СПОСОБ И СИСТЕМА ДЛЯ ОТКЛЮЧЕНИЯ ГЕНЕРАТОРА ОТ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
METHOD AND SYSTEM FOR DISCONNECTING OF GENERATOR FROM ELECTRIC POWER SYSTEM

Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение, в общем, относится к защите электрооборудования в энергосистеме и, в частности, к отключению генератора от энергосистемы, когда генератор и энергосистема выпадают из синхронизации.
Уровень техники
Генераторы, которые могут предоставлять электроэнергию в энергосистеме, обычно являются чувствительными к возмущениям в рабочем режиме энергосистемы, к которой они подключены.
Возмущения или неисправное состояние в энергосистеме могут приводить к асинхронному режиму, т.е. к потере синхронизации между различными областями в энергосистеме, или, альтернативно, к потере синхронизации, например, между двумя соединенными энергосистемами.
В асинхронном режиме высокие пиковые токи, работа на несовпадающих частотах и пульсирующие крутящие моменты вследствие угла выбега ротора, варьирующегося между 0 и 2π радиан, могут вызывать электрическое и механическое напряжение в генераторе. Под углом выбега ротора подразумевается угол между магнитной осью ротора и статора генератора.
Когда синхронный генератор теряет синхронизацию, т.е. когда возникает неисправность в виде нарушения синхронизма, поток ротора теряет связь с потоком статора, посредством чего изменяется угол выбега ротора. Как результат, генератор теряет крутящий момент. Частота вращения ротора затем увеличивается, как и генерируемые токи. Пульсирующий крутящий момент может быть результатом изменения угла выбега ротора. В этом случае обычно желательно отключать генератор от энергосистемы с тем, чтобы не допускать повреждения генератора.
Типично, прерыватели цепи предоставляются на стороне генератора энергосистемы. Прерыватели цепи по меньшей мере по одному, предоставляемому для каждой электрической фазы, служат для того, чтобы отключать генератор от энергосистемы, когда возникает неисправное состояние, с тем чтобы прерывать путь тока в соответствующей части энергосистемы. Чтобы функционировать надлежащим образом, прерыватели цепи должны быть подвергнуты максимально возможно небольшому электрическому и механическому напряжению.
В современных решениях по уменьшению напряжения в прерывателях цепи, а также в генераторе, генератор отключается от энергосистемы после предварительно определенного числа импульсов крутящего момента после того, как определен асинхронный режим. Следовательно, генератор подвержен жестким условиям до тех пор, пока прерыватели цепи не отключат генератор от энергосистемы. Недостаток современного решения заключается в том, что прерыватели цепи, а также генератор подвергаются высокому напряжению до отключения генератора от энергосистемы.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Цель настоящего изобретения заключается в том, чтобы предоставлять усовершенствованный способ и систему для отключения генератора от энергосистемы в асинхронном режиме. В связи с этим цель заключается в том, чтобы предоставлять такие способ и систему, в которых генератор и прерыватели цепи должны подвергаться меньшему напряжению, чем при использовании современных способов, при отключении генератора от энергосистемы.
Другая цель настоящего изобретения заключается в том, чтобы предоставлять способ и систему, которые могут прогнозировать минимальную амплитуду электрического параметра, ассоциированного с генератором, когда амплитуда электрического параметра варьируется вследствие изменения угла выбега ротора, когда генератор и энергосистема, частью которой он является и к которой он подключен, теряют синхронизацию.
Энергосистема, как задано в данном документе, в общем, содержит генераторы для выработки электроэнергии, систему передачи для переноса мощности из генераторов и систему распространения для распределения мощности конечным пользователям. Энергосистема в данном документе также может иметь меньший размер, например может быть промышленной локальной сетью электроснабжения.
В первом аспекте настоящего изобретения предусмотрен способ для отключения генератора от энергосистемы, когда генератор и подключенная к нему энергосистема являются несинхронизированными, при этом способ содержит этапы:
- определения того, что существует потеря синхронизации между генератором и энергосистемой, причем эта потеря синхронизации предоставляет изменение амплитуды электрического параметра, ассоциированного с генератором, при этом частота изменения амплитуды является пропорциональной изменению угла выбега ротора генератора, причем это изменение угла выбега ротора возникает вследствие потери синхронизации между генератором и энергосистемой,
- определения того, когда должна возникать минимальная амплитуда электрического параметра, когда прогнозировано возникновение минимальной амплитуды,
- предоставления командного сигнала для отключения генератора от энергосистемы, при этом командный сигнал предоставляется до того, как будет достигнута минимальная амплитуда электрического параметра, и
- отключения генератора от энергосистемы приблизительно тогда, когда возникает определенная минимальная амплитуда электрического параметра.
Преимущество, которое может быть достижимым посредством отключения генератора приблизительно тогда, когда возникает минимальная амплитуда электрического параметра, заключается в том, что генератор будет подвергаться меньшему электрическому и механическому напряжению при отключении генератора от энергосистемы. Дополнительно, поскольку отключение осуществляется приблизительно тогда, когда электрический параметр достигает своей минимальной амплитуды, даже менее точное прогнозирование возникновения минимальной амплитуды не учитывает большое отклонение абсолютной величины электрического параметра. Дополнительно, посредством отключения генератора от энергосистемы, когда амплитуда сигнала приблизительно имеет минимальное значение, электрические и магнитные поля также должны иметь минимальное значение, тем самым оказывая минимальное влияние на генератор, когда генератор отключается от энергосистемы.
Этап определения того, когда должна возникать минимальная амплитуда, может заключать в себе определение крутизны изменения амплитуды с тем, чтобы давать возможность прогнозирования того, когда должна возникать минимальная амплитуда. Посредством определения крутизны изменения амплитуды может быть более точно определен минимум.
Этап определения того, когда должна возникать минимальная амплитуда, может заключать в себе определение частоты изменения амплитуды с тем, чтобы давать возможность прогнозирования того, когда должна возникать минимальная амплитуда. Посредством определения частоты изменения амплитуды может быть более точно определен минимум.
Этап определения того, когда должна возникать минимальная амплитуда, может заключать в себе определение возникновения первой минимальной амплитуды электрического параметра. При этом отключение может заключать в себе отключение генератора от энергосистемы приблизительно тогда, когда будет достигнута первая минимальная амплитуда электрического параметра. В силу этого генератор может отключаться от энергосистемы при первом минимуме, при котором генератор должен подвергаться минимальному напряжению.
Электрический параметр может быть полным сопротивлением, ассоциированным с генератором. Альтернативно, электрический параметр может быть током статора генератора.
Командный сигнал может предоставляться по меньшей мере в один прерыватель цепи для выполнения этапа отключения генератора от энергосистемы. Преимущественно, также прерыватель цепи должен подвергаться минимальному электрическому и механическому напряжению вследствие отключения, возникающего, когда получается минимум изменяющегося во времени электрического сигнала.
Во втором аспекте настоящего изобретения предусмотрена система защиты для генератора, подключенного к энергосистеме, причем система защиты содержит:
- модуль измерения, выполненный с возможностью измерять электрический параметр, ассоциированный с генератором;
- процессор, выполненный с возможностью: определять то, что существует потеря синхронизации между генератором и энергосистемой, на основе измеренного электрического параметра, причем эта потеря синхронизации предоставляет изменение амплитуды электрического параметра, при этом частота изменения амплитуды является пропорциональной изменению угла выбега ротора генератора, причем это изменение угла выбега ротора возникает вследствие потери синхронизации между генератором и энергосистемой, и прогнозировать то, когда должна возникать минимальная амплитуда электрического параметра; и
- по меньшей мере один прерыватель цепи,
- при этом процессор выполнен с возможностью предоставлять командный сигнал по меньшей мере в один прерыватель цепи до того, как будет достигнута минимальная амплитуда, чтобы отключать генератор от энергосистемы с тем, чтобы предоставлять возможность по меньшей мере одному прерывателю цепи отключать генератор от энергосистемы приблизительно тогда, когда возникает минимальная амплитуда.
Процессор может быть выполнен с возможностью определять первую достигаемую минимальную амплитуду измеренного электрического параметра после того, как определяется потеря синхронизации, при этом командный сигнал генерируется таким образом, чтобы отключать генератор приблизительно тогда, когда возникает первый минимум.
Процессор может быть выполнен с возможностью определять крутизну изменения амплитуды с тем, чтобы прогнозировать то, когда должна возникать минимальная амплитуда.
Процессор может быть выполнен с возможностью определять частоту изменения амплитуды с тем, чтобы прогнозировать то, когда должна возникать минимальная амплитуда.
Дополнительные возможные признаки и предпочтительные варианты осуществления задаются в зависимых пунктах формулы изобретения и раскрываются далее.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Далее подробнее описываются изобретение и его дополнительные преимущества со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:
Фиг. 1 показывает блок-схему системы защиты для генератора согласно настоящему изобретению.
Фиг. 2a-b показывают графики изменяющихся во времени электрических параметров до того, как возникнет асинхронный режим, а также после возникновения асинхронного режима.
Фиг. 3 показывает блок-схему последовательности операций способа для отключения генератора от энергосистемы согласно варианту осуществления изобретения.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Фиг. 1 иллюстрирует систему 1 защиты для генератора 3. Система 1 содержит генератор 3, множество прерывателей 9 цепи, модуль 11 измерения и процессор 13. Модуль измерения и процессор могут в одном варианте осуществления быть интегрированы в один модуль (не показан). Генератор 3 типично является синхронным генератором.
Генератор 3 содержит ротор 5 и статор 7. Ротор 5 проиллюстрирован схематично на фиг. 1 с помощью пунктирных линий внутри статора 7. Ротор 5 типично имеет обмотки ротора, чтобы электрически намагничивать ротор. Альтернативно, ротор 5 может содержать постоянный магнит.
Статор 7 имеет обмотки статора, которые не показаны на фиг. 1. Обмотки ротора и обмотки статора взаимодействуют по мере того, как вращается ротор. Типично, выпрямленный переменный ток или постоянный ток прикладывается к обмоткам ротора, с тем чтобы наводить магнитное поле в обмотках ротора и намагничивать ротор 5. В силу этого магнитное поле и токи статора будут наводиться в обмотках статора и корпусе статора для статора, когда ротор 5 вращается в статоре 7. В предпочтительных вариантах осуществления генератор 3 является трехфазным генератором. В альтернативных вариантах осуществления генератор может быть шестифазным генератором либо генератор может иметь любое подходящее число пар обмоток статора, т.е. иметь любое подходящее число фаз.
Прерыватели 9 цепи подключаются к генератору 3 и к энергосистеме 17 через трансформатор 15. Следовательно, прерыватели 9 цепи служат в качестве интерфейса между энергосистемой 17 и генератором 3. Энергосистема 17 может иллюстрироваться посредством электросети. В типичной конфигурации один прерыватель 9 цепи подключается к каждой фазе генератора 3. Следовательно, в этом случае существует соответствие "один-к-одному" между прерывателями цепи и электрическими фазами.
Преимущественно, система 1 защиты предоставляет возможность защиты генератора 3 и прерывателей 9 цепи от высокого электрического и механического напряжения после отключения генератора 3 от энергосистемы 17, когда существуют потери синхронизма между генератором 3 и энергосистемой 17.
Неисправное состояние в энергосистеме 17, такое как короткое замыкание, вызываемое посредством, например, замыкания на землю, может приводить к тому, что генератор 3 выпадает из синхронизма с энергосистемой 17, т.е. может быть потеря синхронизации между генератором 3 и энергосистемой 17. В одном варианте осуществления модуль 11 измерения измеряет ток статора и напряжение статора между каждой из полюсных пар статора 7. Модуль 11 измерения может быть любым типом устройства, подходящего для измерения токов и напряжений в генераторе, генерирующем напряжения в крупной энергосистеме высокого напряжения, или в генераторе для меньшей энергосистемы, транспортирующей меньшие напряжения.
В одном варианте осуществления модуль 11 измерения непрерывно измеряет ток статора и напряжение статора.
В альтернативном варианте осуществления измерения тока статора и напряжения статора инициируются посредством события в энергосистеме 17. Такое событие может приводить к значениям напряжения статора и тока статора, которые отличаются от предварительно определенного диапазона амплитуд напряжения и тока.
Когда возникает неисправность, ток статора и напряжения статора отклоняются от своих нормальных значений, которые возникают в нормальном режиме работы энергосистемы 17 и генератора 3. Модуль 11 измерения соединяется или интегрируется с процессором 13. Процессор 13 типично является устройством, которое может обрабатывать цифровые данные, связанные и преобразованные из сигналов, измеряемых посредством модуля 11 измерения.
Процессор 13 анализирует данные, относящиеся к сигналам, измеряемым посредством модуля 11 измерения. При определении неисправного состояния в энергосистеме 17 процессор 13 определяет из измеренных данных асинхронный режим.
В асинхронном режиме характерный пульсирующий рисунок выходных сигналов генератора, т.е. тока статора и напряжения статора, возникает в полюсах статора. Дополнительно, полное сопротивление, которое является определимым в генераторе, типично начинает варьироваться. Каждое из тока статора, напряжения статора и полного сопротивления составляет электрические параметры, ассоциированные с генератором.
Выходные сигналы полюсов статора типично имеют по существу постоянную частоту в 50 Гц или 60 Гц в нормальном режиме работы, в зависимости от географического региона энергосистемы и генератора. Частота может колебаться на небольшую величину от 50 Гц или 60 Гц в зависимости от приложенной нагрузки.
Как пояснено в разделе "Уровень техники", пульсирующий шаблон связан с изменением угла выбега ротора, когда поток ротора и поток статора теряют связь друг с другом. Как результат, выходные сигналы полюсов статора и полное сопротивление, ассоциированное с генератором, должны иметь амплитуды, которые варьируются во времени. Выходные сигналы полюсов статора могут наблюдаться в качестве амплитудно-модулированных сигналов, причем каждая фаза модулируется с помощью частоты, пропорциональной изменению угла выбега ротора. Частота модуляции типично гораздо ниже частоты выходных сигналов. Например, частота модуляции может быть на порядок 10 ниже выходных сигналов полюсов статора. Модулирующий сигнал, т.е. изменение амплитуды выходных сигналов, является по существу периодическим при наблюдении за короткий период времени. Тем не менее, изменение амплитуды, которое может наблюдаться в качестве импульсов, т.е. "полупериодов" модулирующего сигнала, обычно становится все короче со временем.
При определении того, что существует асинхронный режим, процессор 13 в одном варианте осуществления определяет то, когда электрический параметр, ассоциированный с генератором 3, причем этот электрический параметр, обусловленный асинхронным режимом, имеет варьирующуюся амплитуду, должен достигать своего минимального значения. В одном варианте осуществления электрический параметр является полным сопротивлением, ассоциированным с генератором 3.
Минимум электрического параметра определяется на основе измерений тока статора и напряжения статора, измеряемых посредством модуля 11 измерения. Полное сопротивление может быть определено посредством алгоритма с использованием закона Ома. Определение минимального полного сопротивления может быть прогнозировано посредством определения крутизны варьирующегося полного сопротивления и посредством определения частоты изменения амплитуды полного сопротивления. В силу этого может быть прогнозирован конец импульса или полупериода.
В альтернативном варианте осуществления ток статора или напряжение статора составляет электрический параметр. Следовательно, одно из тока статора и напряжения статора может быть использовано для того, чтобы определять то, когда будет возникать минимальная амплитуда электрического параметра, т.е. тока статора или напряжения статора.
Процессор 13 выполнен с возможностью отправлять командный сигнал в прерыватели 9 цепи, с которыми соединяется процессор 13, когда прогнозировано время для минимума. Командный сигнал отправляется до прогнозного минимума с тем, чтобы обеспечивать время, требуемое для прерывателей 9 цепи, чтобы механически отключать генератор 3 от энергосистемы 17. В типичном варианте осуществления можно задавать время для того, когда отправлять командный сигнал из процессора 13 для размыкания прерывателей цепи и тем самым отключения энергосистемы от генератора приблизительно тогда, когда будет достигнут минимум. Время, которое задается, обычно зависит от типа прерывателей цепи, используемых в системе.
В одном варианте осуществления прогнозируется первый минимум после того, как определен асинхронный режим. Прерыватели 9 цепи принимают командный сигнал до того, как будет достигнут первый минимум, при этом прерыватели 9 цепи отключают генератор 3 от энергосистемы 17 приблизительно тогда, когда возникает первый минимум.
Преимущественно, посредством отключения генератора 3 от энергосистемы 17, когда возникает минимальная амплитуда, генератор 3, а также прерыватели 9 цепи будут подвергаться меньшему электрическому и механическому напряжению.
Фиг. 2a-b предоставляют дополнительную информацию для того, чтобы упрощать понимание настоящего изобретения.
Фиг. 2a-b показывают графики изменяющихся во времени сигналов одной электрической фазы, измеряемой в одном из полюсов статора 7 генератора 3 на фиг. 1. Фиг. 2a показывает процесс изменения напряжения статора во времени в нормальном режиме N работы, когда возникает неисправность F и когда возникает результирующий асинхронный режим O.
Фиг. 2b показывает процесс изменения тока статора во времени в той же электрической фазе, что и напряжение статора на фиг. 2a. Ток статора показывается в нормальном режиме работы N, когда возникает неисправность F и когда возникает результирующий асинхронный режим O.
Оба из фиг. 2a и 2b показывают сигналы при 50 Гц, при этом когда возникает асинхронный режим O, сигналы при 50 Гц являются амплитудно-модулированными на частоте, ниже частоты напряжения статора и тока статора, соответственно. Крутизна S изменения амплитуды тока статора показывается на фиг. 2b. Дополнительно, показывается приблизительно полупериод P/2 изменения амплитуды. Этот период типично не является постоянным, а становится все короче со временем.
Как описано выше, посредством определения крутизны и частоты полного сопротивления статора, или, альтернативно, тока статора или напряжения статора, может быть определен первый минимум M1. Хотя первый минимум M1 здесь обозначает первый минимум тока статора, принцип является идентичным для определения первого минимума полного сопротивления. В силу этого командный сигнал может отправляться из процессора 13 по фиг. 1 в прерыватели 9 цепи с тем, чтобы предоставлять возможность отключения генератора 3 от энергосистемы 17, с которой он соединен и с которой он теряет синхронизм.
Фиг. 3 показывает блок-схему последовательности операций способа, в общем, описывающую вышеописанный способ для отключения генератора от энергосистемы, когда генератор и подключенная к нему энергосистема являются несинхронизированными.
Этап S1 определения того, что существует потеря синхронизации между генератором и энергосистемой, причем эта потеря синхронизации предоставляет изменение амплитуды электрического параметра, ассоциированного с генератором, при этом частота изменения амплитуды является пропорциональной изменению угла выбега ротора генератора, причем это изменение угла выбега ротора возникает вследствие потери синхронизации между генератором и энергосистемой. Электрический параметр, который определяется, может быть током статора, напряжением статора или полным сопротивлением, связанным с током статора и напряжением статора.
Этап S2 определения того, когда должна возникать минимальная амплитуда электрического параметра, когда прогнозировано возникновение минимальной амплитуды.
Этап S3 предоставления командного сигнала для отключения генератора от энергосистемы, при этом командный сигнал предоставляется до того, как будет достигнута минимальная амплитуда электрического параметра.
Этап S4 отключения генератора от энергосистемы приблизительно тогда, когда возникает определенная минимальная амплитуда изменяющегося во времени электрического параметра.
Хотя изобретение описано посредством нескольких примеров, следует понимать, что изобретение может варьироваться в пределах объема прилагаемой формулы изобретения.