Способ выявления и ликвидации асинхронного режима в электроэнергетической системе устройством автоматики

 

Использование: в качестве элемента противоаварийного управления энергосистемой при возникновении в ней асинхронного режима. Технический результат заключается в построении селективного способа выявления и ликвидации асинхронного режима энергосистемы в условиях неполной информации об эквивалентных параметрах ее схемы замещения и структуры энергосистемы в процессе эксплуатации. Способ заключается в том, что используют только информацию о параметрах зоны передачи, контролируемую данным устройством автоматики, по измеренным токам и напряжениям в узле энергосистемы и информации о сопротивлениях участков электропередачи, контролируемой устройством автоматики, и зоны формируют траектории напряжений в узлах, ограничивающих контролируемую зону, определяют центры и радиусы дуг окружностей указанных траекторий в комплексной плоскости системы координат напряжения в узле измерения, определяют по полученным комплексным значениям центров и радиусов текущее значение угла электропередачи между векторами э.д.с. эквивалентных генераторов, сравнивают полученное значение текущего угла электропередачи с величиной уставки и по результатам сравнения фиксируют наличие асинхронного режима в энергосистеме, рассчитывают для каждой из указанных траекторий напряжения параметр в виде отношения модуля вектора радиуса окружности к модулю вектора центра, сравнивают указанные параметры траекторий напряжения на границах контролируемой зоны передачи и в узле измерения и фиксируют попадание электрического центра качаний в тот контролируемый участок передачи, для которого один из параметров больше единицы, а другой меньше единицы, а в случае равенства одного из параметров траектории напряжения узла единице фиксируют попадание электрического центра качаний в этот узел. При использовании в качестве уставки для выявления АР критический угол электропередачи предлагается в качестве определяющего параметра рассматривать знак производной скольжения. При работе системы автоматики в многоступенчатом режиме число циклов АР предлагается рассчитывать с использованием суммарного изменения угла передачи. 2 з.п.ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к электротехнике, а именно к системной автоматике, и может быть использовано как элемент противоаварийного управления энергосистемой при возникновении в ней асинхронного режима.

Известен наиболее общий способ выявления и ликвидации асинхронного режима (АР) энергосистем (ЭС), базирующийся на измерении напряжения и токов в узле ЭС и косвенном определении критического угла между векторами э.д.с. эквивалентных генераторов в защищаемой ЭС, представленной двухмашинной схемой замещения [1] . Действие способа основано на использовании реле направления мощности и реле сопротивления, с помощью которых по изменению знака мощности фиксируется наличие АР электропередачи, а по величине и аргументу сопротивления - попадание электрического центра качаний (ЭЦК) в контролируемую противоаварийной автоматикой зону ЭС.

Недостатками известного способа является его низкие селективность и чувствительность, поскольку реально фиксируемое изменение знака мощности зависит от режима и структуры электропередачи (в частности от величины и характера нагрузки в узле включения измерительных органов автоматики), а величина сопротивления формируется на основе отношения измеряемых напряжения и тока, проходящих в режиме АР через свои экстремальные значения. Указанный способ не позволяет достоверно прогнозировать развитие АР и фиксировать момент нарушения устойчивости ЭС в соответствии с известными критериями [2].

Наиболее близкими к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ, заключающийся в измерении токов и напряжений в узле электропередачи, преобразовании измеренных величин в векторы напряжений и токов, определении модулей и углов векторов напряжений в узлах энергосистемы, определении угла электропередачи δ между векторами э.д.с. эквивалентных генераторов в двухмашинной схеме замещения энергосистемы, сравнении полученных значений с заданными уставками, определении электрического центра качаний, определении дефицитной и избыточной частей энергосистемы в асинхронном режиме и формировании на основе результатов сравнения действия противоаварийной автоматики [3].

Достоинством способа является возможность непосредственного, а не косвенного определения угла между векторами э.д.с. эквивалентных генераторов двухмашинной схемой замещения энергосистемы и определения попадания электрического центра качаний в контролируемую зону на основе сравнения модулей и аргументов векторов напряжений по границам этой зоны, а не по результатам отношения экстремальных значений напряжений и токов.

Следует отметить, что в отличие от [1], базирующегося на использовании релейных элементов, реализация способа [3] предполагает использование микропроцессорной техники, что в настоящее время рассматривается как базовое направление формирования системной автоматики.

Общим недостатком указанных известных способов является необходимость использования полной информации о параметрах схемы замещения ЭС сложной структуры ее двухмашинным эквивалентом. Несоответствие параметров двухмашинной схемы замещения ЭС ее реальным значениям вследствие неоднозначности принципов эквивалентирования ЭС сложной структуры, возможного изменения режима эксплуатации электропередачи, действия устройств противоаварийного управления и т.п. приводит к необходимости вынужденного расширения диапазона параметров уставок срабатывания устройств и, как правило, неэффективным действиям в ряде режимов ЭС, наиболее опасными из которых являются ложные срабатывания.

Наиболее точной информацией службы эксплуатации ЭС располагают о параметрах контролируемой устройством автоматики и выявления асинхронного режима (АЛАР) локальной зоны электропередачи. Устройства АЛАР включены в узлы энергосистемы и фиксируют как наличие АР по всей электропередаче, так и попадание ЭЦК в контролируемую каждым отдельным устройством зону. Поскольку в конечном счете каждое из устройств АЛАР формирует сигнал на срабатывание определенного выключателя или группы выключателей, то ошибочность в действии устройства может привести к очень серьезным последствиям.

Цель изобретения - построение селективного способа выявления и ликвидации асинхронного режима энергосистемы в условиях неполной информации об эквивалентных параметрах ее схемы замещения и структуры энергосистемы в процессе эксплуатации.

Поставленная цель достигается тем, что в известной последовательности операций, выполняемой устройством автоматики выявления и ликвидации асинхронного режима энергосистемы, заключающейся в измерении токов и напряжений в узле электропередачи, преобразовании измеренных величин в вектора напряжений и токов, определении на основе информации о сопротивлениях двухмашинной схемы замещения электропередачи модулей и аргументов векторов напряжений в узлах энергосистемы, определении угла электропередачи δ между векторами э.д. с. эквивалентных генераторов двухмашинной схемы замещения энергосистемы, сравнении полученных значений с заданными уставками, определении места электрического центра качаний, определении дефицитной и избыточной частей энергосистемы в асинхронном режиме и формировании на основе результатов сравнения действия автоматики выявления и ликвидации асинхронного режима, для реализации поставленной цели используют только информацию о параметрах зоны передачи, контролируемую данным устройством автоматики, формируют систему координат, вращающуюся синхронно с частотой номинального режима передачи, совмещают амплитуду номинального напряжения в узле измерения с осью вещественных чисел комплексной плоскости указанной системы координат, по измеренным токам и напряжениям в узле энергосистемы и информации о сопротивлениях зоны передачи, контролируемой данным устройством автоматики, формируют в асинхронном режиме траектории напряжений в узле измерения и узлах, ограничивающих контролируемую зону, определяют центры и радиусы дуг окружностей указанных траекторий в комплексной плоскости указанной системы координат, определяют по полученным комплексным значениям центров и радиусов текущее значение угла электропередачи между векторами э.д.с. эквивалентных генераторов двухмашинной схемы замещения энергосистемы и по результатам сравнения полученного значения угла с величиной уставки фиксируют наличие асинхронного режима в энергосистеме, рассчитывают для каждой из указанных траекторий напряжения параметр в виде отношения модуля вектора радиуса окружности к модулю вектора центра, сравнивают указанные параметры траекторий напряжения на границах контролируемой зоны передачи и в узле измерения и фиксируют попадание электрического центра качаний в тот контролируемый участок передачи, для которого один из параметров больше единицы, а другой меньше единицы, а в случае равенства одного из параметров траектории напряжения узла единице фиксируют попадание электрического центра качаний в этот узел.

При использовании в качестве уставки для выявления асинхронного режима энергосистемы критического угла электропередачи, зависящего от режима и структуры энергосистемы, дополнительно предлагается в диапазоне углов электропередачи, превышающих предельные углы рабочего режима, преимущественно 90^o, рассчитывать по изменению угла электропередачи за время между последовательными моментами определения его текущего значения взаимное скольжение векторов э.д.с. эквивалентных генераторов и его производную по времени, определять знак производной скольжения и при изменении знака производной скольжения фиксировать наличие асинхронного режима в энергосистеме.

При работе устройства автоматики в многоступенчатом режиме дополнительно предлагается рассчитывать число циклов асинхронного режима по суммарному изменению текущего угла электропередачи за время, задаваемое уставкой, сравнивать полученное число циклов с величиной, задаваемой уставкой, и в случае выполнения условий сравнения, фиксировать наличие электрического центра качаний в контролируемой зоне для формирования действия противоаварийного управления энергосистемой.

Фиг. 1 иллюстрирует двухмашинную схему замещения электроэнергетической системы с узлом отбора мощности, к которому подключены измерительные органы автоматики выявления и ликвидации асинхронного режима при параллельной работе эквивалентного генератора с системой бесконечной мощности; на фиг.2 показаны траектории изменения в комплексной плоскости системы координат напряжения в узле измерения и в одном из узлов на границе контролируемой устройством автоматики зоны при асинхронном режиме однородной электропередачи без отбора мощности; на фиг. 3 - кривые изменения взаимного скольжения и ее производной при асинхронном режиме энергосистемы.

Двухмашинная схема замещения электропередачи на фиг.1 содержит эквивалентные генераторы 1 и 2 с э.д.с. причем генератор 2 соответствует системе бесконечной мощности с шинами неизменного напряжения и частоты, микропроцессорное устройство АЛАР 3, реализующее предложенный способ, участки 4, 5 энергосистемы, входящие в зону электропередачи, контролируемую АЛАР, участки 6, 7 энергосистемы, контролируемые другими устройствами АЛАР, комплексную нагрузку 8 в узле отбора мощности. Устройство 3 измеряет мгновенные значения токов i₁, i₂, i₃ и напряжения u₀. Сопротивления участков 4, 5 энергосистемы , входящие в зону электропередачи, контролируемую устройством 3, считаются известными с точностью, необходимой для функционирования автоматики ликвидации АР. Сопротивление 8 рассчитывается по измеренным значениям токов и напряжений и считается известным. Эквивалентные сопротивления участков передачи 6, 7, как правило, точно не известны. Соответственно не известны сопротивления . Не известны также значения э.д.с. эквивалентного генератора 1 и генератора 2. Известные значения сопротивлений , задаются в блоке уставок микропроцессорного устройства 3.

В соответствии с изложенным способом устройство автоматики 3 формирует в узле измерения систему координат, вращающуюся синхронно с частотой номинального режима передачи, совмещает амплитуду номинального напряжения в узле измерения с осью вещественных чисел комплексной плоскости указанной системы координат и преобразует измеренные токи и напряжения с учетом информации о сопротивлениях участков в вектора напряжений .

На фиг. 2, представляющей траектории комплексов напряжений , для однородной электропередачи без отбора мощности, δ - угол электропередачи; 9, 10 - векторы центров окружностей, характеризующих изменения в асинхронном режиме передачи комплексов напряжений соответственно; 11, 12 - векторы радиусов, определяющих движение в комплексной плоскости координат напряжений соответственно; γ - угол сдвига сформированной устройством автоматики системы координат относительно э.д.с. .

На фиг.3 кривая 13 характеризует изменение взаимного скольжения векторов э.д.с. в АР, кривая 14 - изменение производной скольжения.

Для понимания принципа функционирования автоматики выявления и ликвидации АР по заявленному способу рассмотрим выражения комплексов напряжений, , в сформированной системе координат для схемы электропередачи на фиг.1. Считаем, что передача неоднородная, т.е. аргументы комплексных сопротивлений, указанных на схеме, неодинаковые, и содержит узел отбора мощности, представленный сопротивлением . При таких условиях рассматриваемая схема (фиг.1) отвечает режимам работы большинства электропередач реальных энергосистем сложной структуры.

Вводя обозначения определим значения комплексов напряжения в узлах электропередачи в виде ;

В приведенных выражениях u_m - амплитуда напряжения номинального режима в узле измерения, совмещенная с осью вещественных чисел в комплексной плоскости сформированной системы координат; k - отношение модулей векторов эквивалентных э.д.с.; - векторы, определяющие на комплексной плоскости центры окружностей траекторий изменения напряжений в узле измерения () и узлах контроля; - векторы радиусов соответствующих окружностей, изменяющие свое положение в зависимости от угла передачи δ.

Следует отметить, что для определения центров и радиусов годографов напряжения, построенных на основе информации о токах и напряжениях в узле измерения, может быть использован один из известных способов анализа траекторий точек, формирующих окружность или дуги окружности, в частности метод наименьших квадратов, метод общей линейной регрессии, метод измененной линейной регрессии [4].

Неизвестные параметры передачи и текущий угол передачи δ находятся по рассчитанным в реальном времени асинхронного режима значениям векторов



Как уже указывалось, хотя в теории и практике расчета режимов ЭС существуют методики эквивалентирования параметров энергосистемы, однако их реализация требует проведения большого объема вычислительных работ, а достоверность получаемых эквивалентов весьма приблизительна, особенно в процессе реального времени АР, вызванного изменением режима и структуры электропередачи.

В связи с этим в предлагаемом способе реализуется задача построения такой последовательности операций в процессе выявления и ликвидации АР, для выполнения которой необходима и достаточна только информация о величинах, непосредственно доступных для измерения () и о параметрах электропередачи, доступных для непосредственной и достоверной оценки. К последним следует отнести сопротивления участков 4, 5 передачи внутри контролируемой зоны, которые, как правило, известны службам эксплуатации ЭС с достаточно высокой точностью, и соответствующие этим сопротивлениям напряжения в узлах границах контролируемой зоны и .

В качестве неизвестных параметров рассматриваются эквивалентные сопротивления Z₁, Z₂ и угол передачи δ, необходимые для формирования действия автоматики, а также эквивалентные э.д.с. и коэффициент k

Решаемая предлагаемым способом задача относится к типу обратных задач, в которых по информации о процессе необходимо определять параметры процесса. Решение этой задачи позволяет реализовать адаптивный алгоритм выявления АР в ЭС, для функционирования которого не требуется задавать внешние уставки, не относящиеся непосредственно к параметрам контролируемого участка ЭС.

В электроэнергетической системе сложной структуры только фиксации наличия АР электропередачи недостаточно для формирования сигнала срабатывания автоматики ликвидации асинхронного режима, поскольку не определено место нахождения электрического центра качаний. Так как электропередачи снабжены целым рядом устройств АЛАР, каждое из которых контролирует отдельные участки энергосистемы, то чрезвычайно важным является срабатывание именно того устройства, на контролируемом участке которого при АР передачи зафиксировано попадание ЭЦК. Реакция автоматики на попадание ЭЦК в границы контролируемой этой автоматикой зоны является необходимым условием селективной работы устройства АЛАР, так как одновременное срабатывание нескольких устройств, реагирующих на возникновение АР в ЭС, может привести к отключению целых частей энергосистемы от источников питания и способствовать развитию ее неустойчивости.

Принцип фиксации попадания ЭЦК в зону, контролируемую устройством автоматики, поясняется диаграммой траекторий напряжения в узле измерения и в одном из контролируемых узлов на границе зоны (фиг.2). Для простоты обоснования предлагаемого способа траектории соответствуют изменению напряжений в однородной передаче без отбора мощности .

На фиг.2 построены траектории изменения напряжения напряжений , , причем для однородной передачи без отбора мощности




Условием попадания ЭЦК в контролируемую устройством автоматики зону при асинхронном режиме передачи является сдвиг векторов напряжений на границах контролируемой зоны относительно вектора напряжения в узле измерения на 180^o. Как видно из фиг.2, это возможно только тогда, когда одна из траекторий охватывает центр координат.

Соответствующий этому условию признак способа реализуется соотношением

Если обе окружности охватывают или не охватывают центр координат, то ЭЦК находится вне контролируемой зоны. Если одна из окружностей касается центра координат, то ЭЦК находится в узле, который соответствует этой окружности.

В качестве уставки угла электропередачи δ, превышение которого позволяет фиксировать наличие АР в энергосистеме, рассматривается угол δ_уст, соответствующий моменту возможного нарушения устойчивости ЭС [2], [3]. Естественным значением угла δ_уст, при котором выполняется указанное условие, является его равенство критическому углу передачи δ_KP. В то же время величина критического угла δ_KP существенным образом зависит от режима работы и структуры ЭС и относится к разряду информации, которая не может быть однозначно задана к моменту возникновения асинхронного режима.

Предлагаемый способ позволяет использовать величину критического угла в качестве уставки для фиксации наступления асинхронного режима передачи. Определяющим параметром в этом случае служит величина взаимного скольжения S (13 на фиг.3) между векторами э.д.с. 1, 2 (фиг.1).

При синхронных качаниях взаимное скольжение 13 периодически меняет свой знак, в то время как в асинхронном режиме вследствие непрерывного увеличения δ знак S сохраняется постоянным. Изменение знака производной скольжения по времени происходит при прохождении ее через ноль в моменты равенства угла передачи углу рабочего режима δ = δ₀ или критическому углу δ = δ_KP (кривая 14 на фиг.3).

От изменения знака производной скольжения, происходящего в зоне рабочих углов δ₀, можно отстроится, производя оценку знака производной скольжения за пределами максимального рабочего угла (δ₀ ≈ 90°).

Основным преимуществом изложенного принципа выявления асинхронного режима ЭС является то, что он позволяет фиксировать наличие АР в момент его наступления, т.е. в точке δ = δ_KP, не ожидая момента δ≥180°, который соответствует предельному значению критического угла при полном сбросе мощности турбины эквивалентного генератора.

АЛАР как элемент противоаварийной автоматики активно участвует в процессе ресинхронизации энергосистемы. При этом действия автоматики выявления и ликвидации АР с целью расширения ее функциональных возможностей, как правило осуществляются в трехступенчатом режиме. Первая ступень функционирует при выявлении первого цикла асинхронного режима, а вторая и третья ступени работают с выдержкой заданных уставками числа циклов и времени.

Предлагаемый способ позволяет фиксировать число циклов по величине суммарного изменения угла за время, задаваемое уставкой, сравнивать полученное число циклов с величиной, задаваемой уставкой, при выполнении условий сравнения фиксировать наличие ЭЦК в контролируемой зоне и формировать действия противоаварийного управления ЭЭС.

Реализация предложенного способа может быть осуществлена на основе использования микропроцессорной техники. В частности, микроконтроллер на базе микропроцессора Intel 196, использованный для реализации способа [3] на высоковольтной передаче Псков - Кингисеп, обладает достаточным ресурсом памяти и быстродействия для технического осуществления предложенного способа. По проведенным оценкам точность измерения угла δ с использованием данного микроконтроллера составит 1,5 - 3^o, что соответствует существующим требованиям эксплуатации энергосистем.

Источники информации
1. Гоник Я. Е. Обобщенные способы выявления асинхронного хода. Труды ин-та "Энергосетьпроект", вып. 4. М., Энергия, 1974.

2. Горев А. А. Избранные труды по вопросам устойчивости электрических систем. М, Госэнергоиздат, 1960.

3. Якимец И.В. и др. Обобщенные способы выявления асинхронного режима. Электричество, 1997, 11.

4. Chemov N.I., Ososkov G. A. Effective algorithms for circle fitting. Труды конференции Computer Physics Communications 33. Nord-Holland, Amsterdam, 1984.

Формула изобретения

1. Способ выявления и ликвидации асинхронного режима энергосистемы устройством автоматики, заключающийся в измерении токов и напряжений в узле электропередачи, преобразовании измеренных величин в вектора напряжений и токов, определении на основе информации о сопротивлениях двухмашинной схемы замещения электропередачи модулей и углов векторов напряжений в узлах энергосистемы, определении угла электропередачи δ между векторами э. д. с. эквивалентных генераторов двухмашинной схемы замещения энергосистемы, сравнении полученных значений с заданными уставками, определении места электрического центра качаний, определении дефицитной и избыточной частей энергосистемы в асинхронном режиме и формировании на основе результатов сравнения действия автоматики выявления и ликвидации асинхронного режима, отличающийся тем, что используют только информацию о параметрах зоны передачи, контролируемую данным устройством автоматики, формируют систему координат, вращающуюся синхронно с частотой номинального режима передачи, совмещают амплитуду номинального напряжения в узле измерения с осью вещественных чисел комплексной плоскости указанной системы координат, по измеренным токам и напряжениям в узле энергосистемы и информации о сопротивлениях зоны передачи, контролируемой данным устройством автоматики, формируют в асинхронном режиме траектории напряжений в узле измерения и в узлах, ограничивающих контролируемую зону, определяют центры и радиусы дуг окружностей указанных траекторий в комплексной плоскости указанной системы координат, определяют по полученным комплексным значениям центров и радиусов текущее значение угла электропередачи между векторами э. д. с. эквивалентных генераторов двухмашинной схемы замещения энергосистемы и по результатам сравнения полученного значения угла с величиной уставки фиксируют наличие асинхронного режима в энергосистеме, рассчитывают для каждой из указанных траекторий напряжения параметр в виде отношения модуля вектора радиуса окружности к модулю вектора центра, сравнивают указанные параметры траекторий напряжения на границах контролируемой зоны передачи и в узле измерения и фиксируют попадание электрического центра качаний в тот контролируемый участок передачи, для которого один из параметров больше единицы, а другой меньше единицы, а в случае равенства одного из параметров траектории напряжения узла единице фиксируют попадание электрического центра качаний в этот узел.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при использовании в качестве уставки для выявления асинхронного режима энергосистемы критического угла электропередачи, зависящего от режима и структуры энергосистемы, дополнительно в диапазоне углов электропередачи, превышающих предельные углы рабочего режима, преимущественного 90^o, рассчитывают по изменению угла электропередачи за время между последовательными моментами определения его текущего значения взаимное скольжение векторов э. д. с. эквивалентных генераторов двухмашинной схемы замещения энергосистемы и его производную по времени, определяют знак производной скольжения и при изменении знака производной скольжения фиксируют наличие асинхронного режима в энергосистеме.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при работе устройства автоматики в многоступенчатом режиме дополнительно рассчитывают число циклов асинхронного режима по суммарному изменению текущего угла электропередачи за время, задаваемое уставкой, сравнивают полученное число циклов с величиной, задаваемой уставкой, и в случае выполнения условий сравнения фиксируют наличие электрического центра качаний в контролируемой зоне для формирования действия противоаварийного управления энергосистемой.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3