Введение
Электроэнергетика с момента ее создания стала базовой отраслью для всех других отраслей производства и функционирования всех сфер общества. С годами эта особенность электроэнергетики становится все более значимой. На нынешнем этапе развития электроэнергетики надежное и устойчивое обеспечение электроэнергией относится к вопросам национальной безопасности страны и является необходимым условием экономического развития любой страны [1-3].
Совершенствование электроэнергетических систем (ЭЭС) является объективным процессом, который обусловлен различными факторами и которые в совокупности определяют условия функционирования ЭЭС.
Реформирование мировой и отечественной электроэнергетики, которое происходит в последние 15-20 лет, сопровождается появлением ряда противоречий между экономическими отношениями и методами и средствами обеспечения надежности режимов ЭЭС [4-8]. Повышение эффективности эксплуатации, надежности функционирования и дальнейшее развитие электроэнергетической системы тесно связано с необходимостью решения комплекса задач, управления системой в предаварийных и аварийных режимах [8-10].
Актуальность темы
Управление ЭЭС в новых условиях их функционирования требует эффективной реализации договорных отношений субъектов рынка электроэнергии. Для этого необходимо максимально использовать потенциальные возможности конкурентоспособной генерации и пропускную способность электрических сетей, что вступает в определенное противоречие с условиями обеспечения системной надежности режимов и живучести ЭЭС. При управлении множеством схемно-режимных состояний ЭЭС не только сопровождается вероятностью возникновения аварийной ситуации, но может привести при возникновении аварийной ситуации к тяжелым последствиям [11-13].
Одной из наиболее опасных аварийных ситуаций ЭЭС является нарушение устойчивости параллельной работы и возникновение асинхронного режима. Особенностью нынешнего этапа развития ЭЭС является то, что с одной стороны увеличилась вероятность возникновения многочастотных асинхронных режимов, а с другой стороны использование инновационных технологий обеспечивает создание систем, которые обеспечивают управление переходными режимами ЭЭС на качественно новом уровне, позволяющем устранить несоответствие между экономическими требованиями управления режимами и возможностями обеспечения живучести. При эксплуатации энергосистем и энергообъединений разных стран мира в 2002 – 2005 гг. имели место нарушения их устойчивой работы с возникновением двухчастотного и многочастотного асинхронного хода [14-15].
Асинхронный режим в ЭЭС является одним из самых тяжелых аварийных режимов, при котором возможно повреждение оборудования, происходит нарушение электроснабжения потребителей и нежелательное развитие аварийного процесса с тяжелыми последствиями для электроэнергетических объектов [11-13].
В связи с этим существенно возрастает роль автоматики ликвидации асинхронных режимов (АЛАР).
Существующие устройства АЛАР разрабатывались в большей мере для одночастотных режимов. В вертикально построенных энергосистемах согласование их развития и текущих (перспективных) режимов позволяло исключать или свести к минимуму риск возникновения ситуации, в которой возникает многочастотный асинхронный режим. В новых условиях функционирования ЭЭС возросли требования к устройствам АЛАР, что определяет необходимость их совершенствования.
АЛАР, действующая на деление ЭЭС, в ряде случаев из-за разрыва электрической связи может приводить к усугублению аварии.
Поэтому создание методов управления электромеханическим процессом, обеспечивающих после кратковременного асинхронного хода ресинхронизацию, что отвечает требованиям создания интеллектуальных ЭЭС (Smart Grid) является важной научно-технической задачей.
Таким образом, тема работы, направленная на развитие методов выявления и управления асинхронным режимом в ЭЭС является актуальной.
Связь работы с научными программами
Тема работы является одним из направлений научных работ, проводимых на кафедре электрических систем Донецкого национального технического университета.
Цель работы
Цель работы заключается в развитии методов выявления и управления асинхронным режимом в ЭЭС.
Предмет разработок и исследований
Предмет исследования в данной работе - интеллектуальные ЭЭС (Smart Grid).
Объекты разработок и исследований
Объектом исследования в данной работе выступают режимы работы электрической системы.
Методика и методы исследований
Для решения поставленных задач использовались: методы математического моделирования, численного решения нелинейных алгебраических и дифференциальных уравнений для расчетов установившихся и переходных режимов работы электрических систем.
Научная новизна
Научная новизна данной работы состоит в создании методов управления электромеханическим процессом, обеспечивающих после кратковременного асинхронного хода ресинхронизацию, что отвечает требованиям создания интеллектуальных ЭЭС.
Практическое значение ожидаемых результатов
При выполнении работы планируется добиться повышения точности разделения синхронных качаний и асинхронных режимов и получить рекомендации к внедрению в существующие сети.
Задачи исследований
Для достижения поставленной в работе цели решаются следующие задачи:
– выявление тенденций развития ЭЭС и возможностей новейших технологий для их использования для реализации цели работы;
– анализ методов выявления и управления режимами, в первую очередь, связанных с регистрацией текущих параметров и методами распознавания образов, которые по разным причинам не могли быть реализованы в полной мере ранее;
– развитие метода, обеспечивающего повышения точности разделения синхронных качаний и асинхронных режимов;
– развитие метода управления асинхронным режимом.
– разработка и исследование эффективности алгоритмов управления АР при различных схемно-режимных условиях работы энергосистемы.
Cодержание работы
Во введении обоснована актуальность темы работы, сформулирована ее цель, приведены поставленные для решения основные задачи, сформулированы положения, отражающие новизну и практическую значимость работы.
В первом разделе выполнен анализ тенденций развития систем управления электроэнергетическими системами, рассмотрены возможности технологий гибких линий электропередач (FACTS) и системы мониторинга переходных процессов (WAMS - СМПР). Уменьшение избыточности управляющих воздействий может быть достигнуто посредством использования этой новой технологии, позволяющей создать распределенную систему синхронизированных измерений векторов тока и напряжения. Отмечается, что одним из приоритетов технологического развития является создание и внедрение в эксплуатацию системы мониторинга переходных режимов, позволяющей получить необходимую информацию об электромеханическом переходном режиме. Особенностями СМПР, отличающими ее от существующих систем телеметрии, являются синхронизация измерений параметров режимов с помощью космических спутников и дискретностью регистрации параметров, составляющая 0,02÷0,2 секунды.
Цель создания СМПР – повышение качества управления режимами за счет освоения новой технологии синхронизированной векторной регистрации параметров переходных режимов, дополняющей существующую систему телеизмерений
Указанные технологии используются для построения эффективных систем управления аварийными режимами, в том числе и АР.
В разделе приведена классификация методов выявления АР.
Особое внимание обращено на так называемые экспресс-методы, использующие параметры текущего режима и их производные, позволяющие предопределять ситуацию нарушения устойчивости. Ряд факторов, в том числе относительно низкая точность измерений не позволили реализовать такие методы. Использование цифровой регистрации с синхронизацией измерений позволяет рассматривать использование экспресс-методов выявления АР.
Во втором разделе выполнен анализ работы существующих устройств АЛАР, которые в ряде работ условно представляются в виде трех груп:
– типовые панели, использующие электромеханические устройства:
– микропроцессорные устройства;
– многофункциональные устройства, в которых АЛАР является одной из функций устройства.
Для выявления и ликвидации АР на типовых панелях используются пусковые органы, реагирующие (фиксирующие) на следующие параметры:
– скорость снижения сопротивления (АЛАР ФССС);
– повышение фазового угла электропередачи (АЛАР ФПФУ);
– циклы асинхронного режима (АЛАР ФЦ);
– колебания фазного тока (АЛАР ФКТ).
Одним из главных метода на основе дистанционного подхода является построение области срабатывания (боковые участки комплексного сопротивления) при больших нагрузках и реактивных нагрузках, yеобходимости учета изменения скорости изменения комплексного сопротивления при возмущении. Усреднение скорости изменении ΔR/ΔT приведет к значительным ошибкам. Другим недостатком является необходимость согласования момента операций с выключателем с углом между векторами напряжений.
Цифровые устройств АЛАР построены на оценке угла между векторами ЭДС асинхронно движущихся частей ЭЭС. По способу оценки угла все устройства АЛАР могут быть разбиты на две группы:
– устройства с косвенной оценкой угла;
– устройства с непосредственной оценкой угла.
Основным недостатком устройств I-й группы является низкая достоверность выявления момента наступления АР. Велика вероятность как их неселективного действия при глубоких синхронных качаниях (ошибка I-го рода), так и их срабатывания существенно позже момента наступления АР (ошибка II-го рода). Попытки устранения ошибки I-го рода неизбежно приводили к потере главного свойства устройства АЛАР – возможности выявления АР на его ранней стадии, а в некоторых случаях - даже к отказу в срабатывании.
Основным недостатком устройств II-й группы является необходимость изменения уставок устройства в зависимости от изменения режима работы ЭЭС.
Показано, что уточнение описания физических процессов в роторе синхронного генератора обеспечивает распознавание режима качаний и перехода в АР. Возможности цифровой техники позволяют реализовать выражения для асинхронного момента, полученные на основе использования частотных характеристик генераторов, что позволяет не только повысить уровень распознания характерных режимов, а также снизить требования по предварительному исследованию особенностей переходных режимов в определенной схемно-режимной ситуации (рис. 1).
Рисунок 1 – Области режимов на зависимости скольжения от угла
В последующих разделах предполагается использование следующих подходов для разработки метода управления асинхронным режимом:
– идентификация моделей по данным измерений и использование измерений;
– использование измеренных значений параметров текущего режима в критериях распознания эталонов характерных режимов;
– установление и использование взаимосвязей состояний и управляющих воздействий селективной автоматики предотвращения и ликвидации асинхронного режима (САПЛАР), предложенных в [14,15].
– управления асинхронным ходом по линии электропередачи воздействием на ее выключатели [16];
– использование выражений для асинхронного момента синхронного генератора [17].
На рис. 2 приведен алгоритм, реализующий метод управления асинхронным режимом межсистемных связей.
В блоке 2 предполагается реализация ввода исходных данных, описывающих исходную схемно-режимную ситуацию. Для упрощения математической модели предполагается использование эквивалентов, которые строятся на основании измерений параметров режима.
В блоке 3 выполняется выделение слабых сечений ЭЭС и выполняется оценка допустимости кратковременного асинхронного режима.
С помощью условных блоков 4, 5, 8 выполняется оценка режимов состояния (безопасное состояние – блок 4, асинхронный режим – блок 5, деление на части – блок 8). При выполнении условий, с помощью блоков 7, 9, 10 проводятся необходимые мероприятия.
Для выполнения имитационного моделирования предполагается использование пакетов Matlab и Power Factory.
Оценку эффективности моделей элементов ЭЭС, в первую очередь генераторов, предполагается выполнить для ЭЭС с небольшим числом узлов с помощью пакета Matlab.
Для моделирования турбогенераторов электрических станций будут использованы многоконтурные схемы замещения, что потребовало модернизации моделей, имеющихся в библиотеке Power System Matlab.
Рисунок 2 – Алгоритм управления АР
Литература
1. Стогній Б.С. Енергетична безпека України. Світові та національні виклики / Б.С. Стогній, О.В. Кириленко, С.П. Денисюк – Київ. Українські енциклопедичні знання, 2006. – 408с.
2. Енергетика світу та України. Цифри та факти / [Г.К. Вороновський, С.П. Денисюк, О.В. Кириленко, Б.С. Стогній, А.К. Шидловський]. – К.: Українські енциклопедичні знання, 2005. – 404 с.
3. Енергетична стратегія України на період до 2030 року : [Електронний ресурс] Режим доступу: http://mpe.kmu.gov.ua/fuel/doccatalog/document-id=50372.
4. Кириленко О.В. Проблеми з забезпечення надійної роботи ОЕС України в умовах реформування енергетики / О.В. Кириленко // Енергетика та енергоресурсозбереження, Вісник КДПУ імені Михайла Остроградського. – 2009. – № 3. – С. 135–141.
5. Паливно–енергетичний комплекс України на порозі третього тисячоліття / [під загальною редакцію А.К. Шидловського] – Київ: Українські енциклопедичні знання, 2001. – 400 с.
6. Стогний Б.С. Особенности управления режимами ОЭС Украины при реформировании рынка электроэнергии / Б.С.Стогний, А.В.Кириленко, В.В.Павловский // Технічна електродинаміка. Темат. вип. «Силова електроніка та енергоефективність». – 2006. – Ч. 1. – С. 69-72.
7. Перспективи інтеграції ОЕС України в Європейську систему UCTE / О.В.Кириленко, С.П.Денисюк, О.Б.Рибіна [та ін.] // Технічна електродинаміка. Темат. вип. «Силова електроніка та енергоефективність». – 2006. – Ч. 1. – С. 63–68.
8. Стогній Б.С. Принципи протиаварійного управління для збереження стійкості дефіцитних енергосистем зі зв'язками, що не спостерігаються / Б.С. Стогній, В.В. Павловський, К.В. Ущаповський [та ін.] // Новини енергетики. – 2008. – № 3. – С. 43–50.
9. Керівні вказівки з протиаварійної автоматики енергосистем : ГКД 34.35.108:2004. – Офіц. вид. – К.: ГРІФРЕ: М-во палива та енергетики України, 2004. – 40 с. – (Нормативний документ Мінпаливенерго України. Інструкція).
10. Стійкість енергосистем : ГКД 34.20.575:2002. – Офіц. вид. –К.:ГРІФРЕ: – М-во палива та енергетики України, 2004. – 48 с. – (Нормативний документ Мінпаливенерго України. Керівні вказівки).
11. Совалов С.А., Семенов В.А. Противоаварийное управление в энергосистемах. М.: Энергоатомиздат, 1988, 416 с.
12. Pourbeik P., Kundur P.S., Taylor C.W. The anatomy of a power grid blackout. IEEE Power and Energy Magazine, 2006, Vol. 4, No. 5, p. 22-29.
13. Mаkаrov Yu.V., Reshetov V.I., Strojev V.A., Voropai N.I. Blackout prevention in the United States, Europe and Russia. Proccedings of the IEEE, 2005, Vol. 93, No. 11, p. 1942-1955.
14. Воропай Н.И. Развитие селективной автоматики предотвращения и ликвидации асинхронных режимов с использованием PMU / Н.И. Воропай, Д.Н. Ефимов, Д.Б. Попов, К. Ретанц, У. Хегер//
15. Li Li, Liu Yutian, Mu Nong, Yu Zhangxun. Out-of-step splitting scheme based on PMUs. / Li Li, Liu Yutian, Mu Nong, Yu Zhangxun. // DRPT. Conf. Nanjing, China -2008. - 6 p.
16. Севостьянов А.О. Управление потоком мощности при асинхронном ходе по межсистемной связи / А.О. Севостьянов, Н.И. Зеленохат // Шестнадцатая Междунар. науч.–техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». Тез. докл. в 3-х т. – М.: МЭИ, 2010. Т.3. – С. 361-362.
