Актуальность темы
Как известно, в связи с разъединением единой энергосистемы союза советских социалистических республик (СССР) на объединенные системы стран содружества независимых государств (СНГ), структура этих энергосистем не соответствует совокупностях режимов работы, так как планировались те, которые использовались ранее. Таким образом, произошли огромные изменения в циркуляции мощностей по системе. В таких условиях трудно решить задачу оптимальной конфигурации электрической системы, а потому преждевременно проанализировать загрузку линий реактивными и активными мощностями, заблаговременно оценить пропускную способность той или иной линии электропередач (ЛЭП) и на основе этого анализа выявить линии с низкими запасами устойчивости параллельной работы. В таких условиях возрастает возможность возникновения тяжелых аварийных процессов из-за наличия "слабых линий связи между отдельными частями электрической системы. А, как известно, именно в них возможно возникновение асинхронного хода по передаче вследствие появления крупных небалансов мощности в отдельных подсистемах.
Возникает необходимость в оперативном выявлении условий, допускающих кратковременный асинхронный режим и обеспечение результирующей устойчивости в системах, содержащих слабые межсистемные связи (СМС), что подтверждает актуальность темы.
В СССР был приобретен определенный опыт использования асинхронного режима (АР), как эффективного средства повышения надежности и живучести электроэнергетической системы (ЭЭС). Как показывает опыт эксплуатации, устойчивость ЭЭС в некоторых случаях восстанавливается без отключения СМС, то есть происходит успешная ресинхронизация. В случае АР восстановления подсистем возможно или путем отключения межсистемной связи с дальнейшей синхронизацией (при этом возникает необходимость действия автоматической частотной разгрузки (АЧР) и отключение некоторых потребителей в дефицитной зоне ЭЭС и отключения ряда генераторов в избыточной части системы), либо путем ее ресинхронизации. В последнем случае возможен относительно долгий АР, допустимость которого, из условий параллельной работы генераторов, в середине каждой подсистемы должна быть проверена. Обеспечить ресинхронизацию, восстановить синхронную работу ЭЭС возможно в течение нескольких секунд, в то время как для, того чтобы провести точную синхронизацию ЭЭС, надо иногда нескольких десятков минут и более. При допущении кратковременных АР по СМС важно знать средние значения режимных параметров в каждой из подсистем. Вместе с этим допустимость АР по СМС может ограничиваться условиями устойчивости ответственных узлов нагрузки, обнаруженных вблизи электрического центра качаний. При этом необходимо убедиться, что в синхронно работающей подсистеме, содержащей СМС, не возникает взаимных качаний, что может быть обусловлено явлением электромеханического резонанса при слабом демпфирования качаний. Таким образом, кратковременный АР допустим в энергосистеме, если выполняются следующие условия: нет опасности повреждения асинхронно работающих генераторов; в результате действия автоматики возможна ресинхронизация; возмущения, возникающие вследствие АР в энергосистеме, не приводит к дальнейшему развитию аварии.
Целью работы является разработка аналитической методики определения средних значений режимных параметров при установившемся асинхронном ходе по слабым межсистемным связям, а также оценка критических параметров при больших колебаниях, вызывающих вторичное нарушение устойчивости.
Апробация работы
Некоторые методы решения данной проблемы были рассмотрены на XV всеукраинской студенческой научно-технической конференции «Электротехнические и электромеханические системы» (Севастополь, СевНТУ – 2010).
Постановка задачи
В ряде работ зарубежных и отечественных ученых отмечается, что фундаментальные изменения в энергетике, связанные со структурной перестройкой и внедрением энергетического рынка, нарушают иерархические связи существующей системы управления, которая раньше охватывала единую ЭЭС. Как следствие, наблюдается значительный рост количества технологических задач при управлении электроэнергетическими объектами, их разнообразие и интеграция через динамичность ситуаций, которые необходимо анализировать. Внедрение микропроцессорной техники в различные системы управления и развитие новых телекоммуникационных технологий создает условия для построения интегрированных (автоматизированная и автоматическая) систем управления энергетическими объектами на единой информационной основе. Так, 34 комитетом СИГРЕ предложены функции интегрированной системы управления подстанцией и определенные нормативы надежности для реализации этих функций. Для обеспечения требуемой надежности систем электроснабжения требуется создание как информационно-управляющих систем для локальных электроэнергетических объектов, учитывающих особенности технологических задач управления локальными объектами и элементами и обеспечивающих решение разноплановых задач в конкретных ситуациях, так и автоматических систем управления на основе цифровых устройств противоаварийной автоматики (ПА).
Уровень использования интеллектуальных методов в построении современных устройств противоаварийной автоматики позволяет реализовать работу последних, как адаптируемых устройств. Обобщенная функциональная модель устройства ПА включает пусковые органы, органы срабатывания и др. Программное обеспечение цифровых устройств ПА реализует математические модели пусковых органов. Понятно, что эффективность цифровых устройств ПА, особенно обеспечения адаптируемости к текущему состоянию и учета особенностей протекания переходного процесса во времени, в значительной степени зависит от реализующего метода оценки ситуации (режима и состояния) [1].
Современное состояние систем автоматического управления в электроэнергетических системах Украины может быть охарактеризовано неоднозначно: с одной стороны созданы и внедряются цифровые устройства ПА, а с другой стороны используются устаревшие математические модели и способы оценки переходных режимов, не обеспечивающие возможности адаптации устройств к текущему состоянию, что уменьшает эффективность управления. Анализ использования микропроцессорных устройств для реализации противоаварийного управления показывает, что те методы и модели, используемые для оценки текущего состояния и режима построены на ряде допущений. Следствием такого подхода является уменьшение эффективности функционирования устройства, а в ряде случаев не обеспечивается правильная работа потому, что модель не учитывает особенностей ситуации, которая возникла. При этом следует подчеркнуть, что информатизация является перспективным и менее затратным способом повышения эффективности функционирования систем управления ЭЭС.
Таким образом, актуальной является разработка усовершенствованных методов и математических моделей, в первую очередь, для пусковых органов цифровых устройств ПА.
Анализ существующих подходов и методов оценки режимов работы электрических систем
Анализ большого количества работ показывает, что методы анализа динамической устойчивости в ЭЭС могут быть разбиты на следующие группы:
- численные методы оценки устойчивости во временной области на основе решения систем уравнения, описывающие переходные процессы;
– прямые методы по типу Ляпунова.
- экспресс-методы;
– методы на основе теории распознавания образов.
Численные методы оценки устойчивости во временной области
Эти методы позволяют: получить информацию об изменениях параметров режима; сформулировать любой сценарий анализа устойчивости. Однако эти методы не позволяют:
- определить область режимов, которые необходимо анализировать (нет рекомендаций для отсечки возмущения с точки зрения устойчивости);
- непосредственно оценить запасы устойчивости;
- получить обобщающие рекомендации по управлению устойчивостью;
требуют многократного решения систем управления для оценки граничных условий устойчивости.
Основным преимуществом прямых методов оценки устойчивости является непосредственное вычисление пределов динамической устойчивости (без повторных вычислений), удобное определение запасов устойчивости. Однако применение этих методов ограничено из-за принятия существенных предположений при реализации методов, которые основаны на теории Ляпунова. Но принятие предположений не позволяют получить достоверную информацию об изменении параметров режима, а значит реализовать оптимальное управление конкретным режимом [2-7].
Прямые методы по типу метода Ляпунова
Значительное количество работ было направлено на разработку псевдо-Ляпуновских подходов, способных решить задачу анализа динамической устойчивости так, чтобы это было достаточно гибко с точки зрения моделирования энергосистем, с точностью, которая не уступает анализу во временной области, и эффективно в отношении вычислений. Эти исследования позволили сформулировать следующие выводы:
- проблему оценки области устойчивости можно решать, рассматривая двухмашинный или одномашинный эквивалент многомашинных энергосистемах;
- проблему моделирования можно решать путем интеграции прямого метода с учетом процессов во временной области.
Последующие работы направлены на разработку гибридных методов, среди которых можно определить те, в которых рассматриваются функции Ляпунова для многомашинных системы при выполнении расчета мимо траектории движения и те, в которых рассматривается одномашинный эквивалент в многомашинных энергосистемах. Во втором случае применяется критерий — метод площади при упрощении задачи и метод SIME. Оба метода применяют классическую упрощенную модель синхронной машины, но метод SIME учитывает изменение параметров режима во времени, поскольку они рассчитываются программой анализа процессов во временной области. Таким образом, метод SIME является гибридизацией метода площади с информацией о процессе во временной области. На основе метода площади определяются запасы устойчивости машины, которые отвечают за потерю синхронизма.
В зависимости от того, каким образом получена информация о параметрах режима во времени — от программы расчета переходного процесса или от средства измерений параметров режима реальной системы в темпе процесса различают реализацию гибридных приложений в форме превентивного или противоаварийной SIME. Метод превентивный SIME в настоящем стыкуется с промышленными программами и проверен на многих моделях энергосистем (SIME EUROSTAG — бельгийская версия; EDF, Франция; SIME ETMSP — американские тестовые системы EPRI; SIME ST600 — Hudro-Quebec Канада и энергосистемы Бразилии).
Используются классические модели синхронного генератора. Наиболее полная модель учитывает физические процессы в роторе генератора с помощью одного демпферного контура в осях d и q.
Методы на основе распознавания образов
В сложных электрических системах (ЭС) функции обнаружения аварийных режимов выполняет релейная защита.
На практике, в ряде случаев, аварийные режимы ЕС по своим параметрам (признакам) подобны нормально-эксплуатационным. Например, короткие замыкания можно считать подобными режиму наброски асинхронной нагрузки, синхронизации генераторов на параллельную работу и др. В этих случаях существующие методы и средства оперативного управления режимами ЕС не всегда позволяют наилучшим образом справиться с задачей классификации аварийных режимов. Для создания автоматизированной системы управления ЕС, необходимо решить несколько важных задач, в том числе задачу безошибочного распознавания аварийных ситуаций в ЕС.
Поскольку для решения этой задачи требуется обработка значительного объема статистических данных, выявление конкретных специфических качеств, которые принадлежат классу рассматриваемых режимов, и принятия решения о состоянии ЕС в условиях неопределенности, то целесообразно реализовать ее методами статистической теории распознавания образов.
При решении задач распознавания, исследуемый режим, который описывается m параметрами (признаками), представляется в виде вектора (объекта) в m-мерном пространстве наблюдений. Распознавание образов — это принятие решения, устанавливает принадлежность нового, ранее в процессе изучения объекта, не рассматривался, к данному классу объектов (образа) путем сравнения свойств этого объекта с уже известными и изученными. Вся совокупность параметров (признаков), характеризующих аварийную ситуацию в ЭЭС, разбивается на три группы:
– количественные признаки, если значение признаков могут быть выражены в численном виде (например, параметры режима, продолжительность аварии, сопротивление элементов ЭЭС и т.д.);
– качественные (ранговые) признаки, если значение признака не выражаются числами, но характеризуют различную степень проявления какого свойства объектов, вследствие чего возможна ранжировка признаков (например, виды коротких замыканий, регуляторы нарушения пропорциональной и сильного действия и т.д.);
– классификационные (номинальные) признаки, когда значения признака не являются числами и не связаны естественным упорядочением. Этот тип признаков можно представить при решении задач распознавания ситуаций в ЭЭС в виде логических переменных, принимающих значение нуль или единица. К последней группе признаков относятся направления потоков мощности по линиям, наличие или отсутствие АПВ на ПЛ, состояние линий электропередачи и резервных генераторов в ЭЭС (включены или отключены) и т.п.
Для математического описания процедуры распознавания используются: детерминированные методы; вероятные методы; статистические методы [8,9].
Применение методов экспресс-оценки режимов работы электрических систем
Одной из основных задач управления режимами электрических систем является управление переходными процессами, возникающими при больших возмущениях. Управление ими осуществляется различными устройствами противоаварийной автоматики, в большинстве которых реализован принцип программного действия. Недостатки автоматики такого типа общеизвестны. Поэтому весьма перспективным является создание автоматики с автонастройкой, которая, приспосабливаясь к изменениям параметров системы и режима, меняет свои законы управления, значения уставок и др. Реализация такого принципа управления предполагает создание устройств, которые позволяют выявлять характер переходного процесса в темпе его течения. Поэтому к методам определения устойчивости, которые реализуются в таких устройствах, предъявляются жесткие требования не только к точности расчета, но и к скорости получения результатов. Использование для этих целей численных методов расчета устойчивости является нерациональным, так как они требуют выполнения большего объема расчетов и различной исходной информации, которую получить в темпе переходного процесса трудно. Перспективными путями в этом направлении являются:
- получение решения дифференциальных уравнений переходного процесса в аналитическом виде, что позволяет с начальными условиями определить параметры состояния системы для заданного момента времени;
- разработка метода качественного анализа устойчивости, что позволяет по изменению параметров режима устанавливать с некоторым опережением во времени состояние системы.
Реальный переходный процесс может существенно отличаться от расчетного, поэтому возникает необходимость коррекции расчетных управляющих воздействий. Эту коррекцию целесообразно осуществлять на основе экспресс-оценки устойчивости ЭЭС в темпе переходного процесса. Для экспресс-оценки устойчивости ЭЭС должны использоваться методы, позволяющие определить состояние системы в переходном процессе с некоторым опережением по времени. Для оценки устойчивости простой системы предложены зависимости δ (t), а1 (t) и А0 (t), которые являются нелинейными функциями производных угла δ между вектором э.д.с. станции и вектором напряжения приемной ЭЭС. Их можно получить заранее для конкретной ЭЭС и затем использовать для принятия решений (рис. 1). С помощью тех же функций можно выполнить экспресс-оценку устойчивости при наличии автоматических регуляторов возбуждения на генераторах и осуществлении автоматической аварийной разгрузки турбины. Заметим, что в указанных случаях устойчивость ЭЭС оценивается также с некоторым опережением, но наличие регулировки вносит свои коррективы. В частности, определение устойчивости ЭЭС только в первом цикле качаний недостаточно, так как нарушение ее возможно и в следующих циклах качаний. С учетом этого оценку устойчивости ЭЭС по характеру изменения функций δ (t), а1 (t) и А0 (t) необходимо проводить в каждой полуфазе качаний.
С помощью полученных результатов можно устанавливать уставки противоаварийной автоматики на отключение короткого замыкания. На основе полученных поверхностей устойчивости определен предельный угол ликвидации аварии, при котором система еще остается устойчивой [10].
Применение методов экспресс-оценки режимов работы электрических систем
В работе были исследованы следующие методы оценки динамической устойчивости: методы экспресс-оценки, методы теории распознавания образов, методы теории Ляпунова. Методы, используемые для оценки допустимости послеаварийных режимов и асинхронных режимов. Одним из таких методов является метод оперативной оценки допустимости АР по слабым межсистемных линиям связи, который можно отнести к методам экспресс-оценки. В настоящее время актуальным является рост количества слабых межсистемных связей, в связи с разъединением единой энергосистемы СССР на объединенные системы стран СНГ.
Благодаря методу оперативной оценки допустимости асинхронных режимов по слабым межсистемных линиям связи можно оценить допустимость АР в системе.
При написании данного реферата магистерская работа не завершена. Окончательный вариант работы можно получить у автора или научного руководителя после декабря 2010 года.
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 написании данного реферата магистерская работа не завершена. Окончательный вариант работы можно получить у автора или научного руководителя после декабря 2010 года.