Содержание к диссертации
Введение
1. Проблема управления переходными электромеханическими процессами в электроэнергетической системе и пути её решения с применением арв синхронных генераторов 10
1.1. Общая характеристика проблемы 10
1.2. Краткий обзор публикаций по синтезу алгоритмов АРВ, обеспечивающих управление электромеханическими процессами в ЭЭС 16
2. Научное обоснование подхода к разработке и выбору структуры алгоритмов управления возбуждением синхронных генераторов в сложной электроэнергетической системе 29
2.1. Постановка задачи 29
2.2. Разработка структуры алгоритмов управления возбуждением синхронных генераторов, синтезируемых на основе энергетического подхода 31
2.3. Определение эквивалентных углов и скоростей через местные параметры режима 45
2.4. Определение положения угла сдвига ротора и скорости его вращения непосредственно измерениями на валу синхронного генератора 48
2.5. Возможность использования регистраторов системы мониторинга переходных режимов (СМПР) 51
2.6 Определение условий изменения структуры разработанного алгоритма управления №7 53
3. Исследование эффективности управления переходными процессами в простой энергосистеме с помощью АРВ синхронных генераторов с использованием упрощенных структур алгоритмов управления 60
3.1. Исследование эффективности применения упрощенных структур алгоритмов управления в АРВ синхронных генераторов 60
3.2. Использование угловых характеристик синхронного генератора для исследования влияния управляющего воздействия при неучете переходных процессов в обмотке возбуждения генераторов 64
3.3. Исследование эффективности использования алгоритма управления №3 в АРВ синхронного генератора в простой ЭЭС 69
4. Исследование эффективности управления возбуждением генераторов в сложной ЭЭС с использованием упрощенных структур алгоритмов управления 75
4.1. Исследование эффективности управления возбуждением генераторов в сложной энергосистеме с учетом демпферных моментов 75
4.2. Введение информационной коррекции при определении эквивалентной скорости энергосистемы 82
4.3. Сравнение по эффективности упрощенных структур алгоритмов управления при демпфировании качаний 90
4.4. Сопоставление характеристик переходного процесса при использовании в АРВ канала по отклонению напряжения и стабилизации по относительной скорости 95
4.5. Использование местных параметров режима при формировании управляющего воздействия в АРВ 100
Заключение 107
Список литературы 107
Приложение
- Краткий обзор публикаций по синтезу алгоритмов АРВ, обеспечивающих управление электромеханическими процессами в ЭЭС
- Разработка структуры алгоритмов управления возбуждением синхронных генераторов, синтезируемых на основе энергетического подхода
- Использование угловых характеристик синхронного генератора для исследования влияния управляющего воздействия при неучете переходных процессов в обмотке возбуждения генераторов
- Введение информационной коррекции при определении эквивалентной скорости энергосистемы
Введение к работе
Актуальность темы. К проблеме управления переходными процессами в электроэнергетических системах (ЭЭС) воздействием на возбуждение синхронных генераторов на электростанциях в течение уже многих десятилетий проявляется повышенный интерес, как в России, так и в других странах по мере совершенствования автоматических регуляторов и систем возбуждения. Применение тиристорных систем возбуждения и быстродействующих автоматических регуляторов возбуждения (АРВ), изготавливаемых на базе микропроцессорных технологий, позволяет достаточно эффективно воздействовать на переходные режимы в ЭЭС даже при больших возмущениях, включая и короткие замыкания, обеспечивая демпфирование электромеханических переходных процессов, сопровождающиеся взаимными качаниями роторов синхронных генераторов в ЭЭС. Однако их эффективность в значительной мере зависит от используемых в АРВ алгоритмов управления (законов регулирования).
Опыт эксплуатации АРВ с обычно используемыми алгоритмами управления показывает, что их эффективность проявляется не во всех возможных реальных условиях работы ЭЭС и, в частности, при увеличении местной нагрузки на электростанциях, тем более удаленных от основной части ЭЭС, при глубоком изменении загрузки генераторов, при работе их на выделенный район ЭЭС. В таких ситуациях в энергосистеме могут возникать автоколебательные либо слабозатухающие качания роторов синхронных генераторов, а также и самораскачивание с последующим выходом их из синхронизма. Поэтому продолжает оставаться актуальной проблема поиска новых подходов к формированию алгоритмов управления для АРВ, обеспечивающих их эффективную работу при возмущениях в ЭЭС.
В этом направлении ведутся исследования на кафедре «Электроэнергетические системы» МЭИ(ТУ) по пути синтеза и выбора структур алгоритмов управления для АРВ с применением теории управления динамическими системами и теории оптимального управления, а также учеными других отечественных и зарубежных организаций, причем в большей мере по пути применения теории управления с элементами «искусственного интеллекта».
В связи с этим в данной диссертационной работе даётся развитие энергетического подхода к синтезу структуры алгоритмов управления возбуждением синхронных генераторов, адаптированных к различным схемно-режимным условиям работы синхронных генераторов в энергосистеме.
Целью работы является развитие энергетического подхода к синтезу алгоритмов управления возбуждением синхронных генераторов по условию демпфирования качаний роторов в направлении разработки и выбора их упрощенной структуры, адаптированной к различным изменениям схемы и режима работы при больших возмущениях в сложной энергосистеме.
Для достижения поставленной цели определены следующие основные задачи:
- проведение теоретических исследований в направлении выбора структуры алгоритмов управления возбуждением синхронных генераторов в ЭЭС, адаптивных к схемно-режимным условиям ЭЭС;
- применение отдельных положений механики и теории электроэнергетических систем для выбора структуры алгоритмов управления возбуждением синхронных генераторов в сложной энергосистеме;
- исследование эффективности применения упрощенных алгоритмов АРВ с различными структурами в простой и сложной энергосистемах.
Научная новизна работы состоит в следующем:
1. На основе применения отдельных положений механики и теории электромеханических переходных процессов дано развитие энергетического подхода к синтезу алгоритмов управления возбуждением синхронных генераторов, дано обоснование подхода к выбору их структуры с учетом адаптации к различным схемно-режимным условиям работы энергосистемы.
2. Теоретически и выполненными расчётами доказано, что для повышения эффективности управления возбуждением синхронных генераторов в слабо сконцентрированных сложных энергосистемах при формировании обобщенных параметров режима необходимо корректировать включение генераторов в состав выделяемых и условно эквивалентных подсистем.
3. Проведенными исследованиями доказано, что управление возбуждением генераторов в соответствии с синтезированными на основе энергетического подхода нелинейными алгоритмами по сравнению с упрощенными хотя и более эффективно, однако оно связано с затруднениями при реализации их на практике.
4. Проведены комплексные исследования эффективности использования упрощенных алгоритмов управления для АРВ на микропроцессорной основе на примере простой и сложной энергосистем и осуществлён выбор их структуры, подтвердившие эффективность их адаптации к изменению схемы и режима ЭЭС.
Методы исследования. Для решения поставленных задач использовались положения теории электромеханических переходных процессов в энергосистемах, теоретических положений механики, методы математического моделирования и программирования, методы синтеза алгоритмов управления многоагрегатными динамическими системами.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечивается научно-обоснованной постановкой задачи и использованием современных методов исследования переходных процессов в управляемых электроэнергетических системах, подтверждается результатами проведенных расчётов с применением современных компьютерных вычислительных средств, а также сопоставлением переходных процессов без учета и с учетом разработанных упрощенных алгоритмов управления возбуждением генераторов.
Практическая ценность и реализация результатов работы.
Разработанные упрощенные алгоритмы управления возбуждением синхронных генераторов технически реализуемы в автоматических регуляторах возбуждения нового типа на микропроцессорной основе, которыми оснащаются вновь изготавливаемые крупные генераторы на строящихся электростанциях.
Результаты диссертационной работы могут быть использованы научно-исследовательскими и проектными организациями, а также специализированными производственными предприятиями, занимающимися решением задач управления возбуждением синхронных машин. Они могут быть использованы также при создании автоматизированной системы управления переходными режимами в ЕЭС России на базе системы мониторинга переходных режимов(СМПР).
Апробация диссертационной работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов «Радиотехника, электроника и энергетика» в 2009 и 2010 годах (г.Москва, МЭИ), на Всероссийской научно-практической конференции «Повышение надежности и эффективности эксплуатации электростанций и энергосистем – Энерго-2010» (г.Москва, МЭИ), а также на заседании кафедры «Электроэнергетические системы» Московского энергетического института (Технического университета).
Опубликованные работы. По теме диссертации опубликовано пять печатных работ в виде статей и тезисов докладов на научно-технических конференциях.
Структура диссертационной работы. Диссертация состоит из введения, четырёх глав и заключения, приложения и списка литературы, включающего 124 наименования. Основной текст содержит 109 страниц, включая 59 рисунков. Общий объём диссертации составляет 125 листов.
Краткий обзор публикаций по синтезу алгоритмов АРВ, обеспечивающих управление электромеханическими процессами в ЭЭС
В особых переходных режимах работы синхронных генераторов в энергосистемах требуется перенастройка их АРВ, либо изменение алгоритмов (создание АРВ с переменной структурой), что делает актуальной проблему поиска новых подходов к синтезу алгоритмов управления для АРВ, обеспечивающих демпфирование электромеханических переходных режимов.
Разработка цифровых регуляторов стала важным шагом на пути создания цифровой аппаратуры для управления переходными режимами в ЭЭС. Наиболее перспективным оказалось использование микропроцессорных комплексов в системе управления возбуждением [62-65]. При этом на нее возлагается большая часть защитных и технологических функций.
Так как используемые алгоритмы в АРВ не во всех ситуациях обеспечивают наилучшее затухание переходного процесса, то в настоящее время ведутся исследования, направленные на совершенствование подходов к решению задачи синтеза алгоритмов управления АРВ. Основным направлением исследований являются совершенствование алгоритмов АРВ, применяющихся на практике, и разработка новых научно-обоснованных алгоритмов, в том числе в направлении создания АРВ с элементами искусственного интеллекта в системах возбуждения на микропроцессорной основе.
В качестве совершенствования существующих подходов в [32, 33, 61, 82, 106] отмечаются применение алгоритмов линейно-квадратичной оптимизации и алгоритмов оптимизации градиентного спуска, а также применение генетических алгоритмов оптимизации с целью придания алгоритмам свойств адаптивной системы управления. В качестве новых алгоритмов управления отмечаются: нечёткие регуляторы систем возбуждения, нейро-нечёткие регуляторы систем возбуждения, нейросетевые регуляторы систем возбуждения, а также различные гибридные регуляторы систем возбуждения. Вместе с тем наблюдается тенденция к уходу от чрезмерно сложных алгоритмов, которые создают нередко почти непреодолимые трудности при их реализации.
В России и за рубежом в последние годы особенно интенсивно ведётся поиск новых подходов к решению проблемы повышения эффективности управления возбуждением синхронных генераторов в ЭЭС[50-52, 82, 84-88, 91, 106].
Так, в [91] предлагается использование регулятора с прогнозом в автоматической системе регулирования возбуждения синхронного генератора для управления в реальном времени. Регулятор состоит из линеаризованной модели синхронного генератора второго порядка для быстрого расчёта и алгоритма управленіія. Модель быстрого расчёта используется для уменьшения постоянной времени контролируемой системы (напряжения на зажимах генератора) и алгоритм управления используется для выбора необходимого входного сигнала в контролируемую систему. В схеме управления используются принципы быстродействующего управления и линейный регулятор.
Эффективность такого регулятора проверена на цифровой модели при определении постоянной времени синхронной машины, подключенной к шине бесконечной мощности, при различных исходных условиях.
В [95] показано, что робастные характеристики могут быть достигнуты с помощью существующих разработок в области линейной и нелинейной теории управления. В них используются малоразмерные эквивалентные схемы замещения. Полученные для моделей малых размерностей робастные алгоритмы управления сохраняют свои характеристики применительно к реальной машине. Для уменьшения погрешностей создана детализированная модель генератора в ЭЭС. Вычислительная модель включает имитацию движения ротора, нелинейности в стали магнитопровода и вихревые токи в массе ротора генератора. Алгоритм управления реализован с использованием нелинейного конструктивного управления.
В [98] описан способ демпфирования межсистемных качаний в энергосистемах. Этот способ состоит в координированном использовании системных стабилизаторов с целью повышения эффективности управления в различных системных условиях, и он основан на вычислении характеристического многочлена системы с обратной связью на интервале частоты.
Большое количество публикаций посвящено созданию нечетких регуляторов[50-52, 84-88]. Согласно большинству из них [87, 103-105] основу АРВ с нечеткой логикой составляет АРВ сильного действия, однако для определения оптимальных настроек коэффициентов усиления в каналах стабилизации применяются нейронные сети и генетические алгоритмы.
В [100] представлен систематический подход для разработки самонастраивающегося системного стабилизатора - АРВ, основанного на нейронечеткой сети. Она используется для самонастройки параметров системного стабилизатора в режиме реального времени. Узлы во входном слое искусственная нейронная сеть (ИНС) получают значения активной мощности, реактивной мощности и напряжения, в то время как узлы выходного слоя обеспечивают оптимальные параметры системного стабилизатора, такие как коэффициент усиления стабилизатора, постоянные времени. Предложен новый подход для выбора числа нейронов в скрытом слое. Исследования показали, что поведение системы в переходных режимах с самонастраивающимся системным стабилизатором на основе ИНС робастно в большом диапазоне нагрузок и эквивалентных сопротивлений.
Формирование управляющих воздействий начинается с получения входных параметров(например Аа и АР) и их нормализации (Рис.1.1.). Далее на этапе так называемой фаззификации происходит перевод переменных в лингвистический вид с помощью функции принадлежности. В результате этой операции формируются переменные типа: «малый», «средний», «большой». Далее происходит логический вывод с помощью варианта экспертной системы типа «условие - действие», «если - то». Наиболее распространенные методы: метод Мамдани и Такаши-Сугено. В завершении цикла формирования управляющего воздействия полученная лингвистическая переменная преобразуется в конкретное значение управляющего воздействия. Данная операция носит название дефаззификации, которая может осуществляться одним из известных способов, среди которых: метод нахождения максимального среднего, метод определения максимального критерия, метод центра тяжести. Применительно к сложной ЭЭС, процесс адаптации и настройку регуляторов возможно проводить, исходя из множества типовых режимных вариантов, предварительно выбрать настройки и затем скорректировать их в режиме реального времени с использованием актуальной информации о системе.
Разработка структуры алгоритмов управления возбуждением синхронных генераторов, синтезируемых на основе энергетического подхода
В соответствии с [1,6,23] рассмотрим сложную ЭЭС, включающую в себя п синхронных генераторов, движение роторов которых описывается системой дифференциальных уравнений: Sj —угол ротора генератора; 7}— механическая постоянная инерции энергоагрегата (генератора вместе с турбиной); РЭ11 - электромагнитная мощность генератора /, определяемая по известной формуле: Здесь 5у - взаимный угол роторов генераторов / и j. Все остальные обозначения соответствуют общепринятым. ЭДС генераторовЕ, = Е t; Е} =Е , Уравнение, характеризующее движение всей ЭЭС как целого [13] со скоростью соэ относительно синхронно вращающейся оси и имеют вид [8,9]: где ta ddjdt- угловая скорость движения ротора генератора / относительно синхронно вращающейся оси отсчета с постоянной скоростью а 0. Решением уравнения (2.3) является траектория движения ЭЭС как целого S3(t), т.е. траектория движения ротора, можно сказать «эквивалентного генератора», с постоянной инерции Тл и приложенными к нему вращающими моментами - мощностью турбины РТэ и генератора РЭ1 э в относительных единицах. Преобразование системы (2.1) к виду (2.3) без каких-либо операций со схемой замещения ЭЭС получило название метода информационного эквивалентирования [8]. Получаемое на основе (2.3) и (2.1) дифференциальное уравнение движения ротора генератора / относительно ротора «эквивалентного генератора» имеет вид [9]: где со1Э — скорость относительного движения определяется по формуле Кинетическая энергия движения (взаимных качаний) роторов всех генераторов ЭЭС относительно ротора «эквивалентного генератора», определяется выражением:
Для затухающего переходного процесса в ЭЭС характерно убывание кинетической энергии взаимных качаний роторов генераторов во всей энергосистеме: что и используется при синтезе алгоритмов управления возбуждением генераторов в ЭЭС. Вынужденная ЭДС Eqei и синхронная ЭДС Eqj связаны между собой дифференциальным уравнением [1,6,11,23]: где последний член есть ЭДС самоиндукции, которая может быть интерпретирована как электромагнитная инерционность роторной цепи генератора /; TMl - постоянная времени его обмотки возбуждения. Обычно при синтезе алгоритмов управления в теории автоматического управления исходят из условия неучета запаздывания и инерционности отдельных управляющих устройств (АРВ) (полагая Тр = 0; Тв = 0). Введением отрицательно обратной связи по току ротора, как это делается для асинхронизированных синхронных машин [69] , можно устремить TdQl к нулю, представляя Eqet в виде двух составляющих: где EqeYi = Eqi - ЭДС управления; EqeKl - ЭДС компенсации, обеспечивающей эффект TMi — 0. ЭДС Eqi также можно представить в виде двух составляющих, как это делается в[8]: где Eqi составляющая не зависящая от управляющего воздействия и,. С учетом этого на основе (2.8) имеем: где выделены составляющие: не зависящая явно от управляющего воздействия и: и зависящая от него. Чтобы силы типаРд(р 5) обеспечивали затухание переходного процесса, они должны быть диссипативной функцией Рэлея [6], например Рд(р5) = ксо2. Поэтому для обеспечения рассеяния энергии взаимных качаний роторов генераторов ЭЭС необходимо за счет управления возбуждением создавать эффект действия диссипативных сил, в частности кр1Э ,чтобы в совокупности описание действия этих сил по аналогии отвечало функции Рэлея [13], т.е. чтобы выполнялось равенство: где к13— коэффициент. На основе (2.12), исходя из условия, что демпферный момент к1эсо1Э на генераторе / создается посредством приложения только к нему управляющего воздействия ы,, имеем [9]: При реализации такого алгоритма управления на практике потребуется передача большого объема информации в виде параметров режима Е ,6j ,бо} от всех генераторов ЭЭС и в виде сопротивлений её элементов, используемых для определения проводимостей и их фаз в схеме замещения для послеаварийного режима. Более того, если после ликвидации аварийного режима отдельные элементы этой схемы могут быть отключены либо введены в работу, то использование такого алгоритма управления связано с затруднениями.
Проблема определения углов Sy и их передачи в АРВ сама по себе является сложной, так как требуется иметь одну для всех генераторов общую ось отсчёта. Можно сделать переход от используемых в (2.14), (2.15) переменных к активной мощности генератора / и её составляющих и записать (2.15) в виде [9]:
В этом случае также необходимо определять, а точнее, корректировать расчёт значений собственной мощности Р„ для послеаварийного режима с использованием значений собственной проводимости уи и её угла ап , т.е. потребуется передача информации о функциональном состоянии выключателей (включены они или отключены) в расчётной схеме ЭЭС, которая должна находиться в вычислительном устройстве на электростанции, что связано с определенными, хотя и несопоставимо меньшими, трудностями при эксплуатации. Поэтому становятся необходимы дальнейшие преобразования с введением приемлемых допущений и упрощений выражения (2.16). Очевидно, действительное решение получается лишь при равном нулю и положительном знаке подкоренного выражения. Его отрицательное значение вполне возможно в переходном процессе, так как активная мощность генератора Pt при качаниях роторов кратковременно может быть и отрицательной.
Использование угловых характеристик синхронного генератора для исследования влияния управляющего воздействия при неучете переходных процессов в обмотке возбуждения генераторов
Проведем исследования эффективности синтезированных алгоритмов при отсутствии учета переходных процессов в обмотке возбуждения ротора генератора. Вначале проведем расчёт переходного процесса в простой системе при отсутствии управления возбуждением. Для этого при моделировании переходного процесса с помощью программы задаётся постоянная времени TdQ — 0. Таким образом, ЭДС Е остаётся неизменной в переходном процессе, что позволяет расчётом получить известный синусоидальный вид угловой характеристики мощности. Расчёт переходного процесса в системе с учетом регулирования возбуждения по отклонению напряжения представлен угловой характеристикой переходного процесса на Рис.3.7.
Толстой линией обозначено движение изображающей точки при отсутствии управления, а тонкой - при управлении возбуждением по отклонению напряжения АС/ = Uro — Ur.
В этом случае наблюдается слабое демпфирование качаний. При регулировании по отклонению напряжения максимальный угол выбега ротора Smax уменьшился, но ухудшилось затухание взаимных качаний роторов генераторов и возрос интегральный показатель качества [8]:
На Рис.3.8. представлена угловая характеристика мощности при управлении возбуждением согласно алгоритму №1 с коэффициентом усиления кт = ОД.
Эти характеристики демонстрируют появление деформаций угловой характеристики, которые образуют на каждом цикле качаний зависимости в виде «петли-восьмёрки». Также наблюдается заметное уменьшение максимальных углов выбега ротора генератора как в зоне положительных, так и отрицательных углов.
Для определения влияния постоянной времени обмотки возбуждения на качество затухания переходного процесса, зададимся постоянной времени Td0=3c, коэффициентом усиления ka—2 и повторим серию расчётов
При учете переходных процессов в обмотке ротора генератора изменилась форма угловой характеристики: появилось смещение предельных углов «влево» в сторону нуля.
Следует отметить, что в зоне отрицательных значений углов 5 уменьшается площадка торможения и увеличивается угол выбега. Для демонстрации увеличения площадки торможения продемонстрируем переходный процесс при управлении АРВ генератора согласно алгоритму №4, который меняет знак управляющего воздействия при переходе угла через нулевое значение.
Характеристика на Рис.3.10 демонстрирует работу алгоритма №4 в зоне отрицательных значений угла д. В этой зоне происходит уменьшение площадки ускорения, поскольку изменяется знак управляющего воздействия. Схожий эффект от регулирования будет наблюдаться и при использовании алгоритма№5 (Рис.3.11).
На Рис.3.11 толстой линией показана траектория перемещения изображающей точки uv - 0, а тонкой - при управлении возбуждениемсогласно алгоритму №5. Также обозначена мощность турбины. Эффективность управления согласно алгоритмам №4 и №5 возросла по сравнению с управлением при использовании алгоритма №1.
Рассмотрим алгоритм управления возбуждением №3 в простейшей энергосистеме: HV/=— —— —, что в простой системе равносильно управлению согласно алгоритму: и
В отличие от других рассматриваемых алгоритмов, алгоритм №3, обеспечивает более эффективное демпфирование качаний ротора в зоне отрицательных значений мощности и угла на угловой характеристике мощности {Тм -» 0, ка = 0,1).
Ниже на Рис.3.12 и Рис.3.13 приводятся результаты расчетов переходного процесса при управлении с использованием алгоритма №3.
Можно проследить характерную особенность данного алгоритма — наличие резкопеременных управляющих воздействий в зоне значений угла близких к нулю, что приводит, в конечном счете, к созданию так называемой «петли» на угловой характеристике мощности. Данная «петля» увеличивает площадку торможения и уменьшает площадку ускорения в зоне отрицательных значений угла. Такой эффект проявляется и в упрощенных алгоритмах №4 и №5. Задание большого коэффициента усиления может приводить к тому, что движение роторов становятся апериодическими.
На Рис.3.14. представлены для сравнения угловые характеристики мощности для алгоритмов управления №1 (тонкая линия), №4(средняя линия) и алгоритма управления №3 (толстая линия).
Наблюдается больший эффект от использования алгоритма управления №4 и алгоритма №3 в зоне отрицательных значений углов по сравнению с алгоритмом №1, у которого не меняется структура при данном переходе. Наибольший эффект наблюдается от использования алгоритма №3.
Однако, при задании реальных значений Тм не происходит образование подобной «петли» в виду наличия инерционности системы. Также, при задании большего коэффициента усиления возмущения затухание происходит уже в первой половине первого цикла качаний.
Введение информационной коррекции при определении эквивалентной скорости энергосистемы
Рассмотрим модификацию метода определения эквивалентной скорости системы[121]. Для повышения эффективности демпфирования качаний роторов в ЭЭС можно определять движение ротора генератора относительно движения всех остальных роторов генераторов ЭЭС как целого, если генераторы в ЭЭС являются значительно удалёнными друг от друга.
На Рис.4.8. представлена схема ЭЭС, состоящая из 4х генераторов, причём генератор Г4 электрически удалён от остальных трёх. При формировании скорости со1э в алгоритме управления регулятора возбуждения будем её определять как скорость эквивалентного генератора подсистемы из Г1-ГЗ, преобразуя таким образом систему к виду Гэкв-Г4. Это даёт основание полагать, что будет обеспеченно лучшее демпфирование взаимных качаний углов роторов генераторов. Обычно угловая скорость эквивалентного генератора ЭЭС определяется по формуле:
При выделении генератора j, для которого формируется параметр соп в алгоритме управления возбуждения, подсистема из остальных генераторов представляется в виде: справедливо соотношение:
Проведены расчёты переходных процессов при использовании такого подхода (модификации №1) к определению угловых скоростей для сравнения их с результатами, полученными при использовании обычного подхода для определения угловых скоростей для применения в алгоритмах управления возбуждением на примере ЭЭС, схема которой представлена на Рис.4.9, где генератор Г4 удалён от остальных трёх. Настроечные коэффициенты приведены в Табл.4.1.
Рассмотрены КЗ в точках 1 и 2 без учета АРВ генераторов. Показатель 1Ф =2127 при КЗ в точке 1 и 1Ш = 86 при КЗ в точке 2.
Применительно к заданной схеме ЭЭС, поскольку генератор Г4 электрически удалён от системы из Зх генераторов, стало быть, он мало влияет на демпфирование взаимных качаний генераторов Г1-ГЗ, модифицированный способ определения эквивалентной скорости энергосистемы можно записать в виде (модификация №2):
На Рис.4.10. и Рис.4.11. представлены результаты для сравнения способов определения эквивалентной скорости соэ: обычный (темная линия на диаграмме); модификация №1 (светлая линия на диаграмме); модификация №2 (серая линия на диаграмме).
При использовании модификации №1 способа определения скорости для алгоритма управления регулятором возбуждения удается добиться улучшения качества затухания переходного процесса в среднем на 10%, наибольший выигрыш был достигнут при использовании модели №7,№5,№1 наименьший при использовании модели №3, №4.
При вариации конфигурации схемы системы (№1) в исследуемой схеме изменим направление перетока мощности по линии ЛЗ, путём увеличения местной нагрузки НЗ и изменения мощности ГЗ (Рис.4.12.).
Сравним различные способы определения эквивалентной скорости по 1Ш при КЗ в точках К1 (Рис.4.13.) и К2 (Рис.4.14.) : обычный (темная линия на диаграмме); модификация №1 (светлая линия на диаграмме); модификация №2 (серая линия на диаграмме).
Следовательно, из представленных диаграмм видно, что при использовании модификации №2 (4.4) не всегда обеспечивается лучшее затухание по сравнению с обычным способом (4.1). Модификация №1 (4.2) при КЗ в точке 2 даёт лучшие результаты по сравнению с (4.1).
При вариации конфигурации схемы системы (№2) изменим направление перетока мощности по линии Л4, путём увеличения местной нагрузки Н4 (Рис.4.15.).
Сравним различные способы определения эквивалентной скорости по /„при КЗ в точках К1 (Рис.4.16.) и К2 (Рис.4.17.): обычный (темная линия на диаграмме); модификация №1 (светлая линия на диаграмме); модификация №2 (4.4) (серая линия на диаграмме).
