Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Краткая характеристика мероприятий по устранению асинхронного хода по межсистемным связям в сложной энергосистеме 10
1.1. Общая характеристика проблемы 10
1.2. Асинхронные режимы в энергосистемах, развитие каскадных аварий и их последствия 16
1.3. Применение противоаварийной автоматики как средство повышения результирующей устойчивости 24
1.4. Обзор существующих способов выявления асинхронного хода 30
1.5. Выводы по главе 42
Глава 2. Разработка алгоритмов управления перетоками мощности при асинхронном ходе по неоднородной межсистемной связи 43
2.1. Характерные особенности изменения параметров режима
при асинхронном ходе по межсистемной связи сложной ЭЭС 43
2.2. Обоснование возможности дискретного управления асинхронным ходом по межсистемной связи 51
2.3. Решение задачи синтеза алгоритмов управления перетоком активной мощности по межсистемной связи 54
2.4. Выбор коммутационной аппаратуры для дискретного управления перетоком мощности 82
2.5. Выводы по главе 90
Глава 3. Разработка методики определения мест установки устройств управления перетоком мощности при асинхронном ходе по межсистемной связи
3.1. Постановка задачи 91
3.2. Разработка методики выбора мест установки УУПМ 94
3.2.1. Выявление режимов с возникновением асинхронного хода 99
3.2.2. Определение мест установки устройств управления перетоком мощности на линиях межсистемной связи 110
3.2.3. Проверка эффективности работы УУПМ при асинхронном ходе в энергосистеме 121
3.3. Выводы по главе 123
Глава 4. Управление нагрузкой в энергодефицитной подсистеме для обеспечения условий ресинхронизации 124
4.1. Постановка задачи 124
4.2. Синтез алгоритмов управления нагрузкой в энергодефицитной подсистеме для обеспечения условий ресинхронизации 124
4.3. Анализ эффективности разработанных алгоритмов управления нагрузкой 136
4.4. Выводы по главе 145
Заключение 146
Список использованных источников 149
- Асинхронные режимы в энергосистемах, развитие каскадных аварий и их последствия
- Обоснование возможности дискретного управления асинхронным ходом по межсистемной связи
- Выявление режимов с возникновением асинхронного хода
- Синтез алгоритмов управления нагрузкой в энергодефицитной подсистеме для обеспечения условий ресинхронизации
Введение к работе
Актуальность темы. При больших возмущениях в электроэнергетических системах (ЭЭС) может нарушаться динамическая устойчивость с возникновением асинхронного хода по межсистемным связям, причем асинхронный ход в ЭЭС возможен даже при современном высоком уровне автоматизации.
Длительное существование асинхронных режимов с асинхронным ходом недопустимо. Поэтому возникает необходимость в разработке мероприятий по предотвращению возникновения асинхронного хода и созданию необходимых условий для осуществления успешной ресинхронизации, хотя и имеются используемые на практике устройства управления, реализующие различные способы выявления и ликвидации асинхронного хода посредством деления ЭЭС на подсистемы с разными частотами. Проблема сохранения результирующей устойчивости и сокращения продолжительности асинхронного хода в ЭЭС становится особо актуальной после тяжелых аварий с возникновением асинхронного хода, которые имеют место в России, крупных энергообъединениях европейских стран, а также в США и Канаде. Возможность возникновения асинхронного хода возрастает в объединениях энергосистем и в связи с увеличением их мощности. Нарушение устойчивости с возникновением асинхронного хода происходит, как правило, по слабым межсистемным связям.
Асинхронный ход в энергосистеме может спровоцировать последующее развитие каскадных аварий, а также стать причиной механического повреждения генераторов и турбин. Поэтому асинхронные режимы должны ликвидироваться максимально быстро посредством ресинхронизации, а при её отсутствии действием автоматики на деление объединений.
Ресинхронизация является более предпочтительным мероприятием устранения асинхронного хода, чем разделение на несинхронные подсистемы, так как позволяет избежать массового отключения нагрузки потребителей. Поэтому, для уменьшения времени асинхронного хода в ЭЭС, становится целесообразным изменять характеристики линий электропередач (ЛЭП) межсистемных связей между подсистемами таким образом, чтобы по ним желаемым образом можно было управлять перетоком мощности при помощи устанавливаемых на линиях электропередачи устройств, обеспечивающих воздействия на пропускную способность межсистемных связей во всей ЭЭС. Одним из способов такого управления может служить воздействие на выключатели линии и кратковременное отключение нагрузки подсистем.
Рассмотрение и анализ в данной диссертационной работе исследований такого рода управления асинхронным ходом и методика выбора мест установки устройств управления перетоком мощности (УУПМ) на сложных межсистемных связях в многоподсистемных энергосистемах и их объединениях позволяют считать тему диссертационной работы актуальной.
Целью работы является разработка и исследование эффективности алгоритмов управления перетоками мощности при асинхронном ходе по неоднородной межсистемной связи путем воздействия на выключатели линий электропередачи и кратковременного отключения нагрузки в энергодефицитной подсистеме, а также составление методики выбора мест установки соответствующих устройств управления.
Для достижения поставленной цели решаются следующие задачи:
проведение теоретических исследований в направлении поиска научной основы для разработки нового подхода к синтезу алгоритмов управления перетоком мощности по неоднородным межсистемным связям при асинхронном ходе и обеспечения выравнивания частот в подсистемах ЭЭС для успешной их ресинхронизации;
применение метода структурной аналогии, а также некоторых положений механики и теории переходных электромеханических процессов в энергосистеме для разработки метода синтеза алгоритмов управления перетоками мощности по межсистемной связи при асинхронном ходе;
формирование методики выбора мест установки устройств управления перетоком мощности на линиях электропередачи неоднородной межсистемной связи при асинхронном ходе;
формирование алгоритмов управления перетоками мощности при асинхронном ходе по неоднородной межсистемной связи с кратковременным отключением части нагрузки в энергодефицитной ЭЭС;
исследование эффективности алгоритмов управления перетоком мощности при асинхронном ходе по неоднородной межсистемной связи и кратковременным отключением части нагрузки в энергодефицитной подсистеме.
Научная новизна работы.
1. Разработан алгоритм управления перетоками мощности при асинхронном ходе по линии электропередачи межсистемной связи с применением метода структурной аналогии.
2. Разработана методика выбора мест установки устройств управления перетоком мощности на линиях электропередачи межсистемных связей при асинхронном ходе.
3. Разработан алгоритм совместного управления кратковременным отключением части нагрузки в энергодефицитной подсистеме и перетоком мощности при асинхронном ходе по межсистемной связи.
Методы исследования. При решении поставленных задач использованы основные положения теоретической механики, теории электромеханических переходных процессов, методы математического моделирования и анализа устойчивости, критерии оценки качества переходных процессов, а также принципы построения систем управления.
Достоверность научных положений, выводов, рекомендаций и методик обеспечивается применением современных методов исследования режимных свойств ЭЭС при асинхронном ходе, использованием проверенных на практике математических и цифровых моделей ЭЭС и подтверждается результатами выполненных расчетов с использованием современной вычислительной техники, а также сопоставлением переходных процессов без учета и с учетом действия устройств управления, устанавливаемых в соответствии с разработанной методикой выбора мест их установки в энергосистеме.
Практическая ценность и реализация результатов работы.
Проведенными исследованиями с использованием разработанных алгоритмов управления подтверждена высокая эффективность управления перетоком мощности при асинхронном ходе по линиям электропередачи межсистемной связи с кратковременным отключением части нагрузки в энергодефицитной подсистеме.
Разработанные алгоритмы управления перетоками мощности при асинхронном ходе по неоднородной межсистемной связи технически реализуемы и могут найти применение наряду с устройствами автоматики ликвидации асинхронного режима (АЛАР) при установке их на неоднородных системообразующих и межсистемных связях в сложных ЭЭС и их энергообъединениях.
Результаты диссертационной работы могут быть использованы российскими и международными научно-исследовательскими учреждениями, а также производственными организациями, занимающимися решением задач управления асинхронным ходом в ЭЭС и повышением эффективности управления их результирующей устойчивостью.
Апробация диссертационной работы. Основные положения и результаты диссертации доложены и обсуждены на Второй Всероссийской научно-практической конференции «Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем – ЭНЕРГО-2012» (г. Москва, 4-6 июня 2012 г.), а также на XXI конференции «Релейная защита и автоматика энергосистем» (г. Москва, 29-31 мая 2012 г.).
Вклад автора в проведенные исследования.
Автором разработаны: алгоритмы управления перетоками мощности при асинхронном ходе по линии электропередачи межсистемной связи с применением метода структурной аналогии; методика выбора мест установки устройств управления перетоком мощности на линиях электропередачи межсистемных связей при асинхронном ходе; алгоритм совместного управления при асинхронном ходе кратковременным отключением части нагрузки в энергодефицитной подсистеме и перетоком мощности по межсистемной связи; расчетные схемы простой и сложной энергосистем и выполненные исследования, подтверждающие эффективность разработанных алгоритмов управления перетоками мощности по линиям электропередачи неоднородной межсистемной связи в сочетании с кратковременным отключением части нагрузки в энергодефицитной подсистеме. В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежат разработка методических и алгоритмических решений, анализ результатов и рекомендации по их применению.
Публикации. По результатам исследований опубликованы статьи в журналах «Энергетик» (г. Москва, №3 2013 г.) и «Новое в российской электроэнергетике» (г. Москва, №4 2013 г.), а также тезис одного доклада на Второй Всероссийской научно-практической конференции «Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем – ЭНЕРГО-2012» (г. Москва, 2012 г.).
Объем и структура диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованных источников и семи приложений. Объем работы включает в себя 173 страницы, 92 рисунка, 11 таблиц и 73 единицы использованных источников.
Асинхронные режимы в энергосистемах, развитие каскадных аварий и их последствия
Одной из основных задач развития электроэнергетики является гарантированное надежное питание потребителей электроэнергии, что, в свою очередь, требует обеспечения сохранения синхронизма в Единой Энергосистеме (ЕЭС) России [1-И2].
ОАО «ФСК ЕЭС» утверждена Программа инновационного развития компании до 2016 года с перспективой до 2020 года, основной целью которой является повышение надежности, качества и экономичности энергоснабжения потребителей путем модернизации электрических сетей ЕЭС России на базе инновационных технологий с превращением их в активно-адаптивное (интеллектуальное) ядро технологической инфраструктуры энергетики. Программа содержит перечень мероприятий, направленных, в частности, на улучшение существующей производственно-технической системы, путем внедрение инновационных технологий и вывод на рынок новых продуктов и услуг, а также разработка, испытание и внедрение на объектах Единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС) «прорывных» и «улучшающих» инновационных технологий.
Понятие «интеллектуализация» связывается с необходимостью использования новых принципов и систем управления режимным состоянием ЕНЭС. Этим требованиям может отвечать применение новых технологий и принципов управления перетоками мощности по линиям электропередачи и напряжением в узлах нагрузки электрической сети (устройства FACTS, и др.), новых средств измерения параметров режима (PMU и др.), новых научно обоснованных алгоритмов управления для повышения эффективности функционирования всей ЕЭС, как в нормальных, так и в аварийных, вынужденных и послеаварийных режимах. Для этого необходимо использовать новые информационные технологии и средства сбора, преобразования, передачи, представления и использования информации в устройствах управления, новые принципы формирования информации для визуализации переходных процессов в реальном времени.
Помимо этого, для создания автоматизированных систем управления их переходными режимами в реальном времени, необходима разработка достаточно эффективных алгоритмов управления, формируемых на основе применения новых теоретических разработок в области управления большими системами.
Само понятие «интеллектуальная электрическая сеть» означает, что она располагает системой управления, обладающей «мыслительными способностями» в отношении режимных изменений в ЕЭС и может выполнять функции диспетчерского управления с быстродействием, достаточным для получения не только необходимого оптимального эффекта, в том числе и в таких условиях, когда обычно применяемые системы управления оказываются неэффективными.
Вся энергосистема в целом должна стать Интеллектуализированной энергосистемой (ИЭС), причем ее составная часть в виде электрической сети при этом преобразуется в активно-адаптивную сеть (ААС) и, следовательно, ЕЭС преобразуется в ИЭС с ААС. Необходимость в таком преобразовании обусловливается тем, что электрическая сеть России является в основном пассивной. Перетоки мощности по линиям электропередачи определяются задаваемым режимом. Напряжение в узлах нагрузки поддерживается применением автоматического регулирования под нагрузкой (РПН) и регулируемых источников реактивной мощности на подстанциях. В настоящий момент у ФСК практически нет возможности изменять режим сети воздействием на перетоки активной мощности по линиям электропередачи, так как нет соответствующих управляющих устройств, включение которых в замкнутые контуры электрической сети с соответствующими алгоритмами управления позволило бы управлять режимами электрической сети с целью повышения эффективности ее функционирования и придало бы электрической сети активно-адаптивные свойства.
В этом случае потребуется применение новых технологий векторных измерений, используемых для мониторинга переходных режимов, защиты и управления режимами в системах с неравномерным распределением генерации и нагрузки (WAMS1, WACS2, WAPS3).
Идея модернизации ЕЭС России, включая и ЕНЭС, и преобразования ее в интеллектуальную систему, способную самостоятельно находить правильные решения по повышению эффективности своего функционирования в условиях взаимосвязи между технологически неразделимыми ее компонентами, с приданием электрической сети свойств активно-адаптивной может рассматриваться как своевременная, отвечающая современному уровню развития новых технологий в мировой электроэнергетике. Она должна отвечать высокому уровню своих технологических возможностей и качеству выдаваемой потребителям электроэнергии.
Проблема сохранения синхронизма, а значит и устойчивости синхронной работы генераторов и отдельных подсистем сложных электроэнергетических систем (ЭЭС), а также обеспечение успешной ресинхронизации в случае возникновения асинхронного хода по линиям электропередач межсистемных связей особенно актуальны для энергосистемы России, учитывая перспективы ее развития [13,14]. Постоянный рост нагрузки требует увеличение генерируемых мощностей. Ввиду неравномерного распределения потребителей и станций возникает все большая потребность в создании новых и усилении уже имеющихся межсистемных связей высокого и сверхвысокого напряжения, так как нарушение устойчивости, в основном,
Обоснование возможности дискретного управления асинхронным ходом по межсистемной связи
Анализируя выражения (2.9) и (2.10) с (2.14) также можно сделать вывод, что при положительной угловой скорости взаимного движения векторов напряжения в точках I и 2 а \- 0 составляющая передаваемой по линии мощности, зависящая от управляемого воздействия, АР (її) изменяется по величине в зависимости от мощности, передаваемой по линии. Мощность Рл изменяется периодически (2.4) и на каждом полупериоде качаний меняет свой знак. Исходя из этого, также можно сделать о необходимости включения емкости или реактора в рассечку межсистемной связи, в зависимости от направления передачи мощности Рл или, использовать альтернативный вариант в виде управления выключателями линии.
В обоих случаях с позиций рассмотрения физики процесса происходит колебательное движение и затухание переходного процесса в результате передачи мощности (энергии) из ПЭЭС А в ПЭЭС В с замедлением асинхронного хода и завершением его ресинхронизацией.
Согласно предлагаемому алгоритму устройство управления перетоком мощности устанавливается на линии связи со стороны подсистемы ПЭЭС А и действует на отключение выключателя управляемой межсистемной связи по сигналу, формируемому при углах [56]: когда мощность Рл меняет свой знак с плюса на минус. Такое условие позволит отстроиться от возможных синхронных качаний в энергосистеме и будет выполняться при выполнении следующих условий:
Уставку /у, необходимо задавать для отстройки от возможных синхронных качаний мощности, чтобы предотвратить ложное срабатывание устройства. Она должна выбираться по результатам предварительных расчетов. Для исследуемой схемы, приведенной на рис. 2.1, можно выбрать уставку, равную 80% от максимального значения тока по межсистемной связи при асинхронном ходе (рис. 2.9), /ул. = 4000 А.
Так как при отключенном выключателе по линии связи не передается мощность Рл и становится невозможным явно определить момент включения выключателя по изменению знака Рл , то для определения момента его включения становится необходимым использовать угол сдвига 8Л векторов напряжений 0 и 02 по концам линии связи, т.е. осуществлять их векторное измерение. Таким образом, следующее за каждым отключением включение выключателей межсистемной связи должно осуществляться при углах: 8ВКЛ - угол сдвига между векторами напряжения ивЫКЛ и И ЁЫКЛ на вводных и выводных контактах выключателя, на который воздействует УУПМ.
Однако, стоит отметить, что при наличии сложной неоднородной межсистемной связи такое измерение будет не совсем корректно отражать изменение взаимных углов между несинхронными подсистемами. Наличие промежуточных подстанций и станций может создавать существенные различия измерениями взаимного угла напряжения между их измерением на выводах выключателя и шинах по концам межсистемной связи.
Необходимо измерять углы 8пі и 8U2 по концам межсистемной связи. В общем случае - в точках 1 и 2. Такое измерение возможно при использовании векторных измерений: многофункциональных измерительных преобразователей (МИП) или PMU1. Тогда условия (2.17) следует заменить на: 5Вкл = 8иі-8и2І 5 , (2.18) Для исключения многократного повторного выполнения операций отключения и включения выключателя при большом скольжении необходимо также вводить блокировку на включение выключателей по критерию: КклІ = l"ui ши2І Vr, (2-І 9) где: C0yCT — уставка на блокировку по угловой скорости взаимного движения векторов напряжения в точках 1 и 2 соответственно; оои1 и coU2 - угловая скорость движения векторов напряжения в точках 1 и 2 соответственно.
С ростом расхождения частот в несинхронных подсистемах будет уменьшаться и период цикла асинхронного хода, а, следовательно, будет уменьшаться и эффективность управления мощностью по связи, так как выключатели, на которые воздействует УУПМ, будут все меньше и меньше ограничивать переток мощности из энергодефицитной подсистемы в энергоизбыточную. При большой разности скольжений векторов напряжений в подсистемах частота включения и отключения выключателей также возрастает, что негативно скажется на ресурсе их работы.
Для надежной отстройки от коротких замыканий также должна вводиться дополнительная выдержка времени на срабатывание устройства tP3. Уставку следует выбирать исходя из максимально возможного времени отключения КЗ при отказе выключателя и действии устройства резервирования при отказе выключателя (УРОВ). Следует также вводить обязательную блокировку действия устройства при неуспешном АПВ на управляемой линии после повреждения. PMU (phasor measurement unit) - устройство измерения фаз. На рис. 2.13 приведена блок-схема работы предлагаемого алгоритма, на которой, помимо приведенных выше, даны следующие входные переменные: Блок-схема алгоритма дискретного управления асинхронным ходом Проанализируем эффективность разработанного алгоритма управления активной мощностью по линии при АХ в схеме рис. 2.1 на примере Режима 2.
Выявление режимов с возникновением асинхронного хода
Аналогичным изменением режимных параметров характеризуется и энергосистема после КЗ на шинах ЭС-1 (рис. 3.6- рис. 3.8).
В первую секунду после КЗ происходит проворот ротора генератора ТЭС относительно остальных генераторов энергосистемы, что обуславливается его электрически близким расположением по отношению к точке КЗ и меньшим, по сравнению с генератором ЭС-1 постоянной инерции (рис. 3.6а).
Из зависимостей на рис. 3.7а, видно, что передача активной мощности в период (Н-2,7 с происходит из энергодефицитной подсистемы в энергоизбыточную. Это объясняется большим избытком кинетической энергии ЭС-1, накопленной во время КЗ, что можно заметить по увеличившемуся скольжению энергодефицитной подсистемы (рис. 3.66). Аналогичный вывод можно сделать, анализируя снижение мощности турбины ЭС-1 (рис. 3.86). При этом относительная разница величины скольжения между эквивалентными генераторами ЭС-1 и ЭС-2 невелика.
Асинхронный ход в период 0 -2,7 с не возникает, о чем можно судить по отсутствию снижения напряжения в этот момент (рис. 3.8а). По характеристике изменения тока также можно сделать вывод о несрабатывании УУМП, ввиду того, что в период СК2,7 с ток по линии ПС7-ПС2 (2) не достигает токовой уставки на срабатывание 4500 А (рис. 3.76).
Разница величины скольжения между эквивалентными генераторами ЭС-1 и ЭС-2 при установившемся асинхронном ходе превышает 1,5 %. Это больше, чем при КЗ на шинах ЭС-2, что может говорить о большей тяжести КЗ на шинах ЭС-1 для энергосистемы и целесообразности рассмотрения данного КЗ для выбора мест установки УУПМ.
Стоит отметить, что как при КЗ на шинах ЭС-1 так и на шинах ЭС-2, период асинхронных качаний составляет порядка 2 с, что важно знать, при выборе места установки УУПМ и выборе коммутационной аппаратуры, иначе блокировка УУПМ против «быстрого» асинхронного хода не приведет в действие рассматриваемую автоматику.
Анализ полученных характеристик изменения перетока активной мощности по линиям связи (рис. 3.4а и 3.7а) позволяет сказать, что, ввиду наличия колебаний передаваемой мощности со сменой знака и средним значением 0, управление перетоком мощности может быть осуществлено по следующим связям, входящим в сечение асинхронного хода между подсистемами:
Эффективность участия в управлении линий связи ПС2-ПС5 и ПС4-ПСЗ существенно ниже, чем у двухцепных линий электропередач, так как возможная величина передаваемой энергии на каждом цикле асинхронного хода по данным линиям существенно ниже, чем у двухцепных ЛЭП, что так же подтверждается исходным установившемся режимом (рис. 3.2).
Проверим эффективность управления отдельно каждой из линий ПС2-ПС5 и ПС4-ПСЗ. Дискретное управление мощностью выполнялось по алгоритму, представленному на рис. 2.3. Учитывалась задержка в работе самой автоматики и выключателя введением задержки 0,1 с на операции отключения и включения линий. Уставка срабатывания выбиралась в соответствии с графиками изменения тока по линиям (рис. 3.46 и 3.76) и равнялась 1200 А для каждой из линий ПС2-ПС5 и ПС4-ПСЗ.
Как видно из характеристик изменения взаимного угла между векторами ЭДС генераторов системы и генератора ЭС-1 ресинхронизация в подсистеме не может осуществиться даже спустя 20 с после возмущения (рис. 3.9а и 3.10а)
На рис. 3.96 и 3.106 показаны характеристики мощности по управляемой линии. Как видно из зависимостей передаваемой мощности по управляемым линиям четырех циклов управления не хватает для ресинхронизации подсистем, а выключатели, на которые воздействует УУПМ, вряд ли позволят производить большее количество циклов.
Отсутствие успешной ресинхронизации можно объяснить небольшой величиной передаваемой мощности по сравнению с исходным режимом. Передаваемой энергии оказывается недостаточно для выравнивания частот подсистем.
Синтез алгоритмов управления нагрузкой в энергодефицитной подсистеме для обеспечения условий ресинхронизации
Большего эффекта (снижение объема отключаемой нагрузки) можно добиться, если использовать совместно дискретное управление мощностью по линии (путем воздействия на выключатели) и кратковременное отключение части нагрузки в энергодефицитной подсистеме.
Проведем расчет, смоделировав действие устройств управления перетоком мощности и кратковременного отключение нагрузки для аналогичных описанным выше исходным условиям: короткое замыкание на шинах ЭС-1, устройство управления перетоком мощности находится на двухцепной линии электропередачи ПС7-ПС2, уставка по току 4500 А, є=0, задержка на срабатывание устройства 0,1 с. Однако, в данном расчете, будем учитывать включение и отключение выключателей устройства управления перетоком мощности параллельно с кратковременным отключением нагрузки в узлах ПСЗ, АЭС и ЭС-1 в размере 2 % от суммарной нагрузки в узле в момент выявления асинхронного хода (/остлц = 4,85 с), при выполнении условия
Включение нагрузки производилось при ш52 ОУ на промежутке времени AtBKJl н. Где ОЇ = 0,2 %, AtaKI, н = 0,5 с. Включение нагрузки произошло в ґвклц = 8,5 с.
При таких условиях ресинхронизация в подсистеме происходит спустя всего один цикл качаний в режиме асинхронного хода между подсистемами. Спустя 8 с после начала расчета прекращается рост взаимных углов роторов генераторов рассматриваемой энергосистемы (рис. 4.10а). Параллельно с этим устраняется и разница в скольжениях генераторов подсистем и для всех генераторов скольжение колеблется вблизи нуля (рис. 4. 106).
Анализ графиков изменения мощности по управляемым линиям и токов по линиям энергосистемы (рис. 4.11) позволяет заключить, что для успешной ресинхронизации хватило лишь одной операции отключения и включения выключателей управляемых линий.
Напряжение в узлах подсистем спустя 10 с допустимые для длительной работы, что позволяет избежать массового отключения нагрузки и нарушения работы промежуточных подстанций и станций. В соответствии с изменением напряжения стабилизируется и нагрузка в узлах энергосистемы (рис. 4.12).
Анализ результатов расчетов переходного процесса с параллельным действием устройства управления перетоком мощности и отключением части нагрузки в энергодефицитной подсистеме показал возможность существенно сократить объем отключаемой нагрузки по сравнению с отключением нагрузки без управления выключателями на линиях, что, безусловно, позволит облегчить задачу поиска необходимого уровня мощности отключаемой нагрузки для обеспечения ресинхронизации подсистем, в случае нарушения синхронной работы энергосистемы.
Более того, совместное действие устройства управления перетоком мощности и кратковременного отключения части нагрузки так же существенно снижает количество циклов управления мощностью по межсистемной связи, что положительно скажется на ресурсе работы коммутационной аппаратуры, а так же позволит производить работу устройства управления перетоком мощности без замены и модернизации существующих выключателей.
1. Предложено использовать кратковременное отключение части нагрузки в энергодефицитной подсистеме при асинхронном ходе по межсистемной связи, осуществляя тем самым дискретное управление перетоком мощности по ней и создавая условия для восстановления синхронной работы выпавших из синхронизма подсистем ЭЭС и их ресинхронизации.
2. На основе режимных характеристик, полученных расчетом для многоподсистемной энергосистемы, разработаны алгоритмы управления нагрузкой в энергодефицитной подсистеме для обеспечения успешной ресинхронизации несинхронно работающих подсистем при асинхронном ходе по межсистемной связи.
3. Анализ данных, полученных расчетами применительно к тестовой схеме для исследования устройств противоаварийной автоматики, показывает, что реализацией электрического воздействия в виде кратковременного отключения части нагрузки в энергодефицитной подсистеме при возникновении асинхронного хода по межсистемным связям могут создаваться условия для ресинхронизации подсистем без воздействия на выключатели линий электропередач межсистемной связи.
4. Анализ полученных расчетных результатов показывает, что при совместном использовании устройств управления перетоком мощности по линиям электропередачи межсистемной связи и кратковременном отключения части нагрузки в энергодефицитной подсистеме для обеспечения условий успешной ресинхронизации подсистем снижается как число циклов отключения и включения управляемой линии, так и объем кратковременно отключаемой нагрузки.
