Лабы / ЛБ1 ТПВЭ

Министерство высшего образования и науки Российской Федерации

федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

__________________________________________________________________

Инженерная школа энергетики

Направление подготовки

13.03.02 Электроэнергетика и электротехника

Отделение электроэнергетики и электротехники

Лабораторная работа №1

Исследование регуляторов скорости вращения турбины

Вариант №9

Технологические процессы выработки электроэнергии на ТЭС и ГЭС

Обучающийся

Группа	ФИО	Подпись	Дата

Руководитель

Должность	ФИО	Подпись	Дата
Старший преподаватель ОЭЭ	Шолохова И.И.

Томск – 2020

Цель работы:

Составить схему замещения, рассчитать параметры схемы замещения и ввести в базу данных программы МУСТАНГ

Рассчитать установившийся режим, провести анализ результатов и предложить рекомендации по улучшению режима.

Рассчитать переходный режим при возникновении КЗ на шине ВН и провести мероприятия по улучшению режима.

Исходные данные

Таблица 1 – Исходные данные по варианту

№ варианта	Мощность блока, МВт
17	50

Таблица 2 – Исходные данные по мощности блока

	50-60
	110
	50
Марка провода	АС-70
	0.5
	0.9

Рисунок 1 – Исходная схема замещения

Таблица 3 – Паспортные и расчетные данные трансформаторов

Тип	Обозначение	Коэф. трансформации	Напряжение обмоток (кВ)			Напряжение КЗ (%)				Потери (кВт)					Сопротивление обмоток
1	2	3	4			5				6					7
ТДЦ-125000/110	Т1, Т2	11.52	ВН	121	10.5				∆Рк			400		xт			10.164
			НН	10.5					∆Рхх			120		rт			0.375
ТРДНС-25000/10	ТСН	1.67	ВН	10.5	ВН-НН		10.5	∆Рк			115		xобщ			1.042
													xв			0.13
													xн			1.823
			НН	6.3-6.3	НН1-НН2		30	∆Рхх			25		rобщ			0.046
													rв			0.023
													rн			0.046

Таблица 4 – Исходные данные линий электропередач

Обозначение на схеме	Длина (км)	Марка провода	Удельные параметры				Параметры ЛЭП
W1	50	АС-70	r0	0.422	Ом/км	r		21.1	Ом
			x0	0.444		x		22.2
			b0	2.547	мкСим/км	b		127.35	мкСим

Таблица 5 – Исходные данные турбогенераторов

Тип генератора

Обозначение на схеме

Номинальные параметры

система возбуждения

Данные для динамики

Pном, (МВт)

cosφном

Uном, (кВ)

Tj

xd

x'd

x"d

xq

T'd0

ТВФ-63-2ЕУ3

G1 G2

63

0.8

10.5

ВЧ

7.25

1.5131

0.202

0.1361

1,5

6.15

Таблица 6 – Исходные данные для возбудителей

ТВ	Ограничение по напряжению		Ограничение по току
	Eqe+	Eqe-	Eq+	Eq-
0,1	2	0

Таблица 7 – Исходные данные для регулятора возбуждения

ТРВ

Ограничения входного сигнала РВ

ku

k'u

k'if

kf

k'f

Tf

Upв+

Uрв-

0,1

2

0

7

Таблица 8 – Исходные данные для регулятора частоты вращения генератора

СТРС	Зн	Т0	ТЗ	PTmin	PTmax	ДПО	ТПО
%	%	с	с	%	%	о.е.	с.
5	0,5	1,5	0,5	0	100	0,7	1,5

Продолжение таблицы 8

	Статизм	Зона	Т0ткр	ТЗакр	PTmin	PTmax	ДПО	ТПО
	%	%	с	с	%	%	о.е.	с.
G1	5	0.5	1,5	0,5	0	110	0,7	1,5
G2	5	0.5	1,5	0,5	0	1101	0,7	1,5

Расчет установившегося режима.

Собственные нужды электростанции (электродвигатели) примем как статическую нагрузку .

Нагрузка шины А:

Нагрузка шины Б:

Рисунок 2 – Исходные данные узлов и ветвей без регулирования напряжений

Как можно увидеть по исходным данным в ПО Mustang, напряжения в узлах 5 и 6 упало до недопустимых значений. Необходимо отрегулировать их значения с помощью РПН ТСН.

Пределы регулирования ТРДНС-25000/10 Устанавливаем 4 отпайку РПН. Коэффициент трансформации будет следующим:

Рисунок 3 – Данные узлов и ветвей с регулированием напряжения

Задание №1. Импульсное регулированипе скорости вращения турбины. ЭГП.

Рассчитан установившийся режим. Далее необходимо ввести в базу данных ПО МУСТАНГ данные генераторов, возбудителей, ЛЭП, регулятора возбуждения генераторов и регулятора частоты вращения генераторов.

Рисунок 4 – Исходные данные генераторов, регулятора скорости, регулятора возбуждения и возбудителя

Рисунок 5 – Необходимые контролируемые параметры

Два генератора в схеме идентичны друг другу по всем параметрам, поэтому произведем расчет переходного режима лишь для одного изних (например узел 1). Установим место КЗ на шине ВН, то есть в узле 2, далее комплект диф. защиты отключает одну из параллельных линий 2-3, что приводит к следующим последствиям.

Рисунок 6 – Установка автоматики без ЭГП

Сопротивление шунта и время срабатывания защиты подобраны так, чтобы ротор смог провернуться несколько раз относительно системы для создания системной аварии. Это необходимо для показания эффективности включения ЭГП в генератор.

Рисунок 7 – Переходный режим без ЭГП

Рисунок 8 – Рассчитанные данные для построения графиков

Как видно из таблицы выше, ротор генератора провернулся 3 раза относительно системы и больше не проворачивался, что говорит о потере синхронизма.

Рисунок 9 – Установка ЭГП

Рисунок 10 – Переходный режим с ЭГП

Установка ЭГП на генераторы не позволяет ротору генератора проворачиваться относительно системы и за время 9 секунд устанавливается нормальный режим работы генераторов. Также по графикам можно проследить, что вся передаваемая мощность двух параллельных линий связи с системой после отключения одной из них комплектом основной защиты (диф. защита), будет передаваться по неотключенной линии.

Если установить ЭГП с временем работы 6.6 секунд, произойдет следующее:

Рисунок 11 – Переходный режим со вторым вариантом ЭГП

Как можно заметить из этих графиков, нормальный режим работы генераторов также установится, но позднее, поэтому можно сделать вывод о меньшей эффективности ЭГП второго типа.

Задание №2. Длительное регулирование скорости вращения турбины.

Рассмотрим другой вариант регулирования скорости вращения турбины – длительный. Для этого с помощью автоматики изменим механическую мощность турбины по следующему закону:

где к_т – коэффициент изменения механической мощности турбины.

Исследуем изменение генерации на генераторе G1.

Рисунок 12 – Автоматика для изменения механической мощности турбины

Рисунок 13 – Переходный режим при изменении мощности турбины

Как видно из графиков, при изменении мощности турбины, мощность генератора в первый момент времени не может измениться скачком, поэтому она становится равной через некоторый момент времени и ее кривая имеет затухающий характер.

Произведем отключение линии Л чтобы генераторы G1 и G2, работали на местную нагрузку Н. Уменьшаем нагрузку на шинах ВН на 50%.

Программа рассчитывает долю оставшейся активной мощности в узле нагрузки Н

,

где – это часть отключаемой нагрузки по активной мощности в нагрузочном узле задается в МВт, в нашем случае 31.5 МВт, тогда

Таким образом, нагрузка уменьшилась в узле, к которому подключена нагрузка Н, на 31.5 МВт.

Рисунок 14 – Автоматика для изменения нагрузки на шине ВН

Рисунок 15 – Переходный режим при изменении нагрузки

Резкое уменьшение нагрузки на 50% и запиткой ее от одного генератора приведет к качаниям частоты длительностью более 25 секунд, что не является нормальной характеристикой. Колебания частоты выходит за допустимые пределы Это приведет к большим колебаниям напряжения потребителей, в частности пострадают АД, напряжение питания которых в квадратичной зависимости от частоты сети. При этом, в конце переходного режима установится новая частота электрического тока (

Рисунок 16 – Автоматика для увеличения нагрузки

Рисунок 17 – Переходный режим при увеличении нагрузки

В ходе увеличения нагрузки было выяснено, что нормальный режим устанавливается быстрее, нежели чем при уменьшении нагрузки. Также в начальный момент переходного режима наблюдается большой скачок частоты работы сети, больше чем , затем идет постепенное затухание колебаний частоты примерно до 30 секунды, что ведет к установлению новой частоты электрического тока (

Рисунок 18 – Переходный режим при сбросе нагрузки

Как видно из графика, при полном сбросе нагрузки происходит большой рост частоты в начале переходного процесса, далее идет затухание колебаний частоты и последующее установление новой частоты. Такой УР влечет за собой нестабильность работы с.н. ЭСТ, оказывает большое влияние на работу электродвигателей.

Также, полный сброс нагрузки влечет за собой снижение генерируемой мощности, то есть вся итоговая генерация распределится только на собственные нужды ЭСТ.

Просуммировав все нагрузки – с.н., нагрузка на шине ВН и взяв с запасом 10% (предел вырабатываемой турбиной мощности), можно рассчитать конечный предел передаваемой мощности. Он равен:

Проверим это экспериментально:

В таком случае необходимо добавить:

Рисунок 19 – Автоматика для установки предела передаваемой мощности

Рисунок 20 – Переходный режим при предельной мощности турбины

Из графиков можно сделать вывод, что при предельной передаваемой мощности турбины, равной 110% от номинальной мощности, колебания частоты затухают примерно к 20 секунде переходного процесса, что удовлетворяет требованию времени самозапуска двигателей собственных нужд, являющиеся наиболее важным критерием при оценке параметров ПП.

Вывод:

В данной лабораторной работе были исследованы импульсный регулятор скорости вращения турбины - ЭГП (ИРТ) и длительный регулятор скорости вращения турбины (ДРТ) – изменение нагрузки, питающейся от исследуемого генератора.

При исследовании ИРТ необходимо было задать автоматику, которая включала ЭГП в определенный момент времени, чтобы предотвратить провороты генератора относительно системы. Параметры сопротивления шунта и времени срабатывания комплекта резервной защиты были подобраны изначально так, чтобы с высокой вероятностью установить аварийный режим работы генератора. Это было необходимо для того, чтобы показать эффективность работы установленного в последующем ЭГП. Вариант параметров ЭГП подобран так, чтобы при переходном процессе возникало как можно меньше качаний генератора, ведь ЭГП с глубокой просадкой мощности турбины отрицательно влияется на восстановление нормального режима или невосстановление. Также можно сделать вывод о том, что ЭГП с более длительным временем работы увеличивает время переходного процесса.

При исследовании ДРТ необходимо было варьировать величиной нагрузки на шинах ВН, при этом нагрузка должна запитываться только от исследуемого генератора. Для этого необходимо отключить все линии связи с системой и со вторым генератором, чтобы исключить подпитку мощностью с ШБМ и со второго генератора. Если величина полной нагрузки меньше величины генерации мощности, то частота сети будет увеличиваться при изменении нагрузки. Зависимость колебаний частоты электрического тока следующая: чем больше величина нагрузки на генератор, тем меньше колебания частоты. Слишком большие колебания частоты негативно влияется в первую очередь на работу двигателей с.н., так как напряжение питания асинхронных ЭД изменяется с квадратом величины от изменения частоты. Это прежде всего влияет на время самозапуска ЭД.

При полном сбросе нагрузки возникает аварийный режим работы генераторов, колебания частоты электрического тока превышает все возможные допустимые пределы в десятки раз, это приводит к лавинам частоты и напряжения, что является серьезным негативным последствием не только для генерирующего оборудования, но и для потребителей.

При оценке предела передаваемой мощности турбины, взятой 110% от номинальной мощности турбины, можно сделать вывод, что при увеличении нагрузки сверх генерации приводит к лавине частоты и выпадению генератора из синхронизма, что уже является системной аварией. Был теоретически рассчитан предел передаваемой мощности, равны 69.3 МВт. При величине такой нагрузки, колебания частоты не несет особых серьезных последствий, и они прекращаются к 20 секунде переходного процесса, где величина колебаний удовлетворяет требованию . Но при установлении нормального режима после 20 секунды ПП, также устанавливается новая частота работы сети, превышающая номинальную на Такую ситуацию можно исправить применив реле понижения частоты, а также путем изменения нагрузки для достижения порога срабатывания реле понижения или частоты (РСГ 11-50).