41 (2024-10-03 01:35:34 отредактировано ПАУтина)

Re: Участие в ОПРЧ.

Conspirator писал(а):
2024-10-02 13:45:05

АРВ, и ЧДА и, наверное, еще что-то

уточню "ещё что-то"
Если меняется мощность, то меняются обороты и частота, т.е. появляется скольжение!
Небаланс текущего значения мощности (момента) турбины и резко возникшего другого значения электрической мощности генератора, например от включения или отключения нагрузки или просто КЗ, можно исправить только и только за счёт изменения подачи первичного движителя, т.е. воды, пара, горящего газа, ветра, интенсивности солнечного излучения (для СЭС нет движущ.частей, но принцип тот же) и что там ещё могут придумать ....
Если возмущение не значительное, то  АРС справляется без проблем и мы даже не замечаем колебания электрических параметров, а если большое, то его действие может быть даже бессмысленным, например при КЗ на выводах гидрогенератора активная мощность сбрасывается в 0 и гидротурбина пока генератор находится под КЗ разгоняется до неимоверной скорости и если КЗ затянется, то вообще может вылететь ...
Суть в том, что имеется огромное противоречие - в скорости протекания этих ПП и соответственно их систем регулирования и стабилизации установившихся режимов: ликвидация небаланса мощности турбина-генератор может происходить только медленно т.к. сами системы массивны и инерционны и соответственно также инерционны и их системы регулирования (АРС, МУТ, ЭГП-МИСВ ... ),  а вот электромагнитные процессы (напряжения, токи, фазы между ними,  частоты и пр.) обладают практически мгновенно реакцией и конечно их системы регулирования обладают большей скоростью реакции и регулирования их действие происходит постоянно и, самое главное, в течении самого электромеханического переходного процесса ...
и точно так же, если возмущение малое, то эти системы именно сгладят и вообще сделают ПП не то, что не заметным, а даже и не различимым,
НО если возмущение большое, то возможно противодействие и ухудшение режима, например даже от такой суперпупер передовой, как АРВСД.

42

Re: Участие в ОПРЧ.

У меня возникло смутное подозрение, что уважаемый Lekarь не "прикалывается", а действительно не понимает... Есть термин термин LFO -низкочастотные колебания и есть  PS -качания, от которого появился  широко известный термин "блокировка от качаний". Полез в характеристики известных устройств РЗА и нигде не нашел в технических характеристиках - а где же "нижний предел" ее работы, то есть при малых скольжениях. Полез в интернет с запросом: difference between power swing and low frequency oscillation и прямого ответа тоже не получил, но попалась интересная статья. Там есть достаточно интересные материалы

Post's attachments

s40565-016-0200-0.pdf 1.08 Мб, 7 скачиваний с 2024-10-03 

You don't have the permssions to download the attachments of this post.

43

Re: Участие в ОПРЧ.

Почитал еще одну статью на эту тему. Рассматривается интересный пример, где к энергосистеме с традиционными генераторами добавляется солнечная станция. Рассматриваются несколько ситуаций при возникновении аварии. Интересный вывод: к обычной системе возбуждения с АРВ сильного действия необходим так называемый PSS Power System Regulator- по нашему демпфирующая приставка к АРВ сильного действия или еще что-нибудь на самой солнечной станции.... Системы возбуждения -не мой "конек".... Похоже, у нас пока мало нетрадиционных источников энергии и проблем пока нет.

Post's attachments

s41601-021-00219-6.pdf 2.28 Мб, 8 скачиваний с 2024-10-03 

You don't have the permssions to download the attachments of this post.

44

Re: Участие в ОПРЧ.

Поправка: PSS-Power System Stabilizer

45

Re: Участие в ОПРЧ.

Conspirator писал(а):
2024-10-03 06:37:03

Интересный вывод: к обычной системе возбуждения с АРВ сильного действия необходим так называемый PSS Power System Regulator

АРВ сильного действия это и есть АРВ с PSS.
https://rzia.ru/uploads/images/593/eb1ed4030bad9e0ad462f90be5ab7eff.png https://rzia.ru/uploads/images/593/eb1ed4030bad9e0ad462f90be5ab7eff.png

Присоединяйтесь!!! Мы в социальных сетях и на Ютуб.

46

Re: Участие в ОПРЧ.

Все-таки, мне кажется, что тут идет какая-то ошибка то-ли в терминологии, то ли в качестве перевода...https://rzia.ru/uploads/images/84/5abd9ce913a125341aeeced9f03a784d.png https://rzia.ru/uploads/images/84/5abd9ce913a125341aeeced9f03a784d.png
Система возбуждения - exitation system
AVR - Automatic Voltage Regulator (дословный перевод -Автоматический Регулятор Напряжения)
На рисунке выше есть термин AVR который тут же на русском обозначается как АРВ....

47

Re: Участие в ОПРЧ.

Коллеги, добрый день!
Вернемся к сути вопроса: Сможет ли отделившийся от ЭС генератор поддерживать частоту в выделенном районе (не важно район этот с потребителями или на свои СН).
Согласно приказа Минэнерго от 09.01.2019 № 2 "Требования к участию генерирующего оборудования в общем первичном регулировании частоты" п. 8:
а) зона нечувствительности первичного регулирования не должна превышать 0,05 Гц для генерирующего оборудования с турбинами, оснащенными электрогидравлическими регуляторами,
и не должна превышать 0,15 Гц для генерирующего оборудования, с турбинами, оснащенными гидравлическими регуляторами. Далее есть раздел Требования к участию в ОПРЧ... в котором
указано как должна изменяться мощность при отклонениях частоты и за какое время.
Согласно ПТФ п.11:
Во второй синхронной зоне Единой энергетической системы России, технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах, в энергорайонах (энергоузлах), временно выделенных на изолированную работу от первой синхронной зоны Единой энергетической системы России, а также в первой синхронной зоне Единой энергетической системы России при ее работе в вынужденном режиме:

значения частоты, усредненные на 20-секундном временном интервале, должны находиться в пределах 50±0,2 герц не менее 95 процентов времени суток без выхода за величину 50±0,4 герц;

Из практики: много раз были случаи, когда единица генерирующего оборудования отключалась от ЭС и продолжала работать на свои СН с частотой 50 Гц (да, в первый момент времени происходит заброс частоты не приводящий к срабатыванию автомата безопасности, но потом линия частоты ровная, есть конечно изменения частоты связанные с работой системы регулирования при изменении нагрузок).
Подробнее о том что выделялось: Паровая турбина типа ПТ-60/75-130/13 с поперечными связями по пару (не блок), а по электрической схеме блок линия 110 кВ - трансформатор - генератор.
Позже могу поделиться осциллограммой процесса.

48

Re: Участие в ОПРЧ.

beyond писал(а):
2024-10-03 07:18:31

АРВ сильного действия это и есть АРВ с PSS.
https://rzia.ru/uploads/images/593/eb1ed4030bad9e0ad462f90be5ab7eff.png https://rzia.ru/uploads/images/593/eb1ed4030bad9e0ad462f90be5ab7eff.png

Посмотрел внимательнее рисунок:
https://rzia.ru/uploads/images/84/4357ec5525fb322e64e6c5d25b689d60.png https://rzia.ru/uploads/images/84/4357ec5525fb322e64e6c5d25b689d60.png
Действительно, оба термина (AVR и PSS) относятся к системам возбуждения, только для первого термина управляющей величиной является напряжение, а для второго активная мощность. Интересно, у нас в системах возбуждения какая величина является определяющей? Или это зависит от конкретной системы возбуждения и типа (мощности) генератора?

49

Re: Участие в ОПРЧ.

Даже не так... Лучше сказать, что есть общий термин АРВ, который на английском называется AVR (не путать с АВР...). А дальше идут различные алгоритмы АРВ, например с поддержанием напряжения как по каналу контроля напряжения, так и с учетом активной мощности - AVR with PSS

50

Re: Участие в ОПРЧ.

Какой алгоритм "скрывается" под термином АРВ сильного действия - надо смотреть....

51

Re: Участие в ОПРЧ.

Sm@rt писал(а):
2024-10-03 09:42:34

Коллеги, добрый день!
Вернемся к сути вопроса: Сможет ли отделившийся от ЭС генератор поддерживать частоту в выделенном районе (не важно район этот с потребителями или на свои СН).

Уважаемый Sm@rt, прошу прощения, что "засрал" тему.... На пенсии скучно, время надо куда-то "девать".... Если еще "сохранились" модераторы, прошу удалить все, не относящееся к теме.... Попытаюсь "исправиться"....

52 (2024-10-03 12:07:08 отредактировано Lekarь)

Re: Участие в ОПРЧ.

Sm@rt писал(а):
2024-10-03 09:42:34

Коллеги, добрый день!
Вернемся к сути вопроса: Сможет ли отделившийся от ЭС генератор поддерживать частоту в выделенном районе (не важно район этот с потребителями или на свои СН).
Согласно приказа Минэнерго от 09.01.2019 № 2 "Требования к участию генерирующего оборудования в общем первичном регулировании частоты" п. 8:
а) зона нечувствительности первичного регулирования не должна превышать 0,05 Гц для генерирующего оборудования с турбинами, оснащенными электрогидравлическими регуляторами,
и не должна превышать 0,15 Гц для генерирующего оборудования, с турбинами, оснащенными гидравлическими регуляторами. Далее есть раздел Требования к участию в ОПРЧ... в котором
указано как должна изменяться мощность при отклонениях частоты и за какое время.
Согласно ПТФ п.11:
Во второй синхронной зоне Единой энергетической системы России, технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах, в энергорайонах (энергоузлах), временно выделенных на изолированную работу от первой синхронной зоны Единой энергетической системы России, а также в первой синхронной зоне Единой энергетической системы России при ее работе в вынужденном режиме:

значения частоты, усредненные на 20-секундном временном интервале, должны находиться в пределах 50±0,2 герц не менее 95 процентов времени суток без выхода за величину 50±0,4 герц;

Из практики: много раз были случаи, когда единица генерирующего оборудования отключалась от ЭС и продолжала работать на свои СН с частотой 50 Гц (да, в первый момент времени происходит заброс частоты не приводящий к срабатыванию автомата безопасности, но потом линия частоты ровная, есть конечно изменения частоты связанные с работой системы регулирования при изменении нагрузок).
Подробнее о том что выделялось: Паровая турбина типа ПТ-60/75-130/13 с поперечными связями по пару (не блок), а по электрической схеме блок линия 110 кВ - трансформатор - генератор.
Позже могу поделиться осциллограммой процесса.

Да может. Наблюдал именно на турбинах такого типа несколько раз. Причем вне зависимости от предыдущей на ней нагрузки и с номиналом мощности выделялась и на холостом ходу выделялась. Если система регулирования настроена качественно, что турбина продолжала работать. С холостым ходом проблемы были через какое-то время, после выделения, так как начинала повышаться температура "на хвосте турбины" - не хватало охладителя. С нагрузкой только диспетчерские проблемы бывали, потому что надо было переключать нагрузку с выделенного генератора на системы, чтобы уйти на параллельную работу.
Турбинисты не электрики, и для них приведенные нормативы смотрятся под другим углом. Как мне доводилось и доводится с ними разговаривать - главное не частота, а не угробить турбину, чтобы все зазоры и все смещения были как по опытному образцу турбины.

Conspirator писал(а):
2024-10-03 05:28:21

У меня возникло смутное подозрение, что уважаемый Lekarь не "прикалывается", а действительно не понимает...

Всё, что вы рассказываете, про короткие замыкания это все потом, когда произойдет мощное или не очень мощное возмущение и все сопутствующие последствия. Я же спрашиваю, про момент когда нет никакого мощного возмущения. Например произошло отключение нагрузки и типа у нас возникли низкочастотные колебания угла. Но если следовать такой логике, то например бросив гайку в подшипник генератора, который вращается с заданной частотой, при этом нагрузка генератора не меняется, но ротор генератора изменил траекторию и как следствие качнулся, мы тем самым тоже можем создать источник, который нам развалит энергосистему своими низкочастотными колебаниями или это не так?

53

Re: Участие в ОПРЧ.

Conspirator писал(а):
2024-10-03 05:28:21

У меня возникло смутное подозрение, что уважаемый Lekarь не "прикалывается", а действительно не понимает... Есть термин термин LFO -низкочастотные колебания и есть  PS -качания, от которого появился  широко известный термин "блокировка от качаний". Полез в характеристики известных устройств РЗА и нигде не нашел в технических характеристиках - а где же "нижний предел" ее работы, то есть при малых скольжениях. Полез в интернет с запросом: difference between power swing and low frequency oscillation и прямого ответа тоже не получил, но попалась интересная статья. Там есть достаточно интересные материалы


Уважаемый! Conspirator! Мне понятна Ваше желание объяснить коллеге суть этой темы, однако давайте не будем переходить на иностранные термины, много и отечественной литературы, посвящённых этой теме: новые Наровлянски,  Глускин,   ... корифей Жданов ... или так и называется [Колебательные свойства электрических систем] Литкенс и Пуго .....
Однако, есть только чёткое и зафиксированное определение АР (см.СТО по АЛАР) - это полный проворот эквивалентных ЭДС, синхронные качания (было в старой литературе) - это когда угол дельта между эквивалентными векторами колеблется и может даже достигать значения 180гр., но не переходить его!, они поэтому так и называются "синхронные", что АР так и не происходит (на самом деле существует значение критического угла в диапазоне 140 ... 155 гр., по достижению которого, один проворот неминуем...), но т.к. скольжение всё же есть, и оно знакопеременное и поэтому говорят идёт ресинхронизация и колебания затухают. Последний термин "колебания" - это вообще общее понятие, которое может быть любым и АР и СК.
Как АР так и СК, с точки зрения их выявления характеризуются и описываются периодом (так принято), т.е. временем (по старинке, т.к. частоту было сложно, а точнее разницу измерять), а вот эти почему-то называют "низкочастотные колебания" и их основной описательный параметр - частота, НО физические процессы, происходящие и там и там принципиально те же самые!

Для затравки, что бы у Вас  Lekarь! вооще замкнуло - есть ещё многомашинный АР!!!

54 (2024-10-03 14:15:36 отредактировано ПАУтина)

Re: Участие в ОПРЧ.

Lekarь писал(а):
2024-10-03 11:56:48

Я же спрашиваю, про момент когда нет никакого мощного возмущения. Например произошло отключение нагрузки и типа у нас возникли низкочастотные колебания угла. Но если следовать такой логике, то например бросив гайку в подшипник генератора, который вращается с заданной частотой, при этом нагрузка генератора не меняется, но ротор генератора изменил траекторию и как следствие качнулся, мы тем самым тоже можем создать источник, который нам развалит энергосистему своими низкочастотными колебаниями или это не так?

Почему же нет!!! Идёт накопление "разрегулировки", поясню на другом, надеюсь более понятном примере. Вы, что не знаете теорию катастроф?

Пусть, на не кой ПС ставят СКРМ и по расчётам получилось нужно регулировать реактивку от -20 до +20 и пусть они могут меняться плавно.
При нормально заданном  напряжении отключены и L и С. Если надо поднять напряжение начинает вводится ёмкость пока не достигнет нужного значения, если напряжение повышается, то ёмкость выводится (а можно тупо компенсировать за счёт ввода L) Для повышения напряжения и изменением L, аналогично.
Но Вы же прекрасно понимаете, что если будут введены по одинаковому значению и L и C, то их состояние именно только для нормального напряжения, так может они могут быть введены и полностью, эффект тот же самый! а напряжение пошло меняться, а ресурса у СКРМ нет!!! и пошла лавина напряжения даже от малого изменения - запустили допустим "дохленький" АД
Такое может произойти если неправильно будет настроена САУ СКРМ ...

55 (2024-10-03 14:22:02 отредактировано beyond)

Re: Участие в ОПРЧ.

Sm@rt писал(а):
2024-10-03 09:42:34

Позже могу поделиться осциллограммой процесса.

Было бы интересно посмотреть.
Так же надо бы выяснить, в каком режиме работает регулятор скорости турбины выделевшегося на изолированную работу генератора.
Приложу результаты моделирования зависимости частоты сети от режима работы регулятора скорости.
1. График частоты сети при выделении на изолированную работу генератора, АРС которого работает с коэффициентом статизма.
2. График частоты сети при выделении на изолированную работу генератора, АРС которого работает в режиме поддержания частоты.
https://rzia.ru/uploads/images/593/b01a36c6751c1cceda64fa24aa7150a4.png https://rzia.ru/uploads/images/593/b01a36c6751c1cceda64fa24aa7150a4.png
Т.е. во втором случае АРС возвращает частоту сети к 50 Гц, в первом же случае есть отклонение согласно коэффциента статизма.
Автор темы специально выделил тот момент, что генератор работает с коэффициентом статизма, а в этом случае всегда будет отклонение частоты при набросах\снижениях нагрузки генератора.

56

Re: Участие в ОПРЧ.

Коллеги!
Вот так выглядит процесс выделения на СН двух Т-110 при отключении линии 220 кВ.
https://rzia.ru/uploads/images/152/4c31d54c9fef9ebb2bb20b26e6e87cbf.png https://rzia.ru/uploads/images/152/4c31d54c9fef9ebb2bb20b26e6e87cbf.png
https://rzia.ru/uploads/images/152/6d997d9c928b74d59ee07bcf87e3f6ef.png https://rzia.ru/uploads/images/152/6d997d9c928b74d59ee07bcf87e3f6ef.png

57 (2024-10-03 14:45:48 отредактировано beyond)

Re: Участие в ОПРЧ.

Sm@rt писал(а):
2024-10-03 14:36:24

Вот так выглядит процесс выделения на СН двух Т-110 при отключении линии 220 кВ.

Временной интервал это часы или минуты? По вашим графикам видно, что АРС отработал согласно коэффциента статизма и частота некоторое время была выше 50 Гц. Возможно у генератора есть системы вторичного регулирования которые вернули в итоге частоту к 50 Гц? Либо оперативный персонал выдал команду на снижение оборотов вручную, т.к. если на временной шкале это часы, то прошло достаточно много времени.

58

Re: Участие в ОПРЧ.

beyond писал(а):
2024-10-03 14:42:11

Временной интервал это часы или минуты?

Это часы и минуты. Если смотреть на график частоты, то четко видно, что сначала был заброс частоты, т.к. с 60 МВт разгрузились до 6 МВт, а потом, кода немного "устаканились" процессы работали несинхронно с частотой порядка 50,4 Гц.

59

Re: Участие в ОПРЧ.

Sm@rt писал(а):
2024-10-03 14:46:16

Это часы и минуты.

Ну тогда это точно не работа АРС))

Sm@rt писал(а):
2024-10-03 14:46:16

процессы работали несинхронно с частотой порядка 50,4 Гц.

Ну вот эти 0.4 Гц и есть результат работы коэффициента статизм, о чем автор темы и спрашивает. Если бы регулятор был в режиме поддержания частоты, то он бы выровнял частоту на 50 Гц ровно.

60

Re: Участие в ОПРЧ.

В 23.14 что произошло? Там зеленая линия вернулась на 50 Гц, включились в сеть опять?