Меню
Главная
Авторизация/Регистрация
 
Главная arrow Техника arrow Интеллектуализация ЕЭС России: инновационные предложения

6.2. Синтез алгоритмов управления асинхронным ходом в двухподсистемном электроэнергетическом объединении и аналитическое исследование их эффективности

При синтезе алгоритмов управления перетоками мощности по межсистемной связи целесообразно использовать понятие «энергетический подход» применительно к электроэнергетической системе, при разработке которого применяется понятие «электропередача», в простейшем представлении включающая в себя источник электроэнергии (синхронный генератор Г), трансформатор (Т), линию электропередачи (ВЛ) и приемную систему в виде шин бесконечной мощности (ШБМ) с напряжением и (рис. 6.1). В более сложном представлении, когда две подсистемы ЭЭС1 и ЭЭС2 связываются межсистем- ной связью (ВЛ) каждая из подсистем представляется эквивалентной нагрузкой и эквивалентными генераторами Г1 и Г2.

Энергетический подход — это метод, позволяющий отражать режимное состояние динамической системы, в частности ЭЭС, с использованием таких энергетических понятий и их выражений, как кинетическая 1?к и потенциальная Жп энергия.

Применительно к простейшей ЭЭС при анализе динамической устойчивости используются такие понятия, как избыточная кинетическая энергия относительного движения ротора синхронного генератора по отношению к вектору напряжения и шин приемной части ЭЭС, т.е. шин бесконечной мощности.

Динамическая устойчивость ЭЭС сохраняется, если избыточная кинетическая энергия к, накапливаемая ротором при его ускоренном движении до момента /от начала ее уменьшения (угол 5от) в связи с переходом в накапливаемую электромагнитным полем потенциальную энергию 1?п до момента прекращения движения ротора в рассматриваемом направлении не возрастает:

где Т} — постоянная инерции ротора генератора; ДРизб — избыточная мощность генератора, определяемая как разность между мощностью турбины Рт и мощностью генератора Рг; 80ТКЛ и Дсооткл — угол выбега ротора и скорость его изменения в момент времени /откл; 5тах — угол выбега ротора в момент времени /тах.

Принципиальная схема простейшей ЭЭС с шинами бесконечной мощности

Рис. 6.1. Принципиальная схема простейшей ЭЭС с шинами бесконечной мощности

Если условие равенства нулю (6.1) не выполняется, то это означает, что динамическая устойчивость нарушается. Условие (6.1) можно использовать для синтеза алгоритмов управления.

В случае многоагрегатной ЭЭС при синтезе алгоритмов управления с применением энергетического подхода находят применение такие понятия, как кинетическая энергия движения ЭЭС как целого Г),

кинетическая энергия IVв внутреннего ее движения относительно центра инерции всей ЭЭС (роторов ее генераторов) [30],

где п — число генераторов в ЭЭС; До>э — угловая скорость относительного движения ЭЭС как целого; 7^э — ее эквивалентная постоянная инерции, определяемая по формуле

причем Тл — постоянная механической инерции энергоагрегата /; Дсоу э — относительная угловая скорость его движения,

Доо; — угловая скорость движения ротора генератора / относительно синхронно вращающейся оси отсчета; соэ — угловая скорость движения системы как целого.

В соответствии с теоремой Кенига полная кинетическая энергия IVк системы связана с ее составляющими:

где кинетическая энергия всей ЭЭС

Убывание полной энергии во времени и ее составляющих и И/в также может быть использовано при синтезе алгоритмов управления.

При исследовании переходных процессов сложную многоагрегат- ную двухподсистемную ЭЭС (общее число генераторов п) можно представить состоящей из двух частей — подсистем ПЭЭС1 и ПЭЭС2 (рис. 6.2), обмен электроэнергией между которыми весьма ограничен из-за сравнительно малой пропускной способности линий электропередачи, связывающих подсистемы ПЭЭС1 и ПЭЭС2. Полагая, что подсистема ПЭЭС1 включает в себя число агрегатов пц (/ = 1,/М|), а подсистема ПЭЭС2 — соответственно т2 (/= 1, ..., т2), применим известные правила эквивалентирования к схеме замещения сложной ЭЭС, которую можно преобразовать к виду наиболее простой двухмашинной схемы, где каждая из подсистем ПЭЭС1 и ПЭЭС2 представляется одним эквивалентным генератором и нагрузкой.

Устойчивость такой двухмашинной схемы замещения ЭЭС можно было бы исследовать с использованием метода площадей, т.е. энергетического подхода. Однако несовершенство методов эквивалентирования обусловливает внесение в общем случае не поддающихся оценке погрешностей при определении параметров элементов двухмашинной схемы замещения при анализе устойчивости ЭЭС. Для уменьшения такого рода погрешностей будем определять параметры, характеризующие движение ротора эквивалентного генератора каждой из подсистем ПЭЭС1 и ПЭЭС2, на основе параметров, характеризующих движение роторов генераторов пц и т2, входящих в состав подсистем ПЭЭС1 и ПЭЭС2 в виде целого. В этом случае скорость

Схема сложной ЭЭС относительного движения подсистем ПЭЭС1 и ПЭЭС2, рассматриваемых при движении в виде целого (2.18)

Рис. 6.2. Схема сложной ЭЭС относительного движения подсистем ПЭЭС1 и ПЭЭС2, рассматриваемых при движении в виде целого (2.18),

В момент времени t, когда а)]2 = 0, происходит смена направления относительного движения подсистем как целого либо относительное движение прекращается, т.е. переходный процесс завершается с возвратом ЭЭС в состояние устойчивого равновесия при 8j2 = const.

При таком подходе схема замещения исследуемой ЭЭС не преобразовывается к виду двухмашинной, расчет ведется применительно к сложной многомашинной ЭЭС, а получаемые результаты расчетов представляются в виде изменения во времени обобщенных параметров режима эквивалентных генераторов подсистем ПЭЭС1 и ПЭЭС2, как если бы каждая из этих подсистем была заменена эквивалентным генератором без внесения каких-либо погрешностей при эквивален- тировании.

Однако при представлении многомашинной ЭЭС в виде двухмашинной проведение каких-либо аналитических исследований крайне затруднено. В силу этого возникает необходимость в упрощении схемы замещения сложной ЭЭС посредством эквивалентных преобразований до уровня простейшей схемы ЭЭС. Более того, в случае двухмашинной схемы замещения ЭЭС возникают затруднения при анализе устойчивости, и поэтому предлагаются различные подходы для ее упрощения, т.е. приведения к виду генератор—линия электропередачи—шины бесконечной мощности. В п. 2.3 рассмотрен один из подходов, основанный на применении некоторых положений теоретической механики к описанию движения роторов генераторов в двухмашинной ЭЭС с представлением движения роторов всех генераторов сложной ЭЭС как целого, в виде движения ротора одного эквивалентного генератора (2.19):

где

Относительное движение ротора генератора / относительно ротора такого эквивалентного генератора определяется уравнением (2.21):

Применительно к двухмашинной ЭЭС (п = 2):

С учетом этого уравнение превращается в уравнение относительного движения ротора генератора Г'1 (/ = 1) относительно ротора генератора Г2 и после преобразований принимает вид

где

Так как , то

Электромагнитная мощность генераторов двухмашинной ЭЭС без учета демпферных моментов определяется известными формулами:

где

  • ?] и?2 — ЭДС генераторов; у ц,у22 пУ2 — собственные и взаимная проводимости схемы замещения системы; ац, а,2 и а]2 — фазные углы этих проводимостей.
  • (Э)

С учетом этого выражение для Р принимает вид: где

а(р = arctgiT’ tga]2) — фазный угол взаимной проводимости для схемы замещения с эквивалентным генератором Гэ, причем Т= Т2

Уравнение (6.3) с учетом (6.4) также может быть использовано при синтезе алгоритмов управления устройствами FACTS на линиях электропередачи межсистемных связей при асинхронном ходе по ним.

Активная мощность, передаваемая по линии электропередачи при асинхронном ходе, в простейшей энергосистеме (рис. 6.1) может быть представлена в виде трех составляющих: асинхронной Рас, собственной Рсс и взаимной (синхронной) Рс

Асинхронная составляющая Рас определяется асинхронными моментами генератора удаленной электростанции, представляемой общим эквивалентным синхронных генератором. Асинхронный момент генератора зависит от скольжения его ротора относительно вектора напряжения шин бесконечной мощности приемной части энергосистемы. При малом скольжении генератора, особенно в начальной и заключительной стадиях, асинхронный момент мал. В силу этого им можно пренебречь.

Синхронная составляющая Рс при установившемся асинхронном ходе периодически изменяется по синусоидальному закону с некоторым смещением по углу 8. За каждый один период асинхронного хода среднее значение синхронной составляющей Рс равно нулю, т.е. по линии электропередачи за период установившегося асинхронного хода активная мощность практически не передается, в результате чего увеличивается угловая скорость вращения ротора генератора.

Ликвидировать асинхронный ход по линии электропередачи можно путем разгрузки генераторов удаленной электростанции либо отключением линии электропередачи на первом или последующих циклах асинхронного хода. Так как применение этих способов в реальных энергосистемах не всегда проходит безболезненно для ЭЭС и даже кратковременные перерывы электроснабжения некоторых потребителей, отключенных устройствами автоматической ликвидации асинхронного режима или автоматической частотной разгрузки, являются крайне нежелательными, то ведется поиск новых подходов к управлению перетоком мощности по линиям электропередачи при асинхронном ходе.

Так как в начале асинхронного хода активная мощность по линии связи подсистем, можно считать, практически не передается, то для достижения ресинхронизации в ЭЭС становится целесообразно изменять характеристики линии электропередачи таким образом, чтобы по ней передавалась максимально возможная активная мощность, т.е. на ней необходимо установить устройство управления, с помощью которого можно было бы управлять перетоком активной мощности и тем самым целенаправленно воздействовать на асинхронный режим.

При асинхронном ходе в двухподсистемной ЭЭС ее подсистемы А и В будут работать с неодинаковыми значениями частоты. Подсистема А, частота в которой больше, чем в другой/л >/в, рассматривается как энергоизбыточная, так как для создания условий ресинхронизации необходимо из нее передавать активную мощность по линии связи в энергодефицитиую подсистему В со сниженной частотой. В этом случае, как и в случае простейшей энергосистемы, тенденция к увеличению перетока мощности по линии связи однозначно определена.

В многоподсистемной ЭЭС установка устройств управления на всех линиях связи позволяет управлять асинхронным ходом, если увеличивать переток активной мощности из подсистем с повышенными значениями частоты в подсистемы со сниженными ее значениями. Однако в сложной ЭЭС, даже в случае трехподсистемпой ЭЭС, в которой подсистемы А, В и С связаны друг с другом, возникает неопределенность в распределении перетоков активной мощности по линиям связи между подсистемами. Может оказаться вполне достаточным иметь УУ лишь па двух или даже па одной связи для такого распределения активной мощности между подсистемами, чтобы происходила ресинхронизация в ЭЭС после асинхронного хода.

Если исходить из анализа возможности возникновения асинхронного хода, то во многих случаях можно разделить ЭЭС на подсистемы и рассматривать системообразующие линии электропередачи между ними как линии связи, по которым может возникать асинхронный ход, и на них устанавливать УУ для создания условий, способствующих успешной ресинхронизации подсистем ЭЭС. В связи с этим возникает необходимость в разработке алгоритмов управления для УУ на межсистемных связях.

Рассмотрим асинхронный режим работы ЭЭС, содержащей две подсистемы (ПЭЭС1 и ПЭЭС2), электрически связанные между собой линией электропередачи ВЛр (рис. 6.3).

Полагаем, что появление асинхронного хода вызвано нарушением устойчивости по линии связи и что в дальнейшем сохраняется синхронная работа генераторов в каждой из подсистем. В этих условиях

Схема двухподсистемной ЭЭС

Рис. 6.3. Схема двухподсистемной ЭЭС

ПЭЭС1 и Г1ЭЭС2 будут работать с неодинаковыми средними значениями частот/j и /2, отклонениями которых от поминального значения /?юм будут величины А/j и Д/2. Г1ЭЭС1 является эиергоизбыточ- ной, а Г1ЭЭС2 — энергодефицитной, так как в исходном установившемся режиме по линии связи из ПЭЭС1 в ПЭЭС2 передается активная мощность Р|, а в режиме несинхронной работы выполняются неравенства Af> < О и Д/j > 0.

Представим каждую из подсистем одним эквивалентным генератором Г и нагрузкой Н. Примем, что мощности турбин эквивалентных генераторов постоянны: PTi = const и РТ2 = const; в узлах 1 и 2 подключения нагрузок Н1 и Н2 поддерживается напряжение, неизменное по модулю: f/| = const и U2 = const, но их фазы изменяются во времени; активное сопротивление линии электропередачи не учитываем; на связи ВЛ12 промежуточные отборы мощности отсутствуют; асинхронной составляющей мощности, передаваемой по линии связи, пренебрегаем; за положительное направление мощности принимаем направление от узла в линию, поэтому активная мощность в начале линии (узел /) будет положительной, а в конце — отрицательной (узел 2).

Математическая модель рассматриваемой ЭЭС включает в себя уравнения движения роторов генераторов Г1 и Г2 для схемы, приведенной на рис. 6.4:

Упрошенная схема двухмашинной ЭЭС

Рис. 6.4. Упрошенная схема двухмашинной ЭЭС

где Гу,, Tj2 — постоянные инерции генераторов Г1 и Г2; Лг1’ РТ2 ~ мощности турбин генераторов Г1 и Г2; Р,,, Р22 — собственные составляющие мощности генераторов Г1 и Г2;Р,2 — амплитуда взаимной составляющей мощности генераторов П и Г2; 5|, 52 — углы сдвига роторов генераторов Г1 и Г2; со,, со, — угловые скорости вращения роторов генераторов Г1 и Г2; б,2 и со,2 — угол взаимного сдвига роторов генераторов и скорость его изменения.

Эту модель необходимо преобразовать к виду, позволяющему использовать ее для синтеза алгоритмов управления. Как уже отмечалось, на основе записанных выше уравнений после преобразований может быть получено дифференциальное уравнение, отражающее взаимное движение роторов генераторов Г1 и Г2 в виде (6.3), т.е.

где

Введем допущения: (У, = const и (/2 = const.

С учетом принятых допущений, можно считать Рщ = const и Р2 ~ const. Если ввести еще одно допущение Rn = 0, то передаваемая по ВЛр активная мощность будет определяться выражением

где Хл — реактивное сопротивление линии связи; ;

, — фазные углы напряжений в узлах 1 и 2.

Так как РТ1 = const и РТ2 = const, РН| = const и Рн2 = const, а также Rn = 0, то собственные составляющие Ри, Р22, а значит, и составляющая ДР1 будут постоянными, поэтому последний член в (6.5) можно заменить выражением (6.6). С учетом этого подстановкой (6.6) в (6.5) получаем уравнение

Это уравнение может быть использовано при синтезе алгоритмов управления перетоком мощности по межсистемной связи при асинхронном ходе по ней.

С введением управляющего воздействия и в виде реактивного сопротивления после преобразований уравнение (6.7) принимает вид

где — составляющая передаваемой по линии связи

мощности Pv не зависящая в явном виде от воздействия и; ДР(и) — составляющая мощности Ря, линейно зависящая от управляющего воздействия и,

Для синтеза алгоритмов управления воспользуемся энергетическим подходом. Основу предлагаемого для использования подхода составляет положение теоретической механики о том, что в диссипативной динамической системе, не содержащей неконсервативные силы, возникающие переходные процессы с течением времени затухают, так как происходит рассеивание избыточной энергии системы под действием имеющихся в ней диссипативных сил. Математически это означает, что производная по времени / от полной механической энергии системы V с течением времени убывает, т.е. выполняется условие

Так как применительно к рассматриваемой двухмашинной ЭЭС, в которой при и - 0 отсутствуют некопсервативные силы, то механическая энергия определяется выражением

где — кинетическая энергия взаимного движения

роторов синхронных генераторов рассматриваемой ЭЭС; — потенциальная энергия роторов генераторов, определяемая в виде

С учетом выражений для и п, условие (6.8) принимает вид

Следовательно, имеем

Составляющая ДР(и) есть дополнительная передаваемая по линии связи мощность, обусловленная действием УУ.

Анализ выражений (6.9) и (6.6) показывает, что при положительном взаимном скольжении со12 > 0 значение дополнительной мощности ДР(и) изменяется в зависимости от мощности по линии связи Рл. Так как мощность Р1 изменяется периодически, на полупериоде каждого колебания меняя свой знак, то при управлении согласно (6.9) при С0|2 > 0 и Рч > 0 в рассечку связи должна включаться емкость

г/| -~ХС, в этом случае характеристика мощности Рл возрастает на значение ДР(г/|), а при Рл < 0 должен включаться реактор г/1 = Хр

и в этом случае характеристика мощности Рц уменьшается на значение ДР(г/2). С другой стороны, продолжительность асинхронного хода можно сократить при таком управлении режимом работы линии связи, чтобы по ней в дефицитную подсистему из избыточной передавалось как можно большее среднее значение мощности, отличное от нуля, при каждом полном взаимном провороте роторов эквивалентных генераторов Г1 и Г2, т.е. чтобы за полный взаимный проворот роторов генераторов выполнялось условие

Чем больше значение средней за период мощности Рлр, тем лучшими становятся условия для ресинхронизации генераторов ЭЭС и тем меньше становится продолжительность асинхронного хода. Если при смене знака (6.9) воздействовать па выключатель ВЛ связи, то будет обеспечено выполнение условия (6.10), что и может быть использовано при создании системы управления перетоком мощности по межсистемной связи при асинхронном ходе по ней.

Алгоритм дискретного управления в общем случае должен учитывать работу линии связи в реверсивном режиме, т.е. при изменении направления перетока активной мощности по линии связи.

Устройство управления, устанавливаемое в начале линии связи со стороны энергоизбыточной подсистемы ПЭЭС, отключает выключатель управляемой линии связи по сигналу, формируемому при углах 5 ® 180° (1 + 2п) при выполнении условия

где е > 0 — уставка, близкая к нулю, что равнозначно условию изменения знака Р| с плюса на минус; п — целое число взаимных прово- ротов векторов напряжений (У) и (У2 на 360°.

При изменении направления перетока мощности Р на противоположный вместо (6.11) используется условие

где ? < 0 — уставка, также близкая к нулю.

В обоих случаях должны выполняться условия

где /л и / л — ток по линии связи и его уставка (У п > 0).

Следующее за каждым отключением включение выключателей линии связи осуществляется при углах 5 * 360°и по критерию

где 8В — угол сдвига между векторами напряжений и' и ?/" соответственно на входных и выходных контактах отключенного управляемого выключателя линии связи.

Управляемый выключатель должен быть быстродействующим, допускающим многократное последовательное выполнение операций включепия/отключения.

При большом скольжении подсистем дискретное управление с применением выключателей линии связи может оказаться недостаточно эффективным, если возникает необходимость в чрезмерно частых последовательных операциях отключения/включения. В этом случае следует блокировать включение выключателя при больших скольжениях, т.е. при выполнении условия

где сов, со” — угловые скорости изменений угла сдвига фаз напряжений на входных и выходных контактах отключенного управляемого выключателя линии связи; сов — производная угла 8В; соуст — уставка.

Необходимо предусмотреть, чтобы УУ ложно не работало во время КЗ. Для этого в алгоритм управления (6.11)—(6.12) вводится некая малая выдержка по времени (Д/р 3), достаточная для получения от микропроцессорного устройства релейной защиты сигнала о состоянии ее запуска, и блокируется выход сигнала к УУ. После отключения выключателя релейной защитой блокировка сигнала управляющего воздействия УУ снимается. Устройство управления перетоком мощности с алгоритмом (6.11)—(6.12) в дальнейшем будет обозначаться аббревиатурой УУГ1М.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ ОРИГИНАЛ   След >
 

Популярные страницы