 |
Подтверждение соответствия АРВ сильного действия синхронных генераторов требованиям Стандарта
|
|
|
|
8.1. Подтверждение соответствия АРВ сильного действия синхронных генераторов требованиям настоящего Стандарта осуществляется путем добровольной сертификации в Системе добровольной сертификации объектов электроэнергетики Единой энергетической системы России (СДС «СО ЕЭС»), созданной Системным оператором и зарегистрированной в едином реестре систем добровольной сертификации под № РОСС RU.3279.04EЭ00 16 декабря 2005 года.
Подтверждение соответствия АРВ сильного действия синхронных генераторов требованиям Стандарта может осуществляться путем добровольной сертификации в иных системах добровольной сертификации, зарегистрированных в установленном порядке в едином реестре систем добровольной сертификации, при условии соблюдения требований, предусмотренных настоящим разделом Стандарта.
8.2. Сертификации подлежат АРВ сильного действия синхронных генераторов, ранее не проходившие сертификационные испытания в соответствии с пунктом 8.1 Стандарта.
8.3. Для АРВ сильного действия синхронных генераторов, прошедших ранее испытания по методикам, указанным в Стандарте, выдается сертификат без прохождения дополнительных испытаний после предоставления в соответствующий орган по добровольной сертификации документации (протоколов, отчетов испытаний), подтверждающей положительные результаты испытаний АРВ.
8.4. Действие сертификата соответствия распространяется на тип (марку), алгоритм функционирования АРВ сильного действия синхронных генераторов электростанций.
8.5. В случае идентичности типа (марки) АРВ сильного действия синхронных генераторов действие сертификата соответствия не распространяется на АРВ сильного действия синхронных генераторов, имеющие отличный алгоритм функционирования относительного сертифицированного.
|
|
|
8.6. Сертификация АРВ сильного действия синхронных генераторов осуществляется в соответствии с правилами функционирования соответствующей системы добровольной сертификации (далее – СДС) с обязательным соблюдением следующих требований:
8.6.1. Сертификат соответствия требованиям Стандарта выдается заявителю только при положительных результатах сертификационных испытаний.
8.6.2. Сертификационные испытания АРВ сильного действия синхронных генераторов должны проводиться в присутствии представителей заявителя или уполномоченного им лица.
8.6.3. Для проведения сертификационных испытаний заявитель обязан дополнительно к информации и документам, предусмотренным правилами функционирования СДС, предоставить в орган по добровольной сертификации следующую информацию на русском языке:
общее техническое описание АРВ сильного действия синхронных генераторов, включающее тип, номинальные параметры, частотные характеристики, область применения (для каких типов систем возбуждения и электростанций предполагается применение), структурную схему алгоритма функционирования АРВ сильного действия синхронных генераторов и ее описание;
протоколы и методику заводских испытаний АРВ сильного действия синхронных генераторов с приведением данных о характеристиках испытательного стенда, на котором проводились указанные испытания;
рекомендуемые производителем параметры настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов для тестовой модели энергосистемы.
8.6.4. Сертификационные испытания АРВ сильного действия синхронных генераторов должны проводиться на физической модели энергосистемы.
8.6.5. Сертификационные испытания должны проводиться в соответствии с методикой, указанной в приложении Г к Стандарту.
|
|
|
8.6.6. Сертификационные испытания проводятся по следующему алгоритму:
1) заявитель подготавливает и передает органу по добровольной сертификации для проведения испытаний два образца АРВ сильного действия синхронных генераторов и согласовывает с органом по добровольной сертификации схемы их подключения к тестовой модели энергосистемы;
2) производится сборка тестовой модели энергосистемы и подключение к ней испытуемых АРВ сильного действия синхронных генераторов;
3) в АРВ сильного действия синхронных генераторов устанавливаются рекомендуемые производителем параметры настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов для тестовой модели энергосистемы;
4) органом по добровольной сертификации проводятся испытания АРВ сильного действия синхронных генераторов в соответствии с программой сертификационных испытаний с регистрацией всех опытов для дальнейшей обработки данных и анализа работы АРВ сильного действия синхронных генераторов.
8.6.7. Результаты сертификационных испытаний оформляются протоколом испытаний. Протокол испытаний помимо информации, указанной в правилах функционирования СДС, должен содержать:
описание испытуемого АРВ сильного действия синхронных генераторов (тип, номинальные параметры, частотные характеристики, область применения, структурная схема алгоритма функционирования АРВ сильного действия синхронных генераторов и ее описание с учетом внесенных при сертификационных испытаниях изменений);
описание тестовой модели энергосистемы, на которой проводились испытания;
программу сертификационных испытаний АРВ сильного действия синхронных генераторов;
результаты испытаний и их анализ.
8.6.8. В течение 10 календарных дней после подписания протокола испытаний орган по добровольной сертификации обязан передать Системному оператору:
– протокол испытаний;
– верифицированную цифровую модель АРВ сильного действия синхронных генераторов в формате программного комплекса, используемого Системным оператором для проведения расчетов переходных режимов и динамической устойчивости – в случае положительного результата испытаний.
Приложение А
(обязательное)
МЕТОДИКА
выбора кратности форсировки возбуждения по напряжению тиристорных систем возбуждения синхронных генераторов
|
|
|
А.1. Область применения
Методика устанавливает правила выбора кратности форсировки возбуждения по напряжению для тиристорной системы возбуждения (СТН или СТС) при реконструкции, модернизации или техническом перевооружении систем возбуждения синхронных генераторов, в том числе выполняемых в рамках реконструкции, модернизации или технического перевооружения существующего генерирующего оборудования.
Методика не распространяется на бесщеточные системы возбуждения, кратность форсировки возбуждения по напряжению которых должна соответствовать требованиям ГОСТ 21558-2000.
А.2. Этапы определения кратности форсировки возбуждения по напряжению
Определение кратности форсировки возбуждения по напряжению должно включать следующие этапы:
– подготовка цифровой модели энергосистемы и электрических режимов;
– выбор расчетных условий;
– выбор кратности форсировки возбуждения по напряжению.
А.3. Подготовка цифровой модели энергосистемы и электрических режимов
А.3.1. Для проведения расчетов электромеханических переходных процессов с целью определения кратности форсировки возбуждения по напряжению должна применяться цифровая модель энергосистемы, актуализированная на момент завершения реконструкции, модернизации или технического перевооружения систем возбуждения синхронных генераторов, в том числе выполняемых в рамках реконструкции, модернизации или технического перевооружения существующего генерирующего оборудования.
А.3.2. При проведении расчетов с целью определения кратности форсировки возбуждения по напряжению должны рассматриваться режимы зимнего и летнего максимума нагрузки.
При проведении расчетов указанных режимов должна моделироваться, в том числе, полная нагрузка электростанции, на которой установлен вновь вводимый или реконструируемый синхронный генератор, а также максимальный по балансовым условиям переток в контролируемом сечении, но не более максимально допустимого значения, по которому осуществляется выдача мощности группы электростанций, в состав которой входит электростанция, на которой установлен вновь вводимый или реконструируемый синхронный генератор.
|
|
|
А.4. Выбор расчетных условий
А.4.1. Расчеты проводятся для нормативных возмущений, указанных в [1], для каждого из режимов, указанных в п. А.3.2. Моделирование нормативных возмущений должно осуществляться с учетом фактического времени короткого замыкания (с учетом времени отключения выключателя), пауз АПВ, действия УРОВ (с учетом однофазного или трехфазного исполнения привода выключателя).
А.4.2. Расчетным условием для определения кратности форсировки возбуждения по напряжению является режим и расчетное возмущение, характеризующиеся наименьшим пределом динамической устойчивости без учета действия устройств и комплексов ПА.
А.4.3. В качестве контролируемого принимается сечение, переток мощности в котором определяет динамическую устойчивость электростанции, на которой установлен вновь вводимый или реконструируемый синхронный генератор (как правило, сечение выдачи мощности с шин электростанции).
А.4.4. При моделировании расчетного возмущения по п. А.4.2 должны быть заданы фактические данные настройки релейной форсировки возбуждения. При отсутствии фактических данных настройки должны быть заданы типовые значения уставки срабатывания релейной форсировки (85 % от текущего значения напряжения), уставки снятия релейной форсировки (95 % от исходного значения напряжения) и временной задержки на снятие релейной форсировки (0,1 с).
А.4.5. Определение уровня остаточного напряжения в месте возникновения КЗ должно выполняться в трехфазной модели энергосистемы по программе расчета токов короткого замыкания путем моделирования начальной фазы электромеханического переходного процесса.
А.4.6. Величина шунта КЗ для расчета нормативного возмущения в программах расчета переходных режимов и динамической устойчивости должна определяться путем вариантных расчетов. Выбранное значение шунта КЗ при моделировании нормативного возмущения должно обеспечить в точке КЗ в момент подключения шунта КЗ остаточное напряжение, равное остаточному напряжению, определенному согласно п. А.4.5.
А.4.7. Значение напряжения на статоре синхронного генератора следует фиксировать в момент подключения шунта КЗ.
А.5. Выбор кратности форсировки возбуждения по напряжению
А.5.1. Выбор кратности форсировки возбуждения по напряжению должен выполняться по условиям обеспечения динамической устойчивости для расчетного возмущения, определенного с учетом п. А.4.4.
|
|
|
А.5.2. Для расчетных условий должны быть проведены расчеты электромеханических переходных процессов при разных кратностях форсировки возбуждения по напряжению. По результатам расчетов должна быть определена зона достаточной кратности форсировки возбуждения по напряжению, обеспечивающая сохранение динамической устойчивости синхронных генераторов электростанций, но не менее кратности форсировки возбуждения, указанной в п.5.4–5.5 Стандарта.
Пример определения зоны достаточной кратности форсировки возбуждения по напряжению приведен на графике (рис. А.1), на котором показаны зависимости предельного по условиям обеспечения динамической устойчивости перетока активной мощности в контролируемом сечении в относительных единицах от кратности форсировки для систем возбуждения типа СТС и СТН и линия, соответствующая полной нагрузке электростанции или максимальному перетоку активной мощности в контролируемом сечении в относительных единицах.
P*=P/PМП,
где:
P*- максимальный переток активной мощности в контролируемом сечении в относительных единицах;
P – предельный по условиям обеспечения динамической устойчивости переток активной мощности в контролируемом сечении;
PМП – максимальный по балансовым условиям переток активной мощности в контролируемом сечении, но не более максимально допустимого значения.
Зона достаточной кратности форсировки возбуждения по напряжению на графике для каждого типа системы возбуждения расположена выше линии, соответствующей полной нагрузке электростанции или максимальному по балансовым условиям перетоку в контролируемом сечении. (На рис. А.1 зона достаточной кратности форсировки возбуждения по напряжению при полной мощности станции (1 о.е.) для СТН составляет 2 о.е. и более, а для СТС – 3 о.е. и более без учета действия устройств и комплексов ПА).
В качестве кратности форсировки возбуждения по напряжению выбирается любое значение из зоны достаточной кратности форсировки возбуждения по напряжению.
А.5.3. В случае если динамическая устойчивость станции обеспечивается за счет применения устройств и комплексов ПА, достаточность выбранной согласно п. А.5.2 кратности форсировки возбуждения по напряжению должна быть проверена путем моделирования расчетных условий в доаварийном режиме, характеризующемся наибольшей загрузкой электростанции и максимальным по балансовым условиям перетоком в контролируемом сечении, но не более максимально допустимого значения, с учетом действия устройств и комплексов ПА. Если при моделировании выбранная кратность форсировки возбуждения по напряжению не обеспечивает сохранение динамической устойчивости, кратность форсировки возбуждения по напряжению должна быть увеличена до значения, обеспечивающего устойчивый динамический переход к послеаварийному режиму.
|
|
|
|
Рис. А.1. Выбор требуемой кратности форсировки возбуждения
Приложение Б
(обязательное)
МЕТОДИКА
проверки параметров настройки автоматических регуляторов возбуждения сильного действия синхронных генераторов на физической модели энергосистемы
Б.1. Область применения
Настоящая методика должна применяться для проверки параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов гидроэлектростанций, имеющих синхронные генераторы номинальной мощностью 100 МВт и более, тепловых электростанций, имеющих синхронные генераторы номинальной мощностью 500 МВт и более, а также атомных электростанций.
Б.2. Этапность настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов на физической модели энергосистемы
Настройка АРВ сильного действия синхронных генераторов на физической модели энергосистемы должна включать следующие основные этапы:
– создание физической модели энергосистемы;
– разработка программы проверки параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов;
– проверка параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов.
Б.3. Создание физической модели энергосистемы
Б.3.1. Создание физической модели энергосистемы должно включать следующие стадии:
– разработка цифровой эталонной модели энергосистемы и выполнение в ней расчетов электрических режимов и устойчивости;
– создание цифровой эквивалентной модели энергосистемы;
– разработка, настройка и сборка электрической схемы физической модели энергосистемы;
– тестирование физической модели энергосистемы.
Б.3.2. Разработка цифровой эталонной модели энергосистемы и выполнение в ней расчетов электрических режимов и устойчивости.
Цифровая эталонная модель энергосистемы должна создаваться на основании исходных данных о параметрах схемы, ее структуре, характерных текущих и перспективных режимах. На цифровой эталонной модели энергосистемы должны быть выполнены расчеты установившихся режимов, статической апериодической и колебательной устойчивости и электромеханических переходных процессов, которые должны выявить схемно-режимные особенности работы рассматриваемых станции и/или генератора в энергосистеме для их последующего учета при создании эквивалентной схемы.
Б.3.3. Создание цифровой эквивалентной модели энергосистемы.
Б.3.3.1. Эквивалентирование электрической схемы цифровой эталонной модели энергосистемы должно выполняться с использованием программ эквивалентирования. Используемая программа эквивалентирования должна обеспечить тождественное совпадение режимных параметров в полной схеме и сохраняемой части эквивалентной схемы, а также сохранение динамических свойств цифровой эталонной модели энергосистемы.
Б.3.3.2. Степень детализации энергосистемы должна быть определена путем оценки погрешностей эквивалентирования, полученных при выполнении сравнительных расчетов предельных электрических режимов в цифровых эталонной и эквивалентной моделях энергосистемы.
Б.3.3.3. Сравнительные расчеты предельных режимов должны выполняться в цифровых эталонной и эквивалентной моделях энергосистемы с использованием одинаковых траекторий утяжеления в направлении, обеспечивающем загрузку контролируемых сечений.
Б.3.3.4. Погрешность эквивалентирования (в процентах) должна определяться по формуле:
,
где
Р ∑ ЭТ – предельный суммарный переток активной мощности в контролируемом сечении в цифровой эталонной модели энергосистемы;
Р ∑ ЭК – предельный суммарный переток активной мощности в контролируемом сечении в цифровой эквивалентной модели энергосистемы.
Б.3.3.5. Степень детализации электрической схемы цифровой эквивалентной модели энергосистемы считается допустимой, если погрешность эквивалентирования, определенная в соответствии с п. Б.3.3.4, не превышает 5 %.
Б.3.4. Разработка, настройка и сборка электрической схемы физической модели энергосистемы.
Электрическая схема физической модели энергосистемы должна быть разработана на базе схемы цифровой эквивалентной модели энергосистемы. Настройка электрической схемы физической модели энергосистемы включает в себя выставление характерных электрических режимов и моделирование расчетных возмущений.
Б.3.5. Тестирование физической модели энергосистемы.
Б.3.5.1. Тестирование физической модели энергосистемы должно выполняться путем:
– проверки соответствия параметров электрических режимов в тестируемой физической модели и цифровой эквивалентной модели энергосистемы;
– проверки соответствия параметров электрических режимов при технологических нарушениях (по данным регистраторов системы мониторинга переходных режимов) параметрам, полученным при воспроизведении этих технологических нарушений на тестируемой физической модели энергосистемы.
Б.3.5.2. Погрешность физического моделирования (в процентах) должна определяться по формуле:
,
где
Р ∑ ЭК – предельный переток активной мощности в контролируемом сечении в цифровой эквивалентной модели энергосистемы;
Р ∑ М – предельный переток активной мощности в контролируемом сечении в тестируемой физической модели энергосистемы.
Б.3.5.3. Физическая модель энергосистемы считается корректной для выбора параметров настройки АРВ синхронных генераторов, если:
– погрешность моделирования, определенная в соответствии с п. Б.3.5.2, не превышает 5 %;
– частоты колебаний параметров электрических режимов при технологических нарушениях, зафиксированные в энергорайоне регистраторами системы мониторинга переходных режимов, отличаются не более чем на 5 % от частот колебаний параметров электрических режимов, полученных при воспроизведении этих технологических нарушений на тестируемой физической модели энергосистемы.
Б.4. Разработка программы проверки параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов
Б.4.1. Программа проверки параметров настройки должна предусматривать:
1) проверку предварительно выбранных и предоставленных собственником или иным законным владельцем электростанции параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов для характерных режимов в нормальной, ремонтных и послеаварийных схемах на:
– отсутствие возникновения синхронных колебаний при достижении предела передаваемой мощности;
– демпфирование колебаний в послеаварийных режимах при расчетных возмущениях;
– внутригрупповую устойчивость (для многоагрегатных станций);
– устойчивость работы синхронных генераторов с учетом действия устройств и комплексов ПА;
– соответствие параметров настройки релейной форсировки возбуждения требованиям Стандарта;
– устойчивость работы синхронных генераторов в режиме ограничения минимального возбуждения;
2) проверку параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов с учетом поэтапного ввода синхронных генераторов и сетевых объектов (при новом строительстве) или поэтапной реконструкции систем возбуждения и АРВ сильного действия синхронных генераторов (при замене систем возбуждения на действующих электростанциях);
3) корректировку при необходимости параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов.
Б.4.2. При составлении программы проверки параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов с Системным оператором должны быть согласованы: исходная электрическая схема сети, расчетные возмущения, балансы мощности и характерные режимы в нормальной, ремонтных и послеаварийных схемах.
Б.5. Проверка параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов
Б.5.1. Проверка параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов должна проводиться на физической модели энергосистемы в соответствии с разработанной программой согласно п. Б.4.
Б.5.2. Проверка параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов может проводиться в присутствии представителей собственника или иного законного владельца электростанции, а также представителей завода-изготовителя АРВ сильного действия синхронных генераторов и Системного оператора.
При необходимости собственник или иной законный владелец электростанции совместно с представителями завода-изготовителя АРВ сильного действия синхронных генераторов осуществляет корректировку параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов.
Приложение В
(обязательное)
МЕТОДИКА
проверки параметров настройки автоматических регуляторов возбуждения сильного действия синхронных генераторов на цифровой модели энергосистемы
В.1. Область применения
Настоящая методика должна применяться для проверки параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов на цифровой модели энергосистемы.
В.2. Этапность проверки параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов на цифровой модели энергосистемы
Проверка параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов на цифровой модели энергосистемы должна включать следующие этапы:
– подготовка цифровой модели энергосистемы;
– выбор расчетных условий;
– выполнение проверочных расчетов;
– оценка параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов.
В.3. Подготовка цифровой модели энергосистемы
В.3.1. Для проверки параметров настройки АРВ сильного действия должна использоваться цифровая модель энергосистемы, созданная в программах расчета переходных режимов и динамической устойчивости на базе динамической модели объединенной энергосистемы, включающей электростанцию, для синхронного генератора которой выполняется проверка параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов.
Цифровая модель энергосистемы должна быть актуализирована на момент проведения проверки.
В.3.2. Цифровая модель системы возбуждения синхронного генератора, для которого выполняется проверка параметров настройки АРВ сильного действия, в составе цифровой модели энергосистемы должна быть верифицирована.
В.3.3. Параметры настройки АРВ сильного действия синхронного генератора должны быть заданы в его цифровой модели в соответствии с данными, предоставленными собственником или иным законным владельцем электростанции, в объеме, определяемом структурой цифровой модели.
Примечание.
При применении на синхронном генераторе АРВ сильного действия отечественного производства должны быть заданы следующие параметры:
– значение коэффициента усиления пропорционального канала регулятора напряжения (по отклонению напряжения): KU – в единицах возбуждения номинальных, отнесенных к единице статорного напряжения (е.в.н./е.н.с.);
– значение коэффициента усиления дифференциального канала регулятора напряжения (по производной напряжения): K 1 U – в единицах возбуждения номинальных, отнесенных к единице статорного напряжения за секунду (е.в.н./е.н.с./с);
– значение постоянной времени интегрального канала регулятора напряжения: T и – в секундах;
– значение коэффициента усиления канала внутренней стабилизации по производной тока ротора: K 1 IF – в единицах возбуждения номинальных, отнесенных к единице тока ротора за секунду (е.в.н./е.т.р./с);
– значение коэффициента усиления канала системной стабилизации по частоте напряжения: KF – в единицах возбуждения номинальных, отнесенных к частоте (в Герцах): е.в.н./Гц;
– значение коэффициента усиления канала системной стабилизации по производной частоты напряжения: K 1 F – в единицах возбуждения номинальных, отнесенных к частоте (в Герцах за секунду): е.в.н./Гц/с.
При применении на синхронном генераторе АРВ сильного действия зарубежного производства, выполненного в соответствии со стандартом IEEE 421 «Руководство по идентификации, испытаниям, и оценке динамических характеристик систем регулирования возбуждения», в верифицированную модель регулятора вносятся все параметры (коэффициенты и постоянные времени), входящие в состав этой модели.
В.4. Выбор расчетных условий
В.4.1. Для каждого из режимов зимнего и летнего максимума и минимума потребления энергосистемы в программах расчета установившихся режимов должны быть подготовлены следующие характерные режимы:
– режим номинальной загрузки синхронного генератора по активной и реактивной мощности при номинальном напряжении статора в нормальной схеме электростанции;
– режим номинальной загрузки синхронного генератора по активной мощности и потребления реактивной мощности в соответствии с диаграммой мощности синхронного генератора («P – Q диаграмма») с учетом параметров настройки ограничителя минимального возбуждения (вблизи границы ОМВ). Для формирования режима допускается моделирование подключения к шинам электростанции конденсаторной батареи требуемой мощности;
– режимы номинальной загрузки синхронного генератора по активной мощности в единичных ремонтных схемах (при выводе в ремонт поочередно всех отходящих от ОРУ 110–750 кВ электростанции линий электропередачи или автотрансформаторов связи);
– режимы номинальной загрузки синхронного генератора по активной мощности в двойных ремонтных схемах (при отключении поочередно всех отходящих от ОРУ 110–750 кВ электростанции линий электропередачи или автотрансформаторов связи в каждой из ремонтных схем).
В.4.2. Состав характерных режимов может быть расширен путем включения дополнительных режимов, отражающих наиболее тяжелые схемно-режимные условия.
В.5. Выполнение проверочных расчетов
В.5.1. Проверочные расчеты должны выполняться в программах расчета переходных режимов и динамической устойчивости.
В.5.2. Проверочные расчеты электромеханических переходных процессов должны производиться в каждом характерном режиме для трехфазных коротких замыканий длительностью 0,02 с на шинах ОРУ 110–750 кВ, к которым через трансформатор подключен синхронный генератор с проверяемым АРВ сильного действия.
В.5.3. Для АРВ сильного действия синхронных генераторов в каждом из характерных режимов необходимо выполнить два расчета электромеханического переходного процесса при указанных в п. В.5.2 возмущениях. Первый расчет необходимо выполнить с имеющимися параметрами настройки каналов стабилизации или при включенном системном стабилизаторе, второй – при выведенных каналах стабилизации или при отключенном системном стабилизаторе.
В.5.4. В процессе расчета должны регистрироваться графики изменения следующих параметров электромеханического переходного процесса:
– активная мощность синхронного генератора;
– перетоки активной мощности по линиям электропередачи, отходящим от ОРУ электростанции.
В.6. Оценка параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов
В.6.1. Оценка параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов должна выполняться путем анализа графиков изменения параметров электромеханического переходного процесса, зарегистрированных в соответствии с п. В.5.4.
В.6.2. Критериями эффективности параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов являются:
– уменьшение времени затухания электромеханических переходных процессов при введенных каналах стабилизации (включенном системном стабилизаторе) во всех характерных режимах по сравнению со временем затухания при выведенных каналах стабилизации (отключенном системном стабилизаторе);
– демпфирование электромеханических переходных процессов во всех характерных режимах на частоте колебаний ротора синхронного генератора за время, не превосходящее 15 с.
В.6.3. Если критерии эффективности параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов не выполняются хотя бы в одном из характерных режимов, параметры настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов должны быть скорректированы.
В.6.4. Оценка параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов после их коррекции должна быть выполнена после проведения повторных расчетов в объеме п. В.5.
Приложение Г
(обязательное)
МЕТОДИКА
проведения сертификационных испытаний автоматических регуляторов возбуждения сильного действия синхронных генераторов
Г.1. Область применения
Методика должна применяться при проведении сертификационных испытаний АРВ сильного действия синхронных генераторов для проверки на соответствие требованиям стандарта ОАО «СО ЕЭС» «Требования к системам возбуждения и автоматическим регуляторам возбуждения сильного действия синхронных генераторов».
Г.2. Этапность подготовки и проведения сертификационных испытаний АРВ сильного действия синхронных генераторов
Сертификационные испытания АРВ сильного действия синхронных генераторов должны проводиться на физической модели энергосистемы (далее – тестовая модель энергосистемы) и содержать следующие этапы:
– сборка тестовой модели энергосистемы;
– проведение сертификационных испытаний;
– анализ результатов сертификационных испытаний;
– создание цифровой модели сертифицированного АРВ сильного действия синхронных генераторов.
Г.3. Сборка тестовой модели энергосистемы
Г.3.1. Общие положения
Г.3.1.1. Тестовая модель энергосистемы должна быть собрана в соответствии со схемой, приведенной в п. Г.3.2.
Г.3.1.2. Тестовая модель энергосистемы должна быть оснащена:
- АРВ синхронных генераторов и автоматическими регуляторами скорости турбин;
- устройствами, реализующими короткие замыкания различного вида;
- устройствами моделирования действия РЗА;
- системой контроля и регистрации параметров электроэнергетического режима.
Г.3.2. Схема тестовой модели энергосистемы
Г.3.2.1. Схема должна включать 6 синхронных генераторов со своими блочными трансформаторами, 5 узлов нагрузки и 7 линий электропередачи.
Синхронные генераторы Г-1_1, Г-1_2, Г-1_3 должны представлять модель электрической станции № 1, оснащенной тремя одинаковыми синхронными генераторами, работающими на шины 500 кВ, на один или два из которых устанавливаются сертифицируемые АРВ сильного действия.
Схема тестовой модели энергосистемы должна соответствовать схеме, представленной на рис. Г.1.
Рис. Г.1. Схема тестовой модели энергосистемы для сертификационных испытаний АРВ сильного действия синхронных генераторов
(Электрическая станция (ЭС), генератор (Г), трансформатор (Т), асинхронный двигатель нагрузки (Д), активный шунт нагрузки (R), нагрузка (Н), линия электропередачи (Л), емкость (С), контактор (КС), шины неизменного напряжения (ШНН)
Г.3.2.2. Тестовая модель энергосистемы должна иметь возможность осуществления переключений, необходимых для проведения экспериментов, указанных в таблице Г.6.
Г.3.2.3. Диапазон изменения нагрузки потребления, подключенной к шинам электрических станций №1–3 и эквивалентной энергосистемы (генератор Г-4), должен обеспечивать возможность создания величин перетоков по ветвям физической модели, указанных на рис. Г.2-Г.18.
Г.3.2.4. Параметры линий электропередачи, трансформаторов, синхронных генераторов, нагрузок и емкостей тестовой модели энергосистемы приведены в табл. Г.1-Г.4.
Таблица Г.1. Параметры линий электропередачи, приведенные к напряжению 500 кВ
| Номера узлов примыкания | Обозначение линии | X 1 | Х 0 | R 1 | R 0 |
| Ом | Ом | Ом | Ом | ||
| 1–3 | Л-1 | ||||
| 1–2 | Л-2 Л-3 | ||||
| 1–4 | Л-4 Л-5 | 2.5 | |||
| 3–4 | Л-6 | ||||
| 2–4 | Л-7 |
Таблица Г.2. Параметры синхронных генераторов и трансформаторов
| Номер генератора или транс-форматора | P ном | cosj | U | Реактивности | Td o | Tj | X т | KТ | ||
| Xd | Xd ’ | Xd ” | с | с | о.е. | |||||
| МВт | кВ | о.е. | о.е. | о.е. | ||||||
| 1_1 | 0.8 | 1.68 | 0.3 | 0.18 | 0.13 | 2.38 | ||||
| 1_2 | 0.8 | 1.68 | 0.3 | 0.18 | 0.13 | 2.38 | ||||
| 1_3 | 0.8 | 1.68 | 0.3 | 0.18 | 0.13 | 2.38 | ||||
| 0.8 | 1.06 | 0.17 | 0.086 | 0.13 | 2.18 | |||||
| 0.8 | 1.07 | 0.15 | 0.06 | 0.13 | 2.18 | |||||
| 100 000 | 0.8 | 9.8 | 1.98 | 0.21 | 1.4* | 2.18 | ||||
| ШНН – шины неизменного напряжения | 2.27 |
*) В реактивность трансформатора Т-4 включена реактивность примыкания эквивалентного генератора к шинам 500 кВ.
Таблица Г.3. Параметры нагрузок
| Номер нагрузки | Промышленная нагрузка (асинхронный двигатель) | Бытовая нагрузка (активный шунт) | |||
| P ном | P ном | ||||
| МВт | МВт | ||||
| Н-1_1 | |||||
| Н-1_3 |
|
|
|
