Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Обзор существующих систем автоматики ликвидации асинхронного режима (АЛАР) 11
1.1 Классификация существующих устройств АЛАР 11
1.2 Простейшие неселективные быстродействующие делительные устройства 15
1.3 Основное устройство автоматики ликвидации асинхронного режима серии ЭПО 19
1.4 Резервное устройство автоматики ликвидации асинхронного режима серии ЭПО 23
1.5 Устройство автоматики ликвидации асинхронного режима, разработанное в Дальневосточном государственном техническом университете 25
1.6 Адаптивное устройство автоматики ликвидации асинхронного режима (ЦАУ АЛАР) 28
1.7 Устройство селективной автоматики ликвидации асинхронного режима на основе измерения угла (САПАХ) 32
1.8 Микропроцессорное устройство АЛАР (АЛАР-М) 37
Постановка проблем исследования 41
ГЛАВА 2. Основные соотношения режимных параметров в процессе асинхронного хода 45
2.1 Ток в процессе асинхронного режима 45
2.2 Напряжение и угол между векторами напряжения в двух промежуточных точках электропередачи в процессе асинхронного режима 49
2.3 Сопротивление в процессе асинхронного режима 52
2.4 Активная, реактивная и полная мощность в процессе асинхронного режима 55
ГЛАВА 3. Разработка и исследование адаптивного алгоритма функционирования устройства алар в двухмашинной схеме замещения сети ... 61
3.1 Работа АЛАР в идеальной двухмашинной схеме замещения энергосистемы 61
3.2 Обоснование алгоритма работы адаптивного АЛАР 63
3.3 Определение электрического центра качаний (ЭЦК) 70
3.4 Определение момента нарушения устойчивости 72
3.5 Определение параметров окружности по ее дуге 79
3.6 Численный эксперимент определения взаимного угла между векторами ЭДС эквивалентных генераторов на идеальной двухмашинной модели энергосистемы
ГЛАВА 4. STRONG Определение угла электропередачи в расчетной модели ээс сложной структуры 94
4.1 Формирование синхронной системы координат (ССК) STRONG 94
4.2 Численный эксперимент формирования синхронной системы координат (ССК) 114
4.3 Оценка дуги окружности при различной погрешности входного сигнала, необходимой для достоверного определения параметров окружности 116
4.4 Использование разработанного метода выявления АР в расчетной модели энергосистемы сложной структуры 124
ГЛАВА 5. Проверка предлагаемого метода определения угла электропередачи с использованием физической модели энергосистемы НИИПТ 141
5.1 Описание испытательного стенда 141
5.2 Анализ работы предлагаемого метода в процессе асинхронного режима 145
5.3 Анализ работы предлагаемого метода в процессе синхронных качаний 151
Заключение 158
Библиографический список
- Основное устройство автоматики ликвидации асинхронного режима серии ЭПО
- Напряжение и угол между векторами напряжения в двух промежуточных точках электропередачи в процессе асинхронного режима
- Определение электрического центра качаний (ЭЦК)
- Оценка дуги окружности при различной погрешности входного сигнала, необходимой для достоверного определения параметров окружности
Основное устройство автоматики ликвидации асинхронного режима серии ЭПО
В настоящее время существуют несколько типов устройств автоматики ликвидации асинхронного режима, различающихся принципами выявления АР и содержащими в себе логику управления внешними устройствами в соответствии с требованиями, предъявляемыми к устройствам АЛАР. Асинхронный режим в электроэнергетической системе может быть ликвидирован, в общем случае: - путем ресинхронизации, т.е. восстановлением синхронизма несинхронно работающих частей; - разрывом связей по сечению асинхронного режима, т.е. делением на несинхронно работающие части; - разрывом части связей по сечению асинхронного режима и ресинхронизацией оставшихся несинхронно работающих частей [5, 6, 7].
Способ ликвидации АР и характер действия автоматики АЛАР определяется на основе расчетов установившихся и переходных процессов, возникающих после нарушения устойчивости при различных возмущениях. Такого рода расчеты позволяют выявить не только возможные сечения АР, но и определить его параметры, показать последствия от деления и нарушения устойчивости, оценить кратковременную допустимость, условия самопроизвольной ресинхронизации, выявить необходимые действия для облегчения ресинхронизации, определить уставки срабатывания устройств автоматики. Дополнительно к расчетам используются данные уже имевших место аварий, а в некоторых исключительных случаях результаты экспериментальных исследований [8,9]. Таким образом, способ ликвидации АР определяется допустимой длительностью асинхронного режима, (3 5 циклов АР, при этом длительность ограничивается временем обычно не более 15-30 секунд), причем меньшее время устанавливается, когда ресинхронизируются тепловые электростанции, большее когда гидроэлектростанции [10]. Общий подход к ликвидации АР можно представить алгоритмом рис. 1.1 [11]. В соответствии с рис.1.1 все устройства АЛАР можно разделить по их связи с основным режимным требованием -допустимостью кратковременного асинхронного режима, на несколько групп [7].
К первой группе устройств можно отнести неселективные быстродействующие устройства, задача которых производить деление связи в начальной фазе процесса, который может привести к нарушению параллельной работы генераторов или энергосистем. Эта группа устройств находит свое применение в тех случаях, когда расхождение векторов ЭДС эквивалентных генераторов на значительный угол может привести к недопустимым последствиям. Также в отдельных случаях несмотря на допустимость кратковременного АР устройства этой группы могут быть установлены на слабых второстепенных связях в целях снижения затрат на установку и эксплуатацию более сложного устройства.
Ко второй группе относятся устройства, задача которых селективно прекратить асинхронный режим на его первом полуцикле или цикле. Задача таких устройств отличить асинхронный режим от синхронных качаний, определить, если требуется, сечение асинхронного режима, направление ускоряющихся и тормозящих частей энергосистемы и, при наличии АР, произвести деление несинхронно идущих частей ЭЭС. Возникновение АР
Алгоритм ликвидации АР в энергосистеме К третьей группе можно отнести устройства, производящие деление после нескольких циклов асинхронного режима.
К трем вышеописанным группам можно добавить также и четвертую, к которой можно отнести устройства, имеющие в себе комбинацию первых трех, что позволяет использовать их более широко.
Дальнейшую классификацию устройств автоматики АЛАР можно произвести по используемым параметрам режима в алгоритмах выявления АР: угла между векторами напряжений в разных точках электропередачи, угла между векторами ЭДС эквивалентных генераторов, замещающих несинхронно работающие части энергосистемы, скорости изменения этих углов, сопротивления на зажимах АЛАР и скорости его изменения, колебания тока. Такая классификация может быть неудобна, так как одно устройство может сочетать в себе несколько вышеперечисленных параметров, но позволяет сразу понять возможности используемого устройства АЛАР, его достоинства и недостатки.
Все устройства АЛАР можно также классифицировать по функциональному назначению: основное устройство АЛАР, резервное устройство АЛАР, дополнительное устройство АЛАР. Основное устройство АЛАР предназначено для выявления и ликвидации асинхронного режима на контролируемом им участке. Как правило, это устройство является достаточно сложным и обладает возможностями для выполнения всех требований, предъявляемых к устройствам автоматики ликвидации асинхронного режима. Резервное устройство АЛАР предназначено для резервирования отказа действия основного устройства АЛАР (часто по принципу действия) и устанавливается, как правило, на противоположном конце контролируемого участка [11]. Резервное устройство является более простым устройством (обычно относится к устройствам третьей группы) и отстроено по времени или числу циклов АР от действия основного устройства. В некоторых случаях в качестве резервного применяется точно такое же устройство, как и основное. Дополнительное устройство АЛАР предназначено для выявления и ликвидации АР в неполнофазном режиме. Устанавливается на линиях электропередачи, где такой режим возможен и есть опасность возникновения асинхронного режима, в основном это линии напряжением 330 кВ и выше.
Напряжение и угол между векторами напряжения в двух промежуточных точках электропередачи в процессе асинхронного режима
Характерная особенность, указанных зависимостей это наличие явно проявляющихся колебаний с четкими минимумами и максимумами рис.2.3. Изменение модуля тока во времени при неравномерном приращении угла 8 представлено на рис.2.4. Таким образом, по измерениям тока АР в пределах первого полуцикла нельзя отличить от глубоких качаний, так как теоретически при синхронных качаниях угол между векторами эквивалентных ЭДС может достигать максимального критического значения по условиям устойчивости. АР может быть выявлен по длительным колебаниям тока с амплитудой не менее заданной и периодом не более расчетного.
Напряжение и угол между векторами напряжений в двух промежуточных точках электропередачи в процессе асинхронного режима Для анализа поведения напряжения в процессе АР рассмотрим выражения для напряжений 01 и й2 z -z.
Из (2.8) следует, что модули напряжений в промежуточных точках электропередачи являются периодическими функциями от угла 8 с периодом 360. Минимумы напряжений Ui и й2 наступают при условии
Из (2.8) также видно, что годографами векторов напряжений на комплексной плоскости, направление оси действительных чисел которой совпадает с направлением вектора Ё2, являются окружности. Изменение модуля напряжения во времени при неравномерном приращении угла 8 представлено на рис.2.5.
Изменение модуля напряжения в цикле АР при неравномерном приращении угла между векторами эквивалентных ЭДС во времени В связи с этим, в цикле асинхронного режима возможно снижение напряжения в какой-либо точке электропередачи до некоторого минимального значения, которым в частном случае может быть нуль. Такая точка называется электрическим центром качаний (ЭЦК). Совершенно очевидно, что для того чтобы напряжение в некоторой промежуточной точке электропередачи в цикле асинхронного хода опустилось до нулевого значения необходимо выполнение условия при представлении выражения напряжения как й(д) = ри +RV -е д где \рц\ - модуль вектора, определяющий положение центра годографа вектора напряжения, ки - модуль вектора, определяющего вращение, очерчивающий годограф напряжения на комплексной плоскости. Таким образом, можно сделать вывод, что вектора напряжений, лежащих по разные стороны от ЭЦК совершают провороты друг относительно друга в цикле асинхронного хода, а вектора напряжений лежащих по одну сторону от ЭЦК совершают колебания друг относительно друга.
Изменение взаимного скольжения между векторами напряжения представляет интерес с точки зрения о возможности косвенного суждения по его величине о скольжении векторов эквивалентных ЭДС в цикле асинхронного хода, так как контролировать взаимное скольжение векторов , и Ё2 затруднительно. Взаимное скольжение между векторами напряжений в разных промежуточных точках электропередачи
Анализ (2.10) показывает, что взаимное скольжение между векторами напряжения в двух точках электропередачи представляет собой произведение взаимного скольжения векторов эквивалентных ЭДС на некое выражение, также зависящее от угла между векторами эквивалентных ЭДС 5. Таким образом, непосредственное использование величины Sv не дает информацию о поведении взаимного скольжения между векторами эквивалентных ЭДС S в цикле асинхронного режима.
Рассмотрим изменение сопротивления на зажимах реле сопротивления в процессе АР, которое определяется как частное от деления напряжения в контролируемой точке на ток. Сопротивление в одной из точек определяется выражением Выражение (2.12) является уравнением окружности в комплексной форме [35,36]. Таким образом, годографом вектора полного сопротивления в цикле асинхронного хода будет окружность с радиусом равным модулю вектора Rz и центром, смещенным относительно начала координат на вектор р7. Для промежуточной точки, отстоящей на величину AZ от точки с сопротивлением Z может быть записано равенство Z = Z + AZ (2.13) Выражение (2.13) показывает, что годограф вектора полного сопротивления Z имеет тот же радиус как и годограф вектора Z, но смещение центра координат годографа вектора Z имеет дополнительное смещение на вектор AZ. Анализируя выражение (2.12) приходим к выводу о периодичности функции модуля сопротивления с периодом равным 360. Максимум и минимум очевидно наступают при условии фщу=-агё(Л)-агё(4) Вид кривой изменения модуля сопротивления в цикле асинхронного режима при неравномерном приращении угла между векторами эквивалентных ЭДС во времени представлен на рис.2.6. При условии однородности параметров линий, составляющих электропередачу и отсутствия отбора мощности и условии (2.14) экстремальные значения модуль сопротивления будет принимать W= некачественно вид годографов векторов полных сопротивлений в цикле АР приведен на рис.2.7 при неравномерном приращении угла между векторами эквивалентных ЭДС 8 во времени. Используя только величину измеряемого сопротивления нельзя отличить АР от СК на первом цикле.
Определение электрического центра качаний (ЭЦК)
Из графиков рис.4.5 видно, что чем меньше интервал дискретизации и больше время наблюдения тем меньше погрешность измерения частоты. Следует отметить, что требуемой погрешности можно достигнуть наблюдая сигнал 0.3 секунды при интервале дискретизации 2 (мс), а при наблюдении сигнала 1 секунду с интервалом дискретизации 0.5 (мс) можно добиться погрешности в измерении частоты не более 0.002 Гц при частоте 50 Гц, что
соответствует ошибке движения в комплексной плоскости менее 2-х градусов за 2 секунды. Численные эксперименты показали, что точность определения частоты данным способом зависит также и от значения самой частоты. Для того чтобы удостоверится в точности определения частоты вышеприведенным методом для различных частот при различных вариантах погрешности измерения, были проведены эксперименты для разных интервалов наблюдения и интервалов дискретизации. На рис.4.6(а,б,в) показаны зависимости абсолютной погрешности измерения частоты от частоты при погрешности измерения сигнала 5% и 10%, процентном содержании третьей гармоники 5% для интервалов наблюдения 0.5 и 1 секунда. Каждая точка графиков рис.4.6 соответствует максимальному значению абсолютной погрешности серии из 100 экспериментов для данной частоты. Как можно заметить графики рис.4.6 показывают, что при погрешности измерения 5% данный метод можно применять при том, что время наблюдения Time будет составлять 0.5 секунды, а интервал дискретизации должен быть не более 1-ю3 (с). При погрешности измерения 10% и времени наблюдения Time равное 0.5 секундам интервал дискретизации должен составлять не более ью-3 (с). При времени наблюдения Time равное 1 секунде, вполне допустимо использование интервала дискретизации Максимальная абсолютная погрешность определения частоты сигнала из 100 экспериментов по его переходам через нуль от частоты этого сигнала при фиксированных интервалах дискретизации при времени наблюдения сигнала 0.5 сек и погрешности измерения 10%.
Максимальная абсолютная погрешность определения частоты сигнала из 100 экспериментов по его переходам через нуль от частоты этого сигнала при фиксированных интервалах дискретизации при времени наблюдения сигнала 1.0 сек и погрешности измерения 10%.
Максимальная абсолютная погрешность определения частоты сигнала из 100 экспериментов по его переходам через нуль от частоты этого сигнала при фиксированных интервалах дискретизации при времени наблюдения сигнала 0.5 сек и погрешности измерения 5%.
Таким образом, изложенный метод определения частоты для формирования ССК может быть применим, т.к. время наблюдения Time равное 0.5-1 секунда вполне допустимо для наблюдения доаварийного режима, а использование любой величины интервала дискретизации из ряда рассмотренных в графиках рис.4.6 при применении микропроцессорного устройства не представляет затруднений.
Еще одним фактором влияющим на формирование ССК является точность реализации и расчета микропроцессорным устройством интервала дискретизации. Для того чтобы определить интервал дискретизации необходимо период разделить на некое количество интервалов: где Г - период сигнала; N- количество интервалов дискретизации. Величина At может быть числом с большим количеством знаков после запятой. Например, для сигнала частоты 49 Гц и измеренного 20 точками за период величина А/= 0.001020408.... Поэтому, для того, чтобы иметь 20 интервалов за период нужно измерять точки через интервалы равные At =0.001020408..., но так как микропроцессорный контроллер имеет некую точность в формировании отрезков времени, то следует выяснить, какая точность таймера контроллера необходима для формирования ССК. где /ист - частота, которую надо сформировать (истинная частота в доаварийном режиме), fmu - измеренная частота доаварийного режима, N - количество интервалов дискретизации в периоде. Требуется определить до какого знака производить округление
и погрешность измерения частоты fmu чтобы Іизм абсолютная погрешность между частотой равной At-N и /ист была менее, чем Д/. Максимальная погрешность при операции округления составляет ±5-10 (М+1), где М - знак округления.
Оценка дуги окружности при различной погрешности входного сигнала, необходимой для достоверного определения параметров окружности
Эквивалентная двухмашинная схема энергосистемы получены эквивалентные сопротивления Zl3KB =15.161 + /-62.303 (Ом), Z2.3KB = 20.13 + у-291.5 (Ом), характерные для двухмашинного представления энергосистемы рис.4.20. 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 11, одна из которых содержит эквивалентный генератор А.эюз? а другая - эквивалентный генератор Ё2ЖВ, соответствующий энергообъединению большой мощности. Оба эквивалентных генератора связаны с узлом, относительно которого проводится эквивалентирование, 10 через эквивалентные сопротивления электропередачи ZX3KB и Z23KB (рис.4.20).
Критерием эквивалентности для непреобразуемого участка сети является требование выполнения условий инвариантности параметров режима в узле примыкания 10 [61,62,63,64]: ёЭ _ о т тЭ _ т т- гЭ _ т 10 — 10 и10 10 J10 J 10 где Sl0,ilo,S Jfo комплексные мощности и токи, притекающие к узлам примыкания из эквивалентируемой части ЭЭС соответственно в исходной и упрощенной схемах.
В рассматриваемом варианте, когда один эквивалентный генератор представляет собой энергообъединение большой мощности с эквивалентной ЭДС Ё2Э1СВ , ставилась задача определения относительного угла 8ЭКВ ЭДС эквивалентного генератора Ё1ЭКВ через комплексные сопротивления Zl3KB, Z23KB и ток, притекающий к узлу примыкания 10.
Комплексное сопротивление Z]3KB определялось в доаварийном режиме. При этом все станции преобразуемого участка сети объединялись в один эквивалентный генератор за внутренними сопротивлениями. Для выполнения условий инвариантности параметров режима в узле примыкания во всех узлах преобразуемой части схемы задавались напряжения в соответствии с исходным расчетным режимом. Значение эквивалентной ЭДС эквивалентного генератора Ёхзкв для расчетного режима преобразуемого участка сети определялось из соотношения где Ёг, Yt - соответственно, ЭДС і-го (Ё1=Е1 -eJ 6, , где 8, - угол между генератором і относительно вектора напряжения шин U = Ёгэкв = const) генератора в расчетном режиме и взаимная проводимость каждого из объединяемых генераторов относительно узла примыкания 10, п - число генераторов, участвующих в эквиваленте. Комплексное сопротивление эквивалентной ветви 2ХЭКВ есть результат параллельного соединения проводимостей Yj объединяемых станций Л.ЭКВ п
Измеряя, напряжение и ток в месте установки устройства и моделируя, напряжение и ток в узле 10 рассчитывается вектора ЭДС эквивалентных генераторов (4.16) По величинам векторов ЭДС эквивалентных генераторов (4.16) г.экв Ло - 2.экв &1.ЭКВ = 10 + А.ЭКВ рассчитывается угол между ними Таким образом, в результате эксперимента был вычислен угол между векторами ЭДС эквивалентных генераторов. Остается сравнить его с углом, полученным в результате анализа траекторий-окружностей, образуемых векторами напряжений ию, йп на комплексной плоскости в сформированной системе координат. В этом случае угол вычисляется по соотношению
Угол, полученный путем эквивалентирования, и угол, рассчитанный предлагаемым способом, для одного из доверительных интервалов показан на рис.4.21.
Таким образом, в общем случае можно утверждать, что кривые 1 и 2 на рис.4.21 соответствуют эквивалентному взаимному углу между векторами ЭДС эквивалентных генераторов, причем точность оценки этого угла тем выше, чем больше генераторов в составе анализируемой подсистемы [65].
Углы между векторами ЭДС эквивалентных генераторов 1) - угол, полученный в результате эквивалентирования схемы; 2) угол, полученный в результате расчета предлагаемым способом Изложенный способ позволяет определять взаимный угол 8 движения подсистем как на коротком интервале времени, так и при длительном переходном процессе. Хотя в последнем случае возможны значительные изменения баланса мощности в отдельных частях энергосистемы, а также действия противоаварийной автоматики, приводящей к существенному изменению в движении отдельных генераторов, способ позволяет получить достаточно точный результат при условии, что вся система может быть представлена двухмашинным эквивалентом.
Следует отметить, что точность метода зависит от количества измеренных точек, обеспечивающих формирование дуги напряжения, необходимой для расчета угла S в процессе одной выборки.
Для определения наличия ЭЦК на контролируемом участке (10 - 12) вычислим параметр р для построенных траекторий-окружностей в узлах 10 и 12. Исходя из значений параметра р вычисленного по границам контролируемого участка (4.17) делаем вывод о наличии ЭЦК в указанных выше пределах линии электропередачи. Вывод сделан на основании того факта, что вектора напряжения, измеряемые в точках электропередачи лежащих по разные стороны от ЭЦК, в цикле АР совершают провороты друг относительно друга.
Следовательно, если одна из окружностей охватывает центр координат (ри 1), а другая не охватывает (ри 1) то ЭЦК находится внутри контролируемой зоны. Если обе окружности охватывают (АОД2 1) ИЛИ не охватывают (р10 12 1) центр координат, то ЭЦК находится вне контролируемой зоны. Если одна из окружностей касается центра координат (например, Ao,i2=1) Т0 ЭЦК находится в узле, который соответствует траектории этой окружности.
