Ключевые слова: электроэнергетическая система, эквивалентный угол электропередачи, асинхронный режим, автоматика

В настоящее время в связи с внедрением в электроэнергетику микропроцессорной техники открывается возможность формирования противоаварийной автоматики (ПА), действия которой адаптированы к возможным изменениям схемы и режима электроэнергетической системы (ЭЭС). Согласно [1] действие такой автоматики может быть основано на работе с упрощенной моделью ЭЭС, соответствующей ее схемам и режимам в условиях переходного процесса. В качестве такой модели могут рассматриваться эквивалентные параметры частей энергосистемы относительно узла включения устройства автоматики и соотношения между этими параметрами для формирования действия ПА.

Как правило, формирование уставок для устройств системной автоматики локального участка электропередачи проводят с учетом реакции всей энергосистемы на предполагаемое возмущение. В то же время службы эксплуатации энергосистем располагают достаточно точной информацией только о параметрах локальной зоны электропередачи, контролируемой конкретным устройством автоматики. Учитывая, что эквивалентные параметры всей энергосистемы зависят от возможного неоднократного изменения ее структуры и режима [2], существует задача повышения селективности функционирования устройств ПА путем непрерывной диагностики состояния энергосистемы с использованием только информации о величинах, непосредственно доступных для измерения (токи и напряжение в узле), и о параметрах локальной зоны электропередачи, доступной для непосредственной и достоверной оценки.

Далее на примере формирования алгоритма выявления и ликвидации асинхронного режима (АР) в ЭЭС, практически адаптивного к изменению ее схемы и параметров режима в предаварийном процессе АР, показана возможность определения эквивалентных параметров асинхронно движущихся частей энергосистемы по результатам измерения токов и напряжений локального участка ЭЭС. Рассматривались схемы энергосистем, которые в результате преобразования могут быть приведены к схеме эквивалентного генератора с эквивалентной нагрузкой на его шинах, работающего через эквивалентную передачу на шины постоянного напряжения и постоянной частоты. Обоснование возможности определения эквивалентных параметров энергосистемы в АР по данным измерения тока и напряжения в ее локальном участке проводилось на основе сравнения результатов определения эквивалентного угла электропередачи в процессе динамического перехода с его расчетным значением, полученным по изложенной далее методике упрощения схемы замещения ЭЭС.

Расчетная методика упрощения схемы замещения энергосистемы для обоснования действий устройств противоаварийной автоматики.

Предлагаемая расчетная методика строится на предположении, что схема замещения анализируемой энергосистемы может быть представлена в переходном режиме двухмашинным эквивалентом, т.е. углы роторов генераторов станций, формирующих эквивалентный генератор, не выходят за пределы соответствующих критических углов. В этом случае схема энергосистемы преобразуется к двум эквивалентным частям относительно узла включения устройства автоматики К (рис. 1)

где Z1L, Z2L- сопротивления участков передачи, контролируемые устройством ПА; Zэк1, Zэк2 - эквивалентные сопротивления преобразуемых участков схемы.

Рисунок 1- Схема эквивалентной двухмашинной схемы энергосистемы

Критерием эквивалентности для непреобразуемого участка сети является требование выполнения условий инвариантности параметров режима в узлах примыкания М1 и М2:

где SM, IM, SэM, IэM — комплексные мощности и токи, притекающие к узлам примыкания из эквивалентируемой части ЭЭС соответственно в исходной и упрошенной схемах [1].

В рассматриваемом варианте, когда один эквивалентный генератор представляет собой энергообъединение большой мощности (на рис. 1 — шины эквивалентного генератора Uc), ставилась задача определения относительного угла ЭДС эквивалентного генератора E1э через комплексные сопротивления Z1, Z2 и комплексный ток, притекающий к узлу примыкания М1.

Комплексное сопротивление Zэк1 определялось в доаварийном режиме. При этом все станции преобразуемого участка сети объединялись в один эквивалентный генератор за внутренними сопротивлениями ХГi. Для выполнения условий инвариантности параметров режима (2) в узле примыкания во всех узлах преобразуемой части схемы задавались напряжения в соответствии с исходным расчетным режимом. Значение эквивалентной ЭДС эквивалентного генератора E1э для расчетного режима преобразуемого участка сети определялось из соотношения:

где Еi,YM1i — эквивалентная ЭДС за сопротивлением Хгi. в расчетном режиме и взаимная проводимость каждой из объединяемых станций относительно узла примыкания М1 соответственно; n — число электростанций, участвующих в эквиваленте.

Комплексное сопротивление эквивалентной ветви Zэк1 представляет собой сумму двух составляющих: Zэ.с — комплексное сопротивление эквивалентной связи между узлом примыкания М1 и шинами эквивалентного генератора и Хг.э (рис. 1):

где Хг.э — результат параллельного соединения сопротивлений Хгi. объединяемых станций:

Мощность эквивалентного генератора

где Sгi, Sнi — суммарные мощности электростанций и нагрузок, входящих в преобразуемый участок схемы, соответственно.

В переходном процессе по известным параметрам режима узла примыкания М1 (UM1 — напряжение узла примыкания, I1 - комплекс тока на линии) на шаге интегрирования определялось комплексное значение эквивалентной ЭДС E1э:

Эквивалентный угол передачи на шаге интегрирования рассчитывался как разность аргументов векторов Е1э и Uc:

Процедура вычисления с использованием выражений (6)—(8) повторяется на каждом шаге интегрирования, что позволяет получить зависимость эквивалентной ЭДС как функции времени относительно шин постоянного напряжения Uc в переходном процессе.

При наличии нагрузки в преобразуемой части схемы электрическую мощность эквивалентного генератора можно представить в виде суммы составляющих:

Угол рассматривается как параметр, на базе использования которого может быть реализован универсальный принцип работы автоматики, позволяющий выявлять нарушения синхронной работы и статической устойчивости передачи независимо от причин, вызвавших эти нарушения [1-3]. Устройство автоматики, реализующее этот принцип, измеряет угол между векторами напряжений по концам эквивалентной передачи, сравнивает текущее значение угла с уставкой и в случае превышения заданного значения угла формирует сигнал на разгрузку или отключение генераторов. В более широком смысле информация о текущих значениях эквивалентных параметров электропередачи в режимах динамического перехода позволит формировать и собственно уставку, реализуя принципы работы самонастраивающейся автоматики.

Выводы:

1. Предложенный метод позволяет рассчитывать эквивалентные параметры энергосистемы по результатам измерения тока и напряжения в узле локального участка электропередачи.

2. Созданный на основе разработанного метода алгоритм выявления и ликвидации асинхронного режима обладает адаптивностью к возможным изменениям схемы и режима электроэнергетической системы.

Список литературы

1. Воропай НЛ. Упрощение математических моделей динамики электроэнергетических систем. - Новосибирск: Наука,1981

   
   

2. Абраменко Н.A., Воропай H.Л, Заславская Т.Б. Структурный анализ электроэнергетических систем. - Новосибирск: Наука, 1990.

   
   

3. Горев А. А. Избранные труды по вопросам устойчивости электрических систем. - М.; Л.: Госэнергоиздат, I960.

   
   

4. Chernov N. I, Оsoscov G.A. Effektive algorithms for circle fitting 33. - Computer Physics Communications. - Nort-Holland, Amsterdam, 1984

   
   

5. Якимец И.В., Глускин И.З., Наровлянский В.Г. Обобщенные способы выявления асинхронного режима. - Электричество, 1997, №11.