автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Повышение динамической устойчивости электроэнергетической системы (Туниса) с помощью коммутационных воздействий

Р Г Б ОД О 2 ИЮН 1997

На правах рукописи

КУКИ АФИФ БЕН АЛИ

ПОВЫШЕНИЕ ДИНАМИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ /ТУНИСА/ С ПОМОЩЬЮ КОММУТАЦИОННЫХ ВОЗДЕЙСТВИЙ

Специальность 05.14.02 - Электрические станции

/электрическая часть/, сети, электроэнергетические системы и управление ими

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 1997

Работа выполнена на кафедре "Электроэнергетические системы" Московского энергетического института /Технического университета/,

Научный руководитель доктор технических наук

профессор Зеленохат И.И.

Официальные оппоненты ' доктор технических наук

профессор Семёнов В.А.

кандидат технических наук Иданов Е.В.

Ведущая организация ПИ и НИИ "Энергосетьпроект"

Защита состоится "16" мая Т997 г. в Т500 в аудитории Г-20Т на заседании диссертационного Совета К 053.16.17 Московского энергетического института /Технического университета/.

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим направлять по адресу: T1I250, г. Москва, Красноказарменная ул., д. 14, Ученый Совет МЭИ /ТУ/.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке УЭИ. Автореферат разослан "JJJ апреля Т997 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета. К 053.16.17 к.т.н. доцент

Хачатуропа К.Л.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы; Современный этап развития электроэнергетической системы /ЭЭС/ государства Тунис характеризуется созданием единой системы страны, увеличением генерирующих мощностей >а счет сооружения новых и расширения находящихся в эксплуатации »лектростанций, сооружением все большего числа высоковольтных 1иний электропередачи.

Общеизвестные преимущества создания ЭЭС, такие как повыше-ше надежности и экономичности производства, передачи и распреде-гения электроэнергии и обеспечение ее высокого качества у потре-!ителей, могут оказаться нереализованными, если в процессе развития ЭЭС не учитывать специфику их поведения при различного рода юзмущениях и, в частности, при коротких замыканиях и не прини-гать мер для сохранения динамической устойчивости системы.

Для предотвращения возможности нарушения динамической устой-швости ЭЭС разрабатываются и применяются различного рода меро-фиятия, связанные с ведением режима системы, с изменением харак-•ористик отдельных элементов ЭЭС либо их функциональной взаимо-:вязи, а также с включением в электрическую сеть дополнительных гстройств.

В этой связи особый интерес могут представлять коммутацион-гые воздействия на ЭЭС, выражающиеся в отключении, а также во жлючении синхронных генераторов в электрическую сеть.

Отключение генераторов от электрической сети для сохранения (инамической устойчивости применялось на Волжской ГЭС. Однако при ¡нижеиных резервах генерируемой мощности в ЭХ такое мероприятие меет недостаток - при отключении генераторов возникает дефицит 'енерируемой мощности и, как следствие, снижение частоты ЭЭС.

Поэтому на кафедре Электроэнергетических систем МЭИ предла-•ается и обосновывается целесообразность кратковременного отклю-1ения генераторов, но не в энергоизбыточной, а в энергодефицитной 1асти системы. В этом случае генераторы лишь кратковременно от-слючаются от сети /в пределах одной секунда/, в результате чего >беспечиваются условия элехтрического торможения роторов выпавших из синхронизма генераторов и сохраняется синхронная /парал-

лельная/ работа всех генераторов ЭЭС без образования дефицита генерируемой мощности в системе.

Настоящая диссертационная работа посвящена исследованию эффективности применения коммутационных ноздействий для сохранения динамической устойчивости ЭЭС и, в частности, ЭЭС "Туниса;

Целью данной работы является решение комплекса задач, связанных с применением коммутационных воздействий на ЭЭС для сохранения ее динамической устойчивости при резких возмущениях режима, когда в качестве конкретного объекта рассматривается электроэнергетическая система Туниса»

Основными задачами, решаемыми в диссертационной работе, явля ются следующие:

1. Анализ условий развития ЭЭС 1^ниса на ближайшие годы с учетом перспективы и выявление возможностей нарушения динамической устойчивости.

2. Разработка математической модели для представления движения роторов генераторов двухмашинной ЭХ в виде движения ротора одного эквивалентного генератора.

3. Разработка аналитического обеспечения для исследования эффективности отключения части генераторов в ЭЭС в целях сохранения ее динамической устойчивости.

4. Разработка математического представления и алгоритмического описания поведения ЭЭС при применении коммутационных воздействий для сохранения ее динамической устойчивости.

Методы и средства выполнения исследований. При разработке математического описания и формировании алгоритмов управления коммутационными воздействиями на переходные процессы в ЭЭС с цель сохранения ее динамической устойчивости использовались аналитические методы теории электромеханических систем, методы анализа ■ динамической устойчивости и математического моделирования ЭЭС, численные методы расчета переходных процессов ПЭС, методы информационного и структурного эквивалентирования.

К защите представляются:

I. Научно обоснованный подход к разработке математической модели и сама модель для представления движения роторов генераторов дву> машинной ЭЭС в виде движения ротора одного эквивалентного генератора при анализе динамической устойчивости.

2. Теоретическое обоснование и математические соотношения для зпределения минимально допустимой кратковременности отключения генераторов в энергодефицитной части ЭЭС при коротких замыканиях.

3. Результаты исследования эффективности применения коммутацион-шх воздействий в ЭХ для сохранения ее динамической устойчивости при резких возмущениях.

Научная новизна.

[. Разработана математическая модель для представления относительного движения роторов генераторов двухмашинной ЭЭС в виде движения ротора одного эквивалентного генератора. I. Разработано теоретическое обоснование и математические выраже-(ия дяя исследования эффективности применения коммутационных воздействий на ЭЭС в целях сохранения ее динамической устойчивости.

Обоснована целесообразность управляемого кратковременного отключения генераторов п эноргодефицитной части ЭОС для попшншил динамической устойчивости всей ЭЭС.

Практическая ценность. Разработанные математические модели югут быть использованы в научно-исследовательских и проектных организациях, занимающихся проектированием и совершенствованием жзвития ЭЭС, при аналитических исследованиях эффективности при-«енения различного рода мероприятий по сохранению динамической устойчивости ЭЭС, в частности для обоснования целесообразности 1рименения коммутационных воздействий для сохранения динамичес-<о> устойчивости ЭЭС.

Апробация работы. Материалы диссертационной работы доложены 1 обсуадены на заседании кафедры "Электроэнергетические системы" 1ЭИ.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заточения и списка литературы, включающего 122 наименования. Основой текст содержит 149 страниц машинописного текста, иллюстрирован рисунками и таблицами на 37 страницах.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТ«

Во введении обосновывается актуальность темы диссертационной заботы, в краткой форме излагается содержание проведенных в работе исследований и характеризуются полученные результаты.

В первой главе диссертации дается краткая характеристика

электроэнергетики государства Тунис, анализ современного состояния и оценка перспектив ее развития. Рассматривается проблема создания единой ЭЭС страны и определяются пути исследования по выбору мероприятий сохранения ее динамической устойчивости при коротких замыканиях в электрической сети.

Обосновывается представление при расчетах схемы ЭЭС Туниса /рис. I/ эквивалентной двухмашинной схемой замещения,/рис. 2/, в которой эквивалентным генератором Г1 представляется северная част ЭЭС Туниса /подсистема ЭЭС1/, а генератором Г2 - ее южная часть /подсистема ЭЭС2/.

Во второй главе определяются основные математические соотношения для аналитического исследования влияния коммутационных воздействий на динамическую устойчивость двухмашинной Э,Х.

На основе метода информационного эквивалентирования движение всей Г)Х представляется в виде днижония одного эквивалентного го-нератора Гэ как целого.

Получаемое уравнение движения ротора такого эквивалентного генератора и уравнение движения ротора любого генератора относительно синхронно вращающейся оси используются затем для преобразования и описания движения этого генератора относительно эквивалентного генератора. Применительно к двухмашинной схеме ЭЭС получаемое при таком подходе уравнение движения ротора генератора Г1 относительно ротора генератора Г2 принимает вид:

T^/^-Af-Pi» (,:

где обозначено:

Т^ - приведенная постоянная инерции двухмашинной ЭЭС, определяемая выражением

Tf-^/fVT^;

(2

Р^ - мощность турбины эквивалентного генератора двухмашинной ЭЭС

Р^ - электромагнитная мощность эквивалентного генератора

п

/ А

/

Г5|

РЗ

гг

I ге

Рис. I, Принципиальная схема ЭЭС Туниса.

1

о-

¿0.13

Рт< = 1.6

0.2 + 10.85

л ¿.13

3—о В^Ш РТЛ=««Г

Рис. 2. Эквивалентная схема замещения.

РД - ( Т^ РэмУуУКТу

&12 " Угол сдвига ротора генератора П относительно оси генератора Г2. .

В свою очередь мощность Р^ представляется в виде;

р;м=Р+ 151

где обозначено:

Рээ ~ собственная электромагнитная мощность; ро) - амплитудное значение взаимной .электромагнитной мощности двухмашинной ЭЭС; ~ Ф^8- взаимной проводимости для схемы замещения ЭЭС с эквивалентным генератором.

Обозначения Т^ , Т^ , РТ1 , Ртд , РЭЛХ , . Рц . Р^ , в /2/ - /5/ соответствуют общепринятым.

Анализируя /I/ для двухмашинной ЭЭС, нетрудно увидеть, что это уравнение по форме записи аналогично уравнению, описывающему движение ротора генератора относительно шин бесконечной мощности в простейшей одномашинной ЭЭС.

Аналитически и выполненными расчетами доказывается, что сведение двухмашинной ЭЭС к схеме с одним эквивалентным генератором позволяет исследовать динамическую устойчивость двухмашинной ЭЭС теми же методами, что и в случае одномашинной, когда генератор с местной нагрузкой работает через линию электропередачи на шины бесконечной мощности.

Решается задача определения предельно допустимого угла отключения короткого замыкания в двухмашинной ЭЭС методом площадей и аналитически.

Исходя из баланса кинетической и потенциальной энергий эквивалентного генератора двухмашинной ЭЭС в его относительном дви-

<готк. пр

жении, получено уравнение для определения угла Оц в виде:

Л(3)(Ыжпр) - /1(Э)= О, М

где обозначено:

//«(«г")«(Р,? о* С*-

н- р«» свКУД-Й*) - Р™8^й"); (8)

- начальное значение угла;

критическое значение угла в послеаварийном режиме.

Индексы I, П, Ш указывают, что параметры и переменные относятся соответственно к нормальному исходному, аварийному и после-аварийному режимам.

Для решения трансцендентного уравнения /б/ применен графоаналитический метод.

В частном случае при трехфазном КЗ вблизи шин генератора Г7, при котором напряжение в узле 3 на нагрузке Н1 /рис. 3/ становится равным нулц выражения /7/ и /8/ в уравнении /6/ упрощаются к виду:

О,8-р»!)С"'- р/!'- Р12 Со* С ° И "¿а )>

причем собственная электромагнитная мощность в аварийном режиме определяется по Формуле

Р^-^Ь./Сг,^). ю

Для рассматриваемого частного случая предельно допустимое время отключения КЗ определяется по формуле

[ю)

Применительно к схеме двухмашинной ЭЭС на рис. 3 расчетом определим угловые характеристики мощностей для режимов Т, П, III и

©~<Шг| л [т<Р)-Р)

гг

Ш Н1

п

Рис.З. Схема двухмашинной ЭЭС.

Рис. 4. Угловые характеристики мощностей двухмашинной ЭЭС и площадки ускорения и торможения.

представлены на рис. 4. В качестве аварийного возмущения рассматривалось однофазное КЗ в начале линии электропередачи Л на одной из ее цепей. ^

Методом площадей определено значение угла Для его

уточнения на основе /7/ и /8/ построены зависимости для и М1Э) . по которым найдена величина угла - 61,5°. Отве-

чающее ему время "¿рт^ 0,27 с. Полученные численные значения предельно допустимых угла и времени отключения КЗ в двухмашинной ЭХ соответствуют результатам, полученным для рассматриваемых условий при расчетах с использованием известных подходов.

Исследовано влияние соотношения меяду постоянными инерции генераторов и на динамическую устойчивость двухмашин-

ной ЭЭС. Доказано, что при увеличении постоянной инерции Туз+ьо предельно допустимое время отключения КЗ для двухмашинной ЭЭС уменьшается.

Тац для рассматриваемых условий при увеличении постоянной инерции Т^д-*0«® это время составляет 0,22 с, т.е. уменьшилось на 26*. Таким образом, расчетами подтверждено, что при замене ЭЭС одним генератором и шинами бесконечной мощности запас по динамической устойчивости оказывается заниженным по сравнению с расчетом двухмашинной ЭЭС, что должно учитываться при определении требований к коммутационным устройствам.

В третьей главе проводятся исследования эффективности управляемого отключения генераторов для повышения динамической устойчивости ЭЭС.

Известно, что отключение части генераторов в энергоизбыточной подсистеме ЭЭС является эффективным средством повышения динамической устойчивости ЭХ. В связи с этим скорректировано уравнение /6/ для определения предельно допустимого угла отключения КЗ с учетом того, что отключается часть генерирующей мощности в энергоизбыточной подсистеме. Однако отключение генераторов в энергоизбыточной части ЭХ хотя и является наиболее простым и легко реализуемым мероприятием по сохранению динамической устойчивости в целом, все же оно не нашло широкого применения на практике, так как не всегда имеется возможность отключить часть генераторов без последующего отключения и части нагрузки ЭХ для обеспечения баланса мощностей. Поэтому отключение части генераторов в ЭЭС применяется лишь в исключительных случаях, когда друго-

го вида мероприятия мало эффективны.

В работе предлагается кратковременно отключать генераторы в энергодефицитной части ЭЛО, исходя из следующих соображений: во-первых, при этом резко возрастает нагрузка генераторов энергоизбыточной части ЭХ, т.е. осуществляется их электрическое торможение; во-вторых, роторы отключенных генераторов энергодефицитной части ЭЭС /подсистемы/ оказываются под действием только вращающего момента их турбин и получают положительное ускорение. Вследствие этого рост угла сдвига роторов iz замедляется и затем прекращается, т.е. сохраняется динамическая устойчивость ЭХ.

В аналитическом виде проведено исследование э^ективности отключения генераторов в энергодефититной части ЭЭС применительно к двухмашинной схеме замещения ЭХ /рис. 3/.

При исследовании весь переходный процесс выбега роторов генераторов двухмашинной ЭХ до достижения углом максимального значения разбивается на отдельные этапы /режимы/ /рис. 5/: I - исходный режим; П - аварийный режим при КЗ; Ш - послеаварийный режим /КЗ отключено/; 1У - послеаварийный режим при отключенном генераторе Г2; У - послеаварийный режим при вновь включенном генераторе Г2.

Исходя из баланса изменений кинетической и потенциальной энергий получено уравнение для определения допустимого угла отключения генератора Г2 с учетом того, что угол его последующего включения в сеть задан:

f ff£) - рЛ s,l) - «)♦

- - Л»*) ]

- p3™ (st-o,T) - p-k Го,7- St), -

где обозначено:

- начальное значение угла в режиме Т; jjtp - критическое значение угла в режиме У;

- значение угла в момент отключения КЗ;

- значение угла в момент отключения генератора Г2; значение угла в момент включения в сеть генератора Г2.

Рис. 5. Метод площадей при отключении генератора Г2

В большинстве случаев, как показали проведенные исследования, использование режима У от значения угла до не оправ-

дано, С учетом этого уравнение /II/ упрощается к виду:

-рЛ(S.T-С) ♦ р?1 [ coi csr -

Необходимость в отключении генератора Г2 может потребоваться при наиболее опасном трехфазном IC3 иблизи шин генератора ГТ, В этом случае угол определяется по формуле:

а критический угол

с- 1*р (Р о ,0)18 „ „. Г/ р»>_ Р )/ 1 = 180 +oll2 - -art ¿tn [tn* - r33J/ rn J-

Моментам времени включения и отключения "t 0тк генератора Г2 соответствуют углы и ¿Г/™ • Интервал времени i-x.or tor* назван кратковременностью отключения генератора Г2.

Так как при кратковременном отключении генератора Г2 нагрузка Н2 оказывается подключенной к генератору И, то напряжение в узле 4 резко снижается /рис. 3/, что может отразиться на работе электропотребителей. Поэтому необходимо уменьшать кратковременность отключения генератора Г2.

Отключать генератор Г2 целесообразно лишь при условии, что при его отключеннсв* состоянии электромагнитная мощность, равная собственной мощности для этого режима , превышает мощ-

ность t когда генератор Г2 работает в сети. Анализ показыва-

ет, что в этом случае нецелесообразно отключать генератор Г2 в момент отключения КЗ, так как при таком отключении уменьшается площадка торможения в режиме Ш, вследствие чего увеличивается угол и возрастает кратковременность отключения генератора Г2.

Анализ угловых характеристик на рис. 5, построенных для схемы замещения ЗЭС на рис. 2 при проходящем трехфазном 1(3 п узле 3, а также выполненные расчеты показывают, что для уменьшения кратковременности отключения генератора Г2 целесообразно время его по-

вторного включения в ЭЭ^ выбрать таким . чтобы угол сдвига

роторов генераторов при этом был равен критическому. В

этом случае получается наибольшее увеличение площадки торможения в диапазоне изменения угла Зи*,

В связи с атом сформулированы рекомендации по осуществлению управления кратковременным отключением генератора Г2 и разработаны соответствующие алгоритмы:

1. ртключе^ир генератора Г2 при соответствующем условию

~ " ' ™ с-°т«

2. Отключение генератора Г2 при ¿) ^ , определяемом решением

уравнения /б/ при условии

Отключение тенератора Г2 осуществляется при <0 к выполнении условияЬ

В соответствии с разработанными алгоритмами осуществлено управление отключением генер агора Г2 при выполнении расчетов численными методами и определена для всех трех алгоритмов кратковременность отключения генератора Г2 применительно к схеме замещения ЭЭС на ,"рис. 2.

Расчеты показывают, что при управлении отключением генератора Г2 в соответствии с алгоритмом I кратковременность отключения составляет '¿к'.о.ж 0» 09 с, а в соответствии с алгоритмом 2 кратковременность -¿^0 = 0,035 с.

При отключенном генераторе Г2 напряжение в узле нагрузки Н2 кратковременно снижается на 26^. Однако это менее опасное снижение, чем имеет место при КЗ вблизи узла нагрузки.

Применительно к сложной ЭЭС /рис. I/ расчетами на ЭВМ выявлено, что при КЗ в энергоизбыточной подсистеме ЭЭС1 устойчивость нарушается с выходом из синхронизма генераторов энергодефицитной подсистемы ЭЭС2 /рис. 6/. Если кратковременно отключить генераторы ГЗ и Г5 в момент отключения КЗ и затем включить в сеть при

^ 0, то динамическая устойчивость ЭЭС сохраняется /рис. 7/'.

Выше описанные алгоритмы управления кратковременностью отключения генератора Г2 могут быть рекомендованы к практической реализации лишь после конструктивной проработки специально создаваемых автоматических устройств в комплексе с коммутационный аппаратурой, например с элегазовыми или вакуумными выключателями,

что имеет место на практике при реализации в ЭХ электрического торможения в виде подключаемых на шины электростанций нагрузочных /тормозных/ сопротивлений.

- то -

Рис. 7. Изменение углов при кратковременном отключении ГЗ и Г5.

Однако в данной диссертационной работе вопросы аппаратной реализации разработанных алгоритмов управления для кратковременного отключения генераторов в энергодефицитной ЭЭС не рассматриваются.

Тем не менее можно отметить, что для их реализации может быть использована та же элементная база, что и при отключении генераторов в энергоизбыточной ЭХ.

На основе проведенных в работе исследований можно заключить, что применительно к ЭХ Туниса кратковременное отключение генераторов в энергодефицитной части системы является эффективным мероприятием по сохранению её динамической устойчивости и оно может быть рекомендовано для внедрения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Проведенными исследованиями теоретически обоснована и подтверждена расчетами целесообразность применения коммутационных воздействий в электроэнергетических системах с целью осуществления кратковременного отключения генераторов энергодефицитной части системы, обеспечивающего сохранение динамической устойчивости энергосистемы даже при самых тяжелых трехфазных коротких замыканиях в ее электрической сети.

2. Предложен подход к аналитическому представлению взаимного движения роторов генераторов двухмашинной схемы замещения электроэнергетической системы в виде движения одного эквивалентного генератора с нагрузкой, работающего на шины с неизменным напряжением, и доказано, что при таком подходе для анализа динамической устойчивости двухмашинной системы применимы все те же известные методы анализа, что и в случае простейшей схемы системы: генератор - шины бесконечной мощности.

3. Получено аналитическое решение задачи определения необходимости применения коммутационных воздействий в энергосистеме для осуществления кратковременного отключения генераторов в ее энергодефицитной части по условию сохранения динамической устойчивости, разработаны алгоритмы управления коммутационными воздействиями, обеспечивающие минимальную кратковременность отключенного состояния генераторов.

Л. Применительно к схеме замещения ЭХ Туниса проведены исследования эффективности коммутационных воздействий с отключением ге-

нераторов в ее энергодефицитной части с управлением, осуществляемым в соответствии с разработанными алгоритмами, и обоснованно сделано предложение для внедрения рассмотренного вида коммутационных воздействий в энергосистеме Туниса.

Меч. л. ^Тираж /ОС Закл) ХХ>Ч

Типография МГ-Ш, Кр;к'1юказарме1ш;!я. I'!.