Актуальність теми
Як відомо, у зв'язку з роз'єднанням єдиної енергосистеми союзу радянських соціалістичних республік (СРСР) на об'єднані системи країн співдружності незалежних держав (СНД), структура цих енергосистем не відповідає сукупностях режимів роботи, так як планувалися ті, що використовувалися раніше. Таким чином, відбулися величезні зміни в циркуляції потужностей по системі. У таких умовах важко вирішити завдання оптимальної конфігурації електричної системи, а тому передчасно проаналізувати завантаження ліній реактивними й активними потужностями, завчасно оцінити пропускну здатність тієї чи іншої лінії електропередач (ЛЕП) і на основі цього аналізу виявити лінії з низькими запасами стійкості паралельної роботи. У таких умовах зростає можливість виникнення важких аварійних процесів через наявність "слабких ліній зв'язку між окремими частинами електричної системи. А, як відомо, саме в них можливе виникнення асинхронного ходу по передачі внаслідок появи великих небалансів потужності в окремих підсистемах.
Виникає необхідність в оперативному виявленні умов, що допускають короткочасний асинхронний режим і забезпечення результуючої стійкості в системах, що містять слабкі міжсистемні зв'язку (СМС), що підтверджує актуальність теми.
У Радянському Союзі був придбаний певний досвід використання асинхронного режиму (АР), як ефективного засобу підвищення надійності та живучості електроенергетичної системи (ЕЕС). Як показує досвід експлуатації, стійкість ЕЕС в деяких випадках відновлюється без відключення СМС, тобто відбувається успішна ресинхронізація. У разі АР відновлення підсистем можливо або шляхом відключення міжсистемної зв'язку з подальшою синхронізацією (при цьому виникає необхідність дії автоматичного частотного розвантаження (АЧР) і відключення деяких споживачів у дефіцитній зоні ЕЕС і відключення ряду генераторів в надлишкової частини системи), або шляхом її ресинхронізації. В останньому випадку можливий відносно довгий АР, допустимість якого, з умов паралельної роботи генераторів, в середині кожної підсистеми повинна бути перевірена. Забезпечити ресінхронізацію, відновити синхронну роботу ЕЕС можливо протягом кількох секунд, у той час як для, того щоб провести точну синхронізацію ЕЕС, треба іноді кількох десятків хвилин і більше. При допущенні короткочасних АР по СМС важливо знати середні значення режимних параметрів у кожній з підсистем. Разом з цим допустимість АР по СМС може обмежуватися умовами стійкості відповідальних вузлів навантаження, виявлених поблизу електричного центру хитань. При цьому необхідно переконатися, що в синхронно працює підсистемі, яка містить СМС, не виникає взаємних хитань, що може бути обумовлено явищем електромеханічного резонансу при слабкому демпфування хитань. Таким чином, короткочасний АР допустимо в енергосистемі, якщо виконуються наступні умови: немає небезпеки пошкодження асинхронно працюючих генераторів; в результаті дії автоматики можлива ресинхронізація; обурення, що виникають внаслідок АР в енергосистемі, не призводить до подальшого розвитку аварії.
Метою роботи є розробка аналітичної методики визначення середніх значень режимних параметрів при сталому асинхронному ході по слабких міжсистемних зв'язків, а також оцінка критичних параметрів при великих коливаннях, що викликають вторинне порушення стійкості.
Апробація роботи
Деякі методи вирішення даної проблеми були розглянуті на XV всеукраїнської студентської науково-технічної конференції «Електротехнічні та електромеханічні системи» (Севастополь, СевНТУ - 2010).
Постановка завдання
У ряді робіт зарубіжних і вітчизняних вчених відзначається, що фундаментальні зміни в енергетиці, пов'язані зі структурною перебудовою і впровадженням енергетичного ринку, порушують ієрархічні зв'язку існуючої системи управління, яка раніше охоплювала єдину ЕЕС. Як наслідок, спостерігається значне зростання кількості технологічних завдань при управлінні електроенергетичними об'єктами, їх різноманітність та інтеграція через динамічність ситуацій, які необхідно аналізувати. Впровадження мікропроцесорної техніки в різні системи управління та розвиток нових телекомунікаційних технологій створює умови для побудови інтегрованих (автоматизована і автоматична) систем управління енергетичними об'єктами на єдиній інформаційній основі. Так, 34 комітетом СІГРЕ запропоновані функції інтегрованої системи управління підстанцією і певні нормативи надійності для реалізації цих функцій.
Для забезпечення необхідної надійності систем електропостачання потрібне створення як інформаційно-керуючих систем для локальних електроенергетичних об'єктів, що враховують особливості технологічних завдань управління локальними об'єктами та елементами і забезпечують рішення різнопланових завдань у конкретних ситуаціях, так і автоматичних систем управління на основі цифрових пристроїв протиаварійної автоматики (ПА) [1].
Рівень використання інтелектуальних методів у побудові сучасних пристроїв протиаварійної автоматики дозволяє реалізувати роботу останніх, як адаптується пристроїв. Узагальнена функціональна модель пристрою ПА включає пускові органи, органи спрацьовування й ін Програмне забезпечення цифрових пристроїв ПА реалізує математичні моделі пускових органів. Зрозуміло, що ефективність цифрових пристроїв ПА, особливо забезпечення адаптації до поточного стану і врахування особливостей протікання перехідного процесу в часі, в значній мірі залежить від реалізує методу оцінки ситуації (режиму і стану).
Сучасний стан систем автоматичного керування в електроенергетичних системах України може бути охарактеризований неоднозначно: з одного боку створені і впроваджуються цифрові пристрої ПА, а з іншого боку використовуються застарілі математичні моделі та способи оцінки перехідних режимів, що не забезпечують можливості адаптації пристроїв до поточного стану, що зменшує ефективність управління. Аналіз використання мікропроцесорних пристроїв для реалізації протиаварійного управління показує, що ті методи і моделі, що використовуються для оцінки поточного стану і режиму побудовані на ряді припущень. Наслідком такого підходу є зменшення ефективності функціонування пристрою, а в ряді випадків не забезпечується правильна робота тому, що модель не враховує особливостей ситуації, яка виникла.
При цьому слід підкреслити, що інформатизація є перспективним і менш витратним способом підвищення ефективності функціонування систем управління ЕЕС.
Таким чином, актуальною є розробка удосконалених методів і математичних моделей, в першу чергу, для пускових органів цифрових пристроїв ПА.
Аналіз існуючих підходів і методів оцінки режимів роботи електричних систем
Аналіз великої кількості робіт показує, що методи аналізу динамічної стійкості в ЕЕС можуть бути розбиті на наступні групи:
- чисельні методи оцінки стійкості в тимчасовій області на основі рішення систем рівняння, що описують перехідні процеси;
- прямі методи за типом Ляпунова;
- експрес-методи;
- методи на основі теорії розпізнавання образів.
Чисельні методи оцінки стійкості в тимчасовій області
Ці методи дозволяють: отримати інформацію про зміни параметрів режиму; сформулювати будь-який сценарій аналізу стійкості.
Проте ці методи не дозволяють:
- визначити область режимів, які необхідно аналізувати (немає рекомендацій для відсічення обурення з точки зору стійкості);
- безпосередньо оцінити запаси стійкості;
- отримати узагальнюючі рекомендації з управління стійкістю;
- вимагають багаторазового рішення систем управління для оцінки граничних умов стійкості.
Основною перевагою прямих методів оцінки стійкості є безпосереднє обчислення меж динамічної стійкості (без повторних обчислень), зручне визначення запасів стійкості. Однак застосування цих методів обмежено через прийняття істотних припущень при реалізації методів, які засновані на теорії Ляпунова. Але прийняття припущень не дозволяють отримати достовірну інформацію про зміну параметрів режиму, а значить реалізувати оптимальне управління конкретним режимом [2-7].
Прямі методи за типом методу Ляпунова
Значна кількість робіт було направлено на розробку псевдо-Ляпуновскіх підходів, здатних вирішити задачу аналізу динамічної стійкості так, щоб це було досить гнучко з точки зору моделювання енергосистем, з точністю, яка не поступається аналізу в тимчасовій області, і ефективно відносно обчислень.
Ці дослідження дозволили сформулювати наступні висновки:
- проблему оцінки області стійкості можна вирішувати, розглядаючи двухмашинні або одномашинний еквівалент багатомашинних енергосистемах;
- проблему моделювання можна? вирішувати шляхом інтеграції прямого методу з урахуванням процесів у часовій області.
Наступні роботи спрямовані на розробку гібридних методів, серед яких можна визначити ті, в яких розглядаються функції Ляпунова для багатомашинних системи при виконанні розрахунку повз траєкторії руху і ті, в яких розглядається одномашинний еквівалент у багатомашинних енергосистемах. У другому випадку застосовується критерій — метод площі при спрощення завдання і метод SIME. Обидва методу застосовують класичну спрощену модель синхронної машини, але метод SIME враховує зміну параметрів режиму у часі, оскільки вони розраховуються програмою аналізу процесів у часовій області. Таким чином, метод SIME є гібридизацією методу площі з інформацією про процес у часовій області. На основі методу площі визначаються запаси стійкості машини, які відповідають за втрату синхронізм.
Залежно від того, яким чином отримано інформацію про параметри режиму у часі — від програми розрахунку перехідного процесу або від засобу вимірювань параметрів режиму реальної системи в темпі процесу розрізняють реалізацію гібридних додатків в формі превентивного або протиаварійної SIME. Метод превентивного SIME в цьому стикується з промисловими програмами і перевірений на багатьох моделях енергосистем (SIME EUROSTAG — бельгійська версія; EDF, Франція; SIME ETMSP — американські тестові системи EPRI; SIME ST600 — Hudro-Quebec Канада та енергосистеми Бразилії). Використовуються класичні моделі синхронного генератора. Найбільш повна модель враховує фізичні процеси в роторі генератора за допомогою одного демпферного контуру в осях d і q.
Методи на основі розпізнавання образів
У складних електричних системах (ЕС) функції виявлення аварійних режимів виконує релейний захист.
На практиці, в ряді випадків, аварійні режими ЄС за своїми параметрами (ознаками) подібні нормально-експлуатаційних. Наприклад, короткі замикання можна вважати подібними режиму начерки асинхронної навантаження, синхронізації генераторів на паралельну роботу та ін У цих випадках існуючі методи і засоби оперативного управління режимами ЄС не завжди дозволяють найкращим чином впоратися із завданням класифікації аварійних режимів. Для створення автоматизованої системи управління ЄС, необхідно вирішити декілька важливих завдань, в тому числі завдання безпомилкового розпізнавання аварійних ситуацій в ЄС.
Оскільки для вирішення цього завдання потрібна обробка значного обсягу статистичних даних, виявлення конкретних специфічних якостей, які належать класу розглянутих режимів, та прийняття рішення про стан ЄС в умовах невизначеності, то доцільно реалізувати її методами статистичної теорії розпізнавання образів.
При вирішенні задач розпізнавання, досліджуваний режим, який описується m параметрами (ознаками), представляється у вигляді вектора (об'єкта) у m-мірному просторі спостережень. Розпізнавання образів - це прийняття рішення, встановлює приналежність нового, раніше в процесі вивчення об'єкта, не розглядалося, до даного класу об'єктів (образу) шляхом порівняння властивостей цього об'єкта з уже відомими і вивченими. Вся сукупність параметрів (ознак), що характеризують аварійну ситуацію в ЕЕС, розбивається на три групи:
- кількісні ознаки, якщо значення ознак можуть бути виражені в чисельному вигляді (наприклад, параметри режиму, тривалість аварії, опір елементів ЕЕС і т.д.);
- якісні (рангові) ознаки, якщо значення ознаки не виражаються числами, але характеризують різну ступінь прояву якого властивості об'єктів, внаслідок чого можлива ранжування ознак (наприклад, види коротких замикань, регулятори порушення пропорційної і сильної дії і т.д.);
- класифікаційні (номінальні) ознаки, коли значення ознаки не є числами і не пов'язані природним упорядкуванням. Цей тип ознак можна представити при вирішенні задач розпізнавання ситуацій в ЕЕС у вигляді логічних змінних, що приймають значення нуль або одиниця. До останньої групи ознак належать напрямку потоків потужності по лініях, наявність або відсутність АПВ на ПЛ, стан ліній електропередачі і резервних генераторів в ЕЕС (включені або відключені) і т.п.
Для математичного опису процедури розпізнавання використовуються: детерміновані методи; ймовірні методи; статистичні методи [8,9].
Застосування методів експрес-оцінки режимів роботи електричних систем
Однією з основних завдань управління режимами електричних систем є управління перехідними процесами, які виникають при великих збуреннях. Управління ними здійснюється різними пристроями протиаварійної автоматики, у більшості з яких реалізований принцип програмного дії. Недоліки автоматики такого типу загальновідомі. Тому дуже перспективним є створення автоматики з зручне, яка, пристосовуючись до змін параметрів системи і режиму, змінює свої закони управління, значення уставок та ін Реалізація такого принципу управління припускає створення пристроїв, які дозволяють виявляти характер перехідного процесу в темпі його перебігу. Тому до методів визначення стійкості, які реалізуються в таких пристроях, висуваються жорсткі вимоги не тільки до точності розрахунку, але і до швидкості отримання результатів. Використання для цих цілей чисельних методів розрахунку стійкості є нераціональним, оскільки вони вимагають виконання більшого обсягу розрахунків і різною вихідною інформацією, яку отримати в темпі перехідного процесу важко. Перспективними шляхами в цьому напрямі є:
- отримання рішення диференціальних рівнянь перехідного процесу в аналітичному вигляді, що дозволяє з початковими умовами визначити параметри стану системи для заданого моменту часу;
- розробка методу якісного аналізу стійкості, що дозволяє щодо зміни параметрів режиму встановлювати з деяким випередженням у часі стан системи.
Реальний перехідний процес може істотно відрізнятися від розрахункового, тому виникає необхідність корекції розрахункових керуючих впливів. Цю корекцію доцільно здійснювати на основі експрес-оцінки стійкості ЕЕС в темпі перехідного процесу. Для експрес-оцінки стійкості ЕЕС повинні використовуватися методи, що дозволяють визначити стан системи в перехідному процесі з деяким випередженням за часом. Для оцінки стійкості простої системи запропоновані залежності δ (t), а1 (t) і А0 (t), які є нелінійними функціями похідних кута δ між вектором е.р.с. станції та вектором напруги приймальної ЕЕС. Їх можна отримати заздалегідь для конкретної ЕЕС і потім використовувати для прийняття рішень (рис. 1). За допомогою тих самих функцій можна виконати експрес-оцінку стійкості при наявності автоматичних регуляторів збудження на генераторах і здійсненні автоматичного аварійного розвантаження турбіни. Зауважимо, що у вказаних випадках стійкість ЕЕС оцінюється також з деяким випередженням, але наявність регулювання вносить свої корективи. Зокрема, визначення стійкості ЕЕС тільки в першому циклі хитань недостатньо, тому що порушення її можливе і в наступних циклах хитань. З урахуванням цього оцінку стійкості ЕЕС за характером зміни функцій δ (t), а1 (t) і А0 (t) необхідно проводити в кожній полуфазе хитань.
За допомогою отриманих результатів можна встановлювати уставки протиаварійної автоматики на відключення короткого замикання. На основі отриманих поверхонь стійкості визначений граничний кут ліквідації аварії, при якому система ще залишається стійкою [10].
Висновки
У роботі були досліджені наступні методи оцінки динамічної стійкості: методи експрес-оцінки, методи теорії розпізнавання образів, методи теорії Ляпунова. Методи, які використовуються для оцінки допустимості післяаварійних режимів і асинхронних режимів. Одним з таких методів є метод оперативної оцінки допустимості АР по слабких міжсистемних ліній зв'язку, який можна віднести до методів експрес-оцінки. В даний час актуальним є зростання кількості слабких міжсистемних зв'язків, у зв'язку з роз'єднанням єдиної енергосистеми СРСР на об'єднані системи країн СНД.
Завдяки методу оперативної оцінки допустимості асинхронних режимів по слабких міжсистемних ліній зв'язку можна оцінити допустимість АР в системі.
1. Коган Ф.Л. Анормальные режимы мощных турбогенераторов./Ф.Л. Коган//М.: Энергоатомиздат, 1988. — 192с.
2. Венников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах./В.А. Венников//М.: Высшая школа, 1986. — 398с.
3. Литкенс И.В. Коллебательные свойства электрических систем./И.В. Литкенс, В.И. Пуго//М.: Энергоатомиздат, 1988. — 208с.
4. Хачатуров А. А. Несинхронное включение и ресинхронизация в энергосистемах./А.А. Хачатуров//М.: Энергия, 1969. — 192с.
5. Веников В.А. Управление переходными режимами электроэнергетических систем./В.А. Венников//М.: Высш. шк , 1982.
6. Портной М. Г. Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости./М.Г. Портной, Р.С. Рабинович//М.: Энергия, 1978.
7. Беркович М. А. Автоматика энергосистем./М.А. Беркович, В.А. Гладышев, В.А. Семенов//М.: Энергоатомиздат, 1985. — 240с.
8. Веников В.А. Экспресс-оценка устойчивости процесса по его начальной стадии/В.А. Веников, С.Н. Асамбаев//Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. N3. — 1986. — С. 22-25.
9. Веников В.А. Опережающее определение изменений параметров режима при управлении переходным процессом/В.А. Веников, С.Н. Асамбаев//Электричество. N2. — 1981. — с.5-8.
10. Асамбаев С.Н. Нелинейные зависимости для экспресс-оценки динамической устойчивости ЭЭС/С.Н. Асамбаев//Изв. Высш. Учеб. Заведений. Энергетика. N4. — 1989.— с.45-47.
Сноска
При написанні даного реферату магістерська робота не завершена. Остаточний варіант роботи можна отримати у автора або наукового керівника після грудня 2010 року.