но снижения напряжения при каскадном АПП могут быть
значительно меньше, чем при самозапуске.
В связи с задачами самозапуска или АПП двигателей
приходится рассматривать два рода вопросов, связанных между собой.
Во-первых, решается вопрос об осуществимости этой меры
при ремонтных состояниях схемы электроснабжения, если,
разумеется, принципиальная возможность самозапуска или АПП
сохраняется. Такой возможности нет, например, при ремонтном
состоянии секционного выключателя, когда невозможно АВР. В
таком случае решается вопрос о том, нужно ли на это время
вводить какие-то коррективы в технологический процесс
(например, временно снизить производительность, если это
увеличивает запасы надежности), и вопрос о выборе противоаварийных
мер на случай остановки двигателей. Крайняя мера здесь —
запуск системы безаварийного прекращения технологического
процесса. Если в ремонтной схеме имеется принципиальная
возможность восстановить питание ответственных двигателей за
такое время, чтобы технологический процесс не нарушался, то,
как правило, эта возможность должна быть реализована, хотя
'Подробнее об АПП см. п. 5.4.
229
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
вероятны большие трудности с обеспечением необходимого
уровня напряжения.
Второе — это уточнение состава двигателей, самозапуск
или АПП которых необходим. Чем меньше суммарная мощность
этих двигателей и чем равномернее они распределены по
секциям, тем легче восстанавливать их нормальную работу, но тем
больше работы у оперативного персонала по ручному
включению агрегатов, не запускаемых автоматически, регулированию
их производительности и пр. Поэтому обычно в начале
расчетной работы определяют предельные (по суммарной мощности
двигателей) возможности самозапусков и АПП, используя
либо фактические, либо некоторые усредненные, т.е.
приближенные, параметры двигателей. Оценив таким образом примерные
возможности восстановления работы двигателей, можно
согласовывать выбор автоматически запускаемых двигателей с
потребностями управления технологическим процессом, уточнять
способ восстановления работы двигателей (например,
временные параметры АПП) и рассматривать различные схемные
условия.
При необходимости возможны разные действия
автоматики, обеспечивающей восстановление работы двигателей (АПП;
автоматики, обеспечивающей отключение двигателей, которые
не должны участвовать в самозапуске; автоматики повторного
включения магнитных пускателей), при разных состояниях
схемы электроснабжения. Например, могут быть целесообразными
дополнительные отключения двигателей, если у потребителя,
нормально питающегося от энергосистемы и от собственного
источника, отключена связь с энергосистемой.
4.2 Сети ниже 110 кВ
Распределение электроприемников по секциям шин
Не касаясь общих вопросов построения системы
электроснабжения, которые выходят за рамки рассматриваемой темы,
230
4.2 Сети ниже ПО кВ
отметим несколько особенностей, важных в отношении
электроснабжения производств со сложными и непрерывными
технологическими процессами.
В основу схемы внутреннего электроснабжения обычно
кладется территориальный принцип: близко расположенные
электроприемники питаются от одного трансформаторного пункта
(ТП) или РП. Но такой принцип может войти в противоречие
с задачей обеспечения бесперебойной технологии, если
электроприемники, образующие звенья неразделимого технологического
процесса, питаются от разных секций или из разных пунктов. В
этом случае нарушение электроснабжения от любого из
источников питания будет нарушать технологический процесс.
В какой мере указанное обстоятельство можно и нужно
учитывать при разработке схемы электроснабжения, зависит от
конкретных условий, в частности, от повреждаемости
элементов электрической сети. Например, не могут быть
одинаковыми решения, принимаемые относительно сети с кабельными
линиями, проходящими по заводской территории, и сети с
воздушными линиями при наличии интенсивного промышленного
загрязнения изоляторов. Количественно, это обычная задача
технико-экономического сопоставления вариантов схемы
электроснабжения, но с учетом ущербов от кратковременных
возмущений и соответствующих противоаварийных мероприятий.
Аналогичный вопрос — электроснабжение машины или
аппарата 6-10 кВ и необходимого вспомогательного устройства
0,4 кВ (например, основного агрегата и его системы
управления; крупного электродвигателя и маслонасоса,
обеспечивающего принудительную смазку его подшипников; СД и его системы
самовозбуждения и т.д.). Схема их питания должна быть
такой, чтобы суммарное число возможных нарушений было
сведено к минимуму. Это очевидное правило не всегда
учитывается. Встречаются, например, случаи, когда основное устройство
подключено к одной секции, а его вспомогательное устройство —
через трансформатор к другой секции. В отношении
ответственных агрегатов такие дефекты схемы существенны.
231
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
К этой же группе вопросов примыкают задачи такого
конструктивного решения распределительных устройств, при
котором КЗ, возникшее на сборных шинах, локализуется пределами
одной секции, а в перспективе — пределами одной ячейки.
Выбор между раздельной и совместной работой секций
шин по условиям бесперебойности работы предприятия
Каждый из двух вариантов нормального положения
секционного выключателя (рис. 4.1) имеет свои преимущества и
недостатки.
В схеме А трехфазное КЗ вызывает потерю питания всех
электроприемников, но продолжительность перерыва питания
наименьшая, только до отключения поврежденного участка
сети. В схеме Б самое глубокое снижение напряжения
испытывает лишь часть электроприемников, но продолжительность
перерыва их питания больше, чем в схеме А, на время паузы АВР
(Д*АВр)- Поэтому переходные процессы в этих двух схемах
различны.
Рис. 4.1 Последствия КЗ при нормально включенном (схема А) и
отключенном (схема Б) положении секционного выключателя в схеме
с расщепленными трансформаторами
232
4.2 Сети ниже ПО кВ
Сравнение таких переходных процессов для одного и того же
потребителя показано на рис. 4.2 и 4.3. Здесь нагрузка
предприятия питается от двух трансформаторов с расщепленными
обмотками низшего напряжения, как на рис. 4.1. Мощность,
потребляемая СД (насосы и центробежные компрессоры), составляет
25% нагрузки; около 40% потребляют АД 10 кВ с различными
параметрами, остальное — АД низкого напряжения C0%) и
статическая нагрузка. Почти 2/3 двигателей 0,4 кВ при глубоких
снижениях напряжения отключаются из-за отпадания контактов
магнитных пускателей. От защит минимального напряжения
через 0,5 с после начала КЗ отключается половина центробежных
компрессоров и почти половина АД 10 кВ.
Длительности КЗ в обоих случаях одинаковы — 0,3 с, пауза
АВР — 0,5 с. В первом случае (рис. 4.2) в результате КЗ часть
двигателей тормозится (на графике показаны скорости
вращения только тех СД и АД, которые находятся в худших условиях
устойчивости и самозапуска). Напряжение на 1-й и 2-й секциях
после ликвидации КЗ — примерно 60% от номинального, что
в данном случае для самозапуска совершенно недостаточно. В
результате часть двигателей останавливается и будет
отключена.
Во втором случае (рис. 4.3) двигатели 1-й секции за
время перерыва их питания тормозятся значительно глубже, но
поскольку они составляют только часть всех двигателей и
поскольку остальные двигатели тормозились значительно слабее,
напряжение на 1-й секции выше, чем в предыдущем случае
(более 70%). Такого напряжения для самозапуска оказалось
достаточно, и процесс успешно завершился.
При питании секций от трансформаторов с расщепленной
обмоткой низкого напряжения (рис. 4.1) довольно сильный
переходный процесс получается на 3-й секции, которая теряет
питание при отключении первого трансформатора. Но самозалуск на
3-й секции проходит успешнее, чем на 1-й, так как при КЗ на
вводе в 1-ю секцию напряжение на 3-й секции снижалось менее
глубоко, чем на 1-й.
233
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
-1 0 1
2 3 4
Время/с
К
а^ _
« ё I
&S 8-
t- (ч 3.
5 к о
о 5н
а.ч 5
ж 100
о
80
60 \-
40
АД1.АД2
-1
2 3
Время/с
Рис. 4.2 Переходный процесс при трехфазном КЗ в схеме с
совместной работой секций шин 10 кВ (схема А, рис. 4.1). Указаны номера
секций в соответствии с рис. 4.1. Скорости вращения показаны только
для двух АД и одного СД на 1-й и 2-й секциях. Цифры обозначают
номера секций. Скорости двигателей на 1-й секции (АД1, СД1) и на
2-й секции (АД2, СД2) изменяются одинаково
234
4.2 Сети ниже НО кВ
2 3
Время / с
!
ш
о
I
Я
К
S .
W П.
к о
3-е-
Ы О
S3
е-
12
10
8
6
4
-
2-4
:\
-
\
1
/
/
,2,4
,4,
/2
| П „1 1
,1,3
/, i , i
-1
1 2 3
Время/с
12 3 4 5 6
Время / с
Рис. 4.3 Переходный процесс для той же нагрузки, что на рис. 4.2,
при трехфазном КЗ в схеме с раздельной работой секций шин 10 кВ.
Скорости вращения показаны только для двигателей 1-й и 3-й секций
235
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
Схема A J. ток нормальный или
т близкий к нормальному
X ток самозапуска
^ уменьшенный ток
Схема Б
Рис. 4.4 Последствия КЗ при нормально включенном (схема А) и
отключенном (схема Б) положении секционного выключателя на
двухсекционной подстанции
В более простой схеме (рис. 4.4) такие процессы проще:
перерыв питания всех двигателей и их одновременный самозапуск
сразу после ликвидации КЗ в схеме А и перерыв питания
половины двигателей, но более позднее восстановление питания в
схеме Б.
Процессы в схемах с совместной и с раздельной работой
секций или систем шин во многом зависят от конкретных условий:
от сопротивлений схемы внешнего электроснабжения, степени
влияния КЗ со стороны 1-й секции шин на напряжение 2-й
секции, от параметров нагрузки и длительности нарушения (КЗ и
пауза АВР). Но имеются и общие закономерности, которые
полезно иметь в виду.
Рассмотрим две схемы электроснабжения, показанные на
рис. 4.5. Такое представление этих схем удобно для выяснения
общих закономерностей, потому что позволяет отразить
многообразие условий и не содержит второстепенных деталей.
Сопротивления жо, ^1 и х2 отражают эквивалентные сопротивления
236
4.2 Сети ниже ПО кВ
шины неизменного напряжения
энергосистемы
Схема А —,— *^ ^< —.— Схема Б
Рис. 4.5 Предельно упрощенная схема двухсекционного питания
нагрузки
участков сети или сопротивления трансформатора с
расщепленной обмоткой низкого напряжения. В общем случае возможно,
что х\ ф х2; соотношения между всеми сопротивлениями могут
быть различными. Шинами неизменного напряжения названа
такая удаленная точка энергосистемы, напряжение в которой,
поддерживаемое генераторами энергосистемы, совсем не зависит от
рассматриваемых процессов.
Если сравнить в этих схемах процессы выбега двигателей
при трехфазном КЗ (рис. 4.6, а и 4.6,6"), то легко убедиться в
том, что к концу КЗ в схеме Б условия всегда лучше, чем в
схеме А, потому что в схеме А выбегают обе группы двигателей, а
в схеме Б только двигатели 1-й секции выбегают так же, как в
схеме А, а двигатели 2-й секции — в меньшей мере. Если пауза
АВР невелика (рис. 4.6,6'), то после КЗ напряжение на 1-й
секции в схеме Б заведомо выше, чем в схеме А, и, следовательно,
условия самозапуска лучше (см. также п. 5.4).
Если продолжительность паузы АВР велика (рис. 4.6, б), то
вмешивается второй фактор: дополнительное снижение
напряжения, обусловленное тем, что за время паузы АВР двигатели
1-й секции успели сильно затормозиться, что затрудняет
самозапуск. Чем больше пауза АВР, тем вероятнее, что роль этого
фактора окажется решающей.
237
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
(в)
Рис. 4.6 Выбег двигателей: (а) в схеме А; {б) и (в) в схеме Б. 1 и 2
номера секций
Условия самозапуска двигателей полезно характеризовать
значениями предельно больших коэффициентов загрузки
двигателей, при которых процесс успешно заканчивается.
Разница между коэффициентами загрузки, предельно допустимыми по
условиям самозапуска, и фактическими значениями
характеризует величину имеющегося запаса. При определении предельно
допустимых коэффициентов загрузки их значения увеличивают
от расчета к расчету (из-за чего соответственно изменяется
суммарное электропотребление) до тех пор, пока хотя бы у
некоторых двигателей не исчезнет возможность самозапуска.
На рис. 4.7, а показаны значения предельных коэффициентов
загрузки, рассчитанные для группы однотипных АД в схеме А,
где АВР нет, и зависимости этих значений от
продолжительности паузы АВР в схеме Б. Эти расчеты иллюстрируют
закономерности, описанные выше. Для нагрузки, содержащей только
СД, закономерности те же, но значения предельных
коэффициентов загрузки в сравниваемых схемах изменяются*.
Большая крутизна зависимости на рис. 4.7, б определяется
очень резким влиянием длительности перерыва питания на ди-
•В этих расчетах механические постоянные инерции Tj равны 0,6 с для
АД и 2,5 с для СД.
238
4.2 Сети ниже ПО кВ
пЩ 0,4h
&к Г
Схема А
Схема А
0 0,2 0,4 0,6 0,8
Продолжительно сть
паузы АВР / с
(«)
0 0,04 0,08 0,12
Продолжительно сть
паузы АВР / с
(б)
§ & 1,4В
11" 1,2 -
Sg Q.8 \- Схема А
Е-^0,6
Схема Б
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6
Продолжительность паузы АВР / с
1,8 2,0
Рис. 4.7 Пример основных закономерностей восстановления
нормального режима после трехфазного КЗ длительностью 0,2 с в
схемах А и Б: (а) нагрузка асинхронная, F) нагрузка синхронная,
асинхронный режим не допускается, (в) нагрузка синхронная, допускается
кратковременный асинхронный режим
намическую устойчивость СД. Нужно обратить внимание на то,
что в одной и той же схеме предельно допустимые
коэффициенты загрузки для СД существенно различаются в зависимости от
того, считается ли допустимым кратковременный асинхронный
режим СД или нет (рис. 4.7,6" и 4.7, в). Нужно также иметь в
виду, что условия устойчивости и возможности самозапуска у
разных типов СД существенно различны.
Качественно показанные закономерности являются общими.
Однако правило, по которому увеличение продолжительности
паузы АВР ухудшает условия восстановления нормального ре-
239
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
аЗ -с
« к
О. Я
Я) 4J
120
100
80
60
40
Is.
& °
о ьа
D.so
20
J
At
АВР
— AW=0,12c
—^ А/АВР=0Д6с
— AfABP=0,12c
— ДгАВР = 0,16с
0
1 2
Время/с
Рис. 4.8 Случай успешного самозапуска асинхронной нагрузки (Г/ =
= 1,2 с) при большем значении А<авр и неуспешного самозапуска при
меньшем значении А^авр- Скорости вращения двигателей показаны
для 1-й и 2-й секций
жима, имеет важное исключение в случаях быстродействующих
АВР. Такое исключение иллюстрирует рис. 4.8, где показаны
вместе два процесса, инициированные в схеме Б на рис. 4.5
трехфазным КЗ на вводе 1-й секции длительностью 0,4 с.
Здесь условия электроснабжения таковы, что трехфазное
КЗ на линии, питающей 1-й секцию, вызывает глубокое
снижение напряжения на 2-й, резервирующей, секции. Как показано
в п. 1.5, взаимосвязь напряжений на резервируемой A-й) и ре-
240
4.2 Сети ниже ПО кВ
зервирующей B-й) секциях в начале аварийного режима удобно
характеризовать «коэффициентом влияния», который равен
отношению величины провала напряжения на резервирующей
секции к провалу напряжения на аварийной (резервируемой)
секции. В случае, показанном на рис. 4.8, U\ кз = 0, U2 кз « 10%
,норм ~ Ux ,норм w 100%; тогда по формуле A.1) Квл ss 0,9.
Двигатели резервирующей секции на рис. 4.8 при таком
большом коэффициенте влияния тормозятся во время КЗ почти
так же, как на резервируемой секции. Когда КЗ ликвидируется,
1-я секция остается на время паузы АВР без питания, а на 2-й
секции начинается самозапуск двигателей. При ДгАВР = 0,16 с
эти двигатели к концу паузы АВР почти восстанавливают свои
нормальные скорости вращения; снижение напряжения на
секциях после АВР, обусловленное токами двигателей 1-й секции,
приемлемо. Если же пауза АВР меньше, то самозапуск
двигателей не успевает закончиться, наложение повышенных токов
двигателей обеих секций дает более глубокое снижение напряжения
после АВР и двигатели затормаживаются.
Интервалы времени, при которых имеет место показанный
эффект улучшения условий при увеличении паузы АВР,
различны. Они определяются механическими постоянными инерции
двигателей (Tj): чем они больше, тем медленнее процессы
выбега и самозапуска. Значения же Tj, если иметь в виду и СД, и
АД, могут изменяться от 0,1 с (у насосов мощностью примерно
в 1 кВт) примерно до 30 с (у мощных дымососов).
Описанный эффект ухудшения условий самозапуска при
быстром действии АВР проявляется только при больших
«коэффициентах влияния». Если влияние аварийного режима
мало сказывается на напряжении резервирующей секции, то
этого эффекта нет. Нет его и при больших Д^авр- Это видно на
рис. 4.9, который построен для такой системы
электроснабжения, где описанный эффект хорошо заметен.
Таким образом, по условиям самозапуска раздельная
работа секций тем более предпочтительна, чем быстрее действует
АВР, при условии, что возможное наложение токов само-
16 - 967
241
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
запуска двигателей на резервирующей и резервируемой
секциях не препятствует восстановлению нормального
При решении задач,
связанных с АВР, первое, что
должно быть решено, — это
временные рамки АВР (см.
п. 5.4).
Однако условия
успешного самозапуска
двигателей могут оказаться не
единственным фактором,
определяющим
бесперебойность технологических
процессов потребителя.
В частности, если
технологический процесс
настолько критичен к
продолжительности перерыва
питания, что за время АВР
(плюс время КЗ, с которого
начинается авария) работа предприятия нарушается, то такое
положение может служить аргументом в пользу совместной
работы секций, — конечно, при условии проверки эффективности
других противоаварийных мер. Если же основной причиной
нарушений работы предприятия являются самоотключения
магнитных пускателей и тому подобные процессы, которые
происходят за очень короткое время, то это создает очевидное
преимущество схем с раздельной работой секций.
О величине реактивного сопротивления между шинами
генераторов и двигателей
Включение токоограничивающих реакторов между
шинами электроприемников и шинами местной электростанции (см.
242
0,4 0,8 1,2 1,6
Продолжительно сть
паузы АВР / с
Рис. 4.9 Закономерности
восстановления нормального режима
после трехфазного КЗ длительностью
0,4 с в схеме с раздельной работой
секций шин и асинхронной
нагрузкой для двух значений
«коэффициента влияния»
4.2 Сети ниже 110 кВ
рис. 4.10) или разделительных трансформаторов во многих
случаях обусловливается необходимостью снижения токов КЗ. Но
необходимо иметь в виду, что увеличение сопротивления между
этими шинами может существенно повлиять — и положительно,
и отрицательно — на условия устойчивости и самозапуска
двигателей. Особенно это относится к автономным системам
электроснабжения.
При отсутствии реакторов (сопротивление между шинами
хр = 0) КЗ на одной из линий, идущих к
электроприемникам, вызывает одинаковые снижения напряжения на обеих
секциях; при трехфазном КЗ Ui = С/ = 0- Тормозятся все
двигатели, что, естественно, неблагоприятно для их самозапуска.
Но то обстоятельство, что запускаемые двигатели здесь
подключены непосредственно к шинам генераторов,
способствует поддержанию напряжения на шинах двигателей и потому
влияет положительно. Если сопротивление хр (реактора или
разделительного трансформатора) значительно, то при
нормально отключенном секционном выключателе СВ короткое
замыкание в зоне 1-й секции мало влияет на напряжение ?/2» и
тормозиться будут, в основном, двигатели 1-й секции. Токи меньше,
чем в предыдущем случае, что влияет положительно, но
потери напряжения в сопротивлениях хр от пусковых токов
двигателей 1-й секции снижают напряжение t/j, что влияет
отрицательно.
На рис. 4.11 качественно показано, как влияет в целом
значение хр на условия самозапуска. Как показатель возможностей са-
4\\\\ \'\ IНI ^це
1 —гЛэ
Рис. 4.10 Упрощенное изображение схемы автономного
электроснабжения с генераторами, подключенными через реакторы
16*
243
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
самозапуски хр
(а) т (б)
Рис. 4.11 Связь между величиной сопротивления хр и условиями
самозапуска двигателей при КЗ на реактированной линии
мозапуска использована максимально допустимая длительность
трехфазного КЗ (при этой длительности самозапуск еще
возможен, при большей — уже нет).
При малых хр в самозапуске участвуют двигатели обеих
секций, при больших — только одной (на другой секции во время
КЗ остается достаточно высокое напряжение). При хр as 0
условия самозапуска мало удовлетворительны из-за больших токов,
при больших хр — из-за значительной потери напряжения в
сопротивлении Хр. В промежуточных случаях условия могут быть
лучше, как качественно показано на рис. 4.11,6. Расчеты
реальных схем (рис. 4.12) подтверждают это.
На рис. 4.12 значения сопротивлений хр выражены в
процентах, при этом принято, что номинальный ток реактора равен
сумме номинальных токов генераторов, работающих через этот
реактор (по рис. 4.10 /р.Ном = Л-.ном)- Показаны два случая для
одной и той же схемы — при использовании разных приводов для
ряда крупных агрегатов в нагрузке: асинхронных и синхронных.
Их суммарная мощность — около 60% нагрузки.
В этой схеме, которая примерно соответствует рис. 4.10,
генераторы в исходном режиме загружены на 80%. В результате
244
4.2 Сети ниже ПО кВ
о
? и
3 tb
IK ~
tlcn Я
допус
сть К
ти пр
о Э о
К g X
й ё s3
5 4J ™
™ !-¦ U
1КСИМ
дли
длит
2 S?
220
?(Ю
180
160
140
120
100
Рис. 4.12 Влияние величины сопротивления между шинами
двигателей и шинами генераторов на условия самозапуска
отключения поврежденной линии нагрузка 1-й секции
уменьшается на 7%. В составе нагрузки примерно 90% — двигатели; на
напряжении 0,4 кВ потребляется около 30% всей мощности.
Генераторы — в составе многовальных ГТУ. В расчетах во всех
вариантах задания различных значений хр напряжение Ur
выбиралось таким, чтобы в исходном режиме на шинах двигателей
JJ\ = \Ji = Un0M- В расчетах самозапуска для случая асинхронно-
синхронной нагрузки асинхронный режим СД рассматривался
как допустимый, если он заканчивался ресинхронизацией и не
препятствовал самозапуску АД.
Обе кривые, показанные на рис. 4.12, имеют максимум, но
при разных значениях хр. В данной схеме увеличение
максимально допустимых длительностей КЗ, по сравнению со случаем
Хр ~ 0, значительно. При отсутствии СД — от 0,16 до 0,34 с, при
смешанном типе приводов — от 0,08 до 0,14 с.
Сравнение переходных процессов в аналогичной схеме при
одной и той же длительности КЗ @,13 с) и двух значениях
сопротивления @% и 10%) показано на рис. 4.13. В первом случае
все двигатели тормозятся, во втором — самозапуск
заканчивается успешно.
0 10 20 30 40 50
245
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
120
100
80
к
I 60
&40
I20
0
-
-
иг
1 1
= и2=
1
тши
i 1
-1 0
12 3 4
Время/с
5 6 7
12 3 4
Время / с
(*)
12 3 4 5
Время/с
(б)
Рис. 4.13 Переходные процессы при КЗ около 1-й секции при
смешанных типах приводов: (а) хр = 0%, (б) хр = 10%. АД1 — скорость
вращения АД, отключившегося при ликвидации КЗ; СД1х и СДЬ —
скорости вращения двух СД на 1-й секции (всего в расчете по три АД
и по два СД на каждой секции). Повышение скорости вращения части
двигателей во втором случае обусловлено увеличением частоты из-за
сброса части нагрузки генераторов
Нужно иметь в виду, что установка реактора или
разделительного трансформатора на связи между генераторами
местной электростанции и двигателями требует расчетной
проверки устойчивости и самозапуска двигателей при всех
возмущениях, характерных для рассматриваемой схемы. Иначе есть
риск значительного ухудшения устойчивости. Это относится и к
рассмотренной задаче улучшения условий самозапуска при КЗ,
и к случаям установки реакторов или разделительных
трансформаторов для снижения токов КЗ. В системах
электроснабжения, связанных с энергосистемой, добавляется необходимость
246
4.2 Сети ниже 110 кВ
расчетной проверки устойчивости генераторов местной
электростанции относительно энергосистемы.
Если при автономной схеме электроснабжения или при
слабой связи с энергосистемой имеются двигатели, соизмеримые по
мощности с местным источником питания, то появляется еще
один фактор, который в данном случае может стать решающим.
Это — пуск самых крупных двигателей, асинхронных и
синхронных. На пуски двигателей сопротивление хр влияет, в целом,
отрицательно, так как здесь основным лимитирующим фактором
является снижение напряжения на выводах пускаемого
двигателя.
Пример зависимости
максимально допустимой
мощности пускаемого АД от
величины хр показан для той
же схемы на рис. 4.14. В
этом случае все приводы
в нагрузке — асинхронные.
Величина потребляемой
мощности (без мощности
пускаемого двигателя) — 52% от
суммы номинальных
мощностей генераторов. От расчета
к расчету изменялась
только мощность пускаемого АД
и, соответственно, мощность
приводимой во вращение
машины.
Наибольшая мощность
пускаемого двигателя
возможна при хр = 0.
Величина этой мощности зависит от параметров как двигателя, так и
приводимого во вращение механизма и может меняться в очень
широких пределах. Для агрегатов с тяжелыми условиями пуска
(шаровые и стержневые мельницы, поршневые компрессоры и
Рис. 4.14 Ограничение
единичной мощности крупного двигателя
по условию пуска; Рдоп —
максимально допустимая мощность
пускаемого двигателя
247
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
пр.) основным лимитирующим фактором является снижение
пускового момента из-за понижения напряжения. При легких
условиях пуска (вентиляторы, дымососы и пр.), когда уменьшение
пускового момента неопасно, лимитирующим фактором может
стать недопустимое снижение напряжения на шинах
работающих электроприемников.
От проблемы обеспечения пусков крупных двигателей
можно уйти, используя системы плавного пуска с преобразователем
частоты.
Влияние статических конденсаторов на устойчивость
двигателей
Установка шунтовых конденсаторных батарей (КБ) в
распределительных сетях промышленных предприятий может
преследовать две цели:
A) компенсацию реактивной нагрузки (повышение cos(p) для
улучшения экономических показателей работы сети за счет
уменьшения потерь;
B) повышение уровней напряжения.
Эти две цели взаимосвязаны, но повышение cosy? часто
целесообразно и тогда, когда повышать напряжение нет
необходимости. Тогда после включения КБ принимают меры к
восстановлению нормального напряжения. Это может быть выполнено
по-разному, и соответственно влияние установки КБ на
устойчивость двигателей и на их самозапуск будет различным [42].
Всего можно выделить четыре случая:
A) до включения КБ напряжение было понижено, и поэтому
после их включения никакие меры не принимаются;
B) после включения КБ переключаются ответвления
трансформаторов так, чтобы снизить вторичное напряжение до
нормального уровня;
248
4.2 Сети ниже 110 кВ
C) после включения КБ уменьшаются уставки регуляторов
напряжения на местной электростанции, что уменьшает
возбуждение генераторов;
D) после включения КБ снижается возбуждение СД.
В первом случае (если только нет перекомпенсации) условия
самозапуска и устойчивости двигателей улучшаются вследствие
повышения напряжения*. Поэтому установка КБ в первом
случае всегда улучшает условия устойчивости и самозапуска
двигателей. Остальные случаи неоднозначны, и все, что ниже сказано
об установке КБ, относится к условиям, когда после включения
КБ тем или иным способом уменьшается повысившееся
напряжение.
На рис. 4.15 показаны три переходных процесса при КЗ
длительностью 0,17 с в одной и той же автономной системе
электроснабжения**, но в разных условиях: 1 — при исходном
состоянии схемы и номинальном напряжении на шинах двигателей;
2 — после включения КБ, что сократило потребление
реактивной мощности на 2/3 и увеличило напряжение на 5%, причем
для восстановления напряжения до исходного уровня пришлось
переключить ответвления трансформаторов; 3 — то же, но для
восстановления напряжения вместо переключения ответвлений
трансформаторов изменены уставки регуляторов напряжения на
местной электростанции.
В первом и втором случаях самозапуск проходит успешно,
но в третьем работа потребителя нарушается. Такой результат
показывает, что наличие КБ необходимо учитывать при
проверке влияния возмущений на работу потребителей. При этом худ-
* Электромагнитный момент АД пропорционален квадрату напряжения,
а у СД — первой степени напряжения.
**В составе нагрузки АД — 80%, СД — 20%, СД работают с выдачей
небольшой реактивной мощности (cos if = 0,92), коэффициент мощности
нагрузки предприятия в целом cos^e = 0,84. Приведенные расчеты относятся
к попытке сразу же после КЗ восстановить работу всех двигателей, не
отключая часть из них.
249
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
2 120
§ юо
г? 80
S 60
1 40
I 20
д о
по
'? 100
8 s
? 60
50
Рис. 4.15 Влияние включения КБ на самозапуск АД и устойчивость
СД: I — исходные условия; 2 — с включенной КБ; 3 — с включенной
КБ и восстановлением исходного напряжения
шим (в рассматриваемом отношении) вариантом является
режим максимальной нагрузки со всеми включенными КБ и самым
низким уровнем возбуждения генераторов.
Все же в рассмотренных случаях разница в условиях
устойчивости и самозапуска двигателей при наличии и отсутствии
КБ обычно не настолько велика, чтобы указанный фактор мог
повлиять на само решение вопроса об установке КБ. Так, в той
же схеме и при таком же виде КЗ переходный процесс
благополучно заканчивается, если длительность КЗ не превышает 0,19 с
в первом случае, 0,17 с — во втором и 0,16 с — в третьем случае.
Это близкие результаты.
0,5 1,0 1,5 2,0
Время/с
Время/с
250
4.2 Сети ниже ПО кВ
ПС
энергосистемы
ГПП
О,
U
¦GD-*
к
двигателям
ФСс
Рис. 4.16 Схема к расчету асинхронных характеристик АД
Оценивая влияние КБ на работу двигателей, полезно
сопоставить асинхронные характеристики АД, т.е. зависимости
активной и реактивной мощности от скорости вращения, при
разных условиях. Рассматриваемая условная схема показана на
рис. 4.16, асинхронные характеристики — на рис. 4.17.
Из примера, показанного на рис. 4.17, видно, что, во-первых,
различия в случаях 1-4 невелики. Во-вторых, небезразлично, в
какой части системы электроснабжения выполняется
переключение ответвлений трансформатора.
Причина последнего обстоятельства обусловлена
сопротивлением распределительной сети хл (см. рис. 4.16). Разумеется,
сопротивления имеют все участки схемы: и перед
трансформатором Т1, и после трансформатора Т2, но существенно здесь
сопротивление между этими трансформаторами.
В схеме на рис. 4.16 изменение коэффициента
трансформации Т2 в сторону понижения и% снизит нагрузку (реактивную
наверняка, активную — только у статических
электроприемников: нагревательных установок, ламп и пр.) и, соответственно,
уменьшит ток Д. Это приведет к уменьшению потери
напряжения в сопротивлении х„. Таким образом, в случае 4 действуют
два противоположно влияющих фактора: снижение напряжения
после включения КБ ухудшает условия, а снижение потерь
напряжения во внешнем сопротивлении улучшает их; результат
в показанном случае 4 положительный. Но реально он не все-
251
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
О 20 40 60 80 100
Скорость вращения /
% к синхронной
0 20 40 60 80 100
Скорость вращения /
% к синхронной
Рис. 4.17 Пример асинхронных характеристик АД: 0 — напряжение
на шинах двигателей поддерживается номинальным (U = 100%) при
всех скоростях вращения; 1 — напряжение зависит от потребляемой
мощности (эквивалентное внешнее сопротивление 0,08 отн. ед.); 2 — то
же, но включена КБ такой мощности, что coscpz ~ 1, U = 105,4%; 3 —
восстановлено номинальное напряжение переключением ответвлений
трансформатора Т1 на ПС энергосистемы (рис. 4.16); 4 — то же, но
переключались ответвления трансформатора Т2 на ГПП
гда будет таким; это зависит от соотношения между всеми
сопротивлениями схемы электроснабжения. Повторим, что в
большинстве случаев влияние указанных факторов незначительно,
но отсюда не следует, что оно не может стать значительным ни
в каких условиях.
252
4.2 Сети ниже ПОкВ
к
о.
«
Е
I
О
а, 80
|! б»
I!40
га >,
&&20
я
в 0
г-""—
—1—
1
II
I
1
1
1
1
1
1
1
г
1
III
1
1
\
1
1
\
—I
1
IV
i
i
i
i
i
1 1 1
i i
V VI
1 1
1 1
1 1
L_x
60
120
Время / с
180
Рис. 4.18 Снижение возбуждения СД в попытке снизить напряжение
после включения КБ
Последний из перечисленных выше случаев — снижение
напряжения путем уменьшения тока возбуждения СД — гораздо
более важный.
Снижение возбуждения СД, во-первых, малоэффективно,
так как суммарная мощность СД обычно значительно меньше
всей нагрузки. Во-вторых, снижение возбуждения СД
уменьшает запас устойчивости СД (см. п. 5.3).
Снижение возбуждения СД может даже привести к
нарушению устойчивости СД без всякого заметного толчка извне.
Такой случай показан на рис. 4.18. Нагрузка, состоящая на 35% из
СД* и 65% АД, питается от энергосистемы по линиям 110 кВ.
В исходном режиме величина нагрузки составляет 90 МВт и
29 Мвар. Для системы внутреннего электроснабжения
оптимальным является номинальное напряжение на шинах 110 кВ ГПП.
"В основном — приводы поршневых компрессоров, коэффициент загрузки
95%, в исходном режиме СД работают с выдачей реактивной мощности и
имеют cos if = 0,9.
253
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
Включение конденсаторных батарей (рис. 4.18, момент
времени /), мощность которых равна суммарной реактивной нагрузке
B9 Мвар при номинальном напряжении), повышает напряжение
на 7%. Далее предпринимаются три попытки снизить
возбуждение СД (моменты времени II, /// и /V), каждый раз
примерно на 10% от номинального. При этом, естественно, выдача
реактивной мощности СД уменьшается и суммарное потребление
реактивной мощности растет. В момент времени V включаются
еще КБ на суммарную мощность 15 Мвар, и в момент
времени VI предпринимается еще одна попытка снизить возбуждение
СД, на этот раз на 5%, что вызывает немедленное нарушение
устойчивости СД. Дальнейший процесс нарушения работы
двигателей зависит от параметров АД, от того, какая часть
двигателей будет быстро отключена, и пр. В худшем случае
разовьется полная лавина напряжения (см. п. 2.4).
Снижение возбуждения СД крайне отрицательно
сказывается на их устойчивости при кратковременных снижениях
напряжения. Поэтому использовать СД для понижения напряжения в
распределительной сети предприятия можно лишь в очень
небольшой мере (примерно так, чтобы выдача реактивной
мощности СД была не ниже 30% от Рном) и лишь при условии расчетной
проверки динамической устойчивости СД,
4.3 Сети 110 кВ и выше
В большинстве случаев, но не всегда, это сети
энергосистемы (внешнее электроснабжение). Их проектирование
основывается на расчетной нагрузке, категориях электроприемников по
степени обеспечения надежности электроснабжения и на
характеристике источников питания. Это — общие задачи
проектирования распределительных сетей, которые в этой книге не
рассматриваются. Ряд вопросов, имеющих отношение к этой задаче
и рассмотренных ниже, непосредственно относятся к решению
задач обеспечения бесперебойной работы промышленного
потребителя.
254
4.3 Сети ПО кВ и выше
Рис. 4.19 Присоединение
трансформаторов без выключателей: Р —
разъединитель, Отд. — отделитель,
Кз — короткозамыкатель
О применении упрощенных подстанций с отделителями
и короткозамыкателями
Такие подстанции в
сетях 110 кВ (рис. 4.19) еще,
к сожалению, встречаются
и притом в значительном
количестве. Это
тупиковые подстанции, где вместо
входного выключателя
стоит отделитель, который не
может разрывать цепь при
большом токе.
Автоматическое отключение такой
подстанции выполняется
следующим образом:
имеющимся на ней однофазным
короткозамыкателем
создается КЗ, защита в начале
питающей эту подстанцию линии реагирует на это КЗ и
отключает линию (от которой могут питаться и другие
подстанции). Пока линия обесточена, отделитель отключается, а
питание остальных потребителей будет восстановлено в результате
АПВ линии.
Если от сетей, где встречаются упрощенные подстанции,
питаются потребители, чувствительные к кратковременным
нарушениям электроснабжения, то для них срабатывания короткоза-
мыкателей — крайне нежелательные явления.
Анализ таких случаев ничем не отличается от расчетов
переходных процессов при КЗ в сетях, и выбор между
реконструкцией подстанций в окрестностях рассматриваемого
потребителя (насколько велики эти окрестности, покажут расчеты)
или другими противоаварийными мерами — обычная технико-
экономическая задача. Главное — не упустить из вида
особенности сети, к которой подключается потребитель.
255
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
О числе ступеней промежуточной трансформации
В общем случае число ступеней трансформации между
электроприемниками и точками присоединения сети к
существующим подстанциям энергосистемы полезно сокращать. Это
повышает устойчивость двигателей, обеспечивает более высокие
уровни напряжения при их пусках и самозапуске, но, с другой
стороны, увеличивает токи КЗ.
При поисках компромисса нужно учесть, что увеличение
реактивных сопротивлений между секциями шин источника
питания и секциями шин двигателей может играть не только
отрицательную роль, но и положительную, улучшая устойчивость
двигателей и облегчая их самозапуск. В п. 4.1 это показано для
системы внутреннего электроснабжения, но может проявиться и
в отношении внешних связей.
Выбор нормального состояния секционных
выключателей на шинах 110 кВ
Легко убедиться в том, что бесперебойность работы
потребителей в немалой мере зависит от того, включены или
отключены выключатели в сети ПО кВ [43]. Ниже, на приведенных
упрощенных схемах, рассматривается состояние выключателей
в «мостиках», но сказанное будет относиться ко всем факторам,
определяющим состояние сети: с замкнутыми или
разомкнутыми кольцами.
При проектировании сети решение о замыкании или
размыкании колец принимается на основе анализа обстоятельств,
которые не относятся непосредственно к теме книги и потому,
как правило, здесь не рассматриваются. Упомянем только, что
замкнутое состояние сетей облегчает транзит необходимой
мощности. Но при замкнутых кольцах (как, например, на рис. 4.20)
возможно появление дополнительных потерь, если в таком
кольце будет протекать так называемый уравнительный ток,
который появляется, когда выбор отпаек трансформаторов на
подстанциях в этом кольце неправильно согласован. Меняются в
256
4.3 Сети 110 кВ и выше
(а) (б)
Рис. 4.20 Параллельная (а) и раздельная (б) работа секций 110 кВ
ГПП
зависимости от состояния схемы и условия работы релейной
защиты.
Влияние изменений состояния системы внешнего
электроснабжения на работу потребителя определяется тем, как это
сказывается на числе нарушений его работы. Простейшая ситуация
показана на рис. 4.20. При КЗ в точке A'i явное преимущество
имеет схема Б с отключенным секционным выключателем СВ,
так как при этом напряжение С/г будет снижаться значительно
меньше, чем U\\ продолжительность КЗ определяется временем
срабатывания токовой защиты линии.
При КЗ в точке А'г ситуация меняется. В схеме А такое
КЗ вызовет глубокое снижение напряжений на обеих секциях,
но питание может быть восстановлено быстро —
отключением выключателей, в том числе отключением выключателя В. В
схеме Б снижение напряжения будет существенным только на
электроприемниках первой секции, но длительность перерыва
их питания будет значительно больше: она увеличится на время
АВР.
17 - 967
257
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
В разных условиях предпочтительной может оказаться как
схема А, так и схема Б. Например, при преобладании в
нагрузке СД с плохими условиями самозапуска и потому требующих
весьма быстрого восстановления питания, может оказаться
предпочтительной схема А. Если же потеря напряжения во внешней
сети от токов самозапусков двигателей значительна, то схема Б
может оказаться предпочтительнее, так как суммарная
мощность затормозившихся двигателей меньше. Правда, последнее
неоднозначно, и суммарный ток самозапуска зависит не только
от мощности двигателей, но и от того, насколько сильно они
успели затормозиться: в схеме Б мощность меньше, а глубина
торможения больше.
В работе [44] предложена еще одна возможность ослабить
воздействие внешних КЗ на работу электроприемников —
применением специального четырехобмоточного трансформатора.
Это поясняют упрощенные схемы, показанные на рис. 4.21.
Схема В
Ъ^и
*¦*' W ТТТТ ¦"¦ ¦'¦
Схема Г Схема Д Схема Е
Рис. 4.21 К сравнению схем
258
4.3 Сети ПО кВ и выше
Схемы А и Б рассматривались выше. В схеме А глубокое
снижение напряжения имеет место у всех электроприемников,
но перерыв питания происходит только на время отключения
поврежденной линии. В схеме Б большой провал напряжения
получается только у части электроприемников, но время перерыва
их питания значительно из-за того, что питание
восстанавливается после действия АВР. В схеме В, предложенной в [44], полная
длительность аварийного режима такая же, как в схеме А, но
снижения напряжения значительно менее глубокие. Недостаток
схемы В в том, что при повреждении или ремонте
четырехобмоточного трансформатора электроприемники остаются без
питания.
Схемы Г, Д и Е — аналогичные, но четырехсекционные.
Нетрудно убедиться в том, что схема Е обладает в
рассматриваемом отношении преимуществом перед схемами Г и Д, но дороже.
Секционирование в сети 110 кВ
Аналогичная проблема — секционированное или раздельное
внешнее питание — иногда возникает и в отношении участков
сети, близких к предприятию, но не входящих непосредственно
в схему его внешнего электроснабжения. Такой пример показан
на рис. 4.22. В зависимости от нормального состояния
выключателей В1 и В2 существенно меняется воздействие КЗ на
потребителя, например в точке К. В показанном случае более
предпочтительна схема с нормально отключенными В1 и В2, так как
при этом воздействие КЗ на потребителя, в основном,
ограничивается половиной предприятия.
Но возможно противоречие: схема полностью
секционированной сети может быть благоприятной для рассматриваемого
предприятия, но неоптимальной для других потребителей.
Этот вариант той же задачи показан на рис. 4.23.
Особенности электроснабжения 1-го предприятия в отношении КЗ в
сети 110 кВ рассмотрены выше (рис. 4.20), но здесь
существенную роль играют и интересы 2-го предприятия. В схеме Б при
17»
259
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
220 кВ
5^
ПС1
ПОкВ
ПС2
К
+
W4
Т ¦ Т ГПП предприятия
Рис. 4.22 К вопросу о секционировании сети. Нормальное состояние
выключателей В1 и В2 может быть или включенным, или
отключенным
220 кВ
ПС-1
ПС-2
|'| I I |^ ПОкВ К
Схема
T11UKO Л П
2-е пред- 1-е
предприятие приятие
Схема Б
К
АВР
Рис. 4.23 Замкнутый или разомкнутый транзит между ПС-1 и ПС-2
260
4.3 Сети ПО кВ и выше
КЗ в точке К условия питания правой секции 2-го
предприятия зависят от состояния секционного выключателя на чужом
предприятии*.
В показанных случаях все принципы решения задачи
остаются без изменения, но при поиске оптимального решения нужно,
в общем случае, учитывать интересы всех потребителей данной
сети. Такая расширенная задача могла бы стать неразрешимой,
особенно если учесть разницу в предпочтительных состояниях
сети для разных предприятий, но на практике оптимальное
решение находится в иной плоскости: схему сети выбирают
удовлетворительной для наиболее вероятных случаев
повреждений (и, разумеется, с учетом потребностей самой энергосистемы
в отношении замкнутых или разомкнутых транзитов), а
противоаварийные меры на предприятиях выбирают для принятого
состояния сети и всех возможных ее ремонтных режимов.
О числе параллельных линий в схеме внешнего
электроснабжения
Поскольку основной причиной нарушений нормального
электроснабжения являются КЗ на воздушных линиях, вопрос об
увеличении числа параллельных линий внешнего
электроснабжения (сверх необходимого по нормальным и основным
ремонтным режимам**) немаловажен. Выбор основной схемы
системы электроснабжения — это один из первых и главных
вопросов проектирования такой системы. Не останавливаясь на всех
аспектах этой многогранной задачи, отметим лишь два
обстоятельства.
Во-первых, нужно иметь в виду, что двухцепная линия
электропередачи характеризуется меньшей надежностью, чем две
однопепные и, тем более, проходящие по разным трассам.
"В реализации релейной защиты и АВР на линиях с двусторонним
питанием с последовательными заходами на ряд подстанций много
сложностей [27].
**См. в п. 1.6 о критерии "Л^-Г.
261
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
а
О
о,
Ё
•е-
Улучшение условий
самозапуска
Увеличение
числа КЗ в год
Во-вторых, значительное
увеличение числа
параллельных линий совсем
необязательно означает повышение
надежности
электроснабжения. Это, во всяком случае,
относится к предприятиям,
чувствительным к
кратковременным нарушениям
электроснабжения. Чем больше
линий, тем меньше вероятность
полной потери питания
(отключение всех линий) и
меньше потери напряжения в после аварийном режиме во время
самозапуска двигателей. Но одновременно увеличивается
число КЗ — пропорционально увеличению суммарной погонной
длины всех линий. При большом увеличении числа
параллельных линий роль факторов, влияющих положительно,
ослабляется, но факторы, влияющие отрицательно, остаются
значимыми (рис. 4.24). Так что наращивание числа параллельных
линий может стать мероприятием не только дорогим, но и
бесполезным, — в зависимости от чувствительности потребителя к
кратковременным нарушениям электроснабжения.
Число параллельных линий
Рис. 4.24 К вопросу о выборе
числа параллельных линий
О выдаче реактивной мощности синхронными
двигателями
Удовлетворительная устойчивость СД может быть
обеспечена только тогда, когда они постоянно работают с выдачей
значительной реактивной мощности.
Если доля СД в нагрузке предприятия достаточно велика, то
это означает, что предприятие является для внешней сети
источником реактивной мощности. Изменения направления потоков
реактивной мощности на каком-либо участке сети
сказываются на уровнях напряжения и выборе оптимальных ответвлений
262
4.4 Расчеты числа нарушений работы потребителя в год
трансформаторов, а также при определении величин рабочих
токов. Все это должно быть учтено при проектировании системы
электроснабжения.
Поэтому вся система электроснабжения, внутреннего и
внешнего, должна быть спроектирована таким образом, чтобы
не создавалось никаких препятствий для работы СД
предприятия с выдачей номинальной реактивной мощности.
Обеспечение работы СД с выдачей реактивной мощности
осложняется в тех случаях, когда велики уровни напряжения в
сети или на предприятии. В таких случаях можно,
разумеется, снижать выдачу реактивной мощности СД, но это
допустимо только при наличии обосновывающих расчетов устойчивости
СД, переходных процессов в нагрузке и влияния такого
ограничения на возможности нарушения работы предприятия.
Если снижение выдачи реактивной мощности СД заметно
сказывается на аварийности, то рассматривается вопрос о
применении специальных средств компенсации реактивной
мощности. При этом решающее преимущество имеют быстро
регулируемые компенсирующие устройства (см. п. 4.5). В нормальных
режимах эти устройства работают с потреблением реактивной
мощности, а при пониженных напряжениях — с выдачей
реактивной мощности, что повышает уровни напряжения в послеава-
рийном режиме и облегчает самозапуск двигателей.
4.4 Расчеты числа нарушений работы
потребителя в год
Вероятности возникновения коротких замыканий
Короткие замыкания могут возникать на любом элементе
электрической схемы, но по статистике КЗ основной вклад в
нарушения работы потребителя по причинам, связанным с
электроснабжением, вносят линии электропередачи.
Среднегодовое число КЗ на линии электропередачи
определяется как произведение удельной повреждаемости линий данно-
263
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
го типа в данном регионе (число КЗ на 100 погонных километров
линии в год) на длину линии (сотен километров). Удельная
повреждаемость воздушных линий (ВЛ) 110-220 кВ в разных
регионах может различаться в 10 и более раз. Из природных
факторов — по причине разной грозовой активности, а также из-за
различного сопротивления заземления опор. Величина
сопротивления заземления нормирована в ПУЭ, но если ВЛ проходит по
скальным грунтам, обеспечить нормативное сопротивление
заземления не удается, что значительно увеличивает вероятность
перекрытия линейной изоляции с опоры на провод при ударе
молнии в опору или в грозозащитный трос. Нередкой причиной
КЗ является загрязнение линейной изоляции уносами
промышленных предприятий.
Использование статистических данных, собранных в одном
регионе, для другого некорректно.
Получение в управлениях энергосистем данных об удельной
повреждаемости линий возможно, хотя обычная статистика
фиксирует не сами КЗ на ВЛ, а случаи, когда линия отключается
и остается отключенной, т.е. случаи успешного АПВ в эту
статистику не попадают. Поэтому нужно привлекать другие
статистические данные — о работе АПВ.
Пример. Для сети 110 кВ, от которой питается крупное
химическое предприятие в центре России, было
зафиксировано удельное число отключений ВЛ (когда в результате КЗ
линия была отключена и осталась отключенной, т.е. когда
АПВ не действовало или было неуспешным) в размере 7,9 на
100 км в год. Автоматическое повторное включение
действовало в 76% случаев отключения линии защитой, из которых
АПВ было успешным тоже в 76% случаев. Итого, доля
случаев, когда ВЛ оставались в работе, была 0,76 X 0,76 = 0,58.
Следовательно, ВЛ выходили из работы в 42% случаев КЗ.
Отсюда указанное число 7,9 составляет 42% всех КЗ на ВЛ.
В итоге, удельное число КЗ на ВЛ равно 7,9/0,42 = 18,8 на
100 км в год. Для той же сети распределение КЗ по видам
264
4.4 Расчеты числа нарушений работы потребителя в год
таково: однофазные — 83%, двухфазные — 5%, двухфазные
на землю — 8%, трехфазные — 4%.
Удельная повреждаемость кабельных линий меньше, чем
воздушных. Повреждаемость кабельных линий, проходящих по
заводской территории, значительно меньше, чем у таких же
линий вне территории предприятия.
На общее число КЗ в сети сильно влияют упрощенные
тупиковые подстанции с короткозамыкателями (см. п. 4.3).
Общее число КЗ может значительно возрасти, если к
шинам подстанции, от которой осуществляется электроснабжение
предприятий, чувствительных к кратковременным нарушениям
электроснабжения, подключены линии, питающие посторонних
потребителей. Поэтому подключение ВЛ 110 кВ общесистемного
назначения к таким ПС нежелательно.
Суммарное число нарушений работы предприятия
Подсчет ожидаемого числа нарушений работы предприятия
в год — простая, хотя и громоздкая задача.
Если не прилагать усилий к сокращению объема
вычислительной работы, то нужно выполнить расчеты для КЗ всех
видов (однофазных, двухфазных, двухфазных на землю,
трехфазных) во всех точках сети с учетом их фактической длительности
и возможных отказов выключателей, т.е. с действием УРОВ. В
последнем случае нужно, разумеется, учитывать, что действие
УРОВ приводит ко многим отключениям в сети. Каждый из
расчетов покажет, восстанавливается ли работа всех
ответственных двигателей, или нет. Зная удельные повреждаемости
линий, шин ОРУ и т.д., вероятности возникновения всех видов КЗ
и вероятности отказа выключателей, каждому рассчитываемому
процессу нужно приписать соответствующую ему вероятность.
Вероятность нарушений в электрической сети удобнее всего
измерять как число рассматриваемых событий в год.
Суммирование вероятностей нарушения нормальной работы
ответственных двигателей по всем выполненным расчетам дает искомую
265
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
величину суммарного числа нарушений работы предприятия в
год.
Каждый расчет, выполненный для КЗ в какой-либо точке
сети, отображает условия, соответствующие КЗ и в соседних
точках сети, — если не только режимы КЗ, но и послеаварийные
режимы (после действия защит) являются близкими.
На рис. 4.25 в условно изображенной сети 110 кВ показаны
две зоны КЗ: К1 и К2; каждой зоне соответствует один расчет
КЗ в узловой точке, если последствия КЗ во всех точках одной
зоны примерно одинаковы. Зона К2 не охватывает линию Л2,
так как отключение этой линии приводит к послеаварийному
режиму, явно отличающемуся от послеаварийных режимов при
отключениях какой-либо из остальных линий, присоединенных
к этому узлу.
Вероятность pj возникновения КЗ в какой-либо j-й зоне,
1/год, определяется выражением:
Рз = Ро ^ L*3 '
где ро — удельная повреждаемость линий в данной сети,
1/A00 км • год); Lij — погонная длина участка i-й линии,
входящего в j-ю зону, сотен километров. К величине pj в общем случае
Рис. 4.25 Примеры зон коротких замыканий, одинаково влияющих
на потребителя
266
4.4 Расчеты числа нарушений работы потребителя в год
нужно добавлять вероятность возникновения КЗ на секциях шин
в данном j-u узле pcjnj, если эта вероятность существенна:
Pj = Pcmj +Ро^2 Lii -
t
Для всей схемы в целом вероятность нарушения работы
предприятия, Рнар> 1/год, определяется выражением:
= Yj тзРсш3 + Ро Y1 тз Y, Lii ' DЛ)
3 3 i
где
{0, если работа предприятия при j-u КЗ не нарушается,
1,если работа нарушается.
Таким образом, расчеты сводятся, в основном, к
суммированию длин тех линий (или участков линий, об этом см. ниже), КЗ
на которых приводят к нарушению работы предприятия.
Напомним, что рассматриваются все виды КЗ при наиболее вероятных
их продолжительностях и с учетом особенностей
послеаварийных режимов.
Постановка расчетной задачи с подсчетом последствий всех
КЗ вовсе не так абсурдна, как может показаться. Особенно если
учесть, что продолжительность каждого единичного расчета —
в среднем несколько секунд или десятков секунд, а перебор всех
необходимых вариантов и итоговые подсчеты может выполнять
программа. Тем не менее, на практике, если есть возможность
упростить и упорядочить решение такого рода задач,
особенно если используемая программа не дает возможности удобной
организации серий расчетов переходных процессов, это полезно
делать.
267
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
Упрощения рассматриваемой задачи сводятся к трем
приемам. Но нужно иметь в виду, что эти приемы (как и любые
другие упрощения) не во всех случаях корректны и
эффективны.
Упрощение 1-е. Расчеты начинаются с точек, ближайших к
потребителю, с тем, чтобы прекратить расчеты, когда из-за
удаленности места КЗ оно перестает вызывать нарушение работы
потребителя.
Например, для химического предприятия, имеющего три
ГПП и питающегося от двух подстанций 220/110 кВ
(рис. 4.26), оказалось, что опасными могут быть КЗ в
узловых точках сети 110 кВ только в небольшой
окрестности ГПП (кружки, обозначающие подстанции в зоне опасных
трехфазных КЗ, на рис. 4.26 закрашены). Таким образом,
здесь учитываются КЗ только на линиях Л1-Л19.
Рис. 4.26 Сеть 110 кВ, от которой питаются три ГПП предприятия
268
4.4 Расчеты числа нарушений работы потребителя в год
Упрощение 2-е. В ряде случаев задачу можно упростить тем,
что она разбивается на два этапа.
На первом этапе для одного или нескольких мест КЗ
определяется, какие снижения напряжения приводят к нарушению
работы предприятия при разных длительностях КЗ. Для этого
варьируются длительности КЗ и условия КЗ (вид КЗ или
сопротивление между точкой на линии, где возникает КЗ, и «землей»).
Цель построения — определить границы области в координатах
Uk3 и ?кз> безопасной для работы предприятия*. Построение
таких областей упоминалось в п. 3.2. Напряжения Aкз берутся на
шинах ГПП предприятия или на питающих предприятие
подстанциях. Используются, как правило, значения напряжения в
начальный момент КЗ.
На втором этапе для всех точек внешних КЗ выполняются
расчеты не всего переходного процесса, а только одного шага по
времени, для того, чтобы определить, какие напряжения
получаются в начальный момент всех КЗ. Напряжения фиксируются
в той же точке, для которой на первом этапе вычислялись Е/кз-
Сравнение значений 1/кз Для КЗ во всех точках и
соответствующих значений ?кз с граничной кривой, полученной на первом
этапе, позволяет определить, опасно ли каждое из КЗ.
Если отключения разных линий во внешней сети
создают различные условия устойчивости и самозапуска двигателей,
то на первом этапе нужно построить столько граничных
кривых, сколько возникает существенно различных послеаварийных
условий.
'Зависимости ?/кз(*кз) были показаны в [45], см. также [14, 37, 46]. При
фиксированной точке КЗ имеют место четыре значения ?/кз: для
трехфазного КЗ, двухфазного на землю, двухфазного без земли и однофазного КЗ.
Каждому виду несимметричного КЗ в расчетной схеме соответствует
определенное сопротивление, включаемое на землю в месте КЗ и зависящее от
параметров схемы. Это сопротивление обычно называют «шунтом КЗ».
Если не ограничиваться теми величинами шунтов КЗ, которые соответствуют
четырем видам КЗ, а взять еще промежуточные значения этих величин, то
можно получать любые значения (/кз* что необходимо для точного
построения кривых #кз(*кз).
269
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
В примере, приведенном выше (рис. 4.26), для каждого
из трех ГПП предприятия, как показало сравнение
результатов расчетов, достаточно построить по три граничных кривых
^кз(^кз), показанные на рис. 4.27: одну для КЗ на линии,
идущей от ПС1 к ГПП предприятия (с отключением этой линии в
результате КЗ), вторую — для КЗ на линии, идущей от ПС2 к
ГПП (с ее отключением), и третью — для всех остальных КЗ,
т.е. для КЗ в какой-либо точке сети ПО кВ вне ПС1 и ПС2;
здесь можно не учитывать отключение линии в результате КЗ,
потому что на условия устойчивости и самозапуска это влияет
мало.
Результаты расчетов числа нарушений работы
предприятия, к которому относятся рис. 4.26 и 4.27, приведены в табл. 4.1.
Расчеты выполнялись для определения целесообразности более
глубокого секционирования сети, чем показано на рис. 4.26
(полезно ли отключение линий Л13 и Л14), и для определения
эффективности простейших противоаварийных мероприятий: при-
60
50
40
"^ 30
20
10
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1
'кз/с
Рис. 4.27 Пример граничных кривых для ГПШ в схеме рис. 4.26:
С/кз — напряжение на шинах 110 кВ ГПП в начале режима КЗ; *кз —
длительность КЗ
270
4.4 Расчеты числа нарушений работы потребителя в год
Таблица 4.1 Число нарушений работы предприятия в год
Противоаварийные
меры
Нет
Схемы самозапуска АД
низкого напряжения
Повышение устойчивости СД
Состояние сети 110 кВ
все ВЛ включены
6,8
2,2
0,2
откл. Л13 и Л14
9,4
од
од
менения схем самозапуска для ответственных АД низкого
напряжения, отключающихся при КЗ из-за отпадания контактов
магнитных пускателей (см. п. 1.2), и мер по повышению
устойчивости СД (см. п. 5.3).
Описанный способ
построения граничных кривых
^кз(^кз) позволяет
сократить объем расчетов, но,
будучи приближенным,
применим не всегда. Причина
В
-$
г?
Л
н
и,
КЗ
состоит в том, что величи- рис, 4.28 К вопросу о корректно-
на напряжения в режиме КЗ, сти построения граничных кривых
вообще говоря, не имеет од- ^кз('кз)
нозначной связи с тяжестью
КЗ. Это можно видеть на показанной на рис. 4.28 упрощенной
схеме питания двигателей — некоторой цепочке линий от
мощной подстанции, напряжение которой практически не зависит от
изменений нагрузки.
Пусть КЗ в точках А-Г являются трехфазными. Тогда во
время КЗ в точках Л, Б и В связь нагрузки с источником
питания полностью прервана, и двигатели активной мощности не
получают. Но величины напряжений Uk3 в точке Я во время
КЗ в точках А, Б и В различны. Они зависят от того, какой
ток посылают двигатели к месту КЗ, и от сопротивления между
точкой Я и местом КЗ. Величина l/кз наименьшая, когда КЗ —
271
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
в точке А. При КЗ в точке Г величина 1/кз может быть такой же,
как при КЗ в точке В, но в случае Г связь между двигателями
и источником питания во время КЗ частично сохраняется.
Поэтому условия устойчивости и самозапуска двигателей при КЗ
в разных точках сети могут не совпадать, хотя значения 11кз
одинаковы, и наоборот. Поэтому во всех сомнительных случаях
нужно проверять, не смещается ли граничная кривая от
изменения точки КЗ, и, если смещение существенно, пользоваться
разными кривыми для разных пунктов КЗ.
На рис. 4.29,а-4.29,е показано, как зависят предельные по
устойчивости и самозапуску значения Uk3 ot длительностей КЗ
в точках А-Г.
Зависимости *7кз(^кз), построенные на рис. 4.29, о для АД,
для точек А-В практически совпадают; кривая для точки Г
несколько отличается, но это отличие малосущественно и идет в
запас (если результаты, полученные для точек Л-В, приписать
и точке Г).
Если в нагрузке много СД, то результаты будут другими
(рис. 4.29,6 и 4.29,е). Отличие от рис. 4.29,а в том, что СД
более, чем АД, влияют на напряжения во время КЗ, и кривые
дальше отстоят друг от друга. Поэтому способ построения
граничных кривых ?/кз(*кз) в случае СД малоэффективен.
При значительной доле СД более полезные результаты
дает расчет предельных по устойчивости СД величин начальных
сбросов мощности СД (рис. 4.29, д). Под начальным сбросом
мощности двигателя (асинхронного или синхронного)
понимается разность между нормальной мощностью, потребляемой им в
доаварийном режиме, и мощностью, потребляемой в первый
момент КЗ. Чем эта разность больше, тем, очевидно, устойчивость
СД хуже (при одинаковой длительности КЗ).
Значения начальных сбросов мощности для трехфазных КЗ,
близких и удаленных (точки А-В), различаются меньше, чем
величины напряжений [/Кз, а при нулевых активных
сопротивлениях сети (как в приведенных здесь упрощенных расчетах)
вообще совпадают. При больших значениях *кз разница замет-
272
4.4 Расчеты числа нарушений работы потребителя в год
5 80
Рис. 4.29 Зависимости предельных по устойчивости и самозапуску
значений f/кз и начальных сбросов активной мощности двигателей от
длительности КЗ (см. рис. 4.28). Крайние левые точки каждой кривой
соответствуют трехфазному КЗ
18 - 967
273
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
на (рис. 4.29, д), но она не так существенна, как на рис. 4.29,6
и 4.29, д. Можно использовать расчеты начальных сбросов
мощности и применительно к АД (рис. 4.29, г).
Таким образом, если в рассматриваемой нагрузке
значительно преобладают либо АД (ориентировочно — более 80%), либо
СД (более 60%—70%), то рассматриваемые варианты двухэтап-
ного расчета пригодны — с определением зависимостей от
длительности КЗ либо напряжений ?7кз> либо начальных сбросов
мощности. Но если в нагрузке АД и СД имеют примерно
равные доли, то результаты могут быть неудовлетворительными
(рис. 4.29,6 и 4.29, е). Это связано со сложностью
взаимодействий АД и СД во время КЗ и после его отключения.
Для нагрузки, в которой доля СД составляет от 20% до 70%,
применять указанный выше способ следует с осторожностью.
Имеется в виду, что после того, как выполнены расчеты по
этому способу, для тех КЗ, которые дают наибольший вклад в
нарушения работы предприятия, нужно выполнить расчеты всего
переходного процесса и, если результаты будут отличаться от
полученных с использованием кривых {7кз(*кз)> ввести
необходимые уточнения.
Упрощение 3-е. Воздействие КЗ на двигатели может быть
различным в зависимости от того, происходит ли КЗ вблизи
узловой точки сети или вблизи середины линии. Это всегда можно
проверить, выполнив несколько контрольных расчетов.
Если линии короткие, то перемещение места КЗ вдоль
линий почти не влияет на переходный процесс. Тогда достаточно
выполнять КЗ в узловых точках сети, перемещая место КЗ из
промежуточных точек на линиях в узлы схемы. Именно это
имелось в виду на рис. 4.25.
Если линии достаточно протяженные, то полезно учесть
различия между КЗ в узловых точках и в промежуточных точках
на линии*. Эти различия сказываются, в основном, при боль-
*При расчете шунтов КЗ, которые вводятся в расчетную схему для
отображения несимметричных КЗ [9], обнаруживается значительная разница в
274
4.4 Расчеты числа нарушений работы потребителя в год
Р ; L
С *-?кз-*
Рис. 4.30 Начальные сбросы мощности СД при КЗ на двухцепной
линии
шой доле СД. Их устойчивость, как было показано выше, при
фиксированной длительности КЗ и определенном послеаварий-
ном режиме зависит, в основном, от величины начального сброса
мощности: чем он больше, тем устойчивость хуже.
На рис. 4.30 показаны тонкими линиями начальные сбросы
мощности СД одного из предприятий при различных видах КЗ
на достаточно протяженной линии электропередачи между
источником питания (шинами мощной ПС энергосистемы) и ГПП
потребителя.
Видно, что по мере удаления от концов линии величины
начальных сбросов мощности СД уменьшаются. Но изменения
удаленности места КЗ сказываются существенно только вблизи
концов линии. Поэтому для практических целей при расчетах КЗ в
сетях 110-220 кВ достаточно рассчитывать три точки КЗ: по
концам линии и в ее середине. При этом (см. жирную ломаную
линию на рис. 4.30 для трехфазного КЗ) можно, имея в виду
некоторый запас, считать, что расчет каждого из КЗ в начале и
величинах этих шунтов, рассчитанных для узлов схемы и, например, для
середины линии (при длинах линий, характерных для российских сетей 110—
220 кВ). Но в большинстве случаев такие различия в шунтах КЗ можно не
учитывать.
Z,K3 / % от длины линии
18'
275
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
конце линии соответствует случаям КЗ на 10% длины линии, а
расчет КЗ в середине линии отражает условия при КЗ на 80%
длины линии.
Чем короче линия, тем меньше разница между начальными
сбросами мощности при КЗ по концам линии и в ее середине.
Контрольными расчетами легко установить, нужно ли вообще
рассчитывать КЗ в серединах линий или можно ограничиться
расчетами КЗ в узлах.
4.5 Использование силовой электроники
в распределительных сетях
В связи с бурным развитием силовой электроники
предложено значительное количество аппаратов, которые могут в той
или иной мере управлять режимами работы электрических
сетей (см., например, [47-52]). Естественно, возникает вопрос о
том, насколько такие устройства могут быть полезными для
решения рассматриваемых в этой книге задач. Детальных
исследований в этой области еще не проводилось, но некоторые аспекты
можно отметить.
Для распределительных сетей особенно важными
являются два свойства указанных устройств. Во-первых, они могут
выдавать реактивную мощность в режимах, где напряжение
снижено* (при удаленных КЗ, во время самозапусков
двигателей и пр.). Эту функцию выполняют регулируемые
источники/потребители реактивной мощности, иначе называемые
компенсирующими устройствами. Во-вторых, некоторые из этих
устройств могут в течение очень небольшого времени
выдавать активную мощность. Таким свойством обладают накопи-
* Борьба с повышенными напряжениями актуальна, главным образом,
для сетей высших классов напряжения, поскольку основной причиной, из-за
которой не удается нормализовать напряжение при малых нагрузках,
является реактивная мощность, генерируемая линиями высокого напряжения в
тем больших размерах, чем выше напряжение (пропорционально квадрату
напряжения).
276
4.5 Использование силовой электроники в распределительных сетях
тели электрической энергии, которые запасают энергию в
нормальных режимах и отдают ее в аварийных.
Регулируемые источники реактивной мощности
К таким устройствам, которые применяются или могут
применяться в распределительных сетях, относятся синхронные
компенсаторы (СК) и статические устройства, как не
обладающие собственной ЭДС (статические тиристорные компенсаторы,
иначе — СТК), так и обладающие ею (статические
компенсаторы, иначе — статкомы).
Основное требование, которое должно быть предъявлено к
источникам реактивной мощности (ИРМ), применяемым для
решения рассматриваемых задач, — это достаточное
быстродействие. Запаздывание, которое допустимо при управлении
реактивной мощностью ИРМ, должно составлять не более, чем
десятые доли секунды. Это необходимо по двум причинам.
Во-первых, чтобы получить значительный эффект в
аварийном и по еле аварийном режимах (пока не закончились
самозапуски двигателей), требуется быстрая форсировка выдачи
реактивной мощности. Во-вторых, после окончания самозапуска
двигателей и ресинхронизации СД требуется быстрое снижение
выдачи реактивной мощности или даже переход к ее потреблению,
так как окончание самозапуска, как правило, сопровождается
значительным повышением напряжения. Особенно, если во
время аварийного режима большая часть нагрузки была
отключена автоматически или отключилась самопроизвольно. Тогда при
отсутствии быстродействующего регулирования напряжение
может значительно превысить допустимое.
Источники реактивной мощности регулируются — плавно
или ступенчато — таким образом, чтобы при низких
напряжениях они выдавали реактивную мощность, а при высоких —
потребляли ее.
Синхронные компенсаторы обладают и достаточной
мощностью, и достаточным быстродействием. Они пригодны в боль-
277
Глава 4. ПротивоавариЙные меры в электрической сети
1
А37 ¦* САУ
1 I
{а)
(б)
САУ
Рис. 4.31 Возможные упрощенные схемы СТК (а) и статкома (б).
САУ — система автоматического управления
шинстве случаев (об одном отрицательном эффекте
использования СК см. ниже), но они, по-видимому, менее удобны в
эксплуатации по сравнению со статическими устройствами.
Статический тиристорный компенсатор содержит
параллельно включенные конденсаторы и реакторы, причем ток через
реакторы управляется тиристорным устройством (рис. 4.31, а).
При низком напряжении ток через тиристорно-реакторную
группу уменьшен до нуля и СТК представляет собой емкость.
При высоком напряжении тиристоры полностью открыты, ток
через тиристорно-реакторную группу больше тока через
конденсатор, и поэтому СТК представляет собой эквивалентную
индуктивность. В промежуточных случаях управление
тиристорами обеспечивает плавное, или плавно-ступенчатое, или
ступенчатое изменение реактивной мощности СТК в функции
напряжения.
Основное функциональное отличие статкома от СТК
состоит в том, что статком (рис. 4.31,5) имеет на стороне
постоянного тока управляемое напряжение* Ud- Благодаря этому, ко-
*В качестве источника напряжения используется конденсаторная
батарея, заряд которой изменяется кратковременным переводом преобразовате-
278
4.5 Использование силовой электроники в распределительных сетях
гда при аварийном или после авар и ином режиме в сети низкое
напряжение, статком может выдавать значительный ток.
Величина этого тока, чтобы не допустить перегрузки
тиристоров, ограничивается на уровне 150%-200% от номинального (в
зависимости от параметров тиристоров). Таким образом,
максимальная реактивная мощность, которую статком может
выдать в аварийном или после аварийном режиме,
пропорциональна первой степени напряжения (так как Q = \/3?//тах> где
Лпах ~ const) в отличие от СТК, реактивная мощность которого
в этом же случае пропорциональна U2 как у обычного
конденсатора.
Повышение напряжения во время короткого замыкания
с помощью источника реактивной мощности
Значительные повышение напряжения во время КЗ можно
получить только тогда, когда мощность ИРМ очень велика и
соизмерима с мощностью КЗ в данной сети. В качестве примера
на рис. 4.32 показано, какие мощности ИРМ должны быть
установлены на шинах ГПП потребителя в сетях различной
«жесткости»**, чтобы напряжение на этих шинах в начальный момент
КЗ было равно безопасной для работы двигателей величине —
80% от номинального. По этим графикам видно, что требуемые
мощности ИРМ действительно велики и существенно зависят от
«жесткости» сети.
Таким образом, при реальных мощностях статкомов
можно ожидать существенного сокращения числа КЗ, опасных для
потребителя, преимущественно в «слабых» сетях, когда потре-
ля, в котором применены запираемые тиристоры, в выпрямительный или
инверторный режим. Так обеспечивается управление величиной U<t-
"Чем больше сопротивление распределительной сети, тем она «слабее».
В данном примере «жесткой» названа сеть, эквивалентное внешнее
сопротивление которой (от шин высокого напряжения ГПП потребителя до шин
электростанций) составляет хвпеш = 0,05 отн. ед., где за базисную мощность
принята величина кажущейся мощности нагрузки Ря/cos<ptt; средним
условиям здесь соответствует хвнеш = 0,10, «слабой» сети — хвя*ш = 0,30 отн. ед.
279
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
Напряжение на шинах
потребителя при КЗ
в отсутствие ИРМ / %
Рис. 4.32 Относительные мощности ИРМ, Мвар на 1 МВт нагрузки,
необходимые для повышения напряжения на шинах потребителя во
время КЗ до 80%. Для статкома принято, что максимальная кратность
тока по отношению к номинальному на отрезках времени до 2 с равна
двум: 1 — СТК, «жесткая» сеть; 2 — СТК, средние условия; 3 — СТК,
«слабая» сеть; 4 — статком, «жесткая» сеть; 5 — статком, средние
условия; 6 — статком, «слабая» сеть
битель связан с электростанциями через значительное
сопротивление, и только в отношении удаленных КЗ.
«Слабой» может оказаться и обычная распределительная
сеть 110 кВ, когда в ней вынужденно останавливается местная
ТЭЦ — из-за израсходования ресурса. Пропускная способность
такой сети может оказаться вполне достаточной для передачи
всей активной мощности от подстанций 220/110 кВ к
потребителям, но в отношении уровней напряжения, особенно в аварийных
и послеаварийных режимах, такая сеть может оказаться слабой.
Далее показаны результаты расчетов для такой сети,
питающейся от двух ПС 220/110 кВ, с погонной длиной всех линий
110 кВ около 600 км и суммарной нагрузкой около 700 МВт. В
этой сети имелись две ТЭЦ, из которых одна уже не работает, а
другая близка к этому. Для этой сети были выполнены расчеты
280
4.5 Использование силовой электроники в распределительных сетях
Напряжение на ГПП предприятия
во время КЗ / % к ном.
Рис. 4.33 Число случаев, когда напряжение на ГПП предприятия
снижается из-за трехфазных КЗ в сети 110 кВ. Величины напряжений
взяты для начала режима КЗ. Максимальная кратность тока
статкома принята 150% от номинального: 1 — ТЭЦ-6 и ТЭЦ-9 в работе
B50 МВт), 2 ~ ТЭЦ-6 и ТЭЦ-9 выведены из работы; 3 — то же, но
со статкомами на шинах ТЭЦ-9 D00 Мвар)
трехфазных КЗ на всех линиях 110 кВ и определены напряжения
во время КЗ на шинах 110 кВ ГПП одного из крупных
предприятий в этой сети: когда обе ТЭЦ работают, когда они выведены из
работы и когда на шинах самой крупной из этих ТЭЦ
установлены статкомы. На графиках (рис. 4.33) показано, при какой доле
от всех КЗ напряжение на шинах ГПП ниже 10%, при какой —
ниже 20% и т.д. Так, напряжение на ГПП оказывается ниже 50%
при 42,1% от всех КЗ в исходной схеме с работающими ТЭЦ, при
60,1% от всех КЗ в схеме с остановленными ТЭЦ и при 41,5% от
всех КЗ, если после останова обеих ТЭЦ установить статкомы
на номинальную мощность 400 Мвар. Таким образом,
установка статкомов в этой сети привела бы к тому, что аварийность
на предприятии, связанная с КЗ в сети ПО кВ, вернулась бы
практически к тому уровню, который был при работе ТЭЦ.
Аналогичные результаты получились для этой сети и при
рассмотрении однофазных КЗ, обусловленных действием корот-
281
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
20 40 60 80 100
Напряжение на 11111 предприятия
(при срабатываниях коротко-
замыкателей) / % к ном.
Рис. 4.34 Изменения числа случаев, когда напряжение на ГПП
предприятия снижается из-за однофазных КЗ на упрощенных подстанциях
в сети ПО кВ при изменении условий внешнего электроснабжения: 1 —
ТЭЦ-б и ТЭЦ-9 выведены из работы, 2 — то же, но со статкомами на
шинах ТЭЦ-9 D00 Мвар)
козамыкателей на упрощенных подстанциях без выключателей
(рис. 4.34). При отсутствии и генераторов, и статкомов
напряжение на ГПП рассматриваемого предприятия оказывается ниже
50% при каждом пятом срабатывании короткозамыкателя.
После установки статкомов таких снижений напряжения не будет,
а напряжение от 50% до 60% будет не при 77% срабатываний
короткозамыкателей, а только при 3%.
Повышение напряжения с помощью источников
реактивной мощности во время самозапусков
двигателей
Применение ИРМ для повышения напряжения во время
самозапусков двигателей более эффективно, чем во время КЗ, так
как при этом требуются меньшие мощности ИРМ.
Судя по расчетам самого тяжелого случая: самозапуска
двигателей после таких перерывов питания, когда двигатели затор-
282
4.5 Использование силовой электроники в распределительных сетях
мозились на 60%-70% или более, — имеет место следующее
(численные значения приблизительны):
— если суммарная мощность двигателей, участвующих в
групповом пуске, не более 30% от полной нагрузки, то
необходима мощность СТК примерно 1 Мвар на 1 МВт
нормальной нагрузки;
— при уменьшении внешнего сопротивления необходимая
мощность СТК снижается, так как приходится
компенсировать меньшую потерю напряжения (однако для
повышения напряжения во время КЗ при меньших внешних
сопротивлениях требуется большая мощность ИРМ);
— эффективность ИРМ тем больше, чем ближе место их
установки к шинам двигателей.
Для одного из крупных промышленных потребителей,
подключенных к сети 220 кВ, было определено, насколько,
благодаря применению ИРМ, можно уменьшить объем нагрузки,
отключаемой защитой минимального напряжения (ЗМН), не
ухудшая условий самозапуска неотключенных двигателей. В
данном случае суммарная нагрузка самого предприятия вместе с
коммунальными потребителями, питающимися от того же ГПП
220/110 кВ, составляет 230 МВт, из которых 60% приходится
на долю СД и по 20% на АД и статическую (в основном,
бытовую) нагрузку. Во время аварийного режима 30% АД
отключаются из-за отпадания контактов магнитных пускателей, и еще
36% АД отключаются действием ЗМН с разными выдержками
времени. На случаи нарушения устойчивости СД
предусмотрено гашение поля* и, если ресинхронизация не наступает, то
отключение части из них.
Эффект применения ИРМ оценивался максимальной
величиной суммарной мощности СД, оставшихся включенными и
успешно ресинхронизировавшихся. Максимально допустимый
*См. п. 5.3.
283
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
Таблица 4.2 Максимально допустимая суммарная мощность неот-
ключаемых СД (% к суммарной мощности СД). Суммарная
номинальная мощность ИРМ в каждом варианте — 200 Мвар
Места подключения
ИРМ на ГПП
Секции шин 10 кВ
Шины 110 кВ
Без
ИРМ
51
51
Вид ИРМ
СТК
57
65
СК
<30
статком
<40
> 100*
"Для сохранения в работе всех СД достаточна суммарная мощность
статкомов 60 Мвар.
ток статкома принят в размере 150% от номинального. В
табл. 4.2 приведены результаты расчетов для двухфазных КЗ на
землю на конце ВЛ-220 кВ, примыкающем к ГПП, с
отключением одной цепи ВЛ через 0,7 с (второй ступенью дистанционной
защиты).
Здесь существенно следующее:
- СТК влияют сравнительно мало, так как при низком
напряжении отдаваемая ими мощность сильно
уменьшается.
- СК, подключенные к шинам 10 кВ, дают отрицательный
эффект из-за того, что в результате КЗ возникает
асинхронный режим значительного количества СД, причем СК
тормозятся вместе с СД (синхронизм между ними не
нарушается). Поскольку возбуждение СК сохраняется, гашение
поля СД не дает значительного снижения суммарного тока,
потребляемого из сети всей совокупностью СД и СК.
Таким образом, при наличии СК тепловые потери мощности
от тока асинхронного режима больше, чем при отсутствии
СК, и СД тормозятся сильнее. Это, естественно, ухудшает
условия самозапуска.
- Подключение статкома к шинам 10 кВ приводит к тому
же, так как ЭДС статкома имеет такую же фазу, как на-
284
4.5 Использование силовой электроники в распределительных сетях
пряжение СД. Это, опять-таки, увеличивает потери
мощности, ложащиеся на СД. Но если статком подключен к
шинам НО кВ, превалирует другое обстоятельство.
Электрический центр качаний оказывается между этими
шинами и шинами 10 кВ, поэтому ЭДС статкома оказывается
«в синхронизме» с генераторами энергосистемы, что
значительно повышает устойчивость СД.
Рисунки 4.35-4.38 позволяют проследить влияние статкома
и СК на самозапуск двигателей.
Асинхронный режим
возбужденных СД
Отключение части СД
Включение возбуждения
СД и ресинхронизация
0 2 4
_1 ! I L_j_l L.
6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
Гашение поля СД
5
Время / с
SfctS
1 О ?
so
II
Н S
Я О
о
о
о.
О ed n!
О я
Г)
100
80
60
40
20
0
^ сд
- \
\
\
\
\
Ч
: \ад
1 . 1 . i . 1 . N. , 1 . 1 . 1
/
/
/
/
/
/
/
. 1 . 1 „ 1 . 1 , 1
О 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
Время / с
Рис. 4.35 Источники реактивной мощности отсутствуют. Успешный
самозапуск, когда остается 50% СД
285
Глава 4. Проти во аварийные меры в электрической сети
а ЮО
SI**
ii B0
« о 60
|Й 40
а а
m | 20-
о
i i > i i
i i i i i i
4 6 8 10 12 14
Время/с
100 =
80-
&§ & 60
л x В
P H a
о S 5
о и
О. К
м
и s
40
20
0
-
-
~
-
-
-
^\\ сд
\
\
\
\
ч
ч
ч
__
чАД
>^ , i i i . i
4 6 8 10 12 14
Время / с
Рис. 4.36 Источники реактивной мощности отсутствуют.
Неуспешный самозапуск при доле остающихся в работе СД, равной 52%; СД,
оставшиеся включенными, продолжают тормозиться
На рис. 4.37 видно, что из-за влияния СК напряжение в
каждом цикле асинхронного хода СД поднимается настолько
сильно, что ЗМН, действующая с выдержкой времени, может
отказать или сработать, когда отключения уже неэффективны (ср.
рис. 4.37 с рис. 4.35 и 4.36). Статком тоже дает такой эффект.
Поэтому в данном случае при использовании СК или стат-
кома нужно либо заменить ЗМН на какую-либо автоматику
ликвидации асинхронного режима, применяемую в энергосистемах
(что может оказаться сложным и ненадежным, так как
возможные режимы в узлах нагрузки много разнообразнее, чем в
энергосистеме), либо изменить настройку ЗМН. Последнее состоит в
том, чтобы ориентировать ЗМН на срабатывание во время КЗ,
286
4.5 Использование силовой электроники в распределительных сетях
10 12 14
Время / с
Рис. 4.37 На шинах 10 кВ включены СК суммарной номинальной
мощностью 200 МВ-А. Неуспешный самозапуск при доле остающихся
в работе СД, равной 50%
возможно — с контролем состояния схемы, величины нагрузки
(контроль предшествующего режима) и т.д. Срабатывание ЗМН
по самому факту КЗ увеличит вероятность излишних срабаты-
вгьний (при малой нагрузке предприятия), но обеспечит
возможность применения статкома.
Весьма благополучный процесс, показанный на рис. 4.38,
обусловлен тем, что в этом процессе через два проворота СД
наступает его ресинхронизация.
Регулируемые источники реактивной мощности могут быть
весьма эффективными в автономных системах электроснабже-
287
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
9
о
¦—1
нах
я
а
Щ
X
Я
X
*
w
cats
X
20
00
80
(SO
40
70
0
•
_
сд
" \ЛД /
i.i.i
1
1 2 3
Время/с
1 2
Время/с
Рис. 4.38 К шинам ПО кВ подключен статком с номинальной
мощностью 60 Мвар. Успешный самозапуск без отключений СД (и без
отключений АД от II ступени ЗМН)
100 140 180 220 260
Мощность генератора /
% от суммарной
мощности двигателей
Рис. 4.39 Влияние ИРМ на напряжение при пуске АД от автономно
работающих генераторов
288
4.5 Использование силовой электроники в распределительных сетях
ния, где из-за большого понижения напряжения не удается
обеспечивать пуски крупных двигателей или групповые
самозапуски. На рис. 4.39 показано, какой эффект в одном из частных
случаев дает установка СТК. Здесь рассматривался самозапуск
всей совокупности АД после перерыва питания. Номинальная
мощность ИРМ (квар) принята равной сумме номинальных
мощностей двигателей (кВт).
В показанном случае для повышения напряжения в
начале пуска до 75% при наличии СТК указанной выше мощности
требуется номинальная мощность генераторов, равная 172% от
суммы номинальных мощностей двигателей, а при отсутствии
СТК — почти 200%.
Нужно, конечно, учитывать, что применение ИРМ с
быстродействующим регулированием — достаточно дорогостоящая
мера.
Накопители энергии
Накопители электрической энергии, предназначенные для
использования в электрических сетях, выполняются на базе
сверхпроводниковых индуктивных магнитных систем или
молекулярных конденсаторов*. На рис. 4.40 показана схема
сверхпроводникового индуктивного накопителя (СПИН) [52], где
энергия запасается в магнитном поле индуктивной катушки,
находящейся в условиях сверхпроводимости. Управляя током в
катушке, можно изменять запас энергии в накопителе и,
следовательно, обеспечивать прием активной мощности или выдачу
ее в сеть. Наличие двух преобразователей позволяет независимо
управлять активной и реактивной мощностью.
Упрощенно подобные накопители можно представлять себе
как совокупность ИРМ и источника активной мощности, причем
выдаваемая активная мощность ограничена двояко: ограничена
величина тока и ограничен запас энергии. При одном и том же
'Специальные конденсаторы, обладающие очень высокой емкостью при
сравнительно малых размерах.
19 - 967
289
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
CMC
Рис. 4.40 Сверхпроводниковый индуктивный накопитель: П —
преобразователи с запираемыми тиристорами, CMC —
сверхпроводниковая магнитная система, ФКУ — фи л ьтро-компенсирующая система
для подавления высших гармонических составляющих и компенсации
реактивной мощности, потребляемой преобразователями, САУ —
система автоматического управления, обеспечивающая раздельное
управление каждым из преобразователей и ФКУ
запасе энергии (например, в размере 108 Дж = 100 МВт-с)
стоимость накопителя, рассчитанного на выдачу всей мощности в
течение 0,1 с, примерно в 10 раз больше, чем рассчитанного на
выдачу ее в течение 1 мин, из-за разницы в допустимых
величинах тока.
Накопители с указанной энергоемкостью вполне могут
использоваться для питания потребителей в паузу АПВ или АВР,
но экономически это может быть оправданно только в
отношении особо ответственных электроприемников, перерыв в работе
которых может привести к особенно большому ущербу. Поэтому
применение накопителей может быть оправданно, если для
указанных электроприемников не удается обеспечить эффективную
работу АВР, в том числе быстродействующего (см. п. 5.4).
Такой пример показан на рис. 4.41. Здесь 60% нагрузки
составляют однотипные СД — приводы насосов, остальная
нагрузка: АД — 36%, статическая нагрузка — 4%. В первом
случае — без накопителя — СД, имеющие механическую
постоянную инерции, равную 2 с, за время от начала трехфазного КЗ
290
4.5 Использование силовой электроники в распределительных сетях
Без накопителя
КЗ Пауза АВР
Я
120
100
80
60
40
20
0
' 1РпНМНМЯц
_i L
! w 400
;||зоо
1 § а 200
1 о х
S « ЮО
1 §-200
0 12 3
Время / с
0 12 3
Время/с
0 12 3
Время/с
_ 1
~р ЩЛ
Q Щ
1 1 Г1 i
в*ий*
HHZI
! , 1 1
8»
3?
ж
С
КЗ
100
80
60
40
20
Л
/
Г
г
накопителем
Пауза АВР
Л
V
, 1,1,1.
0 1
s'g
о
К
U
X
X
а
ё*
?¦*
о
о х
X О
300
200
100
0
-100
-200
Время/с
р
Q
0
Г
1
1
1
2
Р
Q
з *
Время / с
Пауза АВР
Рис. 4.41 Автоматическое введение резервного питания секции с
синхронными и асинхронными двигателями
19*
291
Глава 4. Противоаварийные меры в электрической сети
на линии, питающей секцию, до момента отключения вводного
выключателя @,2 с) тормозятся на 8%, а за время паузы АВР
@,5 с) — еще на 32%; ресинхронизация невозможна.
Накопитель, который получает команду на выдачу
мощности сразу после отключения поврежденного ввода, дает
возможность самозапуска АД, а затем и СД. Ресинхронизация СД
наступает сразу после включения резервного питания.
При таком применении накопителей нужно обращать
внимание на законы регулирования активной и реактивной
мощности накопителя. Нетрудно убедиться в том, что эти законы
регулирования в случае работы накопителя на сеть, имеющую
мощные источники питания (например, для повышения
устойчивости энергосистемы), и в случае работы на изолированную
нагрузку, не имеющую других источников питания (как в
показанном примере), совершенно различны. Так, при работе в
энергосистеме система регулирования может обеспечить выдачу
активной мощности в разных размерах, а при работе на
изолированную нагрузку активная мощность накопителя однозначно
(для каждых конкретных условий) определена нагрузкой. Почти
то же относится к реактивной мощности. Таким образом,
законы регулирования накопителей должны быть согласованы с
возможными режимами их работы.
К накопителям можно, разумеется, отнести также
источники питания с аккумуляторными батареями.
Глава 5
Управление электрическими сетями
и электроприемниками
5.1 О противоаварийном управлении
в энергосистеме
Решения о выборе принципов и средств противоаварийной
автоматики энергосистемы принимаются в интересах
обеспечения нормальной работы самой энергосистемы на основе анализа
ее нормальных режимов, процессов, обусловленных
возмущениями и различными факторами, приводящими к развитию аварии.
Все эти вопросы — вне темы этой книги.
Взаимосвязь между проблемами противоаварийного
управления в интересах энергосистемы и в интересах
эффективного электроснабжения потребителей очевидна. Очевидно также,
что имеется значительное количество проблем
противоаварийного управления, существенных для потребителей и не
существенных для энергосистемы, к которой эти потребители
подключены. Это, например, проблемы выбора эффективной
системы АВР: при действии АВР у потребителя режим работы
энергосистемы изменяется мало. Это специфические проблемы
противоаварийного управления в системах электроснабжения
промышленных потребителей; они рассматриваются в
следующих параграфах.
Но есть и еще одна группа проблем. Это проблемы
надежности работы энергосистемы (а не надежности
электроснабжения конкретного потребителя) при таких возмущениях,
при которых протекание всего последующего
переходного процесса и параметры установившегося послеава-
293
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
рийного режима решающим образом зависят от
процессов, происходящих у потребителей. Решения по таким
проблемам можно принимать только на основе детальных расчетов
процессов в энергосистеме с учетом особенностей потребителей.
У нагрузки при резких возмущениях в электрической сети
наиболее сильно проявляются два свойства (чаще порознь, но
иногда и вместе): большие сбросы потребляемой активной
мощности и большие набросы потребляемой реактивной мощности.
При этом важно, что изменение свойств потребителей
(например, вследствие применения тех или иных противоава-
рийных мероприятий) существенно изменяет процессы в
энергосистеме и, соответственно, может изменить
ограничения, накладываемые на длительные режимы работы
энергосистемы, и/или требования к противоаварийной автоматике.
Проведение противоаварийных мероприятий у потребителя может
как ослаблять влияние процессов в нагрузке на работу и проти-
воаварийное управление в энергосистеме, так и усиливать его.
О таких проблемах — ниже, в этом параграфе.
Внезапные сбросы активной нагрузки и условия
существования послеаварийного режима
Сбросы нагрузки, вызванные кратковременным нарушением
электроснабжения при аварийном режиме энергосистемы (как
правило, КЗ и его последствиями), могут существенно повлиять
как на сам аварийный режим, так и на послеаварийное
состояние энергосистемы. Причины, вызывающие отключения
электроприемников в первые секунды нарушения режима, описаны
в п. 1.2. В последующие минуты, если технологический процесс
у потребителя нарушен, будут происходить еще более
значительные снижения нагрузки по мере отключения основных
агрегатов технологической автоматикой. Восстановление нагрузки
промышленного потребителя начинается, в зависимости от
конкретных условий, через десятки минут, часы или десятки часов
и тоже занимает значительное время. Упрощенный пример изме-
294
5.1 О противо аварий ном управлении в энергосистеме
I II III
Время
Рис. 5.1 Сброс и восстановление нагрузки, I — аварийный режим,
II — самозапуски неотключившихся двигателей, III —
дополнительные отключения электроприемников из-за нарушения
технологического процесса, IV — простой, V — возобновление работы, VI —
нормальная работа
нений нагрузки на небольшом предприятии с достаточно
простым технологическим процессом показан на рис. 5.1.
Некоторые данные натурных измерений первоначальных
сбросов нагрузки приведены в табл. 5.1. Сброс нагрузки
измерялся как ((Ро-Р)/Р0)'ЮО%,где Р0 — исходная (предаварийная)
нагрузка, Р — нагрузка, оставшаяся после окончания
переходного процесса, вызванного аварийным режимом (через 1-5 мин
после КЗ).
На самих предприятиях, в зависимости от состава нагрузки
и особенностей технологического процесса, снижения нагрузки
могут составлять 10%-90%. В какой мере сбросы нагрузки
существенны для энергосистемы, рассматривается ниже.
Наиболее важный случай — когда электростанция,
имеющая значительную местную нагрузку, связана с энергосистемой
(или другими потребителями, имеющими собственные
источники) такой связью, по которой возможно нарушение статической
устойчивости*. Соответствующая упрощенная схема показана
на рис. 5.2.
*Об основных понятиях устойчивости см. п. 2.3.
295
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
Таблица 5.1 Величины сбросов нагрузки при близких КЗ
Нагрузка
Потребление с шин ГРЭС
Потребление с шин двух близко
расположенных ТЭЦ
Крупный узел нагрузки (небольшие
города, сельскохозяйственные
районы (без крупной промышленности))
Район с горной промышленностью и
населенными пунктами
Другой, аналогичный район
Небольшой горно-обогатительный
комбинат
Р0, МВт
680
330
135
28
38
11
Сброс
нагрузки,
%
38
33
32
44
28
54
рг
Электростанция
Местная
нагрузка
k
Р.
р
Р„<Рг
0Ш
*
R
р<р
пр
(«)
К энергосистеме
К энергосистеме
P >Р
1 н 'г
р\ <\р
(б)
прием|
пр I
Рис. 5.2 Ограничение передаваемой мощности в послеавариином
режиме, после отключения одной цепи. Показаны фактические
направления мощности Р. Пределы передаваемой мощности Рпр при выдаче
мощности и при ее приеме могут быть неодинаковыми
296
5.1 О противоаварийном управлении в энергосистеме
И (б) (в)
Рис. 5.3 Возможные величины генерации в схеме на рис. 5.2
Переток Р между электростанцией и энергосистемой в схеме,
показанной на рис. 5.2, равен разности между генерацией Рг и
местной нагрузкой Рн:
Р = Р - Р ¦
-* 1 Г J Н )
положительное направление Р соответствует здесь выдаче
мощности. При отсутствии местной нагрузки возможные значения
генерации и перетока лежат между двумя предельными
значениями: Рпврыдача и Рппррием (здесь Р?ием < 0). При ненулевой нагрузке
оказываются допустимыми только большие значения Рг:
рприем + рн<рг< рвыдача + ^ E } }
Реально, разумеется, вводится определенный запас между
допустимым перетоком и величиной предельного перетока; здесь,
при качественном рассмотрении, учитывать запас нет
необходимости. На рис. 5.3, а полоса возможных значений Рг
закрашена.
Теперь учтем, что если отключению линии предшествует
КЗ, трехфазное или двухфазное на землю, близкое к
головному концу линии, то глубокий провал напряжения, питающего
местную нагрузку, обычно приводит к отключениям части
электроприемников. Если доля отключившихся электроприемников
297
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
значительна, то нагрузка в послеаварийном режиме ниже
исходной. Тогда, если вернуться к графику на рис. 5.3, а и,
откладывая на оси абсцисс по-прежнему величину исходной нагрузки
Рн, учесть, что в послеаварийном режиме она меньше, чем
исходная, то для послеаварийного режима получится график,
показанный на рис. 5.3, б. Но здесь нужно иметь в виду, что величина
«потерянной» нагрузки решающим образом зависит от глубины
снижения напряжения. Если напряжение снижалось мало (КЗ
однофазное или удаленное), то «потери» нагрузки не будет.
Следовательно, от того, как именно будет протекать переходный
процесс, приводящий к отключению одной линии на рис. 5.2,
будет зависеть, какой график для послеаварийного режима —
рис. 5.3, а или 5.3, б — будет правилен.
Поскольку переход к показанному послеаварийному режиму
не должен приводить к нарушению устойчивости генераторов
ни в каком случае, величина мощности Рг должна быть
ограничена так, чтобы она ни в первом, ни во втором случае не
выходила за ограничения. Поэтому для рассматриваемого после-
аварийного режима должны быть приняты и первые, и вторые
ограничения, как показано на рис. 5.3, в. Таким образом,
самоотключения электроприемников вынуждают дополнительно
ограничивать величину генерируемой мощности и притом тем
больше, чем больше величина местной нагрузки.
Из рис. 5.3 видно, что если местная нагрузка велика и
если близкое КЗ может привести к почти полному сбросу
нагрузки, то в такой системе послеаварийный режим невозможен без
отключения части генераторов (или без их быстрой разгрузки
на все время до восстановления нормального
электропотребления).
В рассмотренном случае сбросы нагрузки или безразличны
для энергосистемы, если пропускная способность связей в по-
слеаварийных режимах не лимитирует работу сети, или
влияют отрицательно. Ниже рассматриваются условия, когда сбросы
нагрузки являются для работы энергосистемы благоприятным
фактором.
298
5.1 О противоаварийном управлении в энергосистеме
Внезапные сбросы нагрузки и динамическая
устойчивость генераторов
Устойчивость генераторов в схеме, подобной на рис. 5.2, во
многом зависит от того, какое напряжение на шинах
электростанции получается в моменты времени, непосредственно
следующие за отключением КЗ. Чем выше это напряжение, тем выше
устойчивость генераторов.
Это напряжение в значительной мере определяется
процессами в нагрузке. Во время КЗ АД тормозились, и после
ликвидации КЗ они потребляют повышенные токи, главным образом,
за счет роста потребляемой реактивной мощности (пусковые
режимы АД характеризуются низкими значениями коэффициента
мощности). Чем больше двигателей отключились в начальной
стадии переходного процесса, тем выше будет устойчивость
генераторов.
На рис. 5.4 показан пример того, как в одной из схем,
подобных на рис. 5.2, изменяются предельные по динамической
устойчивости длительности двухфазных КЗ на землю при различных
сопротивлениях линий («схема 1» с меньшими сопротивлениями
и «схема 2» с большими сопротивлениями) и при двух
соотношениях между мощностью нагрузки в исходном режиме (Рн) и
номинальной мощностью включенных генераторов (Рг).
Динамическая устойчивость генераторов тем выше, чем
больше суммарная мощность отключаемых двигателей, т.е. чем
больше доля отключающейся нагрузки (в этих расчетах было
принято, что состав нагрузки не изменяется при отключениях),
чем больше двигателей в нагрузке и чем больше сама
нагрузка. По рис. 5.4 в обоих схемах при нагрузке, равной 150% от
мощности генераторов, и при доле двигателей в нагрузке,
составляющей 90%, предельная длительность КЗ увеличивается,
в среднем, на 7%-8% на каждые 10% увеличения доли
отключающейся нагрузки. Это — значительный эффект.
Важно иметь в виду, что в существующей сети, после того,
как на крупном, энергоемком предприятии будут приняты меры
299
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
РН=0,67РГ
Рн = 1,5РТ
5
р.
С
0,24
20 40 60 80 100
Доля отключающей
нагрузки / %
о.
С
(а)
20 40 60 80 100
Доля отключающей
нагрузки / %
Л,= 1.5РГ
3
Р
20 40 60 80 100
Доля отключающей
нагрузки / %
20 40 60 80 100
Доля отключающей
нагрузки / %
(б)
Рис. 5.4 Пример влияния отключений в нагрузке на динамическую
устойчивость генераторов. Состав нагрузки: 1 — АД —- 90%,
статическая нагрузка — 10%; 2 — АД — 40%, статическая нагрузка —
60%. (а) Схема 1 — с меньшими сопротивлениями; (б) схема 2-е
большими сопротивлениями
300
5.1 О противоаварийном управлении в энергосистеме
против излишних отключений при кратковременных провалах
напряжения, может существенно снизиться динамическая
устойчивость генераторов, ближайших к этому предприятию. Это
может потребовать изменений в автоматике предотвращения
нарушения устойчивости [28].
Из сказанного следует также, что отключение части
нагрузки, будучи эффективным средством повышения напряжения
после ликвидации КЗ, облегчает самозапуск двигателей и поэтому
рассматривается как одно из важных противоаварийных
мероприятий в интересах промышленных потребителей. Разумеется,
здесь имеются в виду только такие электроприемники,
отключение которых не ведет к нарушению непрерывных
технологических процессов.
Асинхронные режимы в распределительных сетях
Противоаварийная автоматика энергосистемы обеспечивает
быструю ликвидацию асинхронных режимов одних частей
энергосистемы относительно других, связанных с ними основными
(системообразующими) линиями электропередачи высших
классов напряжения [10]. Эта задача актуальна всегда, но в
некоторых условиях, о которых говорится ниже, появляется
дополнительная задача, связанная с асинхронными режимами в глубине
распределительных сетей.
Такие асинхронные режимы возникают, если нарушается
устойчивость СД. Кроме того, появление у промышленных
предприятий местных электростанций (газотурбинных, дизельных,
газопоршневых) значительно увеличивает вероятность
возникновения асинхронных режимов в распределительных сетях. Эти
режимы необходимо учитывать при решении вопросов проти-
воаварийного управления энергосистемы потому, что они могут
существенно повлиять на режим работы части энергосистемы.
Это влияние может быть значительным, так как в
распределительных сетях возможны затяжные асинхронные режимы из-за
отсутствия устройств их быстрой ликвидации.
301
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
В распределительных сетях АПВ обычно не имеют
устройств контроля (улавливания) синхронизма и являются
несинхронными. При НАПВ замыкание связи может произойти
при любой разности фаз напряжений и любой разности частот.
Включение с большой разностью фаз ведет к возникновению
асинхронного режима и даже, при неблагоприятных условиях,
может привести к повреждению генераторов (последнее
особенно относится к генераторам малой мощности, см. п. 3.6).
По указанным причинам нельзя упускать из вида
возможности возникновения асинхронных режимов в распределительных
сетях и их влияние на работу энергосистемы.
Если в крупных узлах с промышленной нагрузкой нет
собственных электростанций, но имеется значительное количество
СД, то асинхронные режимы возможны как следствие КЗ и
НАПВ. Асинхронный режим СД* вызывает колебания
напряжений в сети, что может привести к нарушениям устойчивости
других генераторов и СД, опрокидыванию АД,
самоотключениям электроприемников и в еще большей мере изменить режим
работы энергосистемы.
Размах колебаний напряжений в сети при асинхронном
режиме СД у потребителя тем больше, чем менее «жесткой»
является сеть, т.е. чем больше сопротивление между шинами
ближайшей мощной электростанции и рассматриваемой точкой
сети.
Воздействие асинхронно работающих СД на сеть тем
больше, чем больше их суммарная мощность. На рис. 5.5
показано, как изменяется напряжение на одном и том же участке
сети в случаях асинхронного режима СД при разном составе
нагрузки. Размах колебаний напряжения тем больше, чем больше
суммарная мощность СД. Если нет другой нагрузки, то
максимальные напряжения близки к нормальным. Если в
переходном процессе участвуют и АД значительной мощности, которые
"Везде имеются в виду асинхронные режимы возбужденных синхронных
машин. Асинхронный режим, вызванный потерей возбуждения, значительно
менее опасен для энергосистемы и потребителей.
302
5.1 О противоаварийном управлении в энергосистеме
0,5 0,7 0,9
Время / с
(я)
0,5 0,7 0,9
Время / с
(б)
0,5 0,7 0,9
Время / с
Рис. 5.5 Пример колебаний напряжения в сети при асинхронном
режиме СД при разных нагрузках: (а) только СД суммарной мощностью
100 МВт, (б) только СД 50 МВт, (в) СД и АД по 50 МВт
в этом процессе тормозятся, то понижается среднее
напряжение. Частота колебаний напряжения соответствует скольжению
СД.
На рис. 5.6 показано, как при асинхронном режиме СД
понижаются среднее и минимальное напряжения (за один цикл
асинхронного режима) для узлов нагрузки, разных по
величине электропотребления, но с одинаково большой долей
мощности, потребляемой СД, — 60%. Расчеты выполнены для
наиболее характерных условий, имеющихся в сетях 110-220 кВ, с
учетом данных о сопротивлениях распределительной сети
между шинами эквивалентной электростанции и рассматриваемым
узлом [14]. Полосы, в которых лежат значения напряжений, на
рис. 5.6 закрашены.
По этим графикам можно ориентировочно судить о том,
каких снижений напряжения в сети следует ожидать при
асинхронном режиме СД, исходя из величины потребляемой
предприятием мощности. Эту картину могут существенно изменить как
отключение части двигателей, например защитами минималь-
303
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
* 40
%. 20
'О 20 40 60 80 100 120 140 160
Нагрузка / МВт
'О 20 40 60 80 100 120 140 160
Нагрузка / МВт
Рис. 5.6 Влияние асинхронного режима СД на напряжения в
распределительной сети, средние за один проворот и минимальные для
обычных условий в сетях 110-220 кВ. f/cp, t/min —- см. на рис. 5.5
ного напряжения, — в лучшую сторону, так и опрокидывание
асинхронных двигателей — в худшую сторону.
Наличие у потребителя собственной электростанции с
генераторами малой мощности, особенно если используются
газотурбинные установки со свободной силовой турбиной,
значительно изменяет процессы в узлах нагрузки. Теперь в асинхронном
режиме могут участвовать и СД, и генераторы местной
электростанции. При этом в большинстве случаев оказывается, что
возникают сразу два наложенных друг на друга асинхронных
режима: при КЗ генераторы местной электростанции
ускоряются относительно генераторов энергосистемы, а СД тормозятся.
Такие асинхронные режимы, называемые многочастотными, ха-
304
5.1 О противоаварийном управлении в энергосистеме
ж
V
120
100
80-
60-
о
о.
б
? 40
20 Ь
3 4 5
Время / с
/~^^ Л
\^ ^ гтг
1 1 1 1 1 1 1 1
12345678
Время / с
Рис. 5.7 Кратковременный асинхронный режим ГТГ и длительный
асинхронный режим СД
рактеризуются весьма сложной формой колебаний напряжения
и имеют ряд других особенностей (см. п. 2.2).
Пример такого процесса показан на рис. 5.7 (в нагрузке
40% мощности потребляют СД, остальная нагрузка, в основном,
асинхронная; местная электростанция покрывает всю нагрузку и
10% своей мощности выдает в энергосистему). При КЗ
нарушается устойчивость и генераторов, и двигателей. Но генераторы
довольно быстро — за 1 с после ликвидации КЗ ¦— втягиваются
в синхронизм, и остается только асинхронный режим
тормозящихся СД.
20 - 967
305
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
Время/с
Рис. 5.8 Перемежающийся синхронно-асинхронный режим ГТГ на
фоне асинхронного режима СД
В другой схеме с близкими параметрами и большей долей
СД F0%) процесс при таком же возмущении проходит иначе
(рис. 5.8): тормозящиеся АД создают такие условия для
генераторов, что они после втягивания в синхронизм не удерживаются
в нормальном режиме, их статическая устойчивость
нарушается (при t и 3,7 с), они снова оказываются в асинхронном
режиме, снова подтягиваются к синхронизму и т.д. Такой процесс
закончится либо окончательной синхронизацией генераторов,
когда значительная часть АД или СД будет отключена защитами,
либо устойчивым асинхронным режимом генераторов, если АД
будут продолжать тормозиться и не будут отключены. В таких
случаях требуется детальная проверка срабатываний защит:
токовых и минимального напряжения.
306
5.2 Процессы при больших внезапных дефицитах мощности
Влияние асинхронных режимов, показанных на рис. 5.7 и 5.8,
на напряжения в распределительной сети значительно. Если
при этом возможны нарушения работы двигателей на соседних
подстанциях, можно ожидать еще более значительного влияния
асинхронных режимов на работу потребителей и самой
энергосистемы.
5.2 Процессы при больших внезапных дефицитах
мощности
Свойства потребителей, в том числе и реализованные у них
противоаварийные мероприятия, оказывают значительное
влияние на процессы, сопровождающие возникновение аварийного
дефицита мощности именно при больших дефицитах.
Возникновение аварийного дефицита мощности, т.е. такого,
который не может быть компенсирован за счет вращающегося
резерва мощности генераторов, означает нарушение равенства
между суммарной нагрузкой (включая потери) и суммарной
генерацией. Текущее значение дефицита мощности определяется
следующим образом:
d(t) = ^^^У^- ¦ 100% , E.2)
где Y^ -РнМ и X) ^г(*) ~ изменения во времени суммарных
величин нагрузки и генерации. Начальное значение дефицита
мощности измеряется отношением величины ЛР — отключенной
мощности генерации или мощности, поступавшей по отключенной
линии, — к суммарной нагрузке доаварийного режима:
Возникновение аварийного дефицита мощности обычно
ведет к снижению частоты, но может привести и к другим
процессам [53], как будет показано ниже.
20*
307
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
В большой энергосистеме отключение самого крупного
генератора или даже крупной электростанции создает лишь
небольшой дефицит мощности. Большие дефициты мощности, в
пределе до 100%, возможны в трех ситуациях:
A) в дефицитном районе энергосистемы, т.е. в такой ее части,
где нагрузка превышает генерацию, при внезапном
отделении этого района от остальной энергосистемы;
B) в том же случае, но когда отключается только часть
питающих дефицитный район линий так, что пропускная
способность оставшихся оказывается недостаточной для покрытия
дефицита мощности. Тогда возникает асинхронный режим,
при котором передача мощности в дефицитный район почти
прекращается. Ликвидация асинхронного режима означает
полный разрыв связи;
C) отключение части генерирующей мощности в автономной
энергосистеме.
В дефицитном районе, отделившемся от энергосистемы, или
в автономной энергосистеме реально может остаться в работе
генерирующая мощность, покрывающая лишь малую часть
нагрузки.
Зависимость процессов от свойств потребителей
После начала аварии дефицит мощности изменяется как
вследствие зависимости величины нагрузки от частоты*, дей-
*При снижении частоты на 1% и неизменном напряжении нагрузка,
в среднем, снижается на 1%-1,2% (при преобладании осветительной и
коммунально-бытовой нагрузки — примерно на 0,4%, при преобладании
промышленных предприятий с двигателями переменного тока — примерно на
1,5%). Отношение изменения мощности нагрузки, вызванного отклонением
частоты или напряжения, к величине этого отклонения (все эти величины
в относительных единицах) называется регулирующим эффектом нагрузки.
Величины регулирующих эффектов нагрузки для длительных и
кратковременных режимов различны [54-56].
308
5.2 Процессы при больших внезапных дефицитах мощности
ствия АЧР и процессов, происходящих в нагрузке, так и в
результате изменения генерации оставшихся источников
(увеличение генерации под действием регулирования, если имеется
вращающийся резерв мощности, или, наоборот, дополнительные
отключения генераторов при развитии аварии). Очевидно, что
установившийся режим наступает не раньше того, как текущее
значение d придет к нулю.
Для рассматриваемой здесь темы важно, что потеря
значительной доли питания в большинстве случаев означает дефицит
не только активной, но и реактивной мощности. Если дефицит
реактивной мощности невелик, то он полностью
компенсируется действием форсировки возбуждения оставшихся в работе
генераторов, и напряжение меняется незначительно. Например,
увеличение тока возбуждения турбогенератора на 10% сверх
номинального, что допустимо в течение часа, повышает
располагаемую реактивную мощность примерно в полтора раза по
сравнению с номинальной реактивной мощностью (при cos</v>m — 0,85
и xd = 1 -г 2,2 отн. ед.).
Но при потере значительной части генерации возможен
такой дефицит реактивной мощности, который не компенсируется
полностью, и напряжение снижается значительно. Последствия
этого зависят от свойств нагрузки. Имеются три наиболее
характерных случая:
1. Если нагрузка, в основном, коммунально-бытовая, с
большой зависимостью активной мощности от напряжения*, то
снижение напряжения приведет к некоторому
дополнительному уменьшению суммарной нагрузки, что будет
замедлять понижение частоты.
2. Если нагрузка промышленная, с большой долей
электроприемников низкого напряжения, коммутируемых через
магнитные пускатели, не защищенные от самоотключений,
'Регулирующий эффект коммунально-бытовой нагрузки по напряжению
равен 1,5%-2%.
309
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
то значительное снижение напряжения вызовет
отключение этих электроприемников, т.е. существенное
уменьшение нагрузки: и активной, и реактивной.
3. Если нагрузка промышленная, с большой долей
двигателей, не отключающихся при снижении напряжения
(двигатели 6-10 кВ), то снижение напряжения вызовет
опрокидывание части двигателей, имеющих наибольшую загрузку,
что дополнительно снизит напряжение и приведет к
нарушению устойчивости других двигателей. Это —
лавина напряжения. В результате напряжение может снизиться
очень глубоко — до 10%—20% от номинального*.
При лавине напряжения двигатели останавливаются, и
потому активная мощность расходуется в них только на покрытие
потерь, небольших из-за низкого напряжения; статические
электроприемники при низком напряжении потребляют малую
мощность. Таким образом, лавина напряжения приводит к сбросу
почти всей активной мощности тех электроприемников, которые
оказались охваченными ею.
В перечисленных выше случаях дефициты реактивной
мощности различны. Если отключившиеся генераторы
работали с коэффициентом мощности, близким к единице, и если
в нагрузке не происходят нарушения устойчивости
двигателей, то дефицит реактивной мощности невелик. Но он может
быть значителен, если нормальные напряжения
поддерживались благодаря притоку значительной реактивной мощности, и
этот источник оказался отключенным. Самый большой
возможный дефицит реактивной мощности — при лавине напряжения.
Различные следствия значительных дефицитов мощности см.
в табл. 5.2.
Если снижение напряжения провоцирует не лавину
напряжения, а массовые самоотключения электроприемников, то такой
"Условия возникновения лавины напряжения и ее характерные признаки
см. в п. 2.4.
310
5.2 Процессы при больших внезапных дефицитах мощности
Таблица 5.2 Последствия возникновения дефицита активной
мощности при различных дефицитах реактивной мощности
I тип процесса
II тип процесса
III тип процесса
Дефицит активной мощности АР
напряжение
остается
выше
критического
напряжение ниже критического
значительная часть
нагрузки
самопроизвольно
отключается
напряжение повышается
начинаются
опрокидывания
двигателей
возникает
лавина напряжения
и его дальнейшее
глубокое понижение
нарушается работа
всех или почти всех
электроприемников
частота
понижается
снижение частоты
замедляется,
напряжение
повышается
сброс активной нагрузки, дефицит АР уменьшается
после прохождения
лавины напряжения
частота повышается,
напряжение много
ниже критического
311
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
процесс выглядит, как «необъяснимое» уменьшение нагрузки,
когда снижение частоты без срабатываний АЧР внезапно
прекращается.
Такой случай, когда лавины напряжения не было, но из-за
значительного снижения напряжения дефицит активной
мощности «исчез» без срабатываний АЧР, был зарегистрирован во
время испытаний в 1981 году в одной из дефицитных энергосистем.
Целью испытаний была проверка действия некоторых систем
противоаварийной автоматики, для чего связь с Единой
энергосистемой была специально ослаблена; в работе были оставлены
одна ВЛ-330 кВ и одна ВЛ-110 кВ. В ходе опыта ВЛ-330
была отключена с запуском АПВ; повторное включение произошло
через 5,3 с.
Дефицит мощности в исходном режиме составлял 29%, и
переток активной мощности по связи значительно превышал
пропускную способность одной ВЛ-110. Несмотря на это, при
отключении ВЛ-330 не произошло нарушения устойчивости и
снижения частоты. Глубокое, примерно на 20%-40%, снижение
напряжения в разных
пунктах (на рис. 5.9 показан
график напряжения на
головной подстанции
энергосистемы) вызвало сброс
нагрузки, уменьшивший дефицит
активной мощности почти до
нуля. Сброс нагрузки
составлял примерно 26%; в
том числе 15% по
регулирующим эффектам
электроприемников, продолжав-
Рис. 5.9 Изменение напряжения ших работу, и 11% из-за
на связи с дефицитным районом самоотключений электропри-
энергосистемы при отключении од- емников. Таким образом, де-
ной из линий этой связи фицит уменьшился в 10 ра3:
с 29%доЗ%.
312
5.2 Процессы при больших внезапных дефицитах мощности
Критические дефициты мощности
На рис. 5.10 показан пример того, как развиваются во
времени процессы, вызванные различными дефицитами мощности,
в автономной сети со значительной промышленной нагрузкой и
Время / с
Рис. 5.10 Процессы изменения частоты и напряжения при
различных начальных дефицитах активной мощности d. При d = 80% и 90%
возникновение дефицита мощности приводит к лавине напряжения
313
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
одной электростанцией; в исходном режиме вращающийся
резерв незначителен. Для каждого из расчетов состав
генераторов подбирался так, чтобы отключение одного или одновременно
нескольких генераторов создавало начальные дефициты
мощности, равные 10%, 20% и т.д. Изменения частоты и напряжения
рассчитаны без учета АЧР для наглядности обсуждаемых
процессов.
На рис. 5.10 видно, что при переходе ко все большим
начальным дефицитам мощности характер процессов резко меняется
при некотором критическом значении d. Здесь dKp и 75%. При
d > dKV напряжение за десятые доли секунды глубоко
понижается; вся работа потребителей, очевидно, нарушена. Активная
нагрузка снижается в несколько раз, становится меньше, чем
генерация, и частота начинает самопроизвольно повышаться.
При очень большом начальном дефиците d (см. на рис. 5.10
графики для d = 90%) сброс нагрузки, вызванный лавиной
напряжения, настолько быстр, что частота почти не
успевает снизиться. По щитовым приборам и самописцам такой
процесс — отключение внешнего питания района с большой
нагрузкой и малой собственной генерацией — воспринимается как
процесс внезапного исчезновения нагрузки и подъема частоты
(пока не вступят в действие регуляторы скорости вращения
генераторов).
Процессы в нагрузке при дефицитах, меньших и больших
критического, совершенно различны. Это можно видеть на
примере схемы, показанной в упрощенном виде на рис. 5.11. Здесь
нагрузка примерно на 50% состоит из СД; остальная нагрузка
почти целиком — АД низкого напряжения.
Два переходных процесса, вызванных в этой схеме
аварийным отключением одного генератора, показаны на рис. 5.12.
В первом случае (рис. 5.12, а) внутреннее повреждение
генератора приводит к незначительному снижению напряжения,
через 0,15 с генератор отключается. Дефицит активной
мощности здесь невелик и может быть скомпенсирован
отключением нагрузки суммарной мощностью 3 МВт (последнее на
314
5.2 Процессы при больших внезапных дефицитах мощности
18 МВт
Рис. 5.11 Схема автономного электроснабжения (показана
упрощенно и без разбивки по секциям)
графике не показано). Напряжение стабильно, что
свидетельствует об отсутствии значительного дефицита реактивной
мощности.
Если же отключению генератора предшествовало
трехфазное КЗ на его выводах (рис. 5.12,6), то процесс радикально
меняется. За время такого КЗ устойчивость двигателей
нарушается. Если бы сразу после отключения генератора и ликвидации
КЗ напряжение было номинальным, то потребление реактивной
мощности СД и АД в этой схеме превышало бы нормальное
потребление реактивной мощности более, чем в 20 раз. Реально
же напряжение после отключения генератора глубоко снижено
и колеблется в диапазоне 1,5-5 кВ. Двигатели продолжают
тормозиться, и напряжение снижается еще более.
Для предотвращения такого развития аварии требуется, как
и при дефицитах активной мощности, быстродействующая
разгрузка по факту аварийного отключения генератора.
Объем разгрузки выбирается расчетами переходных
процессов. В данном случае для того, чтобы при отключении
генератора, сопровождающемся трехфазным КЗ, сохранить в работе
ответственные электроприемники, требуется отключение всех СД
и 30% АД, всего около 12 МВт, т.е. много больше аварийного
дефицита активной мощности C МВт). Получающийся при этом
переходный процесс показан на рис. 5.13.
315
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
Рис. 5.12 Процессы при аварийном отключении генератора в
автономной схеме, различающиеся глубиной снижения напряжения при
повреждении генератора
316
5.2 Процессы при больших внезапных дефицитах мощности
Рис. 5.13 Тот же процесс, что на рис. 5.12,6", но с отключением
большой части нагрузки
Приведенный пример показывает, что при решении
вопросов, связанных с аварийными отключениями
генераторов в системах автономного электроснабжения, нельзя
ограничиваться упрощенными расчетами величины
дефицита активной мощности, а требуется полный анализ
всего переходного процесса, в котором должна
учитываться и «предыстория» отключения генератора.
Критическое значение дефицита мощности зависит,
главным образом, от суммарной мощности двигателей, асинхронных
и синхронных. Чем больше двигателей в нагрузке, тем легче
возникает лавина напряжения и, следовательно, тем меньше
значение критического дефицита мощности. Зависимость
критического дефицита от параметров нагрузки (без СД) показана на
рис. 5.14.
Если вся нагрузка состоит из АД, то в этой схеме лавина
напряжения наступает при дефицитах мощности, равных 70% и
более (рис. 5.14, а). Чем меньше доля двигателей, тем большим
должен быть дефицит мощности для того, чтобы возникла ла-
317
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
'О 20 40 60 80 100
Доля АД в нагрузке / %
&
(а)
20 40 60 80 100
Доля отключаемой
нагрузки / %
(б)
Рис. 5.14 Пример зависимости критических дефицитов мощности,
которым не предшествует КЗ: (а) от состава нагрузки (без
отключения нагрузки) и (б) от объема отключений (при исходной доле АД
80%)
вина напряжения. Когда доля двигателей приближается к нулю,
условия для возникновения лавины напряжения исчезают, и
критический дефицит мощности стремится к 100%.
Если в ходе процесса нагрузка уменьшается, то угроза
возникновения лавины напряжения отодвигается, и значения dKV
возрастают (рис. 5.14,6).
В приведенных случаях отключениям генераторов не
предшествовало КЗ. Если авария начинается с КЗ, дефицит
мощности проявляется только после ликвидации КЗ. К этому времени
двигатели успевают в большей или меньшей мере
затормозиться, что облегчает возникновение лавины напряжения. Например,
если нагрузка на 100% состоит из АД и в результате КЗ число
включенных двигателей не уменьшается, то их самозапуск
после ликвидации КЗ в большинстве случаев невозможен.
(Напомним, что речь идет о системах автономного электроснабжения,
где суммарная генерация превышает нагрузку незначительно.)
Здесь лавина напряжения возникает даже при отсутствии
дефицита активной мощности. Следовательно, здесь dKP = 0.
Чем меньше доля двигателей в нагрузке, тем меньше
условий для возникновения лавины напряжения. Она возникает толь-
318
5.2 Процессы при больших внезапных дефицитах мощности
ко при некотором
дефиците мощности, и значение dKp
возрастает. Это
иллюстрирует рис. 5.15, построенный
для тех же условий, что и
рис. 5.14, но с КЗ.
Совместное воздействие
КЗ и отключения
генератора может создавать весьма
сложные процессы даже в
простейших схемах. На
рис. 5.16 показаны два
неблагоприятных процесса в
небольшой схеме автономного
электроснабжения с ГТЭ С
10,5 кВ и однородной
асинхронной нагрузкой 380 В.
Здесь при дефиците мощности, равном 40%, в начале
процесса, при трехфазном КЗ на стороне 10 кВ, напряжение падает до
нуля, а частота начинает расти. После ликвидации КЗ (и потери
40% генерации) в течение 4 с идет самозапуск двигателей.
Когда он заканчивается, напряжение поднимается до 97%, нагрузка
почти полностью восстановлена, и частота начинает снижаться.
Существенное отличие от обычного процесса, вызванного
дефицитом активной мощности, состоит в том, что частота начинает
падать не сразу, а только после окончания самозапуска
двигателей и восстановления напряжения.
В тех же условиях, но при дефиците мощности, большем
на 5%, оставшихся в работе генераторов недостаточно для
самозапуска двигателей, напряжение низкое, двигатели
продолжают тормозиться. Статическая нагрузка, мощность которой
пропорциональна квадрату напряжения, тоже снижена. Поэтому
суммарное потребление активной мощности мало, оставшиеся в
работе генераторы недогружены, и частота удерживается на
уровне, несколько превышающем номинальную частоту.
Зона лавины
напряжения
к
н
S
0 20 40 60 80 100
Доля АД в нагрузке / %
Рис. 5.15 Зависимость
критического дефицита мощности от
состава нагрузки в случаях, когда
отключения генераторов
сопровождаются трехфазным КЗ
длительностью 0,2 с. Нагрузка в результате
КЗ не уменьшается
319
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
55
и 50
>2 45
40
V^1
1 1 1
-45%
ч4**—""'"""
\
\
\
\
\
\ 40%
\
\
\
i i \ i i
0 12 3 4 5
Время / с
0 1
2 3 4 5
Время / с
Рис. 5.16 Процессы при двух значениях дефицита мощности: 40% и
45%. Доля двигателей — 40%, отключений нагрузки в результате КЗ
нет. При большем дефиците мощности возникает лавина напряжения
320
5.2 Процессы при больших внезапных дефицитах мощности
Эти примеры показывают, что при выборе противоаварий-
ных мероприятий на случаи возникновения аварийных
дефицитов мощности нужно просчитывать процессы при разных
возможных условиях.
Особый случай аварийных дефицитов мощности имеет место
тогда, когда дефицит мощности является результатом
ослабления связи дефицитного района с энергосистемой и
сопровождается асинхронным режимом между генераторами местной
электростанции и генераторами энергосистемы. В таких случаях на
линиях, по которым протекает ток асинхронного режима,
потребляется значительная мощность, активная и реактивная. Это
способствует возникновению лавины напряжения.
Особенности процессов в районах с несколькими
электростанциями
Процессы с глубоким снижением напряжения, лавинами
напряжения и пр. в больших или протяженных районах, где есть
ряд электростанций, узлов нагрузки и связывающая их сеть,
остаются похожими на те, которые показаны выше, но
появляется новый фактор. При значительно сниженных напряжениях
становятся весьма вероятными нарушения устойчивости
параллельной работы электростанций даже в условиях компактной
сети и значительно уменьшенной нагрузки. При нарушении
параллельной работы энергорайон распадается на ряд несинхронно
работающих частей. В каждой из них — свои процессы. В
некоторых может сохраниться приемлемое напряжение и,
соответственно, понизится частота; в некоторых, наоборот, может быть
глубокое понижение напряжения и подъем частоты над
номинальным уровнем.
Даже в самых простых схемах автономного
электроснабжения, но с несколькими разнесенными по схеме источниками
аварийные дефициты мощности могут сопровождаться
достаточно сложными процессами. Пример такого процесса показан на
рис. 5.17-5.19. На схеме рис. 5.17 указаны располагаемые мощ-
•Л 21 - 967
321
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
ГТЭС1
ГТЭС2
Рис. 5.17 Упрощенное отображение системы автономного
электроснабжения с двумя ГТЭС и одной газопоршневой электростанцией
(ГПЭС)
ности электростанций и величины нагрузок, а также
направления потоков мощности по связям в доаварийном режиме. В
нагрузке узла 1 примерно 30% составляют СД, работающие с
коэффициентом мощности 0,98 (па выдачу реактивной мощности),
остальная нагрузка этого узла — в основном асинхронная, 380 В;
в других узлах СД нет, вся нагрузка на напряжении 380 В,
преобладают АД. Суммарная нагрузка 34,5 МВт.
На рис. 5.18 и 5.19 показан процесс, вызванный аварийным
отключением генератора на ГТЭС1, несшего нагрузку 10,4 МВт,
что составляет 30% от суммарной нагрузки. Часть дефицита
мощности покрывается за счет мобилизации вращающегося
резерва оставшихся в работе генераторов на всех
электростанциях. Кроме того, учитывается возможность 10%-ной перегрузки
генераторов. Если не считаться с изменениями нагрузки при
изменениях напряжения и частоты, то получается, что дефицит
мощности составляет d = 17,4%.
Изменения частоты* и напряжения в узлах схемы, а
также скоростей вращения генераторов показаны на рис. 5.18. Этот
процесс интересен тем, что дефицит мощности здесь
возникает в узле 1, но в нем частота не падает. Частота снижается в
остальных узлах. Напряжения в начальной части процесса са-
* Нужно иметь в виду, что при переходных процессах мгновенные
значения частоты в разных точках схемы неодинаковы. См. п. 2.2.
22 МВт
26,5 МВт
ГПЭС 4,5 МВт
е
3,8 МВт
2,2 МВт 2 МВт
322
5.2 Процессы при больших внезапных дефицитах мощности
4 6
Время/с
120
ном
м
¦-¦?
о4
4)
«
о.
и
К
100
80
60
40
20
— —
™
-
-
4 6
Время / с
10
4 6
Время / с
Рис. 5.18 Последствия аварийного дефицита мощности в схеме,
показанной на рис. 5.17. Цифры указывают номера узлов. Генератор на
ГТЭС1 отключается в результате трехфазного КЗ через 0,16 с после
возникновения КЗ. При t = 5 с отключается ГТЭС2
И 21*
323
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
200
ь- о
О К
as?
о -^
и
о
о.
о
Й
&
X
О
i-
250
200 -
150 -
100
50 -
-50
4 6
Время/с
ц^Ч
i i
1 ГТЭС2(узел2)
'¦"ггИ
i 1 1
4 6
Время/с
10
4 6
Время/с
Рис. 5.19 Мощности генераторов в процессе, показанном на рис. 5.18
5.2 Процессы при больших внезапных дефицитах мощности
мые низкие в узлах 1 и 3, а в узле 2 оно близко к
нормальному.
Такие условия для этой схемы закономерны. В самом деле,
наибольшая нагрузка в предаварийном режиме была
сосредоточена в узле 1. Превышение ее над генерацией в этом узле могло
бы стать еще больше, если один из генераторов отключается. Но
ГТЭС1 не в состоянии удержать напряжение в этом узле на
уровне, достаточном для работы электроприемников, и напряжение
снижается — в среднем на 80%. При этом, во-первых,
снижается нагрузка на ГТЭС1, и во-вторых, эта ГТЭС при очень
низком напряжении не может выдавать энергию в сеть. Мощность
ГТЭС1 в начальной части процесса (при t » 2 с) меньше 20%
от номинальной (см. рис. 5.19). Все это приводит к повышению
скорости вращения генераторов ГТЭС1.
В узле 2, наоборот, мощность ГТЭС2 велика по сравнению с
нагрузкой, напряжение удерживается на уровне, близком к
нормальному, и на ГТЭС2 ложится почти вся нагрузка сети
(мощность ГПЭС незначительна, и ее роль в этом процессе мала).
Соответственно, генераторы ГТЭС2 перегружаются и тормозятся.
В результате возникает асинхронный режим: на ГТЭС1 частота
выше номинальной, на ГТЭС2 (и на ГПЭС, которая остается в
синхронизме относительно ГТЭС2) частота ниже номинальной
и быстро снижается.
Существенная деталь: в этой схеме сопротивления связей
между электростанциями достаточно велики. Если бы они
были малыми, синхронизм между ГТЭС1 и ГТЭС2 не нарушался
бы, разница между напряжениями в узлах 1 и 2 была бы
значительно меньше, и процессы в схеме были бы близкими к таким,
которые получаются в автономных схемах с одним источником.
В показанном на рис. 5.18 и 5.19 процессе быстрому
снижению частоты на ГТЭС2 и ГПЭС в начале процесса
способствует то обстоятельство, что в этой схеме применены ГТУ со
свободной силовой турбиной, имеющие малые механические
постоянные инерции (см. п. 3.3) и, следовательно, испытывающие
большие ускорения, положительные и отрицательные.
21 - 967
325
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
Асинхронный режим (см. п. 2.3) вызывает значительные
колебания напряжений, токов и мощностей, что видно на всех
графиках (см. рис. 5.18 и 5.19).
Нужно обратить внимание на то, что частота на ГТЭС2
начинает падать не сразу. Это связано с тем, что во время КЗ
тормозились все двигатели в этой системе, что создавало
значительные снижения напряжения (см. первую секунду переходного
процесса на рис. 5.18), и это уменьшало общее
электропотребление. Примерно через 1 с произошел самозапуск значительной
части двигателей, что вызвало заметное повышение
напряжения. С этого момента времени и начинается снижение частоты
на ГТЭС2.
На рис. 5.18 видны очень значительные броски частоты на
ГПЭС (узел 3): при t и 4 с частота с 37 Гц очень быстро
поднимается до 48 Гц и тут же падает до 36 Гц. Эти изменения
частоты никак не связаны с изменениями скорости вращения
генераторов (такие изменения скорости невозможны), а обусловлены
близостью узла 3 к электрическому центру качаний*. Скорости
вращения генераторов показаны на рис. 5.18.
Далее процесс развивается крайне неблагоприятным
образом: в узлах 2 и 3 быстро падает частота, в узлах 1 и 3 очень
низкие напряжения. Снижению напряжения на ГПЭС способствует
то обстоятельство, что на ГПЭС применены генераторы с
самовозбуждением (см. п. 3.3). Устройства АЧР в этом процессе
срабатывают, но лишь в узлах 2, 3 и 4, где мало нагрузки. Они
не срабатывают в узле 1, где большая нагрузка, но нет снижения
частоты. Соответственно, АЧР на этот процесс влияет мало.
Единственная возможность избежать в этом процессе
полного погашения всех потребителей — это отключение
нагрузки по факту снижения напряжения или по факту отключения
нагруженного генератора. Кроме того, необходимо отключение
двигателей, самозапуск которых неосуществим.
*Об особенностях изменения частоты в пунктах, близких к центру
качаний, см. в п. 2.3.
326
5.2 Процессы при больших внезапных дефицитах мощности
Такие меры учтены в приведенном расчете. Отключены все
СД в узле 1, которые быстро тормозились. Отключена часть
АД и некоторая статическая нагрузка (от защиты
минимального напряжения, дополняющей действие АЧР). Всего пришлось
отключить нагрузки на 24,3 МВт (примерно 70%) — при
начальном дефиците 10,4 МВт. Но поскольку использовались ЗМН,
отключения растянулись во времени на 4 с, и объем
отключений оказался недостаточным. Восстановить нормальный режим
не удалось.
ГТЭС2 была отключена при t = 5 с, асинхронный режим тем
самым был ликвидирован, так как к этому времени ГПЭС уже
1 2 3
Время / с
Рис. 5.20 Тот же процесс, что и на рис. 5.18 и 5.19, но с более
быстрой разгрузкой
21*
327
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
ресинхронизировалась с ГТЭС1. В момент отключения ГТЭС2
напряжение в этом узле резко снизилось, а в узлах 1 и 3 — из-за
прекращения асинхронного режима — повысилось, и
самозапуски оставшихся включенными двигателей успешно завершились.
При максимальном быстродействии всех устройств,
обеспечивающих отключение нагрузки в этом процессе, можно
обойтись без отключения генераторов и несколько меньшими
отключениями нагрузки. Такой процесс показан на рис. 5.20. Он
отличается от предыдущего тем, что все отключения, в том
числе СД, выполнены от ЗМН так, что отключения
происходят примерно через 0,5 с после возникновения КЗ, вызвавшего
отключение генератора в узле 1. Общий объем отключений —
примерно 20 МВт, в основном в узле 1. Самозапуски двигателей
заканчиваются примерно через 4,5 с от начала процесса.
Противоаварийное управление
В системах автономного электроснабжения АЧР, как
средство предотвращения опасных последствий внезапного
отключения генератора по причинам, указанным ниже, эффективна
значительно меньше, чем в больших энергосистемах.
Автоматическая частотная разгрузка, препятствующая
глубокому снижению частоты", должна срабатывать быстро, когда
частота только начинает снижаться. Уставки по частоте такой
АЧР в энергосистемах — 49 Гц и выше. Такие высокие уставки,
близкие к номинальной частоте, возможны потому, что в
энергосистеме частота поддерживается достаточно жестко: кроме
регулирования скорости вращения генераторов, имеется еще
и вторичное регулирование частоты. Неаварийные процессы в
энергосистеме также протекают с весьма небольшими
отклонениями частоты.
Напротив, в системе автономного электроснабжения
возможны существенные колебания частоты. Во-первых, из-за того,
что толчки нагрузки соизмеримы с мощностью генераторов.
"По принятой терминологии — АЧР-1.
328
5.2 Процессы при больших внезапных дефицитах мощности
в 120
4 6
Время / с
Рис. 5.21 Пуск АД от ГТЭС в автономной системе
электроснабжения
Во-вторых, многие генераторы местных электростанций имеют
малые механические постоянные инерции (например, ГТУ со
свободной силовой турбиной, см. п. 3.3), и, следовательно, их
скорость вращения при толчках нагрузки изменяется сильно.
На рис. 5.21 в качестве примера показан пуск крупного
электродвигателя, номинальная мощность которого составляет 23%
от номинальной мощности работающих генераторов (ГТУ со
свободной силовой турбиной). Нагрузка генераторов после пуска
АД — 83% от их номинальной мощности. Статизм
регулирования скорости генераторов — 3,5%.
Если отключать часть нагрузки, не дожидаясь снижения
частоты, а по самому факту отключения нагруженного
генератора, то можно заметно выиграть во времени и получить бо-
329
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
Таблица 5.3 Сравнение АЧР и САОН
Автоматика,
воздействующая
на одни и те же
электроприемники
АЧР с уставками
от 48,6 до 47,4 Гц,
время отключения
электроприемников — 0,5 с
(после достижения
уставки АЧР по
частоте)
САОН с
временами отключения
электроприемников 0,3-0,4 с
Наименьшая
частота в
переходном
процессе, Гц
46,2
48,6
Напряжение на шинах ГТЭС
в переходном процессе,
% к номинальному
наименьшее
87
87
наибольшее
115
106
лее благоприятный переходный процесс. Такая автоматика,
которая отключает группы электроприемников по факту
отключения генератора или питающей линии, в энергосистемах
называется САОН — специальная автоматика отключения нагрузки.
(Применяются и другие способы пуска САОН — например, по
снижению напряжения.)
Сравнение основных показателей переходного процесса при
внезапном отключении газотурбинного генератора и
применении АЧР или САОН показано в табл. 5.3 для одной из систем
автономного электроснабжения.
Особенность противоаварийного управления в районах
энергосистем (или автономных системах), в которых отключение
части источников питания может привести к лавине
напряжения, состоит в том, что в таких случаях АЧР совсем
неэффективна, так как лавина напряжения может проходить очень
быстро — прежде, чем частота успеет значительно понизиться (см.,
330
5.2 Процессы при больших внезапных дефицитах мощности
например, рис. 5.10). Следовательно, требования к
быстродействию автоматики, отключающей электроприемники, еще более
возрастают.
Выбор отключаемых электроприемников основывается на
том, чтобы причинить наименьший ущерб потребителю: не
отключать те электроприемники, от работы которых зависит
бесперебойность производства и, в то же время, отключить
настолько много электроприемников, чтобы не допустить такого
снижения напряжения, при котором опрокидываются двигатели
ответственных агрегатов.
Разумеется, первая задача, которая должна быть решена
при рассмотрении противоаварийных мер на случай
возникновения больших дефицитов мощности, — это проверка
принципиальной возможности сохранить непрерывный технологический
процесс. Если оставшейся мощности недостаточно для питания
ответственных электроприемников, то единственное, что
остается, — это запуск системы безаварийного прекращения
технологического процесса. В остальных случаях рассматриваются
способы, позволяющие удержать эти ответственные
электроприемники в работе.
Для предотвращения развития лавины напряжения
нужно отключать не статические электроприемники, а двигатели,
потому что главная задача — предотвратить бурный рост
реактивной нагрузки, который и вызывает лавину напряжения.
Особенно полезно отключать те двигатели, которые наиболее
загружены и имеют наибольшие шансы первыми потерять
устойчивость.
Для снижения риска наиболее тяжелых последствий могут
применяться такие меры, как увеличение мощности
электроприводов. Это понижает тот уровень напряжения, при котором
наступает опрокидывание двигателя*, но если опрокидывается
более мощный двигатель, то его ток больше и напряжение
снижается глубже. Без расчетов с применением достоверных дан-
'Критическое напряжение. См. п. 2.4.
331
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
ных по параметрам двигателей определить эффективность этой
меры невозможно.
В необходимых случаях рассматриваются более затратные
мероприятия. Для систем автономного электроснабжения — это
увеличение числа и мощности источников питания, включая
ИРМ (см. п. 4.5); для предприятий, питающихся от
энергосистемы, — увеличение числа и пропускной способности
линий и увеличение мощности собственных источников
питания.
Особенности применения специальной автоматики
отключения нагрузки
Применение САОН в районах энергосистем с большим
дефицитом мощности и в системах автономного электроснабжения
имеет ряд особенностей.
Выше было показано, что для предотвращения лавины
напряжения решающим фактором является быстродействие
САОН. Отсюда — пуск САОН по самому факту отключения
мощного источника. Напомним, что здесь речь идет не о большой
энергосистеме, где фиксация в некотором центральном пункте
управления всех сведений об отключениях генераторов и
притом без существенных затрат времени на передачу информации,
нереальна. В небольших районах энергосистем или в
автономных системах фиксация отключения основного источника
питания (иначе дефицит не будет большим) реализуема.
Если пуск по снижению частоты при больших дефицитах
мощности, как правило, неэффективен, то возможность пуска
по снижению напряжения полезно рассмотреть. Его
преимущество по сравнению с пуском по факту отключения нагруженного
генератора — в простоте реализации. Недостаток — снижение
быстродействия, главным образом из-за необходимости
отстройки САОН от КЗ. Если защиты от КЗ быстродействующие и
лавина напряжения развивается не слишком быстро (при больших
механических постоянных инерции двигателей), то пуск САОН
332
5.2 Процессы при больших внезапных дефицитах мощности
по снижению напряжения может оказаться приемлемым. Тогда
разгрузка сводится к применению ЗМН.
Эффективность всех способов пуска САОН по параметрам
режима: напряжению, производной реактивной нагрузки по
времени [57] и др., — должна быть проверена расчетами.
Вторая проблема, также связанная с временем
срабатывания САОН, — это проблема выбора отключаемых
электроприемников. Здесь имеется неустранимое противоречие, и
единственная возможность — найти приемлемый компромисс: для того,
чтобы отключать только неответственные электроприемники,
нужно передавать команды на отключение по многим
пунктам, затрачивая время на раздачу команд. Быстро же
можно отключать нагрузку только крупными порциями, и среди
отключенных электроприемников могут оказаться
ответственные. В энергосистемах применялся только второй способ. В
рассматриваемых здесь случаях он пригоден, если только
удается найти достаточную по величине неответственную нагрузку.
Как правило, в системах электроснабжения крупных
предприятий с непрерывными технологическими процессами это не
удается.
Добавим к этому, что мы рассматриваем противоаварийные
мероприятия в интересах потребителей. А в энергосистемах при
выборе САОН обычны ситуации, когда нужно отключать одних
потребителей для того, чтобы не нарушать работу других,
например, более ответственных. При социалистической экономике
такие дилеммы решались сравнительно просто, при рыночной
экономике трудностей много больше*.
В техническом плане, если не удается найти
удовлетворительное решение с САОН, полезно проверить возможности
комбинированного решения, дополняя действие САОН другими про-
тивоаварийными мерами в системах электроснабжения. Задача
сводится к тому, чтобы быстро восстановить нормальную рабо-
*3десь есть один важный аспект —- чисто экономический. Если бы была
развита система страхования рисков, обусловленных нарушениями
электроснабжения, то это существенно помогло бы решать такие проблемы.
333
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
ту тех электроприемников, которые могут быть отключены на
короткое время.
Одна из таких дополнительных мер — это использование
АВР и автоматики повторного пуска двигателей. Обычно, когда
нагрузку отключает автоматика энергосистемы, срабатывания
АВР и АПП рассматриваются как действия крайне
нежелательные (недопустимые), потому что они уменьшают объем
фактически отключенной нагрузки и могут сделать разгрузку
неэффективной. Но если выбирать объем разгрузки с учетом действия
АВР и АПП, что в условиях системы электроснабжения одного
предприятия или группы близко расположенных предприятий
возможно, и предусматривать блокировки АВР и АПП там, где
без соответствующих электроприемников можно некоторое
время обходиться, то эффективное решение может быть найдено.
Для предприятий, оснащенных, главным образом,
двигателями 380 В небольшой мощности, все меры при возникновении
большого дефицита мощности могут быть неэффективными из-
за большой скорости выбега двигателей и быстроты развития
лавины напряжения. Но для предприятий со значительной
нагрузкой 6-10 кВ, т.е. с достаточно крупными двигателями,
найти удовлетворительное решение может быть несложно.
На рис. 5.22 для такого предприятия (двигательная
нагрузка 6 кВ составляет 56% от суммарной нагрузки) показан пример
процессов при внезапном отключении основного источника
питания. Рассматривается ремонтный режим на ГТЭС, оснащенной
одновальными ГТУ. Начальный дефицит мощности составляет
83%; переход генераторов в режим выдачи максимальной
мощности сокращает дефицит до 79%. Если не принимается никаких
противоаварийных мер и нет быстрых самоотключений
электроприемников, то лавина напряжения развивается так, что через
0,6 с после начала аварии напряжение ниже 20% от
номинального, а частота равна 46,7 Гц (рис. 5.22, а).
Лавина напряжения приводит к сбросу нагрузки (при t ~
0,6 с суммарная нагрузка меньше 8% от нормальной, рис. 5.22, а)
и повышению частоты. Поскольку значительную часть нагруз-
334
1
Процессы при больших внезапных дефицитах мощности
Рис. 5.22 Изменение частоты и напряжения в
электроснабжении промышленной нагрузки при начальном дефиците мощности 83%:
(а) без отключений электроприемников, (б) с отключением 77%
нагрузки
ки составляют СД (около 30%), лавина напряжения
сопровождается асинхронными режимами СД между собой и относительно
генераторов. При этом в частоте имеют место более или менее
значительные колебания. Изменения нагрузки в том же
процессе показаны на рис. 5.23, а. Видно, что суммарная реактивная
нагрузка больше активной; это показывает, что двигатели
заторможены.
335
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
к S
¦Я --
X
&
S
и
80
60
40
1го
' о
-20
-
г\
\ р
\е
1 1 1
.
_
-
I 1
- 60
- 40
- 20
.-20
S &
га Л
d го
X ?.
>^
и
3 12 3 4
Время / с
(б)
Рис. 5.23 Изменения активной и реактивной нагрузки потребителя
в процессе, показанном на рис. 5.22
В рассматриваемом случае для того, чтобы предотвратить
возникновение лавины напряжения нужно не позже, чем через
0,3-0,5 с после начала аварии, отключить, по крайней мере,
75% нагрузки. При этом получается процесс, показанный на
рис. 5.22, б и 5.23, б. Здесь к концу 5-й секунды напряжение
восстановилось почти до 80%, идет медленный самозапуск
двигателей, дефицит мощности составляет всего 24%, частота
продолжает медленно падать. Самая опасная часть процесса пройдена,
и действие АЧР предотвратит значительное снижение частоты.
336
5.3 Особенности режимов работы и устойчивости СД
5.3 Особенности режимов работы и устойчивости
синхронных двигателей
Преимуществами СД перед АД являются, во-первых,
независимость скорости вращения от нагрузки и, во-вторых, выдача
реактивной мощности, вместо ее обязательного потребления у
АД. Выдача реактивной мощности СД не только снижает
потери активной мощности, но и уменьшает потери напряжения в
сети и ослабляет зависимость напряжения от числа включенных
электроприемников. Утверждение, что СД, как синхронная
машина, может регулировать напряжение, было бы чрезмерным,
так как для этого мощность работающих СД обычно
недостаточна, но управление возбуждением СД позволяет в некоторой мере
изменять напряжение на своих шинах. При слабой связи
системы внутреннего электроснабжения с энергосистемой и в
системах автономного электроснабжения — роль СД в регулировании
напряжения может быть существенной.
В отношении проблем, связанных с обеспечением
бесперебойности работы промышленного потребителя при
кратковременных нарушениях электроснабжения, синхронные двигатели,
как правило, «проигрывают» асинхронным при резких
возмущениях, т.е. при глубоких кратковременных снижениях
напряжения, но могут иметь (при правильном управлении
возбуждением) значительное преимущество перед АД в случаях длительной
работы с существенно пониженными напряжениями. Эти
вопросы рассматриваются ниже.
Сравнение устойчивости синхронных и асинхронных
двигателей при коротких замыканиях
Если рассмотреть условия восстановления нормальной
работы у синхронного и асинхронного привода одного и того же
механизма, то можно убедиться, что для первого допустимые
перерывы питания имеют, как правило, меньшую длительность,
чем для второго. Это связано с особенностями устойчивости
337
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
&
0,1
1 И 1 II
Hrvctc
****
^^
йчиво
,ч^
-с ¦
L .* ^;
.,$Ш!
^
И^
чЧ$83
?&°
,*''
.<**'
^;г
.. ^ Й
р^
^
1^4"
*S$:
NW№:
\г ",т, „
Г\ II I
1 2 3 5
Механическая постоянная
инерции агрегата 7} I с
10
Рис. 5.24 Максимально допустимые длительности перерывов
питания нагрузок, содержащих только СД или только АД, при
обычных параметрах двигателей и среднестатистических условиях
электроснабжения от энергосистемы
синхронных и асинхронных машин*. В отношении
устойчивости двигателей показательны значения предельно допустимых
(критических) длительностей перерывов питания при близких
трехфазных КЗ.
Такая характеристика устойчивости СД и АД показана на
рис. 5.24. Например, при часто встречающихся значениях Tj,
равных 1-2 с, критические длительности перерыва питания
составляют 0,08-0,2 с для СД против 0,2-1,5 с для АД.
Разумеется, рис. 5.24 пригоден только как сравнительная характеристика
устойчивости двигателей и не дает оснований для конкретных
выводов по конкретным схемам.
Таким образом, применяя асинхронный привод вместо
синхронного (если это допустимо по технологии и осуществимо по
'Основные понятия устойчивости генераторов и двигателей в
энергосистемах см. в пп. 2.2 и 2.3.
338
5.3 Особенности режимов работы и устойчивости СД
номенклатуре двигателей), можно получить повышение
устойчивости нагрузки и снизить чувствительность потребителя к
кратковременным нарушениям электроснабжения.
Сопоставление, показанное на рис. 5.24, относится к
сравнению устойчивости синхронного и асинхронного приводов для
механизмов, близких по мощности и по механическим
характеристикам. Поэтому из рис. 5.24 нельзя делать вывод о том, что
условия восстановления нормальной работы двигателей после
перерывов питания будут на РП с синхронной нагрузкой
обязательно хуже, чем на РП с асинхронной нагрузкой в той же сети,
возможны различные ситуации [58]. При сравнении динамики
АД и СД нужно учитывать ряд дополнительных обстоятельств:
— среди АД обычно встречается много мелких двигателей,
у которых значения Tj меньше, чем у крупных, что на
устойчивости сказывается отрицательно; это следует из
рис. 5.24;
— большая часть СД питается непосредственно с шин 6 или
10 кВ, а многие АД имеют напряжение 0,4 кВ. Это значит,
что между ними и источником питания имеется
дополнительное сопротивление понижающего трансформатора, что
снижает их устойчивость;
— мелкие двигатели работают с коэффициентами загрузки,
в среднем меньшими, чем крупные, что создает для АД
малой мощности некоторые преимущества.
Устойчивость при понижениях напряжения
и управление возбуждением СД
При продолжительной работе с пониженным напряжением
проявляются другие факторы, нежели рассмотренные выше.
Работа двигателя возможна, пока он может развивать
вращающий электромагнитный момент, равный моменту
сопротивления приводимого во вращение механизма.
339
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
У АД вращающий момент пропорционален квадрату
напряжения, поэтому режимы работы АД, осуществимые после
понижения напряжения, определяются условием:
.. ( U ^2
Мтах [ ~j~ ) > AfMex ,
\ '-'ном /
где Мтах — максимальный момент двигателя при номинальном
напряжении; Ммех — механический момент сопротивления. По
этому условию наименьшее напряжение, при котором возможна
работа двигателя (критическое напряжение):
'кр
м.
При 100%-ной загрузке АД критическое напряжение
составляет примерно 67% от номинального. Это означает, что такой
АД может работать длительно при U > 67%,
У СД вращающий момент при неизменном токе
возбуждения пропорционален первой степени напряжения, и при той же
кратности максимального момента, как у АД, критическое
напряжение составляло бы 45% от номинального. Поэтому область
возможных режимов работы СД при пониженных напряжениях
шире, чем у АД. Кроме того, при понижении напряжения у СД
срабатывает дискретная форсировка возбуждения, что
увеличивает максимальный момент (на время, допустимое по условиям
нагрева машины).
Однако на практике нередко встречаются ситуации,
когда СД имеют критические напряжения, опасно близкие
к номинальному значению. При этом дискретная форсировка
возбуждения помочь не может: устойчивость нарушается при
напряжениях, больших, чем те, при которых включается
форсировка. Возможность критических напряжений СД быть близкими к
рабочему напряжению — чрезвычайно важное обстоятельство,
связанное с выбором величины тока возбуждения в нормальных
режимах.
340
5-3 Особенности режимов работы и устойчивости СД
С достаточной для практических целей точностью можно
полагать, что максимальный вращающий момент СД
пропорционален произведению напряжения на ток возбуждения.
Поэтому максимальная устойчивость в продолжительных режимах
достигается при работе СД с номинальным током
возбуждения. Но в эксплуатации отчетливо видна тенденция снижать
токи возбуждения. Поводами к тому служит стремление
уменьшить нагрев ротора и искрение щеток, а также уменьшить
нагрев статора (наименьший ток статора получается при
коэффициенте мощности, равном единице, чему соответствует ток
ротора, сниженный по сравнению с номинальным на 20% и
более).
Даже небольшие снижения тока возбуждения СД могут
значительно повысить чувствительность потребителя к
нарушениям нормальной работы сети. Пример влияния увеличения
рабочего значения коэффициента мощности СД на его
критическое напряжение показан на рис. 5.25 для СД серии СТД
C000 об/мин, 4000 кВт, хд и 2,1 отн. ед.). Рассматриваются
две системы возбуждения (см. п. 3.3): система самовозбуждения,
когда максимально возможный ток возбуждения
пропорционален питающему напряжению, и система независимого
возбуждения; учтено, что автоматическое регулирование возбуждения
(АРВ) может быть включено или выключено. Нагрузка СД —
номинальная. Рассматриваются только режимы, в которых СД
выдает реактивную мощность в сеть (при cos 9 = 1
реактивная мощность равна нулю), так как режимы с потреблением
реактивной мощности по условиям устойчивости СД
недопустимы.
При неизменном токе возбуждения режимы достаточно
благоприятны вплоть до cos ip » 0,98. Здесь критическое
напряжение не выше 80%, а реально — с учетом форсировки
возбуждения, срабатывающей при U = 80%, — оно еще ниже. Но при
системе самовозбуждения работать с отключенным регулятором
вообще нельзя: во всех показанных на рис. 5.25 случаях
критическое напряжение выше 80%.
341
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
0,85 0,90 0,95 1,00
Рабочее значение cos <p
Рабочее значение cos (p
Рис. 5.25 Критические напря- Рис. 5.26 Ограничения нагруз-
жения СД: i — при токе воз- ки СД по условию, чтобы крити-
буждения, не зависящем от на- ческое напряжение было не выше
пряжения (ССВ с регулированием 80% от номинального.
Обозначена постоянство тока возбуждения ния по рис. 5.25
или СНВ с отключенным АРВ),
2 — при ССВ с отключенным
АРВ
На рис. 5.26 приведена область допустимых коэффициентов
загрузки того же СД, ограниченная условием, чтобы
критическое напряжение было ниже 80%. Рисунок 5.26 снова
показывает, что возможности работы СД с ССВ и отключенным
регулятором возбуждения весьма ограничены. Так, например, при
коэффициенте загрузки, равном 0,7, нельзя работать с
коэффициентом мощности выше 0,917.
Ограничения, подобные показанным на рис. 5.26, могут быть
рассчитаны для любого СД по формуле [28]:
СА
кр _
и.
1 +
1
k3Xd cos (pj
+ tgy
где п = -0,25 для ССВ с отключенным АРВ и п =¦ -0,5 при
постоянстве тока возбуждения; хд — в отн. ед.; cos(/?HOm —
номинальный коэффициент мощности; к3 — коэффициент загрузки,
342
5.3 Особенности режимов работы и устойчивости СД
к3 = Р/Рном; tgy> = QjP в рассматриваемом режиме (tgy > 0,
когда СД выдает реактивную мощность в сеть).
Ограничения, обусловленные недопустимостью работать с
низкими токами возбуждения СД, крайне важны при
эксплуатации. При проектировании их тоже нужно иметь в виду. Сеть
и средства компенсации реактивной мощности должны быть
выбраны так, чтобы все СД могли работать с номинальным
возбуждением и чтобы такой режим работы СД не приводил
к недопустимым или нежелательным повышениям напряжения.
(Встречаются случаи, когда на предприятии имеется и большое
количество СД, и в то же время установлены конденсаторные
батареи для компенсации реактивной мощности, потребляемой
АД. Конденсаторные батареи включены, а СД работают без
выдачи реактивной мощности, иначе недопустимо повышаются
напряжения. Следствие — высокая аварийность.)
Влияние автоматического регулирования возбуждения
синхронного двигателя на устойчивость
Влияние выбора величины возбуждения в нормальном (до-
аварийном) режиме рассмотрено выше. Было показано, что
уменьшение возбуждения значительно ухудшает устойчивость
СД. Осталось рассмотреть влияние АРВ на. характер
протекания самого переходного процесса и на возможность сохранения
устойчивости СД после резкого возмущения в виде КЗ [59].
При большинстве законов регулирования возбуждения
переход СД в режим КЗ вызывает увеличение (форсировку)
возбуждения, что после ликвидации КЗ увеличивает
электромагнитный момент СД и способствует восстановлению
нормальной работы. Количественно влияние АРВ определяется тем,
насколько быстро и насколько сильно повышается ток
возбуждения.
Современные системы возбуждения и АРВ являются
быстродействующими, поэтому скорость возрастания тока
возбуждения ограничивается, в основном, индуктивностью самой маши-
343
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
ны. Но АРВ синхронных двигателей* мало влияют на
устойчивость. Это обусловлено тем, что при их создании задачи
повышения устойчивости не ставились вовсе. Поэтому у СД
максимальная кратность форсировки (потолок возбуждения) существенно
ниже, чем у генераторов. Поэтому же отклонение напряжения
вызывает у СД изменение тока возбуждения, значительно
меньшее, чем у генераторов.
Законы регулирования СД тоже отличаются от законов
регулирования генераторов. У последних основное
регулирование — это регулирование напряжения, вспомогательное —
регулирование по производным параметров режима для обеспечения
быстрого затухания колебаний. Синхронные двигатели могут
регулироваться:
- на поддержание постоянства тока возбуждения при
изменениях температуры и, следовательно, сопротивления
обмотки возбуждения и при изменениях напряжения, питающего
систему самовозбуждения;
- на поддержание неизменной реактивной мощности, которая
зависит от напряжения и от активной мощности СД;
— на поддержание неизменного коэффициента мощности, т.е.
на поддержание неизменного соотношения между активной
и реактивной мощностями, и пр.
Расчеты показывают, что все эти варианты регулирования
ничтожно мало сказываются на динамической устойчивости СД
при КЗ в сети. Это иллюстрируют графики на рис. 5.27, которые
построены для одной и той же синхронно-асинхронной нагрузки
(активная мощность, потребляемая СД, почти вдвое превышает
потребление АД) для двух групп СД.
* Аббревиатура АРВ СД (или АРВСД, АРВ-СД) имеет совершенно
другой смысл. Это АРВ сильного действия, применяемые у крупных
генераторов.
344
5.3 Особенности режимов работы и устойчивости СД
В первом случае это
приводы центробежных
компрессоров: двигатели
типа СТД, 3000 об/мин,
x'd = 0,26 отн. ед., Tj —
= 7 с (вместе с приводимой
во вращение машиной),
загрузка СД номинальная.
Второй случай — в тех же
условиях работают
другие СД, приводы
насосов: низкоскоростные
двигатели типа СДН, x'd =
= 0,26 отн. ед., Tj = 2 с,
загрузка также
номинальная.
По рис. 5.27 видно,
что устойчивость во
многом зависит от параметров
СД. О недостатках
работы СД, снабженных ССВ и
без регулирования,
говорилось выше (п. 3.3). Сам же
закон регулирования
возбуждения СД в
рассматриваемом отношении
малосуществен
о
X
л
к
к
а а
о
4)
lb
&
од
5\-
\
¦
А
'^JKjyf/
'^7
У сдн
\
hi
!/ /
/\
'А—
\
/
''
^2
i
/
Ч
о
20 40 60 80
Напряжение на шинах СД
в начале режима КЗ / % от ном.
Рис. 5.27 Предельно допустимые по
устойчивости продолжительности КЗ
при их возникновении в разных
точках сети (разные остаточные
напряжения на шинах СД): I —
постоянство тока возбуждения (либо СНВ с
отключенным АРВ, либо ССВ с
регулированием на постоянство тока
возбуждения); 2 — ССВ с отключенным
АРВ; 3 — СНВ с регулированием (из
применяемых в настоящее время),
наиболее эффективным в отношении
динамической устойчивости СД
Таким образом, в общем случае недопустима работа:
— с токами возбуждения, существенно меньшими
номинальных значений;
— с отключенным АРВ при системе самовозбуждения (когда
напряжение, питающее обмотку возбуждения,
пропорционально напряжению на шинах СД);
— с отключенной дискретной форсировкой возбуждения.
22-967
345
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
При решении практических задач по выбору необходимых
противоаварийных мероприятий приходится учитывать
конкретное исполнение системы возбуждения СД и специальные
требования завода-изготовителя, обусловленные особенностями
системы возбуждения. В частности, это относится к пускам СД,
снабженных бесщеточной системой возбуждения (БЩВ).
В схеме БЩВ имеются диодные выпрямители, глухо
подключенные к обмотке возбуждения и вращающиеся вместе с ней.
Если в схеме предусмотрено замыкание обмотки возбуждения на
разрядный (пусковой) резистор, что облегчает пуск СД, то это
должно быть учтено в расчетах пуска. Если разрядного
резистора нет, то тогда пуск допустим только с разгруженной
приводимой во вращение машиной.
При проектировании схемы с СД важно предусмотреть АВР
питания систем возбуждения. Необходимо следить затем, чтобы
статор СД и его система возбуждения не оказались
питающимися от разных секций шин 6-10 кВ, так как при этом количество
возмущений удваивалось бы.
Особенности асинхронных режимов синхронных
двигателей
В нагрузке, содержащей СД, возможны три вида
асинхронных режимов:
- асинхронный режим СД относительно энергосистемы
(скорость вращения СД ниже синхронной);
- асинхронный режим СД относительно генераторов
местной электростанции (в системах автономного
электроснабжения — скорость вращения СД ниже скорости вращения
генераторов);
- трехчастотный асинхронный режим СД (скорость ниже
синхронной) и генераторов местной электростанции
(скорость выше синхронной) относительно энергосистемы.
346
5.3 Особенности режимов работы и устойчивости СД
Если — во всех этих случаях — имеются разные СД, из
которых одни тормозятся больше, чем другие, то возникают
дополнительно асинхронные режимы между разными группами СД
(см. также п. 2.3).
Асинхронный режим создает колебания напряжения.
Период этих колебаний определяется разностью скоростей вращения
роторов асинхронно идущих синхронных машин. Размах
колебаний напряжения* определяется всеми параметрами нагрузки
и питающей сети, но основное значение имеет доля синхронной
нагрузки, т.е. отношение суммарной мощности работающих СД
к суммарной мощности всех работающих двигателей — и СД,
и АД.
Зависимость напряжения при асинхронном ходе СД
относительно энергосистемы от доли СД показана для одного из
предприятий на рис. 5.28. Фактически доля СД была близкой
к 10% (первый график); остальные случаи с долями СД,
равными 40%, 70% и 100%, получены искусственно, заменой в
расчетах части асинхронных приводов на синхронные. Показан
переходный процесс, вызванный КЗ в цепи питания этой нагрузки;
ввод отключается при t = 0,3 с и еще через 0,5 с включается
резервное питание. Напряжение в бестоковую паузу
поддерживается СД.
При доле СД, равной 10%, колебания напряжения
незначительны, а общий ход изменения напряжения определяется АД.
При t ~ 3 с заканчивается самозапуск АД, напряжение
повышается, и еще через 1 с наступает ресинхронизация СД (колебания
напряжения прекращаются). В остальных трех случаях ход
процесса определяют СД. При доле СД в 40% асинхронных
двигателей, соответственно, меньше, и их самозапуск заканчивается
быстрее — к t = 1,8 с, но связанный с этим подъем напряжения
недостаточен для быстрой ресинхронизации СД. Их
асинхронный режим продолжается, хотя скорость вращения СД
возрастает (это видно по увеличению периода асинхронного режима).
"См. также п. 5.1.
22*
347
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
m
и
а
К
К
и
к
сх
с
СЗ
X
10R
6-
4-
2-
1 2 3
Время/с
2 3
Время/с
1 1 1 1 1
ч
И'
Доля СД = 70%
i i i i
1 2 3
Время/с
2 3
Время / с
Рис. 5.28 Напряжение при асинхронном режиме СД относительно
энергосистемы. Указаны доли СД в общей нагрузке
При доле СД, равной 70%, влияние АД вообще незаметно,
колебания напряжения велики, среднее напряжение около 70%;
скорость вращения СД медленно растет. При нагрузке,
содержащей только СД, их токи еще больше, напряжение снижается еще
глубже, а СД продолжают тормозиться.
Асинхронные режимы СД относительно генераторов в
автономной схеме имеют те же особенности. Возможности
ресинхронизации СД в большинстве случаев хуже, чем при
асинхронном ходе СД относительно генераторов мощной энергосистемы,
так как из-за меньшей мощности источника питания
напряжения снижаются сильнее.
Трехчастотные асинхронные режимы (генераторы
энергосистемы — газотурбинные генераторы местной
электростанции — СД) наиболее сложны и многообразны. Один из
возможных случаев такого асинхронного режима, закончившегося
348
5.3 Особенности режимов работы и устойчивости СД
Время/с
Рис. 5.29 Трехчастотный асинхронный режим на предприятии с
ГТЭС
ресинхронизацией всех асинхронно работавших машин, показан
на рис. 5.29.
Здесь доля СД в общей нагрузке — около 30%, все СД
однотипны. Номинальная мощность ГТГ на 10% превышает
величину нагрузки, ГТУ со свободной силовой турбиной работают с
номинальной мощностью, выдавая избыток мощности в
энергосистему. Нарушения устойчивости вызваны трехфазным КЗ во
внешней сети длительностью 0,24 с.
В этом процессе скорость вращения ГТГ в результате КЗ
быстро возрастает, достигает среднего значения 108% и под
действием регулирования начинает снижаться. Эти генераторы
349
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
сравнительно легко ресинхронизируются; здесь ресинхронизация
ГТГ относительно энергосистемы наступает при ti = 1,7 с.
Размах колебаний напряжения резко уменьшается, его среднее
значение повышается, торможение СД сменяется их ускорением.
Ресинхронизация СД происходит при t2 = 4,5 с. (В той же схеме,
при тех же условиях, но при небольшом увеличении
коэффициентов загрузки СД, их ресинхронизация не происходит, и СД
останавливаются.)
Опасность асинхронных режимов в системах
электроснабжения двоякая. Во-первых, наступление асинхронного режима
означает нарушение нормальной работы, причем вероятность
благополучного окончания этого режима (ресинхронизации)
может быть очень небольшой. Если ресинхронизация не произойдет
за допустимое время, то двигатели будут отключены и
работа предприятия будет нарушена. Таким образом, возникновение
асинхронного режима означает угрозу нарушения работы
потребителя.
Во-вторых, глубокие периодические снижения
напряжения во время асинхронного режима могут представлять
опасность для работы других электроприемников. Возможны
самоотключения электроприемников из-за отпадания контактов
магнитных пускателей и других причин (см. п. 1.2),
нарушения устойчивости АД, которые в худшем случае
приведут к лавине напряжения и полному нарушению
работы всех электроприемников в зоне лавины напряжения (см.
п. 2.4).
Поэтому при выборе лротивоаварийных мероприятий
асинхронные режимы в системе электроснабжения могут
считаться допустимыми, только если расчеты покажут, что
ресинхронизация наступает быстро — не более, чем за несколько
секунд, и во всяком случае за время меньшее, чем допустимо
для генераторов и СД. При этом судить о надежной
ресинхронизации можно только по большому количеству расчетов,
охватывающих все возможные условия: весь диапазон изменения
нагрузок и режимов работы генераторов местной электростан-
350
5.3 Особенности режимов работы и устойчивости СД
ции, ремонтные схемы, режимы внешнего питания с
пониженным на 5%—10% напряжением и различные возмущения. В
общем случае противоаварийные мероприятия должны быть
рассчитаны так, чтобы при всех наиболее вероятных возмущениях
(см. пп. 1.4 и 4.4) устойчивость синхронных машин не
нарушалась.
Защита от асинхронного режима, действующая на
отключение асинхронно работающих синхронных машин, нужна во всех
системах электроснабжения, так как всегда возможно затяжное
нарушение, например, при отказе выключателя. Нужно ли
устанавливать быстродействующую защиту от асинхронного
режима, подобную автоматике ликвидации асинхронного режима,
применяемой в энергосистемах, или можно обойтись защитами
от перегрузки, работающими со значительной выдержкой
времени, зависит от того, может ли асинхронный режим привести
к дополнительным нарушениям, упомянутым выше, или нет.
Полезно также помнить о существовании такой меры,
облегчающей ресинхронизацию СД относительно энергосистемы, как
гашение поля СД. Гашение поля означает отключение
возбудителя от обмотки возбуждения и замыкание ее накоротко или на
специальное гасительное сопротивление. Способ, которым
осуществляется гашение поля, зависит от конструкции системы
возбуждения.
После гашения поля в обмотке возбуждения остается
только ток, индуцированный током статора. Электродвижущая сила
машины значительно снижается, из-за чего уменьшается
размах колебаний напряжения на шинах (при этом немного
повышается среднее значение напряжения). Условия самозапуска
СД (подтягивания к синхронизму под действием асинхронного
электромагнитного момента) улучшаются. Самозапуск СД
проходит еще легче, если обмотка возбуждения при гашении поля
замыкается не накоротко, а на правильно выбранное
гасительное сопротивление. После подтягивания к синхронизму вновь
подается возбуждение — так же, как это делается во время
пуска СД.
351
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
2 4 6
Время / с
(б)
Рис. 5.30 Восстановление нормальной работы СД: (а) гашение поля
с замыканием обмотки возбуждения накоротко (гасительное
сопротивление отсутствует) при t = 5 с, ресинхронизация не наступает; (б) то
же, но с трехкратным гасительным сопротивлением, после окончания
самозапуска (( = 8 с) подается нормальное возбуждение
Гашение поля и введение гасительного сопротивления не
гарантируют быстрого восстановления нормальной работы СД,
оказавшихся в асинхронном режиме, но существенно повышают
вероятность этого. Пример того, как гашение поля и введение
гасительного сопротивления влияют на асинхронно работающий
СД, показан на рис. 5.30.
О допустимости несинхронных включений СД при АВР и
АПВ см. в п. 3.6.
352
5.4 Автоматика и релейная защита в системе электроснабжения
5.4 Автоматика и релейная защита в системе
электроснабжения
Часть задач противоаварийного управления системами
электроснабжения была рассмотрена в предыдущих главах. Здесь
рассматриваются особенности применения АПВ в системах
электроснабжения предприятий с непрерывными технологическими
процессами и применение других средств автоматики,
обеспечивающей восстановление нормальной работы двигателей после
кратковременных перерывов питания.
Автоматическое повторное включение
В сетях 220 кВ и выше наряду с трехфазным АПВ
применяется однофазное АПВ. В системах электроснабжения
промышленных предприятий ОАПВ предпочтительнее, чем ТАПВ. Это
существенно при наличии протяженных линий электропередачи
между ГПП предприятия и узловыми подстанциями
энергосистемы.
Если предприятие питается по двум цепям ВЛ, то в паузу
ТАПВ, когда одна из ВЛ отключена, сопротивление этой связи
увеличивается вдвое. Когда же отключается только одна фаза
линии, то общее сопротивление возрастает по сравнению с
нормальным режимом всего примерно на 30%. Если такое
повышение пропускной способности связи в паузу АПВ существенно и
имеется возможность пофазного управления выключателями, то
может быть поставлен вопрос о применении ОАПВ (наряду с
ТАПВ).
Пример такой ситуации показан на рис. 5.31. Здесь в
нагрузке 15% мощности потребляется СД, 80% — АД. Во время
КЗ часть АД отключается B0% по мощности); из остальных
АД от защиты минимального напряжения может быть
отключено не более 16%. При таких условиях в паузу ТАПВ двигатели
продолжают тормозиться. Но в случае ОАПВ во время паузы
проходит самозапуск двигателей, он заканчивается раньше, чем
353
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
;Откл. 16%АДотЗМН
; Время АПВ
к
X
ч>
В s
Is
100-1
80-
I 60г-
40 Ь
К
? 20
0
<ч
При ОАПВ
При ТАПВ
0 1
2 3 4 5
Время/с
6 7
При ТАПВ
3 4 5
Время / с
Рис. 5.31 Напряжение на шинах 6 кВ и средняя скорость вращения
АД при однофазном КЗ на одной их двух питающих линий 220 кВ —
с ТАПВ и с ОАПВ
включится отключенная фаза линии*, поэтому здесь
продолжительность паузы АПВ несущественна. При ОАПВ можно было
бы обойтись без отключения двигателей от защиты
минимального напряжения.
*В режимах с большой несимметрией (несимметричное КЗ, неполнофаз-
ный режим линии) напряжения и токи в фазах различны. Поэтому на
графиках для таких режимов нужно либо отображать токи и напряжения во всех
фазах, либо, как это сделано в этой книге, пользоваться методом
симметричных составляющих [9]. В последнем случае изображаются напряжения
и токи прямой последовательности. Это именно те параметры, которые
определяют величину мощности генераторов и вращающего момента
двигателей.
354
5.4 Автоматика и релейная защита в системе электроснабжения
Выбор, с какой стороны производить опробование воздушной
линии перед ТАПВ, не играет роли в многосвязных сетях и при
малой длине линий. Но в случаях, когда потребитель связан с
энергосистемой протяженной линией, этот выбор может быть
существен, как показано в п. 1.4.
Повторное КЗ при неуспешном АПВ опасно для
потребителя главным образом, когда самозапуск АД и качания СД не
успевают закончиться в паузу АПВ. Тогда вероятность
нарушения устойчивости двигателей после повторного КЗ больше, чем
после первичного КЗ. Эта опасность меньше, если опробовать
линию со стороны, наиболее удаленной от потребителя.
Для линий вблизи электростанций практикуется
опробование при АПВ только со стороны, противоположной
электростанции, для снижения воздействий КЗ на станционное
оборудование. Таким образом, может возникнуть конфликт интересов
электростанции и потребителя. Но на практике этот конфликт
возникает редко. Если он все же возникает, то нужно иметь в
виду, что имеются и другие меры в интересах потребителя.
Автоматика самозапуска и повторного пуска
двигателей
Оба вида автоматики предназначены для восстановления
нормальной работы двигателей после перерывов питания.
Разница между ними состоит в способах действия. Автоматика
самозапуска (АСЗ) обеспечивает всем подключенным к ней
двигателям одновременную возможность начать самозапуск сразу
же после восстановления питания. Автоматика повторного пуска
воздействует на двигатели, отключенные во время перерыва
питания (например, ЗМН), и включает их после того, как
напряжение достигнет уровня, близкого к нормальному. При этом
запускается только часть подключенных к АПП двигателей (первая
группа). Включение второй группы двигателей осуществляется
только после того, как закончатся пуски первой группы и
восстановится напряжение, и т.д. Таким образом, АПП действует
355
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
каскадно, хотя при подходящих условиях возможно пускать все
двигатели одной группой"'.
Автоматика самозапуска применима только при достаточно
хороших условиях электроснабжения, когда снижения
напряжения во время самозапуска допустимы. Ее преимущества —
простота исполнения (для двигателей низкого напряжения
требуется только АПВ магнитных пускателей) и меньшее, чем у АПП,
время, необходимое для восстановления нормальной работы
двигателей. Недостаток АСЗ — большие снижения напряжения во
время самозапуска и, следовательно, значительные ограничения
в возможностях ее использовать.
Автоматика повторного пуска почти не имеет ограничений
по использованию, но ее действие может растягиваться на
значительное время — если приходится разбивать двигатели на
большое число ступеней. Иногда, если нет существенных
ограничений на общую продолжительность пусков, можно задавать
(с запасом) предварительно рассчитанные интервалы времени
между пусками отдельных ступеней. При этом достаточен более
грубый контроль напряжения.
Часто целесообразно совместное использование АСЗ и АПП.
К АСЗ подключаются двигатели с наименьшими допустимыми
перерывами в работе. Остальные двигатели, кроме тех, которые
могут быть повторно запущены позже вручную, подключаются
к АПП.
Выбор между АСЗ и АПП основывается на информации о
двух показателях:
- время перерыва в работе двигателей, допустимое по
условиям технологического процесса. Если для разных групп
двигателей эти времена различны, то это должно быть
учтено при формировании групп двигателей в АПП;
'Общепринятой терминологии нет. Иногда и тот, и другой вид
автоматики называют автоматикой самозапуска или автоматикой повторного пуска.
Поскольку два указанных вида автоматики функционально различны, для
них в этой книге сохраняются разные наименования.
356
5.4 Автоматика и релейная защита в системе электроснабжения
- максимально возможные мощности двигателей, которые
могут участвовать в одновременном самозапуске.
Возможности одновременного самозапуска зависят от
глубины и длительности провала напряжения. Основной расчетный
вариант — трехфазное КЗ в непосредственной близости от шин
двигателей. Длительность перерыва электроснабжения
определяется релейной защитой и автоматикой. Расчеты позволяют
установить, какие возможны суммарные мощности
участвующих в самозапуске двигателей при заданных длительностях
перерывов питания или каковы
рывов питания для заданных
Пример последнего
показан на рис. 5.32 для
четырех секций A-4)
одного и того же предприятия
(нагрузка на 70%-85%
асинхронная, остальное —
освещение) . Предельно
допустимые значения полного
времени АВР от начала КЗ
до включения резервного
питания оказались равными
0,19, 0,24, 0,30 и 0,49 с.
При решении вопросов
АСЗ и АПП приходится
учитывать дополнительное
ограничение — по
допустимому числу повторных
пусков двигателей из их «горячего» состояния. Такие ограничения
встречаются. Некоторые СД (в основном — 3000 об/мин) не
допускают прямого пуска при номинальном напряжении, так как
такой пуск создает недопустимый нагрев наружного слоя бочки
ротора. Тогда, как правило, напряжение при пуске
ограничивается величиной, не превышающей 65% от номинального напря-
ограничения длительностей
перегрупп двигателей.
0,1 0,2 0,3 0,4 0,5
Полное время АВР / с
Рис. 5.32 Пример зависимостей
продолжительности самозапуска
четырех групп АД от длительности
перерыва питания при АВР
357
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
жения. При этом, если СД не включен через индивидуальный
трансформатор, такое напряжение недопустимо для других,
работающих электроприемников, и требуется специальный
пусковой реактор, шунтируемый по окончании пуска.
Наибольшие сложности возникают при восстановлении
нормального режима работы двигателей в системах автономного
электроснабжения из-за небольшой, сравнительно с работой в
энергосистеме, мощности питания. Здесь, безусловно,
требуются быстродействующие защиты от КЗ и велика роль АПП.
В автономных системах при обеспечении самозапусков и
повторных пусков двигателей приходится учитывать изменения не
только напряжения, но и частоты. Если генераторы имеют
газопоршневой или дизельный привод с системой турбонаддува, то
необходимо учитывать, что набросы мощности на такой привод
существенно ограничены (см. п. 3.3). Кроме того, могут
встретиться проблемы равномерного распределения мощности между
генераторами.
На рис. 5.33 показан процесс каскадного
четырехступенчатого пуска нагрузки, содержащей, в основном, АД как 10 кВ, так и
низкого напряжения, от двух параллельно работающих дизель-
генераторов (без связи с энергосистемой). Интервалы между
пусками приняты на основании расчетов равными 10 с; отбор
двигателей для каждой ступени АПП продиктован технологическими
факторами.
На графике видно, как изменяется напряжение в
процессе пусков на шинах 10 кВ, к которым подключены дизель-
генераторы и крупные АД, а также на вторичной стороне
трех понижающих трансформаторов. Пуски проходят
достаточно быстро. Наименее благоприятные, но допустимые условия
сложились на второй ступени АПП для двигателей низкого
напряжения, питающихся от одного из трансформаторов:
напряжение в течение 3,5 с остается на уровне 83,2%-83,4%, что
свидетельствует о том, что пуск этих двигателей происходит
с небольшим ускорением. Графики активной и реактивной
мощности для этих пусков см. на рис. 3.33.
358
5.4 Автоматика и релейная защита в системе электроснабжения
10
15 20 25
Время / с
30 35
40
Рис. 5.33 Каскадный АПП от двух дизель-генераторов: 1 — на
стороне 10 кВ; 2 — за трансформаторами на стороне низкого напряжения
Альтернативой АСЗ и АПП, которую особенно важно иметь
в виду в системах автономного электроснабжения, является
применение частотных пусков двигателей, при которых активная и
реактивная нагрузка на генераторы почти не превышает
значений, соответствующих нормальной работе двигателей.
Автоматическое включение резервного питания
При выборе функциональной схемы АВР нужно исходить из
того, что действие АВР является эффективным, если
нормальная работа всех электроприемников I категории
восстанавливается (включая ресинхронизацию СД) за время, допустимое по
условиям бесперебойности технологического процесса
потребителя.
Эффективность действия АВР проверяется, по крайней
мере, в случаях, когда:
359
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
- КЗ происходит на питающей линии;
- эта линия отключается по любой другой причине;
— отключается источник, от которого питается эта линия
(при этом ожидание возможного АПВ, как правило,
недопустимо, так как значительно замедлило бы действие
АВР);
— напряжение источника питания снижается до уровня,
близкого к критическому или ниже, на время, большее, чем
время действия защит, устраняющих такой режим без
нарушения работы потребителя*.
Очевидно, что АВР не должно срабатывать в случаях КЗ в
зоне защиты секции (системы) шин, питание которой оно
резервирует, и при КЗ за выключателями на линиях, отходящих от
этой секции шин.
Эффективность действия АВР должна обеспечиваться как
при нормальных схемах электроснабжения, так и при
планируемых ремонтных схемах. Если при какой-либо из ремонтных
схем АВР оказывается неэффективным и возможности выбрать
эффективную систему АВР отсутствуют, то должно быть
принято решение либо об исключении этой схемы из числа
планируемых (отказ от планирования ремонтной схемы означает
необходимость прекращения технологического процесса, если такая
схема возникнет самопроизвольно в результате аварии), либо о
допустимости работы с пониженной надежностью (без АВР) в
этой схеме. В последнем случае АВР при переходе к указанной
схеме должно выводиться из действия во избежание нарушения
работы двигателей не только на резервируемой, но и на
резервирующей секции.
*При напряжении, меньшем критического значения, нарушается работа
электроприемников. Причинами опасного снижения напряжения могут быть
затяжное КЗ, перегрузка линий или трансформаторов и пр.; наиболее опасна
лавина напряжения. О критическом напряжении и лавине напряжения см. в
п. 2.4.
360
5.4 Автоматика и релейная защита в системе электроснабжения
Действие АВР должно быть блокировано, если:
- отсутствует готовность схемы к резервированию;
- напряжение на резервирующей секции ниже того, что
необходимо для восстановления нормальной работы двигателей
с учетом дополнительного снижения напряжения после
подачи питания на резервируемую секцию (иногда для этого
требуется напряжение перед АВР выше 90%-95% от
номинального);
- питание электроприемников отключено действием проти-
воаварийной автоматики энергосистемы или по ее
аварийному графику, или действием АЧР.
Имеется возможность формировать условия пуска АВР
таким образом, чтобы обеспечить его максимальную
эффективность и отсутствие ложных и излишних срабатываний.
Параметры пуска АВР выбираются из довольно большого списка на
основании расчетов эффективности АВР с учетом
технологичности схемы пускового органа и пр. В факторах пуска АВР эти
параметры могут комбинироваться по схеме «И», «ИЛИ», «НЕ».
В качестве параметров пуска могут рассматриваться:
- снижение напряжения на резервируемой секции шин (это
эффективно при КЗ на питающей линии, но если
питающая линия отключается без КЗ, то напряжение на секции,
потерявшей питание, будет в течение некоторого времени
поддерживаться выбегающими двигателями);
- снижение частоты на резервируемой секции шин (это
может быть эффективно при потере питания без КЗ, но
требуется отстройка от аварийных процессов в энергосистеме,
сопровождающихся снижением частоты; возможный
вариант — сравнение снижения частоты на разных секциях);
- снижение до нуля или изменение знака активной
мощности по питающей линии (но требуется отстройка от
колебаний мощности в случаях, не требующих действия АВР,
23-967
361
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
например, при быстро ликвидируемых КЗ во внешней и во
внутренней сетях);
— отключение выключателя на любом из концов питающей
линии;
- срабатывание защиты питающей линии и той секции шин,
к которой подключен ее головной конец.
Рассматривая различные способы пуска АВР, нужно иметь
в виду, что могут иметь место различные особенности
электроснабжения, если имеется собственный источник питания и, тем
более, если система электроснабжения автономна. В частности,
возможны случаи, когда секции шин оказываются с
несинхронными напряжениями (см. п. 3.7).
При выборе способов пуска АВР учитывается
необходимость и возможность отстройки АВР от проходящих
нарушений, например, от КЗ во внешней сети, ликвидация которых не
приводит к потере питания электроприемников. Простейшее
решение — использовать пуск АВР по напряжению с выдержкой
времени, превышающей длительность КЗ во внешней сети. Если
же возможны затяжные КЗ или если замедление АВР
недопустимо, то приходится делать АВР неселективным с контролем
наличия напряжения на резервирующей секции.
Эффективность различных способов пуска АВР проверяется
расчетами переходных процессов при указанных выше
нарушениях нормального электроснабжения, а при необходимости и при
других аварийных процессах.
По быстроте и способу действия АВР различают три его
модификации: обычное АВР, быстродействующее АВР (БАВР)
и быстродействующее опережающее АВР (БОАВР).
Обычное АВР (медленно действующее) обеспечивает
включение резервного питания после отключения вводного
выключателя и после затухания напряжения на резервируемой
секции. Напряжение должно снизиться настолько, чтобы
включение резервного питания в противофазу с этим напряжением не
362
5.4 Автоматика и релейная защита в системе электроснабжения
могло привести к такому броску тока, который был бы опасен
для оборудования, или могло бы вызвать срабатывание токовой
защиты. Обычно включение секционного выключателя
блокируется, пока напряжение больше 25%-40% или 60%—65% от
номинального (в зависимости от типа аппаратуры).
Время затухания напряжения зависит от состава нагрузки
и параметров двигателей. При преобладании мелких АД и
статических электроприемников (освещение, нагревательные
установки и пр.) напряжение затухает очень быстро, за 0,1-0,2 с, и
не препятствует быстрой подаче резервного питания.
Синхронные двигатели, особенно такие, которые имеют большие
механические постоянные инерции и длительный выбег (например,
центробежные компрессоры), могут поддерживать напряжение в
течение времени порядка 10 с. Почти то же относится к крупным
АД. Они поддерживают напряжение на своих выводах благодаря
токам в роторе, которые были в момент потери питания и
затухают медленно, если на тех же шинах нет статических
электроприемников или мелких двигателей, обеспечивающих быстрое
рассеивание электромагнитной энергии*.
Для того чтобы при наличии СД ускорить затухание
напряжения на секции, потерявшей питание, применяется гашение
поля или отключение СД [60, 61]. В работе [62] даже предложено
с той же целью после гашения поля СД на короткое время
замыкать накоротко их цепи статора, однако ставить СД в такой
режим нежелательно.
Быстродействующее АВР обеспечивает возможность
включения резервного питания до того, как затухнет
напряжение на резервируемой секции, благодаря контролю за
величиной AU — разностью напряжений на резервируемой и
резервирующих секциях (т.е. напряжение, которое показал бы
измерительный прибор, включенный в какой-либо фазе по обе
стороны отключенного выключателя в цепи резервного питания,
рис. 5.34).
*См. также п. 2.2.
23*
363
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
Если разность фаз Аф
этих напряжений невелика, то
включение возможно и при не-
затухшем напряжении на
резервируемой секции. В
качестве критерия допустимости
включения принимается
выполнение условия AU < идош
например, AU < 1,6Е/ном«
Если остаточное напряжение U\
мало, величина At/ ни при
каких разностях фаз не
достигает таких значений. Если оно
велико, то решающую роль играет разность фаз
резервирующего и резервируемого напряжений Аф.
На рис. 5.35 в качестве примера показано, как изменяются
во времени остаточное напряжение U\ и разность фаз Аф на
секции шин собственных нужд электростанции со значительным
преобладанием крупных АД для трех случаев:
Рис. 5.34 К определению AU
0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0
Время/с
0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0
Время/с
Рис. 5.35 Затухание напряжения на секции при потере питания: 1 —
без КЗ; 2 — длительность КЗ 0,075 с; 3 — длительность КЗ 0,15 с
364
5.4 Автоматика и релейная защита в системе электроснабжения
A) потеря питания этой секции не сопровождается КЗ (как
крайний случай, соответствующий, например, ошибочному
отключению выключателя на вводе секции);
B) потеря питания происходит с трехфазным КЗ на стороне
высокого напряжения питающего трансформатора; время
отключения поврежденного элемента сети — 0,075 с; далее, до
момента АВР, двигатели выбегают без КЗ;
C) то же, что предыдущее, но длительность КЗ — 0,15 с.
При этом анализе нужно иметь в виду, что в
соответствующих расчетах необходимо учитывать электромагнитные
переходные процессы в АД, которые в обычной математической
модели АД не учитываются. Нужны более точные модели, где АД
описываются дифференциальными уравнениями, аналогичными
уравнениям СД*.
Как видно на рис. 5.35, в режиме КЗ запас
электромагнитной энергии АД значительно уменьшается; соответственно,
значения напряжения оказываются ниже. Изменения фазы
остаточного напряжения (относительно напряжения на резервирующей
секции) определяются выбегом двигателей.
На рис. 5.36 приведены изменения во времени величины
разности напряжений AV, рассчитанной, как показано на рис. 5.34,
по Ui(t) и Аф(г).
В рассматриваемых здесь условиях в самом худшем (по
значениям AU) случае, т.е. без КЗ, разность напряжений не
превысит 140%—150%, а с учетом КЗ не превысит 130%.
Следовательно, здесь трудностей, связанных с выбором момента времени
АВР, нет.
Если величина AU может превышать значения, допустимые
для БАВР, то возможно применение блокировки по текущему
'Специальные программы для этого необязательны, так как можно для
задания АД использовать модель СД, у которого напряжение, приложенное
к обмотке ротора, сведено к нулю и двигатель, соответственно, переведен в
режим работы со скольжением.
365
Глава 5. Управление электрическими,сетями и электроприемниками
к
к 5
У °
о
S
и
>.
ft
Я
га
ft
ft
160
5 140
о
| 120
I 100
ё? 80-
а-
60-
40-
20-
-
-
-
1 , 1
¦
ЗА
1Щ
11
]г\
АЛ
/3 у
1 , 1
v/j^ \ /->*^-'
0,0
0,2 0,4 0,6
Время / с
0,8 1,0
Рис. 5.36 Изменения разности напряжений на резервирующей и
резервируемой секциях при выбеге АД: 1 — без КЗ; 2 — длительность
КЗ 0,075 с; 3 — длительность КЗ 0,15 с
значению AU, но при этом нужно иметь в виду, что
включение выключателя происходит с запаздыванием по отношению к
импульсу на его включение. Если времена включения
выключателя имеют значительный разброс, то БАВР может оказаться
неосуществимым.
При БАВР на секциях, питающих СД, нужно иметь в виду
дополнительное ограничение: бросок электромагнитного
момента СД, возникающий в результате несинхронного включения, не
должен превышать бросок момента при трехфазном КЗ на
выводах СД (см. п. 3.6). При БАВР не должны срабатывать токовые
отсечки, а также дифференциальные защиты (последние — из-за
увеличения тока небаланса).
Особенно высокое быстродействие обеспечивает БАВР с
применением не обычных выключателей, а тиристорных
переключающих устройств. При этом время переключения — не
более 0,02 с, но переключающие устройства рассчитаны на
сравнительно небольшие токи.
366
5.4 Автоматика и релейная защита в системе электроснабжения
Быстродействующее опережающее АВР [63] —
разновидность БАВР, отличающаяся тем, что включение резервного
питания происходит не после, а до отключения выключателя
на вводе поврежденной линии. При этом снимается вопрос об
опасности токов несинхронного включения. Но БОАВР имеет
значительный недостаток: напряжение на резервирующей
секции снижается так же глубоко, как и на резервируемой
(правда, на время меньшее, чем на резервируемой секции). При этом
на резервирующей секции могут иметь место самоотключения
электроприемников из-за отпадания контактов магнитных
пускателей, действия ЗМН и пр., что требует дополнительных про-
тивоаварийных мер.
Нужно также иметь в виду, что при использовании БОАВР
увеличивается ток КЗ, который должен разорвать выключатель
на вводе. Применение БОАВР может привести к тяжелым
последствиям в случае отказа в отключении входного
выключателя. Тогда после опережающего включения секционного
выключателя окажутся в режиме КЗ обе части предприятия.
Приведет ли замена БАВР на БОАВР к ухудшению или
к улучшению условий самозапуска двигателей после АВР,
зависит от конкретных условий. С одной стороны, при БОАВР
двигатели на резервирующей секции тормозятся сильнее, чем
при БАВР, что создает дополнительное снижение напряжения.
С другой стороны, полное время перерыва питания может быть
меньше.
При комбинированном АВР на время самозапусков
двигателей после АВР создается схема, в которой понижающие
трансформаторы и токоограничиваюгдие реакторы замыкаются и со
стороны питания, и со стороны электроприемников, что снижает
потери напряжения во время самозапуска.
Упрощенный пример действия комбинированного АВР
показан на рис. 5.37. При АВР на РП1 включается не только
выключатель В1, но и выключатель В2. Последний отключается
через время, достаточное для окончания самозапусков.
367
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
Рис. 5.37 Пример комбинированного АВР
При всех видах АВР включению резервного питания может
предшествовать отключение части электроприемников. Это
может быть необходимо, если не обеспечивается самозапуск всех
двигателей резервируемой секции. В таких условиях наиболее
эффективная схема такова. Необходимая часть двигателей перед
АВР отключается, а после окончания самозапусков неотключен-
ных двигателей вводится в действие автоматикой повторного
пуска двигателей (см. в этом параграфе выше).
Отключение части электроприемников может
потребоваться особенно тогда, когда резервирующая секция имеет питание
только от автономно работающих генераторов, и мощность их
недостаточна для питания совокупности электроприемников
резервирующей и резервируемой секций.
Проверка эффективности АВР в отношении восстановления
нормальной работы электроприемников выполняется обычным
образом — расчетами переходных процессов. Наибольшего
внимания требуют расчеты БАВР, которые должны показать, при
каких значениях времени действия АВР обеспечивается
восстановление нормальной работы двигателей.
Принципиально возможно выполнять включение не только
до того, как разность фаз между U\ и ?/2 увеличится до опасных
368
5.4 Автоматика и релейная защита в системе электроснабжения
значений, но и при малой разности фаз через любое число прово-
ротов двигателей и, соответственно, вектора U\. Но при
включениях после нескольких проворотов возникает ряд трудностей.
Во-первых, чем больше прошло времени от момента потери
питания, тем больше скольжения двигателей и тем чаще про-
вороты следуют друг за другом. При этом может стать
практически невозможным обеспечить включение выключателя при
оптимальных разностях фаз. Во-вторых, чем
продолжительнее перерыв питания, тем труднее обеспечить самозапуск.
В-третьих, разности фаз Аф, обеспечивающие наименьшие AU,
близки к нулю (т.е. к 360° X п), а наибольшая вероятность
быстрой ресинхронизации СД имеет место при включениях с
некоторым опережением по отношению к Аф = 0. Пример областей
успешного БАВР для группы СД — приводов различных
насосов* показан на рис. 5.38.
Здесь принято, что запрещенными являются разности фаз
Аф от 90° X п до 270° х п. В случаях потери питания без КЗ и
с КЗ этим значениям соответствуют разные промежутки
времени от момента отключения ввода до включения резервного
питания (пауза АВР), так как в случае с КЗ двигатели выбегают
быстрее: к мощности, отдаваемой ими приводимым во вращение
механизмам, добавляются потери в активных сопротивлениях от
тока, посылаемого к месту КЗ.
Заштрихованы также области, в которых не обеспечивается
ресинхронизация СД сразу после включения питания.
Асинхронный режим СД после включения питания нежелателен, так как
создает глубокие снижения напряжения и может привести к
дополнительным нарушениям работы электроприемников. Кроме
того, при асинхронном режиме СД подтягивание их к синхрониз-
'Синхронные двигатели типа СДН, 375 об/мин, Tj a 2,2 с (вместе с
насосом), СД имеют обычные АРВ и релейную форсировку возбуждения,
кратность потолочного возбуждения 1,4, рабочие значения коэффициентов
мощности СД — около 0,95 (на выдачу реактивной мощности); внешнее
сопротивление в режиме после срабатывания АВР — примерно 5% в отн. ед.,
в которых 5б« = Sca.sau-
369
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
0,1
0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7
Пауза АВР / с
(а)
од
0,2 0,3 0,4 0,5 0,6
Пауза АВР / с
(б)
Рис. 5.38 К выбору времени БАВР для одной и той же группы
СД, но при разных (по условиям управления технологическим
процессом) коэффициентах загрузки СД, для случаев потери питания без
КЗ (а) и с трехфазным КЗ (б). Заштрихованы области,
соответствующие моментам времени, не благоприятным для включения резервного
питания: i — недопустимые разности фаз напряжений, 2 — нет
немедленной ресинхронизации СД
му обеспечивается асинхронным моментом, пропорциональным
квадрату напряжения источника питания. Если условия
внешнего питания несколько хуже расчетных и напряжения несколько
ниже, то ресинхронизация СД может быть неосуществимой.
По рис. 5.38 видно, что немедленная ресинхронизация
обеспечивается только после одного-трех проворотов и только при
небольших загрузках двигателей. Например, при
коэффициентах загрузки, равных 0,7, по условиям ресинхронизации
допустимы следующие величины паузы АВР, если перерыв питания
не сопровождался КЗ: менее 0,23, после первого проворота — в
течение 0,12 с (от 0,27 до 0,39), после второго — 0,04 с (от 0,48 до
0,52). Те же интервалы, но допустимые в случае КЗ: менее 0,19 с
и в течение 0,03 с после первого проворота (от 0,29 до 0,32 с).
370
5.4 Автоматика и релейная защита в системе электроснабжения
При больших коэффициентах загрузки и при КЗ остается
практически только зона быстрого включения. Условия
допустимости разности фаз напряжений еще более ограничивают область
эффективного действия АВР.
Необходимость обеспечить включение резервного питания
до того, как произойдет проворот роторов СД, проявляется в
случаях, когда от секции питаются СД с существенно
разными механическими постоянными инерции. В таких случаях,
если действию АВР предшествует близкое трехфазное КЗ, при
практически нулевом напряжении все двигатели выбегают
независимо друг от друга*, и если углы их роторов
разойдутся значительно, избежать асинхронного режима после АВР не
удастся.
Встречаются случаи как более, так и менее благоприятные,
чем показано на рис. 5.38. Если с учетом реальной
аппаратуры не обеспечиваются времена действия АВР, при которых
наступает немедленная ресинхронизация СД, то можно пойти на
такую программу действия АВР, при которой после АВР
возникает асинхронный режим СД, если будет доказано расчетами,
что ресинхронизация СД наступает за допустимое время и
отсутствует вред для всего оборудования от асинхронного
режима СД.
Для смешанной асинхронной и статической нагрузки обычно
рассматривается одна задача: осуществимость самозапуска
после АВР, которая зависит от быстродействия АВР. Увеличение
полного времени АВР (измеряемого от начального возмущения
до включения резервного питания) увеличивает скольжения, с
которых начинается самозапуск двигателей, и, соответственно,
длительность самозапуска. Если параметры внешней сети
таковы, что одновременный пуск всех двигателей из неподвижного
состояния невозможен (обычно так и бывает), то при некотором
значении полного времени АВР самозапуск не обеспечивается
(см. рис. 5.32).
*0 групповом и индивидуальном выбеге СД и АД см. п. 2.2.
371
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
Релейная защита
Особые требования к релейной защите в системе
электроснабжения предприятий с непрерывными технологическими
процессами, чувствительными к кратковременным нарушениям
электроснабжения, могут значительно превышать обычные
требования.
В первую очередь требуется применение
быстродействующих защит от КЗ, как основных, так и резервных. В числе про-
тивоаварийных мероприятий, снижающих чувствительность
потребителя к кратковременным нарушениям питания, переход на
быстродействующие защиты является эффективным и, по
сравнению с другими мерами, малозатратным. Критерием
необходимости ускорять отключение КЗ являются результаты расчетов
переходных процессов и данные относительно того, насколько
частыми являются КЗ в данной сети.
Как правило, использование защит, которые действуют с
выдержками времени более 0,1 с, допускается лишь тогда, когда
это не влечет за собой необходимости в дополнительных проти-
воаварийных мероприятиях.
Ускорение отключения КЗ обеспечивают также
быстродействующие выключатели.
Особого внимания требуют случаи отказа выключателей
при ликвидации КЗ. Из известных вариантов резервирования на
эти случаи (применение УРОВ или резервных защит)
выбирается такой, который обеспечивает скорейшую ликвидацию КЗ,
наименьшие отключения в сети и восстановление работы всех
электроприемников. При сравнении различных вариантов
основной критерий — сокращение числа нарушений работы
предприятия.
Наиболее остро стоят вопросы быстродействия защит от
КЗ в системах автономного электроснабжения, так как в таких
схемах возможности самозапуска двигателей малы, и
требуется максимально быстрое восстановление питания, чтобы
самозапуск стал осуществимым.
372
5.4 Автоматика и релейная защита в системе электроснабжения
При решении задачи быстрой ликвидации КЗ в
исключительных случаях допускаются неселективные отключения, если
нарушение селективности не становится причиной развития
аварии (например, благодаря тому, что неселективность
исправляется действием АВР или АПВ).
При проверке отстройки индивидуальных и групповых
защит двигателей от режимов самозапуска важно учесть
возможное разнообразие этих режимов в нормальной и ремонтных
схемах.
Специальные меры
Процессы в двигательной нагрузке настолько многообразны,
что не всегда можно ограничиваться традиционными
средствами восстановления питания (АПВ, АВР), так как быстрое
восстановление питания является условием, разумеется,
необходимым для безаварийной работы промышленного потребителя, но
недостаточным, например, когда не обеспечивается самозапуск.
Одна из возможностей реализовать меры, и необходимые, и
достаточные, состоит в выборе таких параметров традиционных
средств автоматики, которые решают поставленные задачи, о
чем говорилось выше.
Другая возможность — создание специальных средств
автоматического управления, направленных именно на снижение
отрицательных последствий перерывов питания для тех или иных
промышленных потребителей. Автоматика АСЗ и АПП —
самые распространенные представители этого класса. Но есть и
новые разработки.
Частный случай автоматики такого назначения описан
в [64]. Предлагается принцип «опережающего отключения
СД» — после глубокого понижения напряжения и до того, как
СД перейдет в асинхронный режим (со всеми отрицательными
последствиями последнего, см. п. 5.3). Задача сводится к тому,
чтобы, зная текущие параметры режима (напряжение и
активную мощность СД), определить, в какой момент времени веро-
373
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
ятность потери устойчивости СД становится из-за низкого
напряжения значительной. Это своего рода прогнозирование хода
процесса.
Подобные меры могут приниматься и в отношении
смешанных, синхронно-асинхронных нагрузок, на основании
предварительных расчетов (см. рис. 4.29).
5.5 Некоторые вопросы выбора приводов
и автоматики непрерывного
технологического процесса
Выбор вида привода (электрический, газотурбинный и т.д.)
и выбор способов автоматического управления технологическим
процессом тесно связаны с особенностями последнего и не
могут выполняться в отрыве от него. Эти вопросы — вне темы
книги. Но есть несколько нюансов, которые тесно связаны с
рассматриваемыми проблемами и которые нужно иметь в виду при
проектировании промышленного предприятия.
К выбору вида привода
Если изменить вид привода, например вместо
электрического привода применить поршневой или наоборот, то изменятся
не только стоимость соответствующего агрегата и некоторые
его параметры, важные для технологии, но может
радикально измениться чувствительность всей технологической схемы к
кратковременным перерывам питания. В общем случае,
замена электрического привода на неэлектрический не только
устраняет прямую зависимость работы этого агрегата от
напряжения в сети (например, может сохраниться косвенная зависимость
условий смазки подшипников от давления масла при сохранении
электрического привода маслонасоса), но и облегчает самозапуск
электродвигателей других агрегатов.
Расчеты показывают, что во многих случаях возможность
достаточно быстрого восстановления нормальной работы элек-
374
5.5 Некоторые вопросы выбора приводов и автоматики
тродвигателей с помощью самозапуска или АПП (см. п. 5.4)
существенно ограничены из-за больших пусковых токов и
тяжелых условий пуска. Встречаются также СД большой
мощности, вообще не допускающие «горячего пуска», которые можно
повторно пускать только после остывания, т.е. через
значительный промежуток времени, особенно при высокой температуре
воздуха. В подобных случаях замена у соответствующих
агрегатов электрического привода на неэлектрический может решить
проблему.
Окажется ли такое решение целесообразным, должен
показать технико-экономический анализ. При таком анализе вариант
противоаварийных мероприятий с заменой вида приводов у
некоторых агрегатов рассматривается наравне с другими проти-
воаварийными мерами, о которых шла речь выше.
К общим задачам технологической автоматики
В самом общем виде требование ко всем системам
технологической автоматики (ТА), вытекающее из рассматриваемых
проблем, может быть сформулировано следующим образом.
Системы ТА должны правильно функционировать при любых
реально возможных нарушениях нормального
электроснабжения, восстанавливая нормальный технологический процесс
после кратковременных нарушений питания, если это
технически возможно и экономически целесообразно, и обеспечивая
безаварийное прекращение технологического процесса во всех
остальных случаях.
Трудности реализации такого требования не технические,
поскольку нет принципиальных препятствий к комплектованию
достаточно сложных систем управления, а скорее
организационные.
Разработчики технологического оборудования, его
контрольно-измерительных систем и ТА, как правило, далеки от проблем
нарушений электроснабжения и склонны сводить все эти про-
375
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
блемы к дилемме: есть напряжение — можно работать, нет
напряжения — нет и претензий к технологам. Из всего, что было
сказано в предыдущих разделах этой книги, следует, что такой
упрощенный подход непригоден, и среди всевозможных
кратковременных нарушений электроснабжения нужно уметь выделять
такие, после которых возможно возобновление технологического
процесса, и такие, когда это становится невозможным.
Рассматривавшиеся выше расчеты переходных процессов в
электрической сети с определением изменений скоростей вращения
двигателей во времени позволяют для каждого технологического
процесса очертить границы области нарушений питания,
допустимых по условиям сохранения технологического процесса.
Здесь переходные процессы в двигателях определяют
электрики, а допустимость сохранения технологии при каждом из этих
процессов — технологи. Так должно быть, но на практике такие
исследования проводятся еще крайне редко.
Отметим попутно, что желание получать достаточно точные
оценки изменений в технологическом процессе, наступающих в
результате кратковременных перерывов питания, приводит к
пониманию того, что указанных расчетов с определением
скоростей вращения двигателей недостаточно. Нужны программы
для каждой группы технологических процессов, в которых
рассчитываются изменения параметров режима работы и
источников питания, ближайших к потребителю, и электрической сети,
и двигателей (это все в настоящее время имеется), и
параметров технологического процесса. Последнего пока, по-видимому,
нет, хотя такие надстройки используемых программ возможны
и необходимы.
Самый распространенный недостаток систем КИП и
технологических блокировок состоит в том, что при исчезновении
напряжения они срабатывают без выдержки времени, хотя при
быстром восстановлении питания работа могла бы быть
возобновлена.
Иногда выясняется, что требования к бесперебойности
работы двигателей настолько жесткие, что обычные средства вос-
376
5.5 Некоторые вопросы выбора приводов и автоматики
становления их нормальной работы оказываются слишком
медленными. Тогда можно выбирать из большого арсенала средств:
— повышение быстродействия токовых защит, реагирующих
на КЗ, и быстродействия выключателей;
— переход на быстродействующие АВР (см. п. 5.4);
— увеличение моментов инерции агрегатов, чтобы замедлить
их выбег (например, применением маховиков*);
— такое изменение параметров технологического процесса и
конструкции технологических установок, при котором
становятся допустимыми более длительные перерывы в
работе двигателей.
Рассматривая допустимые по условиям технологии
перерывы в работе двигателей, нужно иметь в виду, что во многих
случаях эти допустимые перерывы существенно различны для
разных участков технологической схемы предприятия. Иногда это
можно с успехом использовать при проектировании автоматики,
восстанавливающей нормальную работу двигателей. При этом
двигатели тех участков, где допустимое время минимально, не
отключаются от сети во время провалов напряжения, и поэтому
имеют быстрый самозапуск. Остальные отключаются и
включаются от автоматики повторного пуска каскадно, со ступенями,
согласованными с требованиями технологии. При таком
распределении пусков двигателей во времени достигаются наименьшие
возможные посадки напряжения в послеаварийный период.
Другая распространенная ошибка — отсутствие особо
надежного питания самих систем ТА. Встречались, например,
случаи, когда КЗ в сети питания ТА (отключаемое очень быстро
автоматом) рассматривалось этой автоматикой как команда на
полное прекращение работы. Поэтому при проектировании
систем ТА нужно убедиться в достаточной надежности их питания
*Эта мера, однако, увеличивает нагрев двигателя при пуске, с чем, в свою
очередь, можно бороться, применяя системы частотного пуска-
24 - 967
377
Глава 5. Управление электрическими сетями и электроприемниками
(или применить агрегат бесперебойного питания) и проверить,
как будет действовать ТА при снижении или полном
исчезновении питающего напряжения.
Специальные требования к системе безаварийного
прекращения технологического процесса
Правильность работы системы безаварийного прекращения
технологического процесса должна быть проверена при всех
возможных последовательностях отказов и при всех возможных
снижениях напряжения.
Возможно, например, такое нарушение электроснабжения,
при котором напряжение не исчезает полностью, а оказывается
значительно пониженным — настолько, что нормальная
работа предприятия невозможна. Система безаварийного
прекращения работы должна правильно действовать и в этом случае, а
также в случаях, когда напряжение быстро колеблется от
примерно нормальных значений до недопустимо низких. Последнее
возможно при асинхронных режимах (см. п. 2.3)*.
'Разумеется, при асинхронных режимах должны правильно
функционировать все системы защит и автоматики.
378
Приложение 1
Необходимые исходные данные
Общие вопросы
Вопрос о составе исходных данных для определения
чувствительности промышленного потребителя к кратковременным нарушениям
нормального электроснабжения и для выбора эффективных противо-
аварийных мероприятий достаточно сложен по ряду причин.
Переходные процессы в электроприемниках зависят от многих
параметров: самих электроприемников, схемы внутреннего
электроснабжения, включая собственную электростанцию, если она имеется, и
параметров внешнего электроснабжения, т.е. параметров энергосистемы.
Все это в совокупности составляет довольно большой объем данных.
Источники получения этих данных различны. Те данные,
которые относятся к электрическим сетям и электростанциям, получить
сравнительно просто. Они фигурируют в проектах системы
электроснабжения. Хуже обстоит дело с параметрами электроприемников. В
отношении действующих предприятий приходится обращаться к
электрикам и технологам. Получить от них все необходимые данные
возможно, если обозначить стоящие задачи и самостоятельно отбирать
нужные данные среди большого количества несущественных. В
отношении проектируемых предприятий необходима работа с проектной
организацией, непосредственно выполняющей выбор силового
электрооборудования и систем управления и защиты. С проектировщиками
этого оборудования разговаривать сложнее, потому что им решение
задач, ради которых идет сбор данных, может быть неинтересным, а
иногда и нежелательным.
Если судить по накопленному опыту, имеется мало шансов
получить необходимые данные самым простым путем — послав
соответствующие запросы. Получение данных нужно, как правило,
«проталкивать» и «подталкивать». В результате требуется немало усилий.
24*
379
Приложение 1
При достаточном опыте выполнения рассматриваемых работ
трудозатраты на получение и обработку исходных данных и на выполнение
расчетов примерно одинаковы.
Часть данных иногда оказывается практически недоступной, не
по причине секретности или коммерческих тайн, а из-за трудностей и
проволочек в их получении. Другая часть данных, если
рассматривается проектируемый объект, может просто отсутствовать.
Все данные, имеющие отношение к рассматриваемой задаче — о
каждом электродвигателе, вплоть до самых мелких, о каждой
кабельной линии и т.д. — не нужны, и их поиск привел бы к большим
непроизводительным затратам времени. В то же время всегда есть данные,
без которых обойтись нельзя.
Можно научиться различать, какие данные необходимы и с какой
точностью, а какими можно вообще пренебречь. Есть много
возможностей составить суждение о недостающих данных на основе опыта
выполнения аналогичных работ и понимания того, какие параметры
влияют на ту или иную характеристику переходных процессов.
(Можно, наверное, надеяться, что пониманию этого будет способствовать и
содержание этой книги.)
Для всех сомнительных случаев — важен или нет какой-либо
параметр — существует одно элементарное правило, доступное всем и
всегда. Нужно в расчетах проварьировать сомнительный или
неизвестный параметр, назначая из общих соображений его возможные
максимальное и минимальное значения, и посмотреть, изменяются ли
результаты расчета, важные для решения поставленных задач.
Например, меняется ли выбор противоаварийных мероприятий. Тогда станет
ясно, нужно ли предпринимать дополнительные усилия для выяснения
конкретного значения этого параметра. Такой элементарный прием не
так трудоемок, как может показаться, тем более, что вариантные
расчеты в отношении схемы сети, состава генераторов и
электроприемников и прочего выполняются в ходе решения задач всегда.
Случаи, когда невозможность получения данных становилась
непреодолимым препятствием для решения рассматриваемых задач, не
встречались.
Ниже приводится примерный состав исходных данных, которые
могут понадобиться для анализа ситуации и разработки
противоаварийных мероприятий. В конкретных случаях этот список может
меняться (как правило, в сторону сокращения).
380
Необходимые исходные данные
Эти данные группируются по следующим разделам:
- электрические сети,
- генераторы,
- электроприемники,
- защита и автоматика.
Электрические сети
Первый вопрос, который приходится решать, это вопрос о том,
насколько подробно эти сети нужно учитывать.
В системе внешнего электроснабжения, чем дальше линии и
трансформаторы от предприятия, тем меньшую роль они играют в
рассматриваемых переходных процессах. В учитываемую часть схемы
энергосистемы входят те линии внешней схемы, КЗ на которых могут
приводить к нарушению работы предприятия (см. п. 4.4). Кроме того,
необходимо учитывать линии и трансформаторы, которые связывают
потребителя со всеми ближайшими электростанциями или
подстанциями, мощность которых значительно больше величины нагрузки
самого предприятия и других потребителей, питающихся от одних и тех
же или соседних подстанций.
Строго говоря, упрощать схему внешней сети так, чтобы
сократить объем расчетной схемы, не потеряв существенно в точности,
нужно по правилам эквивалентирования. Но эквивалентирование требует
опыта и специальных знаний или специальной программы.
Возможности эквивалентирования оптимизируют работу по подготовке
расчетных схем, но умение эквивалентировать электрические системы для
решения рассматриваемых задач необязательно. В настоящее время в
связи с развитием вычислительной техники (ростом
производительности компьютеров и совершенствованием программ для расчетов
установившихся и переходных режимов в энергосистемах) можно
рассчитывать схемы с избыточной подробностью представления сетей,
генераторов и нагрузок. При этом время на выполнение работы если и
увеличится, то незначительно, и меньше риск ошибок из-за недоучета
элементов электрической сети или внешних электростанций.
Главная часть расчетной схемы внешнего электроснабжения —
сеть, от которой непосредственно питается предприятие. Во многих
случаях это сеть 110 кВ. Для одного из промышленных потребителей
такая сеть показана на рис. П1.1 так, как она выглядит в
действительности, без упрощений.
381
Приложение 1
на крупную ГЭС:
(пром.
объект)
Потре- :Д0I
битель
ПО МВт I
Т
щ -и2
46 12 19
2 (пром. (пром.
объект) объект)
1 и ¦
2 76
ПСЗ (пром
объект)
46
- (пром.
объект)
=ЛЗ, Л4
Рис. П1.1 Распределительная сеть НО кВ и ее питание.
Потребляемые мощности на рисунке (МВт) округлены. Нагрузки промышленных
объектов выделены, потому что они отличаются по своему составу от
узлов со смешанной, в основном коммунально-бытовой, нагрузкой
Линии Л1-Л4 на рис. П1.1 уходят на отдаленные от
рассматриваемого потребителя подстанции. Но поскольку последние имеют связи
с теми же двумя ближайшими крупными электростанциями, их учет
желателен. На рис. П1.2 показаны свернутые внешние связи этой сети
110 кВ с электростанциями.
Свертка внешних связей обычно выполняется весьма
приближенно, путем исключения промежуточных узлов (генерация в которых
отсутствует), разнесения нагрузок по оставляемым узлам и упрощения
схемы линий их параллельным и последовательным сложением и пр.
Распределительная сеть ПО кВ может быть упрощена, причем
глубина упрощения (свертки) схемы зависит от того,
предполагается ли подсчитывать, какого количества КЗ с разной глубиной провала
напряжения следует ожидать (см. п. 4.4). Если такие подсчеты нужны,
то вся схема сети, ближайшей к потребителю, учитывается полностью.
При этом можно выполнять разнесение нагрузок с тем, чтобы
уменьшить число нагрузочных узлов. Такое упрощение схемы показано на
рис. П1.3 для участка сети, питающегося от ПС1 и ТЭЦ.
382
Необходимые исходные данные
Шины ГРЭС Шины ГЭС
Рис. П1.2 Внешняя, сильно свернутая часть той же схемы, что на
рис. П1.1. Э2, ЭЗ — эквивалентные связи на напряжении НО кВ, Э4,
Э5 — на 220 кВ, ЭТ — эквивалентный трансформатор
ПО МВт
Рис. П1.3 Упрощение участка сети с сохранением всех линий этого
участка. Схема ПС2 показана не полностью — только в части линий,
связывающих ПС2 с ПС1 и с ТЭЦ. Часть нагрузок разнесена по концам
линий и шинам ПС1 и ПС2. * — нагрузка, полученная при разнесении
промежуточных нагрузок на линиях между ПС1 и ПС2; ** — нагрузка
с большой долей двигателей
383
Приложение 1
Рис. П1.4 Более глубокое упрощение другого участка сети. * —
нагрузка, полученная при разнесении промежуточных нагрузок на
линиях между ПСЗ и ТЭЦ; ** — нагрузка с большой долей двигателей
Более удаленные участки этой сети, КЗ на которых не опасны для
потребителя, могут быть свернуты значительно сильнее. На рис. П1.4
тупиковые линии, идущие от ПС2 и ПСЗ, отброшены, а их нагрузки
перенесены на шины.
При упрощении расчетной схемы внешней сети, в основном,
используются опыт решения аналогичных задач и контрольные
расчеты.
Если имеются данные автоматической регистрации аварийных
процессов в данной сети, то они могут оказать значительную помощь
в подготовке расчетной схемы. Имеется в виду апробация расчетной
схемы с использованием всех данных об аварии и сравнением
расчетных результатов с натурными. Но здесь нужно предостеречь от
скоропалительных попыток, получив несовпадение результатов,
«откорректировать» расчетное задание так, чтобы результаты совпали. Чаще
всего неполное совпадение результатов обусловливается не одним, а
многими факторами. Откорректировав небольшое число каких-либо
параметров так, чтобы при данном возмущении расчетные
результаты совпали бы с натурными, мы не можем быть уверенными в том,
что при другом возмущении или другом исходном режиме расчетные
результаты не окажутся очень далекими от действительности. Тем не
менее, как показывает опыт, тщательное изучение всех объективных
данных по имевшей место аварии и специальным образом
организованные расчеты могут дать очень важную информацию не только о
свойствах самой системы электроснабжения, но и о нагрузках в этой
системе, что еще более важно.
384
Необходимые исходные данные
Рис. П1.5 Замена однотипных нагрузок
Кроме того, данные регистрации натурных переходных процессов
могут, при их специальной обработке [65], дать информацию и о
конкретных значениях эквивалентных параметров частей энергосистемы.
Схемы внутреннего электроснабжения учитываются обычно
полностью, кроме самых незначительных нагрузок (если они не
являются ответственными). При составлении расчетной схемы
внутреннего электроснабжения широко используется замена ряда однотипных
нагрузок одной суммарной с теми же параметрами (см. пример на
рис. П1.5). Это позволяет уменьшить число учитываемых порознь ТП
и сборок низкого напряжения.
Подобно тому, как показано на рис. П1.5, может быть уменьшено
число однотипных подстанций и РП на напряжении 6-10 кВ.
Для отображения электрической сети в расчетной схеме
требуются следующие исходные данные:
- схема сети — графическое представление линий,
трансформаторов, шунтирующих и токоограничивающих реакторов и пр.;
- параметры линий: номинальное напряжение, сечение проводов,
длина;
- параметры трансформаторов: номинальные напряжения, типы,
номинальные мощности;
- сопротивления шунтирующих и токоограничивающих
реакторов;
- время отключения выключателя (с учетом времени гашения
дуги при ликвидации КЗ);
- величины активных и реактивных нагрузок (в крайнем случае —
величины токов, при этом приходится ориентироваться на
значения коэффициентов мощности нагрузок, средневзвешенные для
данного класса напряжения и данной сети).
385
Приложение 1
Электростанции
Для всех электростанций в расчетной схеме задаются параметры,
характеризующие генераторы и их приводы (турбины или двигатели
внутреннего сгорания).
Для генераторов задаются следующие параметры:
- номинальные данные: активная мощность, напряжение, ток,
cos if, число пар полюсов;
- момент инерции генератора*;
- сопротивления генератора, в отн. ед.: xj, xq, x'd, x'j, x'^\
- постоянная времени обмотки возбуждения генератора при
разомкнутом статоре {T'dQ, с)**;
- способ питания системы возбуждения: от зажимов генератора,
от вращающегося возбудителя (в том числе бесщеточная) и т,п.
Наличие дополнительного источника напряжения в системе
самовозбуждения на случай глубокого снижения напряжения на
зажимах;
- кратность форсировки генератора, обеспечиваемая при
номинальном напряжении и при U = 80%;
- тип автоматического регулятора возбуждения и наличие
специальных каналов стабилизации (для предотвращения
раскачивания);
- коэффициент регулирования напряжения в единицах
номинального возбуждения на единицу напряжения.
'Необходимо оговаривать размерность. Момент инерции /си в системе
СИ выражается в кг-м-с2; в более старых источниках J выражается в кГ-м ,
в совсем старых — как GD2, кГ-м2 (в двух последних случаях кГ — единица
силы, а не массы, как в системе СИ). 7си = 101,957 = 25,49GZ>2. Так,
например, для СТД-4000-2 имеем: GD2 = 276 кГ-м2, J = GD2/4 = 69 кГ-м2,
Jch = 7035 кг-м-с2.
"Для расчетов необходимы также сверхпереходные постоянные времени
T'JQ и Гдо- Но эти постоянные времени в действительности не постоянны, а
существенно зависят от способа их определения (точнее — от частоты
токов в роторе, для которых вычисляются эти постоянные времени). Каталоги
задают эти величины для токов внезапного КЗ; эти величины не
соответствуют тому, что требуется для расчетов электромеханических переходных
процессов. Поэтому эти величины приходится брать на основе других
соображений [28].
386
Необходимые исходные данные
Вопрос о необходимых параметрах привода генератора (включая
сюда систему регулирования скорости вращения) решается
неоднозначно. Эти параметры существенны лишь в том отношении, что они
определяют, как изменяется мощность, поступающая от привода в
генератор, при изменениях скорости вращения генератора.
У генераторных приводов имеются три существенных параметра
или группы параметров:
- номинальная мощность;
- момент инерции (особенно у ГТУ — одновальных и со свободной
силовой турбиной); если привод генератора содержит редуктор,
должна быть задана номинальная скорость вращения привода;
- характеристики регулирования скорости вращения.
Влияние регулирования паровых турбин проявляется несильно. С
другой стороны, характеристики паровых турбин известны и
близки между собой. Поэтому в отношении паровых турбин генераторов
ГРЭС и ТЭЦ никаких специальных параметров регулирования
турбин не требуется.
Крупные гидрогенераторы имеют сравнительно медленное
регулирование скорости вращения, мало влияющее на переходные
процессы в промышленной нагрузке. Но если в системе электроснабжения
промышленного потребителя есть ГЭС небольшой мощности, то
параметры регулирования должны быть выяснены так же, как у ГТУ,
где эти параметры еще более существенны.
Для того, чтобы в расчетах правильно отображать действия
системы регулирования скорости ГТУ, наиболее полезно располагать
следующими данными:
- статизм регулирования скорости вращения, который реально
используется или будет использоваться на данных генераторах;
- график изменения скорости вращения при полном сбросе
нагрузки генератора из номинального режима (или, по крайней мере,
значения максимальной скорости и момента времени, в который
достигается максимальная скорость);
- аналогичный график, но при набросе нагрузки с известными
величинами исходной мощности и ее наброса (или, по крайней
мере, значения минимальной скорости и момента времени, в
который она достигается).
387
Приложение 1
Из обще станционных систем регулирования — главным образом,
для малых электростанций, где встречается разнообразное
оборудование, — нужна информация о наличии системы распределения активной
и реактивной мощности между работающими генераторами.
Для газопоршневых и дизельных приводов добавляется
информация о предельно допустимых набросах мощности. В п. 3.3 отмечалось,
что процессы при набросах мощности на двигатель внутреннего
сгорания с турбонаддувом отличаются большой сложностью. При этом
известны, в основном, процессы при набросах мощности, когда мощность
после наброса остается неизменной. Для решения же рассматриваемых
в этой книге задач требуется моделирование действия газопоршневых
и дизельных приводов при набросах мощности, резко зависящей от
времени. Эти вопросы пока изучены мало, но есть некоторые основания
полагать, что в качестве основного параметра, от которого зависит,
выдержит ли привод наброс мощности или остановится, можно
принимать величину минимальной скорости вращения, получающейся в
результате наброса мощности (в предположении, что привод не
выходит из работы).
Если ориентироваться на этот параметр, то можно моделировать
привод обычным образом, например, по тому же набору параметров,
как и для газотурбинного привода, но контролировать в ходе
процесса величину снижения скорости вращения. Если скорость снизится до
критического значения, снижать вращающий момент привода,
моделируя его остановку (процессы, показанные на рис. 3.27, получены
именно таким образом).
Электроприемники рассматриваемого предприятия
Учет всех электроприемников, разумеется, желателен, но в
большинстве случаев невозможен. В какой мере допустимы те или иные
упрощения, зависит от конкретных условий и от целей расчетов. Во
многих случаях приемлемы следующие упрощения для
электроприемников, питающихся от какой-либо секции шин:
1. Все статические электроприемники (освещение, нагревательные
установки, кондиционеры, электронные устройства и т.п.) могут
быть представлены одним статическим электроприемником
суммарной мощности с постоянным сопротивлением. Такое
упрощение обычно допустимо потому, что эти электроприемники мало
влияют на процессы самозапуска двигателей.
388
Необходимые исходные данные
2. Группа АД может замещаться (эквивалентироваться) одним,
если они имеют близкие значения кратности пусковых токов гп =
кратности пусковых моментов тп = Мпуск/Мном,
статических моментов сопротивления приводимых во вращение
механизмов тст = Ммех@)/Мном (где Ммех@) — момент
сопротивления при скорости вращения, близкой к нулю) и механических
постоянных инерции (вместе с приводимым во вращение
механизмом) Tj(c), Какими различиями в параметрах можно
пренебрегать, определяется по опыту расчетов и специальными
контрольными расчетами. Замещающий (эквивалентный) двигатель имеет
суммарную номинальную мощность Рэ = SPj и параметры:
i
— COS Уном.э
Рэ ^ cos<pHQM:i Рэ
?mCTPi Y.TjPi
«Vr.3 = ——~ . Tj
Рэ ' " Р>
3. Группа СД может замещаться одним, если это машины одного
типа, одной мощности, одной скорости вращения и с близкими
коэффициентами загрузки. Сопротивления СД, выраженные в
относительных единицах, и постоянные времени и инерции в секундах
при такой замене сохраняются.
4. Если основная, по потребляемой мощности, нагрузка является
нагрузкой 6 или 10 кВ, то в отношении АД 0,4 кВ допустимо экви-
валентирование при больших различиях в параметрах.
5. Если какие-либо группы АД, отличающиеся от других теми или
иными параметрами, составляют малую часть общей нагрузки, то
для них допустима большая свобода эквивалентирования, чем для
остальных.
6. После того, как выполнены основные расчеты устойчивости и
самозапуска двигателей при наиболее сильных возмущениях,
определяются те эквивалентные двигатели, которые не имеют
успешного самозапуска (или имеют наиболее длительный самозапуск).
389
Приложение 1
Для этих двигателей проверяется корректность эквивалентирова-
ния и, при сомнениях, повторяется эквивалентирование большим
количеством групп с более строгими требованиями к близости
параметров.
7. Моделирование резко переменной нагрузки требует
предварительного определения (на основе контрольных расчетов), какие
особенности режима такой нагрузки существенны для решаемой задачи.
Иногда требуется воспроизводить в расчетах колебания
потребляемой мощности, свойственные этой нагрузке (см. п. 3.4), иногда
достаточно полагать, что рассматриваемые процессы происходят в
те отрезки времени, когда она потребляет наибольшую мощность.
Нагрузка предприятия описывается параметрами,
перечисленными ниже.
1. Суммарная потребляемая активная и реактивная мощность
задается для часов максимальной нагрузки (если по условиям задачи
требуется — то и для часов минимальной нагрузки). Если
величина нагрузки подсчитывается по перечню электроприемников, то
обязателен учет коэффициентов использования, одновременности
и загрузки.
2. Те же данные задаются по всем ПС, ТП и РП (в соответствии с
расчетной схемой).
3. Задаются перечни электроприемников по ПС, ТП и РП с учетом
того, что сказано выше о возможностях упрощенного
представления нагрузки.
4. Для статических электроприемников задаются активные
мощности. Для электроприемников с управляемыми выпрямителями
задается также обычное значение cos <р.
5. Крупные АД характеризуются следующими параметрами: тип,
номинальные данные (активная мощность, напряжение, ток, cos ip,
скорость вращения), кратность максимального момента,
кратность пускового момента, кратность пускового тока. Для АД
глубокопазных, с повышенным скольжением, двухклеточных и
других, асинхронные характеристики которых существенно
отличаются от обычных, присущих, например, АД единой серии,
может потребоваться задание асинхронных характеристик целиком,
т.е. зависимости кратности момента и кратности тока от скорости
390
Необходимые исходные данные
вращения. Приводимые во вращение машины характеризуются
типом зависимости момента сопротивления от скорости вращения
(например, по рис. 2.2). Параметры этой моментно-скоростной
характеристики могут быть заданы по-разному: по нескольким
точкам, или значением момента сопротивления при скорости
вращения, близкой к нулю (тст), и показателем степени в зависимости
момента сопротивления от скорости вращения*, или др. Кроме
того, полезно знать, насколько момент сопротивления при трогании
больше, чем тст. Моменты сопротивления задаются как
соответствующими рабочему состоянию приводимых во вращение машин
для расчетов самозапусков, так и соответствующими нормальному
пуску для расчетов индивидуальных и групповых пусков.
6. Чем менее значимыми в указанном выше смысле являются группы
АД, тем слабее требования к заданию параметров.
7. Для АД 0,4 кВ малой мощности, но представленных в большом
количестве, важно задавать примерное значение активного
сопротивления обмотки статора (в отн. ед.).
8. Синхронные двигатели характеризуются следующими
параметрами: тип, номинальные данные (активная мощность, напряжение,
ток, cos <p), кратность максимального момента, кратность
пускового момента, кратность пускового тока. Весьма желательно иметь
асинхронные характеристики СД целиком. Для СД задаются
сопротивления Xd, xq, x'd, x'd', х1' и постоянная времени ротора при
разомкнутом статоре TdQ. Моментно-скоростные характеристики
приводимых во вращение машин и значения Tj описываются так
же, как в случае АД.
9. Большое значение имеют значения коэффициента мощности СД
в эксплуатационных режимах (см. п. 5.3). Если рассматривается
проектируемое предприятие, то при расчетах придется
проанализировать, насколько СД в данных условиях критичны к этому
значению, и при необходимости дать рекомендацию относительно
границы допустимых режимов работы СД по реактивной мощности.
10. Требуются сведения о том, применяется ли на СД гашение поля
для обеспечения самозапуска и ресинхронизации и какова
кратность гасительного сопротивления.
'Эта зависимость часто близка к квадратичной: mConp = п»ст + Апш ,
где ш — скорость вращения,
391
Приложение 1
11. Если электродвигатели имеют какие-либо специальные системы
пуска (устройства частотного пуска, реакторного или
трансформаторного пуска, пуска с преобразователем напряжения и пр.),
наличие таких систем должно быть оговорено.
12. Должно быть известно, используются ли на электроприемниках
380 В магнитные пускатели, и если да, то предусмотрено ли на
ответственных электродвигателях 380 В предотвращение
самоотключений магнитных пускателей во время кратковременных
нарушений электроснабжения или АПВ магнитных пускателей.
13. Для электроприемников с резко-переменным графиком нагрузки
должны быть заданы вид устройства, диапазоны возможных
изменений активной мощности и описание характера изменений
мощности (например, в виде регистрограммы для этой или похожей
установки).
14. Должна быть представлена вся имеющаяся информация о
специальных требованиях к надежности электроснабжения
электроприемников в отношении перерывов электроснабжения, особенно в
отношении реакции технологического оборудования на перерывы в
работе электроприемников на доли секунды, единицы и десятки
секунд.
15. Должна быть представлена информация о системах
технологической блокировки и ТА, вызывающих отключения
электродвигателей при нарушениях электроснабжения, с указанием, в каких
случаях срабатывают эти системы, с какими выдержками времени,
какие они имеют факторы запуска и блокировки.
Электроприемники в других узлах нагрузки
Распространенная ошибка — пренебрегать учетом нагрузок
«чужих» потребителей, питающихся от той же сети. Их влияние на
рассматриваемые процессы зависит от их мощности и удаленности.
Очевидно, что требования к моделированию «чужих» потребителей,
крупных и близко расположенных, — такие же или почти такие, как
и для данного предприятия. Чем более удаленные потребители, тем
слабее требования к их моделированию.
Удаленные нагрузки в той же распределительной сети обычно
моделируются одним «обобщенным» АД со средневзвешенными
параметрами и статической нагрузкой ZH = const. Но если в нагрузке крупного
392
Необходимые исходные данные
«чужого» потребителя есть много СД, то их нужно учитывать
отдельно.
Доля мощности, потребляемой АД в удаленных нагрузках, при
отсутствии данных может быть принята в следующем размере:
- 0,7 при преобладании крупных промышленных предприятий,
- 0,85 для промышленных предприятий с двигателями
переменного тока,
- 0,4 при отсутствии крупных промышленных предприятий,
- 0,55 в «среднем» случае.
Для удаленных нагрузок необязательно представление сетей 0,4-
6-10 кВ. Удаленные нагрузки в сети 110 кВ могут быть представлены
так, как будто электроприемники подключены непосредственно к
шинам ПО кВ, но с соответствующим изменением в параметрах
«обобщенного» АД [14]. Для него в таких случаях может быть принято:
cos<pHOM3 « 0,8, механическая постоянная инерции агрегатаTjэ ss 0,8 с
(при расчетах таких процессов, в которых двигатели глубоко
тормозятся, Tjэ « 0,6 с), кратности максимального и пускового моментов
mmax э ъ 1J, тпэ яз 0,73, кратность пускового тока 7ПЭ & 4,1,
коэффициент загрузки (отношение фактической потребляемой мощности
к мощности, потребляемой в номинальном режиме) къэ ft 0,7,
статический момент сопротивления приводимого во вращение
механизма mCT ft 0,5.
Насколько важен правильный учет близко расположенных
«чужих» потребителей, можно судить по тому, как изменяются
напряжения на их подстанциях при рассматриваемых переходных процессах
и при упрощенном учете нагрузок этих подстанций — «обобщенным»
АД и статической нагрузкой. Если напряжения понижаются не более,
чем на 10%, то нет оснований ожидать существенных переходных
процессов в «чужой» нагрузке, которые могли бы заметно повлиять на
результаты расчетов. Если снижения напряжения больше, то
торможение двигателей на этих подстанциях может вызвать дополнительное
понижение напряжения и т.д. — вплоть до возникновения лавины
напряжения.
Встречаются расчетные задачи, в которых учет собственной и
всех соседних нагрузок одинаково важен. К таким задачам
относятся расчеты процессов при возникновении больших дефицитов
мощности — в автономных сетях и в районах энергосистем, аварийно
отделяющихся от энергосистемы (см. п. 5.2). Очевидно, что на протекание
процесса в таких условиях влияют все нагрузки этой сети.
25 - 967
393
Приложение 1
Защита и автоматика
Сведения по функциям систем защиты и автоматики существенны
в том отношении, что эти устройства управляют процессом, включая
и отключая элементы системы электроснабжения и
электроприемники. Если эти коммутации могут отразиться на решении поставленных
задач, то они должны отображаться в расчетах. Следовательно, нужно
знать, как минимум:
- в чем состоит действие устройства;
- какие факторы (снижение или повышение напряжения, снижение
частоты, увеличение тока и т.д.) являются пусковыми. Для
каждого фактора задается соответствующая величина (уставка), на
которую реагирует пусковой орган устройства. Если факторов
пуска несколько, то должно быть известно, как они
взаимосвязаны: на «И» или «ИЛИ»;
- то же в отношении факторов, которые, наоборот, блокируют
действия устройств (например, АВР блокируется при низком
напряжении на резервирующей секции);
- какое время проходит после срабатывания пускового органа до
отключения или включения выключателей, которыми
управляет устройство. Полное время складывается, в основном, из
выдержки времени устройства и времени включения (отключения)
выключателя. Последнее должно учитывать время гашения
дуги в выключателе.
Для решения рассматриваемых задач, в первую очередь,
требуются следующие сведения:
- по релейной защите от КЗ (кроме однофазных замыканий на
землю в сетях с не заземленной наглухо нейтралью) — полное
время ликвидации КЗ во всех точках распределительной сети,
от которой питается потребитель, и в системе его
внутреннего электроснабжения*. Сведения должны относиться к основным
защитам, резервным защитам, включая защиты дальнего
резервирования (на случай отказа основной защиты или
выключателя) и к устройствам резервирования отказа выключателя (там,
где такие устройства имеются);
'Некоторые приближенные данные см. в п. 1.4.
394
Необходимые исходные данные
- по защитам минимального напряжения, отключающим
электроприемники при опасных снижениях напряжения, — на какие
электроприемники воздействует, каковы уставки по напряжению
и полное время отключения электроприемников;
- по условиям работы АВР и АПВ (см. п. 5.4);
— по автоматике самозапуска двигателей (без их отключения от
сети или с включением сразу после восстановления питания) и
автоматике повторного пуска двигателей (несколькими
ступенями, каждый раз после того, как в достаточной мере
восстановится напряжение);
— по различным технологическим системам управления, которые
могут срабатывать при переходных процессах и отключать
электроустановки или производить другие действия, существенные
для решения рассматриваемых задач;
- по АЧР и специальной автоматике отключения нагрузки
(САОН) в системах автономного электроснабжения или в
районах, где возможно возникновение больших дефицитов
мощности (см. п. 5.2), — на какие электроприемники воздействуют,
уставки АЧР по частоте и факторы срабатывания и блокировки
САОН, полное время отключения электроприемников;
— по способам ликвидации асинхронного режима.
Устройства, которые обеспечивают прекращение асинхронного
режима, разнообразны. В энергосистемах эту задачу решают устройства
автоматики для ликвидации асинхронного режима (АЛАР), имеющие
в зависимости от конкретных условий различные способы пуска и, как
правило, довольно высокое быстродействие. В распределительных
сетях, где в асинхронном режиме могут оказываться генераторы малых
электростанций или СД, таких устройств обычно нет, и ликвидация
асинхронного режима может затянуться до срабатывания защит этих
синхронных машин. Как именно и с каким временем будет
выполняться ликвидация асинхронных режимов в каждых конкретных условиях,
нужно выяснять.
25'
Приложение 2
Возможности количественного анализа
переходных процессов
Рассматриваемые в этой книге расчетные задачи могут быть
решены с помощью известных и апробированных компьютерных
программ. Основное назначение этих программ — расчеты
установившихся режимов и переходных процессов в электроэнергетических
системах. Такие программы используются при проектировании развития
энергосистем, определении необходимых параметров электрического
оборудования и систем регулирования, планировании режимов
работы энергосистем, для вычисления размеров потерь, анализа аварий и
разработки средств противоаварийной автоматики и многого другого.
Те же задачи, но рассматриваемые применительно к
электроснабжению промышленных потребителей, имеют свою специфику — в том
отношении, что при решении этих задач требуется большая точность
отображения процессов в электродвигателях, чем при решении задач
режимов и устойчивости энергосистем. Поэтому, хотя
рассматриваемые задачи можно решать с помощью любой из программ указанного
назначения, специализация программ весьма желательна.
Из существующих программ к решению рассматриваемых задач
адаптирована программа «Мустанг», разработка DC Baltija, г. Рига,
Латвия*. Не останавливаясь на общих проблемах моделирования
электроэнергетических систем, которые в части генерирующего
оборудования ГРЭС, ТЭЦ и ГЭС и сетевого оборудования решены почти
одинаково во всех аналогичных программах, отметим то, что существенно
для моделирования переходных процессов в электрооборудовании
промышленных потребителей, в первую очередь — в СД и АД.
Регулирование возбуждения СД имеет свои особенности,
отличающие это регулирование от регулирования возбуждения генераторов.
'Все расчеты установившихся режимов и переходных процессов,
приведенные в этой книге, выполнены по программе «Мустанг».
396
Возможности количественного анализа переходных процессов
Для СД имеет большое значение возможность моделировать
замыкание обмотки возбуждения на гасительное сопротивление (гашение
поля) и повторное включение возбуждения после достижения подсин-
хронной скорости вращения. Каналы регулирования возбуждения,
присущие СД, должны отображаться.
Важно учитывать зависимость ЭДС СД от его скорости
вращения — для правильного расчета группового выбега СД и АД, а также
ряда процессов, возможных в системах автономного
электроснабжения.
Важным вопросом правильного моделирования пусков и
самозапусков СД и АД является отображение зависимостей момента
сопротивления, развиваемого приводимой во вращение машиной, от
скорости вращения и вращающего (электромагнитного) момента от
скольжения*. Первое не представляет трудностей, если не считать
отдельных случаев. Например, таких, как параллельная работа
насосов, имеющих разную скорость вращения (при переходном
процессе), когда момент сопротивления одного насоса зависит от
изменений скорости вращения других насосов. Или случаи, когда
необходимо учитывать автоматическое управление приводимой во
вращение машиной. Такие специальные случаи в программе
«Мустанг» пока не отражены, и величина момента сопротивления
поставлена в зависимость только от скорости вращения
соответствующего двигателя, синхронного или асинхронного. Дополнительно
учитывается, что момент сопротивления при трогании
превышает значение момента сопротивления, когда ротор уже начал
вращаться.
Корректное отображение электромагнитного момента СД при
переходных процессах достигается использованием уравнений,
описывающих электромагнитные процессы в контурах ротора [66]. В этих
уравнениях используются в той или иной форме параметры схемы
замещения СД. Модели, основанные на схеме замещения синхронной
машины, известны давно. Трудности начинаются тогда, когда
выдвигаются требования к правильному отображению электромагнитного
момента СД при больших скольжениях. Эти трудности связаны с тем,
что при таких скольжениях часть параметров схемы замещения, а
'Геометрическая скорость вращения двигателя и его скольжение
относительно частоты источника питания связаны между собой, но эта связь
неоднозначна, так как частота источника питания может отличаться от
номинальной, особенно в системах автономного электроснабжения.
397
Приложение 2
именно: параметры демпферных контуров, — изменяются настолько,
что использование их значений, заданных для режимов малого
скольжения, становится некорректным. Соответственно, СД, описанный
параметрами, соответствующими малым скольжениям, развивает при
больших скольжениях совсем не тот асинхронный момент, что в
действительности (как правило, асинхронный момент оказывается
существенно заниженным). Точный учет зависимостей параметров
демпферных контуров от скольжения затруднителен — не столько из-за
сложностей математического описания, сколько потому, что от
пользователя программой потребовался бы значительный объем исходных
данных при отсутствии уверенности в возможности их получения.
В «Мустанге» применен другой способ: пользователь задает
непосредственно значения асинхронного момента при ряде скольжений,
а программа определяет соответствующие этому изменения активных
сопротивлений демпферных контуров, причем пользователь имеет
возможность проконтролировать эти сопротивления и при необходимости
ввести свои коррективы (рис. П2.1). Между заданными точками
осуществляется интерполяция. Асинхронные моменты многих СД известны,
они даются в заводских технических описаниях; одно из этих
значений — пусковой момент — известно всегда.
Моделирование асинхронного момента АД в функции скольжения
выполнено подобным же образом. Учитываются максимальный,
минимальный и пусковой моменты, а также все промежуточные значения
(последнего нет в обычных универсальных программах для расчетов
переходных процессов в энергосистемах). Задаются также значения
тока АД (рис. П2.2), а программа определяет соответствующие
параметры схемы замещения АД.
При моделировании АД сделано допущение о том, что при каждом
значении скольжения электромагнитное состояние АД является
установившимся, т.е. токи и моменты зависят от напряжения U и
скольжения s, но не от производных ds/dt и dU/dt. Более точного отображения
изменений тока и электромагнитного момента при переходных
процессах обычно не требуется в связи с тем, что в большинстве задач один
АД отображает более или менее значительную группу не вполне
идентичных АД.
Однако имеются задачи, при решении которых нельзя обойтись без
учета электромагнитных переходных процессов в роторных контурах
АД. Это, например, расчет остаточного напряжения при выбеге АД,
потерявших питание. Нужен также учет этих процессов, если требует-
398
Возможности количественного анализа переходных процессов
Ось X S [%]
Мае
К
¦¦¦»¦..,>.¦¦—..J.J.. .и п.» M'"'"iii4« ЩИ"'1 *«***"¦¦ ¦"¦'"'¦¦'¦"¦'¦¦"""^ '
;'1/27100.00 ' Ч |
Рис. П2.1 Окно в программе «Мустанг», отображающее
асинхронную характеристику СД (асинхронный электромагнитный момент СД
в функции скольжения) и рассчитанные значения
корректирующего коэффициента Л', показывающего кратность изменения активного
сопротивления демпферных контуров для разных скольжений. ДСП-
116/49-4, 1300 кВт, б кВ
ся учесть ток, посылаемый АД к месту КЗ. И остаточное напряжение,
и ток при КЗ обусловлены у АД запасом электромагнитной энергии
в контурах ротора. В установившемся режиме трехфазного КЗ, когда
этот запас будет израсходован и токи в роторе АД затухнут, не будет
ни напряжения на его выводах при отсутствии питания, ни тока в цепи
его статора в режиме КЗ.
Для такого рода расчетов принятая модель АД не пригодна.
Однако в таких случаях можно воспользоваться моделью СД, содержащей
учет электромагнитных переходных процессов, отключив в ней
возбуждение и задав параметры, свойственные нужному АД, таким
образом, чтобы на роторе остались только демпферные контуры, а обмотка
399
Приложение 2
Рис. П2.2 Окно в программе «Мустанг» для отображения
зависимостей момента М и тока / от скольжения АД. Выдаются также
рассчитанные зависимости реактивного сопротивления рассеяния X
и активного сопротивления ротора R (без приведения к статору) от
скольжения. АД типа 4АН355М6УЗ, 250 кВт, 380 В
возбуждения «исчезла». Этот прием не слишком сложен для
пользователя, но требует выполнения ряда формальных операций. В будущем в
«Мустанге» предполагается создание (на том же принципе)
специальной модели АД с учетом электромагнитных переходных процессов; при
этом никаких формальных операций от пользователя не потребуется.
У АД имеется возможность учета активного сопротивления
статора, что существенно для АД небольшой мощности.
Средства релейной защиты и автоматики моделирует сам
пользователь с помощью библиотеки факторов срабатывания и блокировки и
библиотеки воздействий.
400
Возможности количественного анализа переходных процессов
К числу факторов срабатывания и блокировки относятся:
— время переходного процесса (для задания временной программы
операций, например, для создания КЗ, его ликвидации защитой
с известным временем срабатывания, моделирования некоторых
АВР и пр.);
- повышение тока в линии или трансформаторе выше значения,
заданного уставкой;
— снижение тока в линии или трансформаторе ниже значения,
заданного уставкой;
— повышение активной мощности в линии или трансформаторе
выше значения, заданного уставкой;
— снижение активной мощности в линии или трансформаторе
ниже значения, заданного уставкой;
— повышение напряжения в узле выше значения, заданного
уставкой;
— снижение напряжения в узле ниже значения, заданного уставкой;
— повышение частоты в узле выше значения, заданного уставкой;
— снижение частоты в узле ниже значения, заданного уставкой;
- повышение скорости изменения частоты в узле выше значения,
заданного уставкой;
- увеличение скольжения синхронной машины сверх значения,
заданного уставкой (как признак асинхронного режима);
- снижение скольжения синхронной машины ниже значения,
заданного уставкой (для подачи возбуждения СД при достижении
подсинхронной скорости вращения), и др.
Факторы могут комбинироваться на «И», «ИЛИ», «НЕ». Для
каждого фактора задаются выдержки времени на срабатывание и
коэффициенты возврата.
В качестве воздействий могут быть выбраны:
- включение и отключение шунтов на землю, моделирующих КЗ;
- включение и отключение линий и трансформаторов, секционных
выключателей и пр.;
- включение и отключение шунтирующих реакторов и
конденсаторных батарей;
- изменения коэффициентов трансформации трансформаторов,
регулируемых под нагрузкой;
401
Приложение 2
- отключение генератора;
- управление возбуждением синхронной машины (гашение поля и
повторная подача возбуждения, моделирование отказов в
системе возбуждения и пр.);
- пуск СД;
- пуск АД;
- изменение активной и реактивной нагрузки (например, для
моделирования действия АЧР);
- отключение СД или АД;
- управление расчетом и пр.
Одна моделируемая автоматика может включать или отключать
другую, что облегчает моделирование сложных комплексов
автоматики.
Для каждого воздействия задается время, расходуемое на его
исполнение.
Литература
1. McGranagham M., Blevins J., Samotyj M. Optimizing power
quality and reliability initiatives // Transmission &. Distribution World.
February 2004.
2. Правила устройства электроустановок. Изд. 7-е. М.: Изд-во НЦ
ЭНАС, 2002.
3. Гуревич Ю. Е., Файбисович Д. Л., Хвощинская 3. Г. О
бесперебойности электроснабжения промышленных потребителей //
Электричество. 1995. №8.
4. Гуревич Ю.Е., Кабиков К. В., Кучеров Ю.Н. Неотложные
задачи надежности электроснабжения промышленных потребителей //
Электричество. 2005. № 1.
5. Михайлов В. В. Надежность электроснабжения промышленных
предприятий. М.: Энергоиздат, 1982.
6. Новоселов Ю- Б. Определение ущерба от нарушений
электроснабжения объектов нефтедобычи Западной Сибири // Промышленная
энергетика. 1993. JN°2.
7. Белоусенко И. В., Ершов М.С., Ковалев А. П., Якимишина ВВ.,
Шевченко О. А. О расчетах надежности систем электроснабжения
газовых промыслов // Электричество. 2004. №3.
8. Правила технической эксплуатации электрических станций и
сетей Российской Федерации. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003.
9. Ульянов С. А. Электромагнитные переходные процессы в
электрических системах. М.: Энергия, 1970.
10. СоваловС. А., Семенов В. А. Противоаварийное управление в
энергосистемах. М.: Энергоатомиздат, 1988.
11. Портной М.Г., Рабинович Р. С. Управление энергосистемами для
обеспечения устойчивости. М.: Энергия, 1978.
12. Жданов П. С. Вопросы устойчивости электрических систем / Под
ред. Л. А. Жукова. М.: Энергия, 1979.
403
Литература
13. Электрические системы. Математические задачи
электроэнергетики. Уч. для ВУЗов / Под ред. В. А. Веникова. М.: Высшая школа,
1981.
14. Гуревич Ю. Е., Либова Л. Е., ХачатрянЭ. А. Устойчивость
нагрузки электрических систем. М.: Энергоиздат, 1981.
15. Литкенс И. В., Пуго В. И. Колебательные свойства электрических
систем. М.: Энергоатомиздат, 1988.
16. Гуревич Ю. Е., Хачатуров А. А. Исследование устойчивости
работы синхронных двигателей при асинхронном режиме в системе //
Электричество. 1965. № 3.
17. Костенко М.П., Пиотровский Л.М. Электрические машины. Ч. 2.
М.-Л.: Госэнергоиздат, 1958.
18. Важнов А. И. Электрические машины. Л.: Энергия, 1969.
19. Осин И. Л., Шакарян Ю.Г. Электрические машины. М.: Высшая
школа, 1990.
20. Виницкий Ю. Д., Гельфанд Я. С, Сытин А. П. Тиристорные
пусковые устройства в электроэнергетике. М.: Энергоатомиздат, 1992.
21. Новоселов Ю.Б., Фрайштеттер В. П., Гордиенко А.Н.,
Калуженов В. М. О целесообразности и эффективности строительства
автономных электростанций на нефтяных месторождениях //
Промышленная энергетика. 1998. №11.
22. Новоселов Ю. Б., Фрайштеттер В. П., Гордиенко А. Н., Калуженов
В.М. Принципы электроснабжения нефтяных месторождений от
автономных электростанций // Промышленная энергетика. 1999.
№2.
23. Фишман В. Быть или не быть собственному источнику
электроснабжения на предприятии // Новости ЭлектроТехники. 2003. № 4.
24. Максимов Б. К., Молодюк В. В. О необходимости учета
особенностей работы электростанций, ориентированных на
электроснабжение монопотребителей, при реформировании электроэнергетики
России. Вестник МЭЙ. М.: Изд-во МЭИ, 2004. №2.
25. Фишман В. Энергореформа — что ждет потребителя? // Новости
ЭлектроТехники. 2004. №4.
26. Рабинович Р. С. Автоматическая частотная разгрузка
энергосистем. М.: Энергоатомиздат, 1988.
27. Шабад М. А. Расчеты релейной защиты и автоматики
распределительных сетей. Л.: Энергоатомиздат, 1985.
28. Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е., Окин А. А. Расчеты устойчивости и
противоав арий ной автоматики в энергосистемах. М.:
Энергоатомиздат, 1990.
404
Литература
29. Гуревич Ю.Е., Мамиконянц Л. Г., Шакарян Ю.Г. Проблемы
обеспечения надежного электроснабжения потребителей от
газотурбинных электростанций небольшой мощности // Электричество.
2002. №2.
30. Белоусенко И. В. Моделирование аварий при эксплуатации
газотурбинных электростанций // Промышленная энергетика. 1999.
31. Фаткуллин Р. М., Абдрахманов Р. Р., Щаулов В. Ю. Об опыте
эксплуатации газопоршневых мини-ТЭЦ в ОАО Башкирэнерго //
Электрические станции. 2003. № 11.
32. Казовский У. Я., Данилевич Я. Б., Кошарский Э.Г., Рубисов Г. В.
Анормальные режимы работы крупных электрических машин. Л.:
Наука, 1969.
33. Хачатуров А. А. Несинхронные включения и ресинхронизация в
энергосистемах. М.: Энергия, 1977.
34. Мамиконянц Л. Г. Токи и моменты вращения, возникающие в
синхронной машине при включении ее способом самосинхронизации //
Труды ЦНИЭЛ. 1956. Вып. 4.
35. Линдорф Л. С, Слодарж М. И. О допустимости несинхронных
включений синхронных двигателей // Промышленная энергетика.
1971. №10.
36. Ершов М.С., Егоров А. В., Федоров В. А. Некоторые вопросы
повышения устойчивости электроприводов машинных комплексов с
непрерывным технологическим процессом при возмущениях в
системе электроснабжения // Промышленная энергетика. 1992. №7.
37. Ершов М. С, Егоров А. В. Вопросы повышения устойчивости
электрической нагрузки промышленных систем электроснабжения //
Промышленная энергетика. 1994. №3.
38. Меньшов Б. Г., Ершов М.С., Егоров А. В. О влиянии параметров
энергосистемы на устойчивость узлов электрической нагрузки
промышленных предприятий // Промышленная энергетика. 1997. № 5.
39. Ершов М.С., Егоров А. В., Яценко Д.Е. Методы определения
показателей качества электроснабжения промышленных комплексов //
Электричество. 1997. № 12.
40. Гамазин СИ., Ставцев В. А., Цырук С. А. Переходные процессы в
системах промышленного электроснабжения, обусловленные
электродвигательной нагрузкой. М.: МЭИ, 1997.
41. Сушков В. В., Пухальский А. А. Оценка устойчивости
технологических систем добычи нефти при нарушениях электроснабжения //
Промышленная энергетика. 2002. №6.
405
Литература
42. Гуревич Ю. Е. Влияние конденсаторов на устойчивость
асинхронных двигателей // Электричество. 1975. №4.
43. Гамазин СИ., Тиджиев М.О., Васильев Е.И. Целесообразные
режимы работы вводов на различных уровнях системы
электроснабжения // Промышленная энергетика. 2004. №3.
44. Меньшов Б. Г., Ершов М. С, Егоров А. В. Исследование новой
системы электроснабжения, обеспечивающей повышение
устойчивости двигательной нагрузки // Электричество. 1997. №8.
45. Concordia С, Schulz R. P. Appropriate component representation for
the simulation of power system dynamics // IEEE Power Eng. Soc.
Conference Pap. Winter Meet. NY. 1975.
46. Белоусенко И. В., Югай В. Ф. Оценка влияния основных
параметров систем промышленного электроснабжения на устойчивость
узлов нагрузки // Промышленная энергетика. 2002. № 10.
47. Schauder С, Gerthard M., Stacey E., et ai Development of a
±100 Mvar static condencer for voltage control of transmission
systems // IEEE Trans. Power Delivery. 1995. No. 10.
48. Gyugyi L., Schauder C, Sen K. Static synchronous series
compensator. A solid-state approach to the series compensation of
transmission lines // IEEE Trans. Power Delivery. 1997. No. 12.
49. Ковалев Ф. И., Флоренцев С. Н. Анализ и прогноз развития
приборов силовой электроники на рубеже столетий / Труды V
симпозиума «Электротехника 2010». 1999. Т. 2.
50. Кочкин В. И., Нечаев О. П. Применение статических
компенсаторов реактивной мощности в электрических сетях энергосистем и
предприятий. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2000.
51. Глускин И.З., Дмитриева Г.А., Мисриханов М.Ш., Наров-
лянский В. Г., Якимец И. В. Сверхпроводниковые токоограни-
чивающие устройства и индуктивные накопители энергии для
электроэнергетических систем / Под ред. И. В. Якимца. М.: Энер-
гоатомиздат, 2002.
52. Дементьев Ю.А., Кочкин В. И., Мельников А. Г. Применение
управляемых статических компенсирующих устройств в
электрических сетях // Электричество. 2003. М9.
53. Белослудцев К. А., Гуревич Ю.Е. Возможные пути развития
аварий, вызванных большим дефицитом мощности // Электрические
станции. 2004. №9.
54. Гуревич Ю.Е., Рабинович Р. С. Определение мощности
потребителей при одновременных изменениях частоты и напряжения /
Труды ВНИИЭ. М.: Энергия, 1970. Вып. 37.
406
Литература
55. Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е. Характеристики нагрузки по
напряжению на длительных интервалах времени // Электричество.
1984. №7.
56. Гуревич Ю. Е., Либова Л. Е. Влияние длительных отклонений
частоты на потребление мощности и электроэнергии / Исследования в
области энергосистем и противоаварийной автоматики. Сб. научн.
трудов. М.: Изд-во ВНИИЭ, 1986.
57. Ершов М. С, Рупчев И. О. Адаптация защит узлов электрических
нагрузок к потере питания при несимметричных возмущениях //
Промышленная энергетика. 2004. № 1.
58. Ершов М.С., Егоров А. В., Новоселова Ю. В. О влиянии состава
нагрузки на устойчивость промышленных электротехнических
систем // Промышленная энергетика. 2004. N> 10.
59. Абрамович Б.Н., Круглый А. А. Возбуждение, регулирование и
устойчивость синхронных двигателей. Л.: Энергоатомиздат, 1983.
60. Слодарж М.И. Режимы работы, релейная защита и автоматика
синхронных электродвигателей. М.: Энергия, 1977.
61. Шабад М. А. Релейная защита и автоматика на
электроподстанциях, питающих синхронные двигатели. Л.: Энергоатомиздат, 1984.
62. Гребченко Н. В., Нури А. О применении быстродействующего АВР
двигательной нагрузки // Электричество. 1997. №7.
63. Галицин А. А., Задернюк А.Ф. Опережающее АВР на
подстанциях магистральных нефтепроводов // Промышленная энергетика.
1986. №8.
64. Беляев А. А. Противоаварийное управление в узлах нагрузки с
синхронными электродвигателями большой мощности. Библиотечка
электротехника. М.: НТФ «Энергопрогресс», «Энергетик», 2004.
Вып. 5F5).
65. Якимец И. В., Ваганов А. Б., Наровлянский В. Г., Глускин И.З-
Определение эквивалентных параметров энергосистемы по
напряжению и току одного узла в процессе динамического перехода //
Электрические станции. 2004. №5.
66. Hammons Т.J., Winning D.J. Comparison of synchronous-machine
models in the study of the transient behavior of electric power
systems // Proc. IEE. 1971. Vol. 118. No. 10.
407
Юрий Ефимович Гуревич, Константин Викторович Кабиков
Особенности электроснабжения, ориентированного
на бесперебойную работу промышленного потребителя
Редактор Л. Строилова
Титульный редактор Т. Торжкова
Технический редактор Л. Кокушкина
Художественный редактор М. Седакова
Дизайн обложки А. Фалдин
Корректор Н. Цыркова
Издательство «ЭЛЕКС-КМ»
115201 Москва, Каширское ш., д. 22, корп. 3
elex-km@mail.ru
http://www.elex-km.ru
Сдано в набор 07.12.2005. Подписано в печать 04.05.2005.
Формат 60 х 90/16. Бумага офсетная. Печать офсетная.
Усл.-печ.л. 25,50. Уч.-изд. л. 27,95. Тираж 3000 экз.
Заказ N> 967
Отпечатано в ППП Типография «Наука»
с готовых диапозитивов
121099 Москва, Шубинский пер., д. 6