Способ выявления и ликвидации трехмашинного асинхронного режима энергосистемы

 

Изобретение может быть использовано в мероприятиях противоаварийного управления энергосистемами при возникновении асинхронного режима. Используется способ выявления и ликвидации трехмашинного асинхронного режима энергосистемы, согласно которому измеряют напряжение в узле примыкания ветвей эквивалентных генераторов и токи в указанных ветвях, преобразуют измеренные величины в ортогональные составляющие, определяют комплексы ЭДС эквивалентных генераторов, сравнивают разность фаз ЭДС с уставкой и при превышении уставки формируют сигнал на деление энергосистемы. Дополнительно формируются две пары ветвей с эквивалентными генераторами, разность фаз ЭДС которых меньше уставки, определяют для каждой из указанных пар коэффициенты устойчивости, сравнивают коэффициенты устойчивости двух пар ветвей с эквивалентными генераторами и сохраняют в работе связь между генераторами пары ветвей, имеющей наибольший коэффициент устойчивости, формируя сигнал на отделение от энергосистемы ветви с третьим эквивалентным генератором. Технический результат - расширение функциональных возможностей автоматики выявления и ликвидации асинхронного режима путем прогнозирования развития аварии для возможных вариантов разделения энергосистемы и селективного деления ее на динамически устойчивые части. 2 ил.

Изобретение относится к электротехнике, а именно к системной автоматике, и может быть использовано в мероприятиях противоаварийного управления энергосистемами при возникновении асинхронного режима.

Локализация и прекращение асинхронного режима при возникновении его в одной из частей электроэнергетической системы сложной структуры является одной из важнейших задач противоаварийного управления, поскольку развитие этого режима может привести к нарушению устойчивости всего энергообъединения. В эксплуатации энергосистем неоднократно возникали ситуации многомашинного асинхронного режима, причем наиболее часто фиксировалось существование трех средних частот. В данном случае к наиболее тяжелым последствиям приводит не селективное деление энергосистемы, сопровождающееся дальнейшим развитием аварии в ее разделившихся частях.

Известен способ выявления асинхронного режима на основе косвенного определения взаимного угла между векторами ЭДС двух асинхронно работающих эквивалентных генераторов энергосистемы (1). Определяющие взаимный угол косвенные параметры - ток, напряжение, полное сопротивление - непригодны для однозначного и точного определения максимального критического значения этого угла, поскольку в его окрестности они проходят свои экстремальные значения.

Кроме того, использование косвенных параметров при определении взаимного угла между ЭДС возможно только при работе энергосистемы в двухмашинном асинхронном режиме в связи со сложной зависимостью напряжения и взаимной мощности от положения роторов нескольких (более двух) эквивалентных генераторов.

Известен наиболее близкий к предлагаемому способ выявления и ликвидации трехмашинного асинхронного режима энергосистемы, согласно которому измеряют напряжение в узле примыкания ветвей эквивалентных генераторов и токи в указанных ветвях, преобразуют измеренные величины в ортогональные составляющие, определяют комплексы ЭДС эквивалентных генераторов, сравнивают разность фаз ЭДС с уставкой и при превышении уставки формируют сигнал на деление энергосистемы.

Известный способ не позволяет селективно ликвидировать многомашинный асинхронный режим, поскольку не прогнозирует дальнейшее развитие аварии в разделившихся частях энергосистемы.

Цель изобретения - расширение функциональных возможностей автоматики выявления и ликвидации асинхронного режима путем прогнозирования развития аварии для возможных вариантов разделения энергосистемы и селективного деления ее на динамически устойчивые части, а также прогноза успешности ресинхронизации.

Поставленная цель достигается тем, что известный способ выявления и ликвидации трехмашинного асинхронного режима, включающий в себя измерение напряжения в узле примыкания ветвей эквивалентных генераторов и токов в указанных ветвях, преобразование измеренных величин в их ортогональные составляющие, определение комплексов ЭДС, сравнение разности фаз ЭДС с уставкой и формирование сигнала на деление энергосистемы, в аварийном режиме на динамически устойчивые части: при превышении одной из трех разностей фаз ЭДС эквивалентных генераторов величины уставки формируют две пары ветвей с эквивалентными генераторами, разность фаз, ЭДС которых меньше уставки, определяют для каждой из указанных пар коэффициенты устойчивости, сравнивают коэффициенты устойчивости двух пар ветвей с эквивалентными генераторами и сохраняют в работе связь между генераторами пары ветвей, имеющей наибольший коэффициент устойчивости, формируя сигнал на отделение от энергосистемы ветви с третьим эквивалентным генератором.

В качестве коэффициента устойчивости предлагается использовать соотношение, получаемое при решении уравнений движения двухмашинной системы при условии пренебрежения активными сопротивлениями межсистемных электропередач и демпфирующими факторами где δ_ik - разность фаз ЭДС эквивалентных генераторов в анализируемой паре ветвей i и k; P_Гik - амплитуда взаимной мощности эквивалентных генераторов в ветвях i и k; P_Tik - мощность эквивалентной турбины генераторов в ветвях i и k, δ_ikу - угол, соответствующий установившемуся режиму трехмашинной системы при отключении одного эквивалентного генератора.

Угол δ_ik является режимным параметром трехмашинной энергосистемы, определяемым в процессе асинхронного режима при выполнении взаимных действий, согласно предлагаемому способу.

Амплитуда взаимных мощностей эквивалентных генераторов в ветвях i и k соответствует режиму отделения третьего генератора и равна где E_i, E_k - комплексы ЭДС эквивалентных генераторов в ветвях i и k, определяемые при выполнении взаимных действий, согласно предлагаемому способу; Y_ik - модуль взаимной проводимости ветвей i и k при условии отделения третьего генератора, являющийся параметром исходного доаварийного режима.

Мощность эквивалентной турбины генераторов в ветвях i и k определяется в виде
где P_T, P_j - мощность турбины и приведенные к базисной мощности постоянные инерции эквивалентных генераторов, являющиеся параметрами исходного доаварийного режима;
P_ii, P_kk - собственные мощности в ветвях i и k после отделения третьего генератора.

где Y_ii, Y_kk - модули собственных проводимостей ветвей i и k;
ϕ - аргумент собственной проводимости, α = 90°-ϕ.
На фиг. 1 приведена схема трехмашинной энергосистемы, а на фиг. 2 - векторная диаграмма ЭДС генераторов, поясняющие реализацию изложенного способа. В схеме на фиг. 1 нагрузка энергосистемы разнесена к точкам приложения ЭДС генераторов, отождествляя тем самым собственную мощность генераторов со значениями их местной нагрузки.

На фигурах приняты следующие обозначения:
- 1, 2, 3 - эквивалентные генераторы, соответствующие трем частям энергосистемы в асинхронном режиме;
- 4, 5, 6 - собственные мощности их местной нагрузки;
- 7, 8, 9 - сопротивления Zl, Z2, Z3 ветвей с эквивалентными генераторами;
- 10, 11, 12 - выключатели ветвей, действующие по сигналу делительной автоматики 13.

Фиксированными параметрами при реализации способа являются номинальные мощности генераторов P_ном, мощности турбин P_т, а также собственные и взаимные проводимости пар ветвей Y_ii, Y_ik, соответствующие условиям предаварийного режима.

По измеренным токам ветвей и напряжению U в узле включения делительной автоматики 13 рассчитываются комплексы ЭДС эквивалентных генераторов

и определяется разность их фаз
δ_ik= ϑ_i-ϑ_k (5)
При превышении разностью фаз ЭДС одной из фаз эквивалентных генераторов критического значения (уставки), например δ₃₁≥ 180° (фиг. 3), делительная автоматика производит выбор потенциально наиболее устойчивой пары связанных через сопротивления ветвей генераторов. В рассматриваемом на фиг. 3 случае такими парами могут быть связи генераторов E₃ - E₂ или E₂ - E₁. Для оценки динамически наиболее устойчивой связи генераторов в соответствии с выражением (1) рассчитывают коэффициенты устойчивости пар и сравнивают их друг с другом. По результату сравнения делительная автоматика 13 формирует сигнал на срабатывание одного из выключателей 10, 12, оставляя в работе связь между генераторами пары ветвей, имеющей наибольший коэффициент устойчивости.

В общем случае действие устройства 13 могут быть направлены и на сохранение устойчивой связи пары генераторов, имеющей наименьший коэффициент устойчивости. Однако, учитывая, что при многомашинном асинхронном режиме ресинхронизация электроэнергетической системы маловероятна, мероприятия по ликвидации аварийной ситуации следует скорее отнести к действиям делительной автоматики.

Исходя из того, что оценка динамически устойчивых пар генераторов должна проводиться в реальном времени первого асинхронного режима, делительная автоматика формируется на базе микропроцессорной техники.

В отличие от известных способов ликвидации многомашинного асинхронного режима предлагаемое техническое решение обеспечивает выявление этого режима и селективное деление электроэнергетической системы на динамически устойчивые части, исключающее дальнейшее развитие аварии.

Источники информации:
1. Гоник Я.Е., Иглицкий Е.С. "Автоматика ликвидации асинхронного режима" г. Москва, Энергоатомиздат, 1988.

2. Якимец И. В. , Глускин И.3., Наровлянский В.Р. "Обобщенные способы выявления асинхронного режима энергосистемы." - Электричество, N 11, 1997.

Формула изобретения

Способ выявления и ликвидации трехмашинного асинхронного режима энергосистемы путем измерения напряжения в узле примыкания ветвей эквивалентных генераторов и токов в указанных ветвях, преобразования измеренных величин в их ортогональные составляющие, определения комплексов ЭДС эквивалентных генераторов, сравнения разности фаз ЭДС с уставкой и формирования сигнала на деление энергосистемы, отличающийся тем, что при превышении одной из трех разностей фаз ЭДС эквивалентных генераторов величины уставки формируют две пары ветвей с эквивалентными генераторами, разность фаз ЭДС которых меньше уставки, определяют для каждой их указанных пар коэффициент устойчивости в виде

где P_гik - амплитуда взаимной мощности эквивалентных генераторов в ветвях i и k;
P_Tik - мощность эквивалентной турбины генераторов в ветвях i и k;
δ_ikу - разность фаз ЭДС эквивалентных генераторов i и k, соответствующая установившемуся режиму системы при отключении одного эквивалентного генератора;
δ_ik - разность фаз ЭДС эквивалентных генераторов i и k, в асинхронном режиме энергосистемы,
сравнивают коэффициенты устойчивости двух пар ветвей с эквивалентными генераторами и сохраняют в работе связь между генераторами пары ветвей, имеющей наибольший коэффициент устойчивости, формируя сигнал на отделение от энергосистемы ветви с третьим эквивалентным генератором.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2