автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Методы и средства автоматического управления энергосистемами в аварийных режимах

Простио - тиосательский п неумна - исслсдоватсльскнй пнпнтуг но проектированию •тергстических систем н электрических ссгсй •"ЛНОРГОСКТЫН'ОЕКТ"

РГ6 од

На правах рукописи

О э ФЕВ 1938

ГЛУСКПИ ИГОРЬ {АХАРОИПЧ

МЕТОДЫ И СРЕДСТВА АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМАМИ В А ВАРИ Й ПЫХ РЕЖИМАХ

Специальность 05.14.02 "Электрические станции (электрическая часть), сети, электроэнергетические системы и управление ими"

ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических наук в виде научного доклада

Москва 1998 г.

Работа выполнена в Проектно - изыскательском и научно - исследовательском писан туте по проектированию энергетических систем к электрических сетей ОЛО «Институ «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ».

Официальные оппоненты:

доктор технических наук Ковалев Виктор Дмитриевич

Ведущая организация:,

доктор технических наук Кочкнн Валерии Иванович

Центральное диспетчерское управление ЕЭС России

Защита состоится « 199В г. п « 1 Н_ » часов

на заседании Диссертационного Совета Д. 144. 07. 01 при АО "Научно-исследовательский институт электроэнергетики" (ВНИИЭ).

115201 Москва, Каширское шоссе, д. 22, корп. 3.

С диссертацией в виде научного доклада можно ознакомиться в библиотеке АО "ВНИИЭ".

Диссертация разослана « I

1998 г.

Ученый секретарь Диссертационного Совета Д. 144. 07. 01, д.т.н., с.н. с

Ю.С. Железко

ОК1ЦЛЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РЛЕОТЫ

Актуальность работы.

Система автоматического управления энергообъединением в аварийных режимах -1ротивоаварийная автоматика (ПА) предназначена для предотвращения развития локальных тарийных ситуаций в общесистемные аварии, в результате которых снижается надежность )дектроснабження потребителей на больших территориях и повреждается оборудование.

Вопросы противоаваршжого управления энергосистемами рассматриваются в работах многих отечественных и зарубежных авторов. Особый вклад в решение этих проблем внесли отечественные ученые С.А.Совалов, В.АСеменов, Б.И.Иофьев, Я.Н. Лугинский, М.Г Портной, Л. А. Кощеев и др.

В настоящее время проблема обеспечения устойчивости электроэнергетических систем приобретает особую актуальность в связи с постоянным усложнением их структуры и режимов. Недостаточно развитая в техническом отношении система ПА не позволяет в ряде случаев реализовать в полной мере эффект от объединения энергосистем. В первую очередь это относится к элементам системы, выявляющим возмущение по параметрам и режимам переходного процесса. Методические аспекты этой проблемы разработаны также недостаточно полно. Решение указанной задачи позволит наиболее эффективно использовать пропускную способность электропередачи.

Важной задачей является привлечение к управлению энергосистемой в аварийных режимах новых управляемых элементов - сверхпроводниковых накопителей электроэнергии (СПИН), представляющих собой практически безинерционные регуляторы активно-реактивной мощности. Актуальность этой задачи возрастает в связи с тем, что прогресс в области высокотемпературной сверхпроводимости позволяет рассчитывать на существенное снижение удельной стоимости СПИН, в основном, за счет снижение затрат на криогенное оборудование и повышение надежности его работы.

Асинхронные режимы (АР) являются одними из наиболее опасных режимов электроэнергетических систем сложной струюуры, характерной для ЕЭС России. В настоящее время в работах Энергосетьпроект, ВНИИЭ и других организаций достаточно подробно изучены процессы двухмашинного АР и в энергосистемах эксплуатируются тысячи устройств выявления и ликвидации АР (АЛАР). Вместе с тем, для предотвращения ложных срабатываний устройств АЛАР из-за их малой адаптивности к изменениям схем и режимов работы энергосистем часть АЛАР выведена из работы. Кроме того, практически отсутствуют устройства, способные выявлять и ликвидировать многомашинные АР. Задача создания новых методов и устройств АЛАР продолжает оставаться чрезвычайно актуальной.

Решение рассмотренных проблем требует разработки более совершенных алгоритмов и программ с реализацией на основе использования микропроцессорной техники.

Цель работы.

Исследование и разработка методов автоматического управления электроэнергетическими системами на основе современного представления технических возможностей и средств противоаварийной автоматики.

Научная новизна.

1. Разработаны методы и средства фиксации аварийных возмущений по параметрам режима и переходного процесса, а также методы корректировки параметров моделей энергообъединений в темпе процесса.

2. Разработаны методы оценки эффективности использования сверхпроводниковых индуктивных накопителей в качестве базового элемента противоаварийных мероприятий энергосистемы.

3. Впервые разработаны алгоритмы использования фазочастотных характеристик режимных параметров энергосистемы для выявления и ликвидации многомашинных асинхронных режимов ЭС, не требующие предварительного определения эквивалентных параметров энергосистемы.

4. Впервые разработаны алгоритмы диагностики параметров электроэнергетических систем в двухмашинном и многомашинном асинхронном режимах на основе спектрального анализа напряжения и токов в контролируемом узле энергосистемы.

5. Исследованы алгоритмы функционирования и разработаны рекомендации по построению микропроцессорных устройств противоаварийной автоматики.

Практическая значимость и реализация результатов.

Разработанные методы и устройства фиксации опасности нарушения статической и динамической устойчивости энергосистем, позволяющие более полно использовать пропускную способность электропередач, а также алгоритмы для программного обеспечения микропроцессорных устройств (фиксация перегрузки электропередачи, ликвидация асинхронного режима, автоматическая дозировка управляющих воздействий) используются в энергосистемах Российской федерации и стран СНГ на электропередачах 330-1150 кВ, что подтверждено актами внедрения.

II частности результаты, итоженные в диссертационной работе, использовались на электропередаче 500 кВ Куйбышев - Москва, на электропередачах 500 кВ Сибири: Братская ГЭС, Красноярск - Иркутск, на электропередаче 500 кП, 1150 кП Сибирь - Казахстан - Урал.

Основные положения, выносимые на защиту.

1. Методы фиксации опасности нарушения статической устойчивости энергосистем, моделируемых для целей автоматического управления двухмашинным и трехмашинным эквивалентом.

2. Методы фиксации опасности нарушения динамической устойчивости энергосистемы по параметрам переходного процесса при аварийных небалансах мощности.

3. Методы корректировки параметров моделей энергообъединений в реальном времени переходного процесса.

4. Методы выявления двухмашинных и многомашинных асинхронных режимов энергосистемы, а также диагностика параметров энергосистемы в длительном асинхронном режиме на основе спектрального анализа контролируемых электрических величин.

5. Перспективы использования сверхпроводниковых индуктивных накопителей электрической энергии для сохранения динамической устойчивости электроэнергетических систем.

6. Принципы програмно-аппаратного обеспечения и рекомендации по построению микропроцессорных устройств противоаварийной автоматики.

Публикации и апробация работы.

Основные положения диссертации отражены в 27 печатных работах, в том числе 14 авторских свидетельствах.

Результаты работы докладывались и обсуждались на 5 конференциях, совещаниях и симпозиумах (в том числе на конференции UNIPEDE , Будапешт , 13-15 ноября 1996, и на научно-технических конференциях по релейной защите и автоматике).

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

1. Анализ современного состояния системы автоматического управления энергообъединением в аварийных условиях [1-6J.

1.1. Многоступенчатая система противоаварийной автоматики.

В соответствии с Российскими нормативными документами противоаварийная автоматика строится как многоступенчатая система, в которой автором предложено выделить три -руппы устройств, различающихся по функциональному назначению [5].

Первая группа, действис котором направлено па предотвращение нарушения устойчивости параллельной раоо! ы при аварийных иочмутемпях, ш)ит>.>гж'! ирелоглрагнп. распространение аварии и локализовать ее при незначительном снижении качества электроснабжения потребителей, поскольку сохраняется общая конфигурация энергосистемы и, соответственно, ее гибкость. Автоматика, предотвращающая нарушение устойчивости, не допускает асинхронного режима на электропередаче. Она строится как разомкнутая управляющая система, реагирующая на возмущение, которое выявляется непосредственно или по параметрам переходного процесса. Сложность и эффективность этой системы определяется количеством параметров, контролируемых ею во время аварии и в доаварийном режиме.

Второй группой устройств, предотвращающей развитие аварии, являются устройства прекращения асинхронного режима путем облегчения условий ресинхронизации или автоматического разделения энергосистемы на группы асинхронно работающих энергосистем. Эти устройства, построенные на различных принципах выявления асинхронного режима, в подавляющем большинстве случаев выполнены на базе электромеханических реле. В настоящее время разрабатываются микропроцессорные устройства, использующие в качестве основного параметра углы между векторами э.д.с. эквивалентных генераторов и векторами напряжений в контролируемой зоне энергосистемы. Результаты этих разработок, проводимых с участием автора, а так же результаты использования фазочастотного анализа режимных параметров для определения эквивалентных углов и диагностики параметров энергосистемы в двухмашинном и многомашинном асинхронных режимах изложены в разделе 3 научного доклада.

К третьей группе устройств противоаварийной автоматики относятся устройства, предназначенные, в первую очередь, для предотвращения лавины частоты или лавины напряжения в изолированном районе, а также для защиты основного оборудования. К функциям этих устройств относятся:

- автоматическое ограничение повышения или снижения частоты;

- автоматическое ограничение повышения или снижения напряжения;

- автоматическое ограничение перегрузки оборудования.

Опыт проектирования противоаварийной автоматики электроэнергетических систем (ЭЭС) в институте «Энергосетьпроект» под руководством и при непосредственном участии автора показывает, что такое функциональное разделение устройств ПА позволяет более конкретно формулировать технические требования к проектируемым устройствам и наиболее полно отвечает практике эксплуатации систем противоаварийного управления.

1.2. Иерархия структуры системы иротнвоаварийиого упр.шленнл.

Система предотвращения нарушения устойчивости нмесг иерархическую структуру, первый (нижний) уровень которой составляют пусковые и исполнительные устройства. Пусковые устройства выявляют аварийную ситуацию по факту отключения основного оборудования (высоковольтных линий, трансформаторов, генераторов, синхронных компенсаторов и пр.) или по параметрам режима и переходного процесса (активной мощности и скорости ее изменения, разности фаз векторов напряжения и скорости ее изменения, напряжения и скорости его изменения, тока и полной мощности) [15]. Предложенное автором решение некоторых проблем в области разработки принципов построения пусковых органов фиксации опасности нарушения статической и динамической устойчивости электропередач, работающих с малыми запасами по устойчивости, рассмотрено в разделе 2.

Исполнительные устройства ПА воздействуют на основное оборудование энергосистемы с целью изменения перетоков активной мощности по контролируемым высоковольтным линиям или повышения пропускной способности этих линий в заданном сечении. Изменение перетоков мощности обеспечивается отключением части потребителей, снижением мощности электростанций, ограничением мощности типовых турбин и т.п. Для повышения пропускной способности высоковольтной сети в нужном сечении осуществляется форсировка устройств поперечной и продольной компенсации, отключение шунтирующих реакторов, управление мощностью передач постоянного тока, вставок постоянного тока, а также источников реактивной мощности. В разделе 4 научного доклада рассмотрены полученные при непосредственном участии автора результаты управления энергосистемами новыми техническими средствами - сверхпроводниковыми индуктивными накопителями энергии.

Второй уровень иерархической структуры ПА - устройства автоматического выбора (дозировки) управляющих воздействий (АДВ), соответствующих аварийным возмущениям. Функционирование АДВ осуществляется по заданному алгоритму с учетом схемы и режима района противоаварийного управления, который, как правило, ограничивается радиусом 400 -500 км, что обусловлено высоким уровнем требований к скорости и надежности передачи аварийной информации. Для повышения эффективности работы устройств дозировки управляющих воздействий автором предложены методы фиксации места возникновения возмущений типа аварийного небаланса мощности [13].

Третий уровень иерархии - это уровень объединенной энергосистемы. Задача этого 'уровня - координация устройств второго уровня на базе более полной информации о схеме и режимах объединенной энергосистемы и более мощных вычислительных средств.

Четвертый уровень иерархии - это уровень Единой энергетической системы России (ЕЭС России). Задачей этого уровня является координация и оптимизация действия систем

ПА объединенных энергосистем на базе единой системы связи для целей технологического управления ЕЭС России и мощных вычислительных средств

В системе с иерархической структурой отсутствие связи с верхним уровнем приводит не к отказу в выполнении функций, а лишь к меньшей экономической эффективности, поскольку информационные и вычислительные возможности нижнего уровня ограничены.

С одной стороны такая эшелонированная система противоаварийного управления, функционирующая практически на всех электропередачах, где существует опасность нарушения устойчивости, эффективно предотвращает цепочное развитие аварий, а с другой стороны, даже в рамках жесткого централизованного управления электроэнергетикой в условиях бывшего СССР , имелись определенные трудности в согласовании управляющих воздействий ПА (не только ограничения потребления, но аварийное снижение мощности станций), поскольку привлечение к противоаварийному управлению приводило к снижению прибыли энергетических предприятий без должной компенсации.

В настоящее время, когда для сохранения устойчивости при аварийных возмущениях требуется выполнять противоаварийное управление в энергосистемах и даже в разных государствах, экономические интересы которых не совпадают, эта задача еще более усложнилась.

С участием автора предложены наиболее целесообразные и важные, с учетом возможностей технических средств, задачи координации [5]. Впервые эти предложения должны были использоваться при эксплуатации системы ПА электропередачи Сибирь-Казахстан-Урал, разработка которой велась под руководством и непосредственном участии автора [1].

2. Методы и средства фиксации аварийных возмущений по параметрам режима и

переходного процесса [7 - 17) .

2.1. Фиксация статической перегрузки.

При работе объединенной энергосистемы, в составе которой имеются "слабые" связи, с небольшими запасами по условию статической устойчивости актуальной является задача фиксации статической перегрузки. Под явлением статической перегрузки понимается возникновение максимального или предельного по условию статической устойчивости послеаварийно-го режима. Такой режим характеризуется определенными значениями режимных параметров, которые соответствуют существующей в настоящий момент схеме.

В общем случае этот режим характеризуется всей совокупностью параметров элементов схемы энергообъединения, часть из которых недоступна для измерения в аварийном режиме. Однако их влияние на значение некоторых измеряемых параметров, в первую очередь активной мощности и разности фаз в предельном режиме, незначительно.

В простейшем случае, когда слабой связью объединены две части энергосистемы и схему можно эквивалентировать двухмашинной, в качестве характерного параметра может быть выбрана мощность по этой связи или разность фаз по концам электропередачи. В этом случае для обеспечения условий отстройки от нормального режима и обеспечения достаточном чувствительности при наступлении режима предельного по условию статической устойчивости следует вводить запасы, которые учитывают влияние неизмеряемых параметров в предельном режиме.

(Ррл™, + ЛР„к)(К„Кз,> £ Рсу £ Р,ГР/(К„К32К„) (1)

где: Р,ф мощность по связи в режиме, предельном по условию статической устойчивости, Р|)а5 кс - максимальная мощность рабочего режима на связи, АР,,, - амплитуда нерегулярных колебаний мощности, К„ - коэффициент, учитывающий погрешности аппаратуры и измерений, Кл и К,2 - коэффициенты, учитывающие влияние неизмеряемых параметров путем введения запаса, К„ - коэффициент чувствительности.

Для обеспечения выполнения этих условий при нормативном запасе в послеаварийном режиме 8% для обеспечения чувствительности и селективности одновременно необходимо снижать как К„ путем совершенствования аппаратуры, так и К31 путем учета большего числа режимных параметров.

Аналогичный подход применяется и при использовании в качестве измеряемого параметра разности фаз напряжений по концам электропередачи.

В этом случае:

\ рабиакс

+ А5вк)(К„К3|) 5 6су < 5Гр/(К„К32) (2)

где: 5"р - значение разности фаз по концам электропередачи в предельном по условию статической устойчивости режиме, 8ра(!м>кс - значение разности фаз по концам электропередачи в максимальном рабочем режиме, А8„, - амплитуда изменения разности фаз при нерегулярных колебаниях.

Однако когда на электропередаче имеется переменный отбор мощности выполнение этих условий затруднительно, поэтому автором был выполнен ряд работ по исследованию влияния наиболее существенных параметров. На слабых связях это в первую очередь влияние отборов мощности и влияние режима смежных сечений для схем, которые уже нельзя представить двухмашинным эквивалентом, но для которых удовлетворительным является пред-

ставление трехмашинным эквивалентом. В этом случае величины Р^ и 6"р могут быть представлены как функциональные зависимости от аргументов , Р2, Р3

Эти, в общем случае, существенно нелинейные функции в зоне реальных изменений мощности нагрузки могут быть аппроксимированы полиномами. В большинстве случаев достаточно линейной аппроксимации, т.е.

р„°; =к0+к,р1+к2р, (з)

5"р = К0 + К',Р,+К2Р2 (4)

Следует отметить, что влияние отборов на точность работы устройств фиксации перегрузки (УФП), использующих в качестве измеряемого параметра разность фаз напряжений значительно меньше. Для УФП, использующих в качестве измеряемого параметра активную мощность существенным является место замера (до или после отбора).

Для схем, которые нельзя представить двухмашинным эквивалентом, область устойчивости может быть представлена уравнением

F = f(5,2,S,3,...6K„_1)) = K, (5)

причем вместо разности фаз между напряжениями одного узла и остальными (п - 1) узлами могут быть взяты (п - 1) разности видаб^, где i

Область устойчивости может быть аппроксимирована линейными полиномами, в этом случае условием фиксации статической перегрузки будет выполнение условий.

Ki25|2 +Kl35i3+...Ki(n_,)61(„_i) >5су]

К21512 +К23513+ -К2(П-1)51(п-1) 25Су2

(6)

К.иб12 +Ки613+...КЦп_,)5](1)_1) >ScyL

где: 6j2, 6п,...5ц„. i¡ - текущие разности фаз напряжений электропередачи между узлами 1, 2, ... п, бСуь.. 6cyL - параметры срабатывания пороговых элементов, Кп - Кц„.ц - постоянные коэффициенты, п - число эквивалентных генераторов в модели энергосистемы, L - число линейных полиномов, аппроксимирующих границу области устойчивости.

Для наиболее интересного в практическом плане случая, когда энергосистема со слабыми связями может быть представлена для целей управления трехмашинным эквивалентом в позиционной идеализации режим системы может быть описан системой уравнений: Рн -Р„ sina,, - P„sin(6,j -a,j)-P„s'm(S„-an) = 0 Pl2 - P22 sina22 + P12 sin(5u + a12) - P32 sin(52J -a32) = 0 (7)

ртз - рзз sina33 + Pu sin(5„ +cX|j)- P3a sin(S32 - a„) = 0

Границей области устойчивости для такой системы при движении из области устойчивых режимов является выражение для свободного члена характеристического уравнения, описывающего движение системы в режиме малых колебаний. При определенных условиях свободный член характеристического уравнения совпадает с якобианом системы (б) и имеет вид: Н = PnPncos(5,5 -a,j)cos(5,3 -а„) +

)cos(532 — ОС 32 )+ (8)

Р„Р32 cos(5,3 -ct13)cos(832 -а,,)

Таким образом, при движении из зоны устойчивых режимов, если совокупность режимных параметров обращает в нуль выражение (8), то можно сказать, что система находится на границе области статической устойчивости.

Выражение (8) не является точной границей, но аппроксимация границы с его помощью дает удовлетворительную точность во всей зоне возможных режимов.

Расчеты показывают, что аппроксимация области устойчивости с помощью выражения для якобиана системы приблизительно в несколько раз снижает погрешность аппроксимации.

Аппроксимация границы области устойчивости в виде выражения для якобиана системы уравнений режима позволяет в темпе процесса уточнять характеристики на основе измерения в различные моменты времени текущих параметров, соответствующих принятой модели энергосистемы. В наибольшей степени от режима при неизменной схеме сети от напряжения и других факторов зависят амплитуды взаимных мощностей.

Для уточнения амплитуды трех взаимных мощностей измеряются параметры режима (Р, 5) соответствующих двум любым эквивалентным генераторам энергосистемы [(р,512)(Рг5 i2)]t, ,[(PiS ¡i)]1^ .[(piS ^Х^г51г)]гз ■ При этом выражения для Р,2, Рп и Р2:.

могут быть вычислены по формулам:

р =_[P,(ti) - P,(t2)I- [P2(i,) - P^hlltsinSnQi) - smS|2(t2)]

13 [sinS13(t,)'Sin513(t2)l[sinSI](t1)-'siaS1](t])]-[sinS]2<tl)-sinSI2(t2)][sin61,(tl)-smS,2(t3))

p _ Pi(ti)-Pnfs"i8ii(t|)-sin8»(4)] 12 sinS,2(t,)-sm6l2(t2)

p _P2(tl)-P2(b)-Pl2[SÍnSi;(t;)-SÍIl8|3(l|)] 25 sm5a(t,)-sinS23(t,)

Современный уровень развития микропроцессорной техники позволяет реализовать ■ этот метод. Под руководством автора и с его участием разработаны алгоритмы фиксации перегрузки в схеме, которую можно представить трехмашинным эквивалентом с коррекцией

параметров срабатывания в темпе процесса и с выявлением зоны границы области устойчивости, в которой режим вышел на границу.

2.2. Фиксация опасности нарушения динамической устойчивости.

Опасность нарушения динамической устойчивости понижает при больших возмущениях в энергосистемах, отключении мощных электропередач, близких к шинам мощных электростанций коротких замыканиях, а также при отключении мощных энергоблоков или целых электростанций по причинам, не связанным с короткими замыканиями (например пожар в машзале). Первые два вида возмущений могут фиксироваться непосредственно в месте их возникновения.

В первом и втором случаях возмущения легко фиксируются но сигналам от коммутационных аппаратов или от релейной защиты. При этом эти сигналы могут дополняться сигналами оценки тяжести короткого замыкания, например, по сбросу активной мощности или по понижению напряжения прямой последовательности, которые также могут быть зафиксированы в месте возмущения, поскольку они представляют опасность для электропередачи, на которой возникло короткое замыкание.

В третьем случае непосредственная фиксация возмущения затруднительна, поскольку аварийный небаланс мощности опасен в первую очередь для устойчивости слабых связей энергообъединения, которые редко примыкают к мощным электростанциям.

Большинство мощных электростанций расположены вблизи мощных узлов нагрузки, а не на межсистемных связях. Поэтому невозможна непосредственная фиксация возмущения, а, следовательно, выявление опасности нарушения динамической устойчивости при аварийных небалансах мощности и оценка величины небаланса и его вида (дефицит - избыток) является актуальной задачей.

Поскольку движение системы после возникновения аварийного небаланса мощности является свободным движением, то для построения пусковых органов удобно анализировать движение системы в фазовом пространстве. В случае, когда допустимо использование двухмашинного эквивалента поведения системы и функционирования пускового органа, можно рассматривать на фазовой плоскости. Причем в зависимости от измеряемого параметра фазовые траектории движения можно строить в координатах (Р., dp/dt) или (5, d6/da). Фазовый портрет движения системы может быть построен с помощью функций Ляпунова.

Для энергосистемы, которую можно для целей управления представить двухмашинным эквивалентом, взаимное движение описывается уравнением вида:

Т, а5)3

Р8 — -гГ- = - I'™, ,2 - « и) • (9>

а о

где 7| - эквивалентная постоянная ннершш, 5ц - взаимный угол относительного движения, «12 - эквивалентный угол взаимной проводимости, Рт - эквивалентная мощность турбины, ■ максимум эквивалентной мощное™.

Исследования движения системы в фазовой плоскости (сШиМ!, 812) и (с!Р/с1(, Р), выполненные автором позволили найти способ оценки аварийного небаланса мощности с помощью устройств с характеристиками срабатывания вида: (1Р

--+ КР'>Р„, (10)

(11 >

или

^ + К5!2>5,у| , (11)

где: Р, 6;; - текущее значение параметров режима, Р1, б'^- значения этих параметров в режиме, предшествующем аварии, Рсу[, 6 - граничное значение параметров, при которых аварийный небаланс имеет заданное значение.

Вместе с тем, устройства с такими характеристиками могут излишне срабатывать при возмущениях, не связанных с аварийным небалансом мощности. Поэтому они должны быть дополнены блокирующими элементами с характеристиками с1Р/Л2РСб„| для отстройки от коммутаций в сети (включения ВЛ, отключения реакторов и пр.) и Р1 - Р > РСбп2 Для отстройки от синхронных качаний.

Под руководством автора и при его участии разработаны методические основы выбора параметров настройки устройств фиксации перегрузки электропередачи (УФП), которые были использованы в типовых проектах.

Пол руководством и при участии автора были разработаны методы фиксации тяжести короткого замыкания с точки зрения динамической устойчивости, которые обеспечивают возможность построения пускового органа, обладающего более высоким быстродействием и позволяющего учитывать состав и режим электрической сети [6 - 17], а также методы фиксации опасных для устойчивости сбросов мощности электропередачи и вставки постоянного тока, учитывающие логику действия автоматики управления ППТ или ВПТ и причину, вызвавшую этот сброс [4].

Л-1Я защит от повышения напряжения при участии автора разработан метод повышения их селективности с помощью характеристик, учитывающих зависимость погрешности срабатывания устройств от перетоков активной мощности [3].

2.3. Мснользоианне разработанных методов и технических решений в практике

энергосистем.

Разработанные методы и технические решения явились основой для разработки серии типовых шкафов на микросхемах средней степени интеграции, которые выпускаются Чебоксарским электроаппаратным заводом (ШП 2701, ШП 2702, ШП 2703, ШП 2704).

Для выбора параметров срабатывания УФП на базе этих шкафов в конкретных условиях энергосистемы при проектировании, наладке и в эксплуатации под руководством автора и при его участии были разработаны типовые проектные материалы, утвержденные Минэнерго СССР. В том числе:

Типовые решения № 407-0-120 "Принципиальные схемы пусковых устройств автоматического аварийного управления мощностью" (Утверждены и введены в действие Минэнерго СССР № 47 от 14.02.73);

Типовые материалы для проектирования № 407-03-555-90 "Схемы и низковольтные комплектные устройства фиксации перегрузки электропередачи с применением шкафа ШП 2702. Альбом 1, 2, 3" (Утверждены и введены в действие Минэнерго СССР, протокол от 30.09.90).

3. Использование сверхпроводниковых индуктивных накопителей энергии дли

целей противоаварийного управления в энергосистемах [19 - 20] .

3.1. Сверхпроводниковые индуктивные накопителн для повышения динамической устойчивости электростанций.

Сверхпроводниковые индуктивные накопители (СПИН) рассматриваются как одно из эффективных средств противоаварийного управления, направленных на повышение динамической устойчивости и локализацию аварийных возмущений внутри электроэнергетической системы. При этом можно выделить такие свойства сверхпроводниковых накопителей как быстродействие, высокий к п д ( 97% ), возможность полной автоматизации ввода и вывода энергии, большую удельную энергоемкость ( 10! Дж / м3).

Возможность практически мгновенно реагировать на изменение режима энергосистемы существенно увеличивает технические преимущества СПИН по сравнению с традиционными противоаварийными мероприятиями. Целесообразность использования накопителен становится понятной, если учесть, что даже при кратковременном изменении режима ПА для сохранения устойчивости энергосистемы в переходном процессе действует на отключение генераторов с последующим отключением потребителей.

Для оценки эффективности использования СПИН в качестве базового элемента проги-иоанарниных мероприятии проведены расчеты основных показателей накопителя применительно к электроэнергетическим системам Сибири и Дальневосточного региона России [20]

Расчеты исходного режима проводились для условии параллельной работы объединенной электроэнергетической системы (ОЭС) Востока и ОЭС Сибири при самобалансе ОЭС Востока по мощности. Накопитель моделировался элементом цепи со статическими характеристиками, который включается практически мгновенно как источник тока в момент коротко-то замыкания (к.з.), либо как шунт в момент отключения к.з. на шинах станции. Рассматривались двухфазные к.з. нормальной длительности (t = 0,14 с на шинах высоковольтной линии 220 кВ и t = 0,12 с на линии 500 кВ ) и однофазные к.з. с последующим отключением линии.

Оценивалось изменение углов роторов генераторов при однофазных к.з. в Амурской энергосистеме на линии 500 кВ у шин подстанции Сковородино и на линии 220 кВ у шин Не-рюнгринской ГРЭС.

В первом случае переходной процесс характеризуется сильными качаниями роторов генераторов Нерюнгринской ГРЭС с последующим резким увеличением угла во втором цикле качаний. Углы роторов генераторов Зейской ГЭС и Харанорской ГРЭС на втором цикле качаний также резко увеличиваются и генераторы переходят в асинхронный режим.

Во втором случае линия 220 кВ отключается и после успешного автоматического повторного включения (АПВ) со временем бестоковой паузы t = 0,7 с вводится в работу. Однако успешное АПВ не обеспечивает сохранение динамической устойчивости генераторов Нерюнгринской и Зейской станций.

В Читинской энергосистеме при однофазном к.з. на линии 220 кВ Холбон - Могача отключение линии с успешным АПВ приводит к нарушению устойчивости генераторов Харанорской ГРЭС. Углы роторов генераторов станции на первом цикле качаний резко увеличиваются и в течение 1,2 с достигают 180°.

В Тюменской энергосистеме применение индуктивных накопителей рассмотрено на примерах расчета двухфазного к.з. на землю у шин Нижневартовской ГРЭС и при аварийном отключении линии 500 кВ, связывающей Уренгойскую ГРЭС с подстанцией Уренгой. В рассмотренном режиме поток мощности по линии 500 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой составляет 845 Мвт. При отключении линии наброс мощности на оставшуюся в работе связь по двум линиям 220 кВ приводит к нарушению устойчивости электропередачи и выводу из работы соответствующего числа генераторов и нагрузки Уренгойской ГРЭС. Успешное АПВ при продолжительности бестоковой паузы 0,7 с не обеспечивает сохранения генераторов и нагрузки Уренгойской ГРЭС.

Использование сверхпроводниковых накопителен с номинальной энергоемкостью, указанной в таблице 1 позволяет сохранить устойчивость исследуемых эиергоранонов при рассмотренных видах аварии. При этом в случае отсутствия СПИН н анализируемых энергосистемах при аналогичных аварийных ситуациях предполагается объем управляющих воздействий, связанных с отключением генерирующих и нагрузочных мощностей, указанных в таблице 2. Как видно из табл. 2 реализация традиционных противоаварийных мероприятий приводит к серьезному ущербу от недоотпуска энергии потребителю.

Таблица I

Энерго- Место установки Показатель

система накопителя

Мощность Глубина Длитель- Номи-

накопителя разряда ность нальная

, МВт 4 = Еост/Ео импульса , с энергоем кость, 10* Дж

Амурская Шины 220 В п/с 300 0,49 0,82 5,0

Сковородино 150 0,40 1,00 2,5

100 0,50 0,50 1,0

Читинская Шины 220 В п/с 300 0,43 0,50 2,6

Чита 50 0,50 2,00 2,0

Тюменская Сургутская 200 0,50 0,50 2,0

ГРЭС-1 Уренгойская ГРЭС 500 0,30 0,70 5,0

Таблица 2

Энергосистема Вид аварии Значення отключаемой мощности, МВт

генериру ющей нагрузоч ной

Тюменская Двухфазное КЗ на землю на линии 500 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой у шин Уренгойской ГРЭС 735 256,8

Амурская Однофазное КЗ на одной цепи линии 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Тын-да у шин ГРЭС с успешным АПВ цепи линии 180 184

Двухфазное КЗ на землю на линии 500 кВ Зейская ГЭС - Амурская ГЭС с успешным АПВ 432 327

Технико-экономический анализ полученных результатов позволил сделать вывод о целесообразности формирования накопителей для сохранения динамической устойчивости

энергосистем на основе базового модуля с энергоемкостью 2.5.10" Дж. В связи с этим были проведены расчеты размеров магнитной системы базового накопителя с учетом большого числа разнообразных факторов, основными из которых являются значение запасенной энергии Ео п связанное с ней значение базового тока )о , учитывающие режимы работы энергосистемы, число ¡шпервитков, рабочая плотность тока, значение магнитной индукции Вт на внутренней поверхности среднего сечения обмотки, максимальное значение механического напряжения в обмотке и т.п.

Результаты расчета геометрии магнитной системы накопителя с базовыми параметрами Ео = 2,5.10* Дж, 1о = 15 кА, 1обм = 1,1.10' А/м! : внутренний диаметр обмотки - 1,9 м, внеш-' ний диаметр обмотки - 2,7 м, длина - 6,6 м, индукция В = 5,4 Т.

На индуктивные накопители как многофункциональные устройства могут быть возложены задачи увеличения пределов передаваемой мощности линии по условиям динамической и статической устойчивости, демпфирования электромеханических процессов в энергосистеме в послеаварийных режимах, сглаживания нерегулярных колебаний мощности по линиям, связывающих энергосистемы, управление потреблением реактивной мощности и т.п.

Реализация перечисленных функций накопителя как быстродействующего элемента для регулирования активно-реактивной мощности энергосистемы определяется характером изменения мощности, допустимой скоростью изменения тока в сверхпроводниковой обмотке и тиристорах обратимого преобразователя, диапазоном возможной реализации углов управления преобразователя, значением допустимого уровня напряжения на токовводах, механическими напряжениями на обмотке, значениями остаточной энергоемкости СПИН.

Подход к выбору параметров накопителя с учетом перечисленных условий рассмотрен для ряда типовых вариантов изменения мощности энергосистемы: разряд и заряд накопителя с постоянным значением активной мощности, разряд и заряд накопителя с линейным изменение активной мощности, компенсация гармонического изменения мощности. Необходимо отметить, что накопитель, представляющий собой индуктивную катушку, может реализовать требуемое функциональное назначение в энергосистеме только благодаря подключению к энергообъекту через управляемый тиристорный преобразователь, работающий при определенном сочетании выпрямительного и инверторного режимов. При этом необходимость раздельного управления активной и реактивной мощностью требует наиболее гибкой связи между режимами хранения, накопления и выдачи энергии.

В определенной мере этим требования удовлетворяет двенадцатифазная каскадно-мостовая схема с двумя последовательно включенными и раздельно управляемыми мостами. Изменяя моменты открытия вентилей мостов можно изменять интервалы режимов накопления, инвертирования и хранения энергии в индуктивной нагрузке - накопителе, осуществляя

тем самым независимый обмен активном и реактивной мощностями между накопителем 1 энергосистемой В частности, при одинаковых за период промышленной частоты средни: ■значений выпрямленного и инвертируемого напряжений происходит потребление только ре активной мощности, значение которой регулируется длительностью интервала хранения

Аналогичным образом небаланс между средними значениями выпрямленного и инвер тируемого напряжении характеризует режимы потребления и выдачи активной мощности причем указанные режимы могут осуществляться прп минимальном потреблении реактивно! мощности

где: Р, Q - относительные значения активной и реактивной мощностей накопителя; ai, а.2 ■ углы управления мостами.

С учетом перечисленных условий на основе уравнений в безразмерных комплексах, представляющих собой отношения энергетических параметров накопителя, был разработан метод расчета требуемых характеристик СПИН. В частности, для модуля накопителя энергоемкостью 2,5.10* Дж при условии базового режима потребления реактивной мощности типовая мощность преобразовательного трансформатора составляет 360 МВА. Амплитуда компенсируемой накопителем гармонически изменяющейся активной мощности при f = 0,35 Гц и Ç - 0,7 составляет Рм = 80 Мвт, а при f = 2 Гц и £ = 0,8, I кр = 10,5 кА/с, Рм = 314 Мвт. Максимальная потребляемая реактивная мощность 273 МВАр. Поскольку индуктивный накопитель может использоваться как управляемый реактор, то типовая мощность преобразовательного трансформатора выбирается из условий режима потребления максимальной реактивной мощности. Возможность глубокого и быстрого регулирования реактивной мощности способствует поддержанию напряжения в узлах энергосистемы при к.з. на линиях электропередачи.

Для накопителей суммарной энергоемкостью 5.10s Дж, включенных на шины 220 кВ подстанции Сковородино Амурской ЭС и Уренгойской ГРЭС Тюменской ЭС, возможны режимы компенсации нерегулярных колебаний активной мощности частотой f = 0,35 Гц с амплитудой 280 Мвт при 1 кр = 6 кА/с и = 0,49, а также режимы демпфирования колебаний мощности амплитудой 785 Мвт (при I кр = 13,6 кА/с и Е, = 0,75), вызванных качаниями роторов генераторов с частотой до 2 Гц при аварии в энергосистеме.

При проведении экономических оценок эффективности использования индуктивных накопителей в исследуемых энергосистемах затраты на изготовление комплексного оборудования накопителей сравнивались с ущербом от недоотпуска энергии при использовании для поддержания устойчивости энергосистемы в аналогичных аварийных ситуациях традициои-

Р = cosa, + cosa Q = sin a I + sina:

2

2

(12; (1з:

иых проттдаашфийных мероприятий, связанных с отключением части генерирующих и нагрузочных мощностей. Сравнение затрат на изготовление СПИН с расчетным значением ущерба от недоотпуска электроэнергии только при рассмотренных видах аварий показывает возможность окупаемости нового изделия в течение двуч-трех лет.

3.2, Перспективы использования сиерхпроводниковых накопителей большой

энергоемкости для протнвоаварнйного управления энергосистемами.

Результаты проведенных к настоящему времени исследований [20] показывают, что для электроэнергетических систем целесообразно внедрение сверхпроводниковых накопителей в виде ряда типовых энергоемкостей:

- 2,5. ЮшДж - для совместной работы с гидроаккумулирующими электростанциями;

- 5. !012 Дж - для выравнивания графиков нагрузки станций в ОЭС различных регионов страны.

Для определения предельных значений ряда типовых энергоемкостей для повышения статической и динамической устойчивости ЭС рассмотрено использование накопителей в районе Рогунскон и Нурекской ГЭС на реке Вахш в Таджикистане и на электропередаче 1150 кВ Сибирь-Казахстан.

Для разработанных в настоящее время СПИН с плотностью тока провода 10" Л/м! и с рабочей плотностью тока по обмотке - 101 А/м2 допустимое напряжение на выводах обмотки определяется возможностями электрической изоляции токовводов в условиях гелиевой среды и составляет примерно 20 кВ. Максимальный ток тиристорного преобразователя, ограничиваемый параметрами тиристоров и возможностями их параллельной работы, составляет 150200 кА. Максимальная скорость изменения тока (10 - 15 кА/с) определяется стабильностью сверхпроводниковой обмотки. Индукция на обмотке ограничивается значением 6Т. Приведенные цифры позволяют непосредственно оценить предельно допустимую скорость набора потребляемой мощности при заряде накопителя: примерно 100 Мвт/с.

Действие систем противоаварийной автоматики направлено на восстановление нарушенного в результате аварии баланса мощности и компенсацию избыточной энергии в по-слеаварийном режиме. В ряде случаев устойчивость в послеаварийном режиме может быть обеспечена регулированием мощности электростанций, однако, эффективность этого мероприятия ограничивается значительным временем набора мощности, которое для гидравлических электростанций составляет б - 5 с, а для тепловых - свыше 20 с. В частности, именно для обеспечения восстановления частоты при нарушении баланса активной мощности во время набора мощности ГЭС предполагается установка СПИН энергоемкостью 1,8.10' Дж в Анко-риджской энергосистеме на Аляске (США).

Для оценки требуемой энергоемкости накопителя были выполнены расчеты динамической устойчивости при двухфазном к.з. на землю на BJ1 500 кВ Рогунская ГЭС - Регар у шин ГЭС с последующим отключением цепи линии; рассмотрены режимы выдачи мощности от Нурекской ГЭС до 1000 Мвт и мощности Рогунской ГЭС 3600 Мвт [19]. Было принято, что накопитель подключается на шины 500 кВ Рогунской ГЭС в момент отключения поврежденной цепи и работает в режиме отбора мощности в течение 0,9 с. Рассматривалось управление только по активной мощности. Был принят линейный закон регулирования накопителя, отбор максимальной мощности 3000 Мвт в периый момент, снижение отбора до 1700 Миг в течение 0,4 с. и далее постоянный отбор мощности до момента отключения накопителя. Очевидно, что для потребления начальной мощности 3000 Мвт необходима предварительная зарядка накопителя, поскольку ограничение по dP/dt не позволяет достичь такой мощности за приемлемое время.

Для рассматриваемого накопителя мощностью 3000 Мвт необходима начальная энергия 9,6.109 Дж, а с учетом набора энергии при заряде 1,8. !09 Дж полная энергоемкость должна составлять 1,14.10'" Дж.

Соответственно, для мощности 2000 Мит начальная энергия равна 4,2.109 Дж, а полная энергоемкость - 5.9.10'' Дж.

Для изучения возможности сохранения устойчивости ОЭС Сибири и ОЭС Казахстана при аварийных возмущениях, связанных с отключением BJ1 1150 кВ, путем использования в •энергосистемах сверхпроводниковых индуктивных накопителей были выполнены расчеты переходных процессов при отключении без короткого замыкания BJT И 50 кВ на участке Эки-бастуз - Барнаул. Загрузка ВЛ 1150 кВ на участке Экибастуз - Барнаул в исходном режиме составляет 3000 Мвт как при направлении потока мощности из ОЭС Сибири в ОЭС Казахстана, так и при обратном направлении. При перетоке мощности из ОЭС Сибири в ОЭС Казахстана устойчивость станций ОЭС Сибири в случае отключения ВЛ 1150 кВ Экибастуз - Барнаул можно обеспечить путем отбора мощности в накопители, установленные на шинах 500 кВ Саяно - Шушенской ГЭС и Красноярской ГЭС. Было принято, что СПИН подключается к энергосистеме в момент отключения поврежденной линии и работает в режиме отбора 1,4 с. Рассматривалось управление только по активной мощности и было принято, что мощность остается неизменной и равна 3000 Мвт. При направлении потока мощности из ОЭС Казахстана е ОЭС Сибири для сохранения устойчивости при том же виде аварийного возмущения необходимо предусмотреть установку накопителей на шинах 500 кВ Экибастузской ГРЭС для отбора энергии и на шинах 500 кВ Красноярской ГЭС для выдачи энергии.

Применение накопителя для поддержания устойчивости в межсистемной связи Казахстан - Сибирь требует в одном узле потребления мощности 3000 Мвт в течении 1,4 с, а в дру-

гом узле - выдачи такого же импульса мощности. Дли первого накопителя необходима начальная энергия 9,6 .10'' Дж, а с учетом запасаемой в процессе работы энергии 4,2. Ю9 Дж полная энергоемкость составляет 1,38.101" Дж. Для второго накопителя энергоемкость должна составлять 1,29,10№ Дж, т.е. оба устройства можно выполнять одинаковыми с энергоемкостью около 1,4 10'° Дж.

Высокие затраты на сооружение СПИН в пределах верхней границы энергоемкостеи ряда сдерживают их реальное внедрение в энергосистемы, однако, необходимо учитывать, что альтернативой внедрению СПИН является существенное усиление электропередач, чрезвычайно большие объемы ОГ и ОН и существенное повышение мобильности тепловых и атомных электростанций.

4. Микропроцессорная автоматика выявления и ликвидации асинхронного режима энергосистемы {21 -23].

4.1. Обобщенные способы выявления асинхронного режима на основе определения углов.

На устройства автоматического выявления и ликвидации асинхронного режима (АЛАР) возлагаются задачи выявления АР и выдачи управляющих команд на его ликвидацию либо путем разделения асинхронно работающих частей ЭЭС, либо на выполнение мероприятий, облегчающих ресинхронизацию. В виду ответственности задачи и трудности ее решения универсальным способом путем измерения и сопоставления абсолютных значений углов всех генераторов энергосистемы, используются устройства, решающие задачу выявления АР косвенными методами, работающие последовательно и резервирующие друг друга, как это принято в релейной защите. Обычно используются устройства АЛАР, измеряющие токи и напряжения в узле установки и контролирующие однократный или повторяющийся выход параметров переходного процесса I, U, Z, S за предельно допустимые границы. Набор определяемых параметров соответствует косвенному определению взаимного угла между векторами эквивалентных э.д.с. асинхронно движущихся частей ЭС. Типовые устройства АЛАР малоэффективны в зоне срабатывания углов 5= 90° - 180 0 и не эффективны при селективном выявлении многомашинного АР, когда взаимная составляющая активной мощности меняет свой знак за период более двух раз, а колебания тока не согласуются с изменением направления мощности.

Выбор параметров срабатывания типовых устройств АЛАР базируется на построении функциональной зависимости угла между векторами напряжений в контролируемых узлах ЭС от угла между векторами эквивалентных э.д.с. В общем случае эта зависимость нелинейна, причем степень нелинейности связана как с величиной отбора мощности в узле измерения, так и с неоднородностью параметров электропередачи. Учет нелинейности требует проведе-

кия большого объема сложных расчетов при настройке параметров срабатывания АЛАР, причем исходные условия расчета существенно зависят от режима работы передачи. Стремление разработчиков АЛАР одним набором параметров срабатывания учесть все возможные режимы передачи приводит к размыванию границ контролируемых зон с повышением опасности ложного срабатывания. В настоящее время в связи с существенным изменением режимов функционирования ЭЭС и практическими трудностями перестройки параметров срабатывания АЛАР адекватно новым режимам многие устройства просто выведены из работы.

Для эффективной и надежной работы ЭЭС сложной структуры необходимо своевременно выявлять и селективно ликвидировать как двухмашинный, так и многомашинный АР, прогнозировать развитие АР на его первом цикле и учитывать реальное изменение параметров энергосистемы вследствие действия устройств автоматического предотвращения нарушения устойчивости в процессе длительного АР.

Решение перечисленных проблем реализовано автором в виде программно - аппаратных комплексов на основе разработанных методов определения углов между векторами напряжений узлов ЭЭС и параметров энергосистемы в АР при использовании для преобразования измеряемых электрических величин микропроцессорной техники [22].

Метод определения углов базируется на допущении, что части ЭЭС по разные стороны от сечения асинхронного хода остаются в процессе АР внутренне синхронными и для этих частей могуг быть составлены схемы замещения с эквивалентными генераторами и связью между ними. Адекватность действия АЛАР процессам, происходящим в ЭЭС, полностью зависит от точности эквивалентирования, причем параметры эквивалентных цепей, включающих синфазно движущиеся генераторы, должны соответствовать критериям эквивалентирования, требующих инвариантности параметров режима в узлах примыкания отдельных частей ЭЭС.

2.5

lia рисунке представлена расчетная схема замещения электропередачи стремя эквивалентными генераторами.

Z|3= z, +z,„n z2,= znk+z2

m m

E? = E?-ejVi=lEj-Yi¡/SYij, (¡=1,2,3) (14)

j-i i-i

где Ej, Y,j - комплексные э.д.с. и проводимости в исходной схеме, Ei' - эквивалентная э.д.с. преобразованной схемы, ш - число исходных ветвей, i- номер эквивалентной ветви . Проводимость ветвей относительно узла "п":

Х'т = 1,/ип при Ef = 0 (15)

где !, - комплексный ток ветви i, Un - комплексное напряжения в узле "п".

Сопротивление участков линий и нагрузок принято независимыми от изменения частоты в пределах рассматриваемых скольжений.

Если в узле "п" установлено микропроцессорное устройство, способное выделить ортогональные составляющие измеренных напряжения и токов отходящих линий, однозначно связанных с фазой опорного напряжения, то, полагая, что при измерении характеристик процесса ускорение роторов эквивалентных генераторов мало влияет на значение угла, частоту процесса можно принять одинаковой для всех эквивалентных генераторов. В этом случае при известных У, I, Z значение э.д.с. эквивалентного генератора в АР определяется в виде:

Е' = Е'-е™ = U„+¡¡-Z¡ (16)

Соответственно разность углов роторов двух эквивалентных генераторов, например, 1 и 2 равна:

- — , ~ Т„, - (17)

где: Ч',„ = Ч'] - 5>' - постоянная величина при неизменной структуре ЭС;

Ш 1П

5J = ZTJk-5k/i;Tjk- средневзвешенный по инерционным постоянным угол генератора эк-

Бивалентной части ЭС относительно синхронной оси (фазы опорного напряжения), ö: ■ Г, -угол и постоянная инерции к-го генератора, входящего в i-ю эквивалентную схему

Для современных энергосистем эффекти ¡ными являются принципы работы АЛАР, позволяющие в реальном масштабе времени AI1 п(.огназпротиь его ра.знитие на ocnoue гранпч-ных характеристик устойчивости '.ЮС при динамических переходах В двухмашинных схемах ЭС это может быть реализовано при непосредственном определении углов между векторами эквивалентных э.д.с. и построении функциональной зависимости между измеряемым углом и углом 5э, являющимся параметром второй формы критерия устойчивости Горева. Условие срабатывания устройства бэ > 0„„„ (5„,п, > 5,ч,). Динамически неустойчивый режим, переходящий в асинхронный можно также выявить, сопоставив текущее значение 8» и взаимного скольжения с граничной фазовой траекторией, соответствующей этому режиму. Условие срабатывания S(S,) > S „т , где S(8a) - текущее скольжение, S д„„ - допустимое скольжение на границе устойчивости, соответствующее текущему углу Использование микропроцессорной техники, позволяющей в реальном масштабе времени аварийного процесса вычислять взаимные углы между асинхронно движущимися частями ЭЭС, дает возможность зафиксировать выпадение из синхронизма одной из частей многомашинной схемы (5Ч > 180° ) и селективно отделить ее от других частей ЭЭС. При этом выбор отделяемой части осуществляется либо по значению минимального угла между остающимися в работе частями, либо по значению максимального угла одного из двух находящихся в противофазе генераторов.

Характерным признаком АР в контролируемом сечении является попадание ЭЦК на линии, составляющие это сечение. В соответствии с этим работа устройств селективной автоматики выявления и прекращения АР на основе измерения углов характеризуется определенной последовательностью: переходом режимного параметра - взаимного угла через критическое значение и фиксацией положения ЭЦК в контролируемой зоне при 6;j =

Для трехмашиннои схемы (см.рис.) равенство ön - 180" говорит о наличии АР в цепи I - п - 2 с возможным расположением сечения АХ в одной из точек этой цепи. Для фиксации попадания сечения АХ в зону m -1 - к, контролируемую устройством АЛАР, расположенным в узле "п", используются дополнительные соотношения коллинеарности векторов напряжения в контролируемых узлах или равенство их по отдельности нулю. При выходе точки ЭЦК за пределы контролируемой зоны указанные условия не выполняются и выявление АР осуществляется смежными устройствами аналогичного типа. Алгоритм выявления и ликвидации двухмашинного режима был реализован при непосредственном участии автора в виде в программного комплекса для регистратора электроэнергетических процессов "ReMi", разработанного Рижским техническим университетом на базе микропроцессора TMS 320. В режиме

АЛАР микропроцессорный блок па основе измеренных в месте его установки напряжения н токов принимает решение о начале возникновения на контролируемом участке ЭС асинхронного режима. В случае появления признаков АР "КеМ|" регистрирует и оценивает происходящие процессы и замыкает контакты соответствующих реле. В настоящее время устройство прошло полный цикл наладки мл электрофизической модели ">С института "Энергосетьпроект" и подготовлено к опытной проверке в энергосистемах страны и за рубежом.

4.2. Диагностика параметров асинхронного режима на основе фазочастотного

анализа измеряемых величин.

В процессе длительного АР вследствие управляющих и коммутационных действий ПА, приводящих к изменению структуры сети, необходима периодическая корректировка параметров эквивалентной модели ЭЭС, В качестве таких параметров рассматриваются модули и аргументы эквивалентных э.д.с. и эквивалентных проводимостей.

Измеренные в процессе АР временные функции токов и напряжений в контролируемом узле можно представить в виде разложения о ряд Фурье по составляющим спектра, близким к основной частоте. Поскольку в исследуемых функциях присутствует несколько колебаний, близких по значениям частот, то наложение спектров приводит к ограничению реального времени единичного измерения, необходимого для идентификации частот. В связи с этим корректировка параметров наиболее реальна на втором и последующих циклах АР, когда сказывается действие АПНУ.

Если один из эквивалентных генераторов имеет частоту, отличную от синхронной (т.е. от частоты со» до наступления асинхронного режима), то процессы в ЭЭС можно анализировать методом суперпозиции частных эквивалентных схем, число которых соответствует числу эквивалентных генераторов. При этом действительно наблюдаемые величины (напряжения и токи в узле) можно понимать как наложение функций соответствующих частот во временной области:

и(о=2>.д®к). ко = 1ло.<н). с8)

к=1 к=|

где: ш - число эквивалентных генераторов.

Спектральный анализ реально измеряемых величин тока и напряжения в узяе открывает возможность прямого измерения эквивалентных параметров асинхронно движущихся частей ЭЭС при принятом способе эквивалентирования. Пусть, например, ротор генератора Е|' движется с частотой й|*Шо.Тогда по определенным в результате спектрального анализа

току («о) и напряжению Цп (шо) можно получить на синхронной частоте комплексную проводимость:

ХДио) = ¡,(о)0)/уп(ш„) (19)

Соответственно на асинхронной частоте а)!

У;((о,) = 1,(со,)/У>,), У,(а,) = !3(Ш,)/у>,) (20)

Полагая, что значения проводимостей мадо изменяется в зависимости от частоты асинхронно движущихся частей ЭЭС в диапазоне реальных частот АР, полученные значения можно рассматривать как эквивалентные проводимости ветвей в схеме замещения ЭС, Эквивалентные з.д.с определяются из уравнений баланса напряжений в ветвях генераторов с частотами ш, и а» :

!>,) = I,(Ш,)/У, +у>,), Е>0) = 12(ш„)/% +У„(а0)

Е1(Шо) = 13(<Мо)/У3+Уп(са0) (21)

На основе фазочастотного анализа измеряемых в узле параметров можно идентифицировать базовые составляющие спектра частот АР, вычислять модули и аргументы напряжений и токов эквивалентных ветвей ЭЭС при соответствующих частотах, а также определять взаимный угол между векторами эквивалентных э.д.с., который получается путем интегрирования изменения частот

5„ =5„(0) + Х(ат'ДТ-м1П.ДТ) (22)

где: ДТ, п -длительность и число интервалов измерения.

При формировании системы АЛАР на основе результатов фазочастотного анализа режимных параметров ЭЭС в узле измерения требуется только информация о предаварийном сдвиге углов между роторами эквивалентных генераторов. Действия регуляторов скорости, изменяющих режим сети в процессе длительного АР, учитываются характером изменения частот

На основе изложенных представлений при непосредственном участии автора был разработан программный комплекс диагностики параметров АР для промышленных микроконтроллеров. Программное обеспечение комплекса реализует эффективные для использования в микроконтроллерной аппаратуре алгоритмы определения составляющих частот спектра измеряемого сигнала с учетом характерных для решаемой задачи временных и частотных интервалов выборки для требуемой точности разрешения соседних частот, алгоритмы идентификации присоединенных к узлу измерения линий с соответствующей частотой эквивалентного генератора, алгоритмы определения эквивалентных параметров ЭЭС в длительном АР и алгоритмы определения взаимных углов между роторами эквивалентных генераторов. Проведенные оценки работы комплекса показали точность до долей процента по величинам эквивалентных э.д.с., токов и сопротивлений и до долен градуса по величинам взаимных углов. Ре-

ально постижимая точность аппаратуры определяется точностью аналоговых и преобразо-шиельиих нет'П

5. Использование микропроцессорной техники для реализации устройств ироти-

воаварчГтоП автоматик» [24 - 27].

Успехи в развитии микропроцессорной техники в части повышения ее производительности до уровня мини ЭВМ, стоимости ниже стоимости аналоговых и цифровых устройств и интегральных микросхем (ИМС) средней степени интеграции и надежности существенно выше надежности устройств на ИМС средней степени интеграции позволяют реализовать алгоритмы на базе изложенных в разделах 2, 3, 4 методов.

Вместе с тем, как и при использовании аналоговых и цифровых ИМС средней степени интеграции существенным их недостатком является наличие повышенного числа ложных срабатываний из-за наличия электромагнитных помех.

Этот недостаток был ликвидирован благодаря специальному построению устройств и, в частности, их выходных цепей.

Поскольку противоаварийная автоматика строится как разомкнутая управляющая система, включающая в себя пусковые органы (ПО), устройства автоматической дозировки управляющих воздействий и исполнительные органы, образуют быстродействующий тракт с общим временем действия не более 0,1 + 0,2 с. С учетом протяженных трактов передачи аварийной информации от ПО через устройство АДВ х исполнительным органам время срабатывания как ПО, так и И О не должно превышать 10 + 20 мс. Допустимая задержка в тракте устройства АДВ также не должна превышать 10 + 20 мс. Такое быстродействие может быть обеспечено, если расчет выбора управляющих воздействий после поступления сигнала от пускового органа не выполняется, а выполняется лишь простая операция выборки из памяти. Причем, к этой памяти предъявляются специальные требования: энергонезависимости, повышенной помехозащищенности и быстродействия. В зависимости от используемых технических средств для вычислительной части устройства АДВ эта память может быть встроенной и внешней. Внешнюю память устройства АДВ принято называть устройством АЗД.

В институте "Энергосетьпроект" с участием автора разработано многофункциональное устройство АЗД, которое помимо выполнения функций внешней памяти выполняет функции автоматически управляемых от ЭВМ и контролируемых ЭВМ электрических цепей, объединяющих пусковые и исполнительные органы ПА непосредственно или через устройства телепередачи информации.

Появление новых элементов микропроцессорной техники и, в частности, энергонезависимой памяти с большим временем хранения информации, позволило функции запоминания дозировки управляющих воздействий перенести в ЭВМ,

Совмещенный вариант устройства АДВ и АЗД разработан под руководством и при участии автора ( 26 27 |

Построение выходных цепей с учетом требований к их универсальности для устройств АЗД, устройств, выполняющих функции ПО и ИО, и , в первую очередь, предотвращения ложных срабатываний при сбоях и повреждении выходных блоков микропроцессорных устройств, а также обрывах в цепях выходных реле потребовало разработки специальных схем и программ контроля всей цепи до выходного разъема.

Повышение аппаратной надежности микропроцессорных устройств позволило перейти от мажоритарного резервирования комплектов к их дублированию или даже использованию одиночных комплектов

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основным научным результатом являются теоретически обоснованные новые методы и технические решения в области противоаварийного управления электроэнергетическими системами, которое имеет важное народнохозяйственное значение

Наиболее существенные результаты работы состоят в следующем:

1. Уточнено функциональное разделение устройств эшелонированной иерархической структуры противоаварийной автоматики ЭЭС на устройства автоматики предотвращения нарушения устойчивости, устройства выявления и ликвидации асинхронного режима, устройства, предотвращающие повреждение оборудования и резкое снижение качества электроэнергии.

Такое разделение в наибольшей степени отвечает опыту проектирования и практике эксплуатации систем автоматического управления и позволяет более четко сформулировать требования к ним.

2. Предложены принципы и разработаны методы фиксации опасности нарушения статической устойчивости электроэнергетических систем при представлении их моделями двухмашинных и трехмашинных эквивалентов. Показано, что при работе электропередач с малыми запасами по условию статической устойчивости необходимы специальные устройства, позволяющие фиксировать опасность нарушения статической устойчивости по параметрам переходного процесса и режима ЭЭС.

Решена задача корректировки параметров эквивалентной модели энергосистемы в темпе переходного процесса.

3. Предложены принципы фиксации опасности нарушения динамической устойчивости электроэнергетических систем при аварийных небалансах мощности и разработаны методы фиксации места возникновения аварийного небаланса, позволяющие эффективно использовать ресурсы управления в аварийных режимах по активной мощности, углу и скорости их изменения.

В частности, показана возможность неселективной работы устройств противоаварий-ной автоматики при авариях, не связанных с аварийным небалансом мощности н разработаны рекомендации повышения селективности.

4. Разработанные методы фиксации опасности нарушения статической н динамической устойчивости ЭЭС легли в основу типовых материалов для проектирования и методических материалов настройки параметров разработанных и выпускаемых устройств фиксации перегрузки электропередачи по мощности и углу.

5. Оценена перспектива использования сверхпроводниковых индуктивных накопителей в электроэнергетических системах страны и разработаны методы оценки энергетических параметров накопителей при их работе в качестве быстродействующих управляемых элементов регулирования активно-реактивной мощности для повышения устойчивости энергосистем.

Определены границы ряда требуемых знергоемкостей накопителя при использовании его как базового элемента противоаварийной автоматики.

В частности, на основе технико-экономического анализа полученных результатов сделан вывод о целесообразности формирования накопителей для сохранения динамической устойчивости энергосистем на базе накопительного сверхпроводникового модуля энергоемкостью 2,5 10* Дж и определены технические характеристики и габаритные параметры модуля

6. Обоснованы и разработаны обобщенные способы выявления асинхронного режима энергосистемы при представлении ее двухмашинным и многомашинным эквивалентом на основе измерения угла между векторами э.д.с. эквивалентных генераторов. Для выявления и ликвидации двухмашинного асинхронного режима разработан программный комплекс для совместного использования с микропроцессорными регистраторами электроэнергетических параметров.

В частности, показано, что работу устройств селективной автоматики выявления л прекращения АР в энергосистемах сложной структуры целесообразно базировать на определенной последовательности: перехода режимного параметра - взаимного угла между векторами эквивалентных э.д.с. через критическое значение и фиксации положения ЭЦК в контролируемой зоне при 5, > 531[р

7. Предложен метод фазочастотного анализа параметром энергосистем в длительном асинхронном режиме, который позволяет учитывать изменение эквивалентных параметров в темпе процесса асинхронного режима на фоне действия противоаварнйной автоматики и вычислять взаимный угол между роторами эквивалентных генераторов.

При формировании системы AJIAP на основе результатов фазочастотного анализа режимных параметров ЭЭС в узле измерения требуется только информация о предаварийном сдвиге углов между роторами эквивалентных генераторов. Действие регуляторов скорости, изменяющих режим передачи в процессе длительного АР, учитывается характером изменения частот.

На основе предложенного метода создан программный комплекс для использования в составе программного обеспечения промышленных микроконтроллеров в системе автоматики выявления и ликвидации асинхронного режима.

8. Разработаны и находятся в стадии внедрения в эксплуатацию программно-технические комплексы микропроцессорных устройств АДВ, АЛАР н УФП.

ЛИТЕРАТУРА

1. Брухис Г.Л., Глускин И.З.,Купчиков В В. Опыт проектирования и основные технические решения по комплексу ПА Северного Казахстана // Опыт разработки, внедрения и эксплуатации устройств защиты и автоматики на микроэдеетронной основе с использованием микропроцессорной техники. Тезисы доклада, Союзтехэнерго, М.: 14-18 мая 1989 г.

2. Глускин И.З., Хвощинская М.А. Устройство для моделирования эквивалентного вектора напряжения узлов электрической системы// А. с. № 1554070, опубл. Б.и. № 12. 1990.

3. Розенблюм Ф.М , Салова В.Г,.Брухис Г.Л, Гладышев В.А., Глускин И.З. Устройство автоматического ограничения повышения напряжения на базе шкафа автоматики ШП2704 // Электрические станции, 1989, Кг 4, с.60-65.

4. Глускин И.З., Клевцова Т.М., Медведева Л.И. Устройство противоаварийной автоматики для электропередачи постоянного тока // A.c. № 1681712, МКИ Н 02 J 3/24 от 25.09.89

5. Glouzkin l.Z. Facilities Controlling the Operating Conditions of the Power System of Russia. Second conference on the Development and Operation of Interconnected Power System. Budapest: 13-15 November 1996, p. 1-7

6. Розенблюм Ф.М , Брухис Г Л., Глускин И З Устройство защиты от повышения напряжения//A.c. № 1319136, опубл. Б.и. . №23, 1987

7. Глускин И.З..Чекаловец Л.Н. Устройство фиксации аварийной перегрузки электропередачи, вызванной аварийным небалансом активной мощности // Труды института «Энергосетьпроект» М.: 1976 г. вып. 7, с. 132-140.

8. Брухис Г.Л„ Глускин И.З. Устройство автоматической дозировки управляющих воздействий // Вопросы протнвоаварийной автоматики энергетических систем. Сб. научных трудов. Энергосетьпроект М.: 1982 г. с. 42-51.

9. Глускин ИЗ, Иофьев В.И. Устройство для автоматического определения числа отключаемых генераторов//A.c. №278856, опубл. Б.и. . №26, 1970

10.Глускин И,3.,Чекаловец Л.Н. Устройство для фиксации динамической перегрузки электропередачи // A.c. № 479196, опубл. Б.и. . № 28, 1975

11. Глускин И,3.,Чекаловец Л.Н. Устройство фиксации динамической перегрузки электропередачи // A.c. H« 525201, опубл. Б.и. . № 30, 1976

12. Глускин И.З..Чекаловец Л.Н. Устройство фиксации динамической перегрузки электропередачи // A.c. № 526983, опубл. Б.и. . Ks 32, 1976

13. Глускин И.З Устройство для фиксации перегрузки электропередач при небалансах мощности // A.c. № 1056355, опубл. Б.и.. №43, 1983

14. Бергер Б.А., Брухис Г.Л., Глускин И.З., Иофьев Б.И., Лагускер В.М., Пивоварова P.A., Чекаловец Л.И. Устройство протнвоаварийной автоматики энергосистем // A.c. № 1105978, опубл. Б.ч. . № 28, 1984

15. Брухис Г.Л., Глускин И.З., Розенблюм Ф.М., Медведева Л.Н. Устройство для определения опасности короткого замыкания // A.c. № 1121741, опубл. Б.и.. № 40, 1984

16. Глускин И.З,, Хвощинская М.А., Чекаловец Л.Н. Устройство фиксации статической перегрузки энергосистем по углу//A.c. № 1159107, опубл. Б.и. . № 20, 1985

17. Глускин И.З., Хвощинская М.А., Чекаловец Л.Н, Устройство фиксации динамической перегрузки электропередачи по углу и скольжению// A.c. № 1228184, опубл. .Б.и. . № 16, 1986

18. Глускин И.З., Ковалева Ю.В., Хвощинская М.А. Способ фиксации статической перегрузки меженстемной связи в трехмашинной схеме сети // A.c. № 1790021, опубл. Б.и. . № 3, 1993

19. Астахов Ю.Н., Лабунцов В.А., Тер-Газарян А.Г., Якимец И.В., Дудкевич О.В., Глускин И.З., Нейкирх С.В., Новиков Н.Л., Халевин В.К. Перспективы использования сверхпроводниковых накопителей в электроэнергетических системах // Электричество № 7, 1992.

20. .Якимец И.В.,Астахов Ю.Н., Лабунцов В.А., Глускин И.З., Мохов В.Б. Сверхпроводниковые накопители для электроэнергетических сетей /I Электричество Nu 9, 1995 г.

21 .Лысков 10.М , Давыдов В.Е., Глускин И З., Бирюкова С Л., Лпокина РГ Способ прекращения асинхронного режима электропередачи //Д. с № 13277М, МК'П 1102 J.i/24 oi 01.04.87

22. Якимец И.В., Глускин ИЗ., Нароаляискмй В.Г. Выявление асинхронного режима энергосистемы па основе измерения угла между э д.с эквивалентных генераторов // Электричество №'). 19% г.. с 10-1Ь.

23. Якимец И.В., Глускин И З., Наровлянский В.Г. Обобщенные способы выявления асинхронного режима энергосистемы на основе измерения углов // Электричество № 11, 1У97г .с. 9-16

21 Ь'ручнс Г Л , I лускии 113,1 1офи-в Ii II., ЛнНирскпи Д Г , Чекалонсн ЛИ I l|)cvin;ipn-тельные итого разработки многофункциональных микропроцессорных устройств протпвоана-риГшой автоматики II Опыт разработки, внедрения и эксплуатации устройств защиты и автоматики на микроэлектронной основе с использованием микропроцессорной техники. Тезисы доклада, Союзтехэнерго, М.: 14-18 мая 1989г. с47-50.

25 Брухис Г Л., Глускин И З., Дмитриев К С, Любарский Д Р., Россовский Е.Л., Побо-жеп Д С, Андреев А.М , Саухатас Д С Комплекс технических средств повышенной надежности микропроцессорного локального устройства автоматической дозировки управляемых воздействий (КТС ЛАДВ) И «Релейная защита н автоматика энергосистем -96» Тезисы доклада научно-технической конференции. М.: 1996 г., с. 41-43.

26. Белотелое А.К., Россовский Е.Л., Глускин И.З., Дмитриев К,С, Иванов И.А., Лю-барскийД.Р. Программно - технический комплекс автоматической дозировки управляющих воздействий энергосистем. //Электрические станции, № 10, 1997 г., C.18-2S.

27. Побожей A.C., Андреев А.М., Глускин И.З., Любарский Д.Р., Россовский Е.Л., Иванов H.A., Саухатас A.C. Программно-технический комплекс автоматизации управления технологическими процессами в электроэнергетике «Венец» // «Релейная защита и автоматика энергосистем -96» Тезисы доклада научно-техническом конференции М: 1996 г., с. 110-113.