RU2199807C2

RU2199807C2 - Способ выявления асинхронного режима

Info

Publication number: RU2199807C2
Application number: RU2000114402A
Authority: RU
Inventors: М.А. Эдлин; П.Я. Кац; А.В. Струков
Original assignee: Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации "ЕЭС России" (РАО "ЕЭС России")
Priority date: 2000-06-05
Filing date: 2000-06-05
Publication date: 2003-02-27

Abstract

Изобретение относится к электротехнике и может быть использовано в средствах противоаварийной автоматики энергосистем. Технический результат заключается в повышении селективности выявления асинхронных режимов в современных энергосистемах. Для этого в способе выявления асинхронного режима в энергосистеме по результатам измерений токов и напряжений на одном из концов линии электропередачи определяют знаки относительного угла между напряжениями, расположенными по концам защищаемого участка линии электропередачи, и знаки его первой и второй производных по времени, определяют реактивное сопротивление Х_MIN от точки измерения до точки с минимальным напряжением и знак производной по времени активной мощности, передаваемой по линии электропередачи, и фиксируют начало асинхронного режима, если точка минимального напряжения расположена в пределах защищаемого участка линии электропередачи и знаки относительного угла и его первой и второй производных совпадают, а знак производной по времени активной мощности противоположен им, при этом проверка наличия на контролируемой линии точки с минимальным напряжением заключается в проверке условия 0<Х_MIN<Х_Л, где Х_Л - реактивное сопротивление линии электропередачи. 2 ил.

Description

Изобретение относится к области электротехники и, в частности, к средствам противоаварийной автоматики энергосистем.

Известно, что возникающий при нарушении устойчивости асинхронный режим представляет серьезную опасность для энергосистемы в плане возможного дальнейшего развития аварии. Для устранения и предотвращения развития асинхронных режимов в энергосистемах используется автоматика ликвидации асинхронного режима (АЛАР), являющаяся частью противоаварийной автоматики энергосистем. Основная задача этих устройств - выявление факта возникновения асинхронного режима и формирование команды на его ликвидацию, которая, как правило, реализуется путем деления энергосистемы.

Известны способы (аналоги), использующие для выявления асинхронного режима факт наличия колебаний заданной величины одного или нескольких режимных параметров электропередачи, на которой фиксируется асинхронный режим [1] . В качестве таких режимных параметров используются: напряжение в некоторой, заранее выбранной точке электропередачи, ток электропередачи, сопротивление на зажимах реле сопротивления, угол между напряжением и током, активная и реактивная мощности в некоторой, заранее выбранной точке электропередачи. Фиксация колебаний осуществляется по факту неоднократного достижения контролируемым режимным параметром максимального и минимального значений, заданных в качестве уставок.

Известен способ выявления асинхронного режима (прототип), заключающийся в том, что по результатам измерений напряжения и тока электропередачи в некоторой заранее заданной точке, в темпе аварийного процесса рассчитывается относительный угол между векторами напряжений в двух других точках электропередачи, удаленных от точки измерения, и если рассчитанный угол превысит заданную уставку, то фиксируется возникновение асинхронного режима [1].

Основными недостатками перечисленных способов является их низкая селективность работы в условиях современных многосвязных энергосистем. Это объясняется тем, что для практической работы устройств, реализующих упомянутые способы, необходимо задание уставок, которые предварительно должны быть получены в результате расчетов аварийных процессов, приводящих к асинхронному режиму. Уставки должны быть выбраны таким образом, чтобы устройства срабатывали при всех асинхронных режимах по контролируемой связи вне зависимости от вида и места аварийного возмущения и предаварийного режима энергосистемы. И в то же время они не должны срабатывать при синхронных качаниях и асинхронных режимах по смежным связям.

В условиях современных сложных энергосистем подобная задача выбора и согласования уставок устройств АЛАР является непростой, требующей проведения множества расчетов и не всегда удовлетворительно решаемой. По статистике работы устройств АЛАР в ЕЭС России около половины их срабатываний - ложные.

Целью предлагаемого изобретения является повышение селективности выявления асинхронных режимов в современных энергосистемах.

Указанная цель достигается тем, что по результатам измерений токов и напряжений на одном из концов линии электропередачи определяют знаки относительного угла между напряжениями, расположенными по концам защищаемого участка линии электропередачи и его первой и второй производных по времени, определяют реактивное сопротивление X_MIN от точки измерения до точки с минимальным напряжением и знак производной по времени активной мощности, передаваемой по линии электропередачи, и фиксируют начало асинхронного режима, если соблюдается условие:
0≤x_MIN<x_Л,
где x_Л - реактивное сопротивление линии электропередачи и знаки относительного угла и его первой и второй производных совпадают, а знак производной по времени активной мощности противоположен им.

Эффективность и работоспособность этого способа может быть обоснована следующими соображениями.

Движение энергосистемы в начальной фазе переходного процесса, переходящего в асинхронный режим, практически всегда может быть представлено как движение двух эквивалентных генераторов двухмашинной энергосистемы. В этой схеме движение эквивалентных генераторов избыточной (1) и дефицитной (2) частей энергосистемы описывается уравнениями:

где T_J1, Т_J2 - постоянные инерции эквивалентных генераторов 1 и 2;
δ₁, δ₂ - углы эквивалентных генераторов 1 и 2 (разности фаз между ЭДС эквивалентных генераторов 1 и 2 и синхронной осью, вращающейся с постоянной скоростью, как правило, равной номинальной частоте сети);
P_T1, Р_T2 - механические мощности приводных двигателей эквивалентных генераторов 1 и 2;
Р₁₁, P₂₂ - собственные электромагнитные мощности эквивалентных генераторов 1 и 2;
P₁₂ - взаимная электромагнитная мощность эквивалентных генераторов 1 и 2;
δ₁₂ - относительный угол между эквивалентными генераторами 1 и 2 (разность фаз между ЭДС).

Из уравнений (1) после несложных преобразований может быть получено одно уравнение, описывающее относительное движение рассматриваемой схемы:

Уравнение (2) дает возможность получить качественную характеристику изменения относительного угла между эквивалентными генераторами энергосистемы в начальной фазе возникновения асинхронного режима.

На фиг. 1 представлена диаграмма, на которой совмещены моментно-угловая характеристика и осциллограмма изменения относительного угла в начальной фазе асинхронного проворота. Из чертежа можно определить момент времени начала асинхронного режима. Этот момент времени, обозначенный на фиг.1 как t_КР, соответствует такому состоянию схемы, когда δ₁₂ становится равным своему критическому значению, задаваемому точкой неустойчивого равновесия на моментно-угловой характеристике. После прохождения этой точки правая часть уравнения (2) становится положительной, в результате чего δ₁₂ начинает возрастать с ускорением и практически ни одно реальное противоаварийное мероприятие не позволит избежать асинхронного проворота.

Выявление условий перехода системы за пределы точки неустойчивого равновесия может быть осуществлено на основе анализа изменения относительного угла между эквивалентными генераторами δ₁₂. Как видно из фиг.1 и следует из уравнения (2), необходимым и достаточным признаком перехода системы за пределы точки неустойчивого равновесия является одновременное выполнение условий:

δ₁₂>π/2. (4)
Действительно, как уже упоминалось, выполнение двух первых неравенств имеет место, когда система находится в начальной стадии асинхронного проворота. Однако положительность первой и второй производных δ₁₂ может иметь место и в случае синхронных качаний. Эта ситуация исключается добавлением условия (4).

Полученных условий недостаточно для практического применения, потому что угол δ₁₂ является величиной расчетной и проконтролировать его изменение в темпе переходного процесса невозможно, в том числе и потому, что заранее неизвестно, на какие части разделится энергосистема. Однако существует реальный режимный параметр, который в начальной фазе асинхронного проворота практически однозначно отражает используемые в условиях (3) характеристики изменения относительного угла между эквивалентными генераторами.

Можно показать, что в начальной фазе асинхронного проворота знаки первой и второй производных относительного угла между эквивалентными генераторами разделяющихся частей энергосистемы с достаточной точностью могут быть определены по знакам соответствующих производных относительного угла между напряжениями в двух различных точках линии электропередачи, между которыми располагается точка с минимальным напряжением. Эта точка впоследствии превращается в электрический центр качаний.

Качественно это свойство относительного угла между напряжениями в двух различных точках линии электропередачи, между которыми располагается точка с минимальным напряжением, может быть проиллюстрировано векторными диаграммами, представленными на фиг.2, для электропередачи из трех линий. Из чертежа видно, что по мере увеличения относительного угла между векторами напряжений U₁, U₄, только относительный угол между векторами напряжений U₂, U₃, на которой находится точка минимального напряжения, U_MIN, однозначно отражает изменение относительного угла между векторами U₁, U₄. В то время как относительные углы между векторами U₁, U₂ и U₃, U₄ по мере возрастания относительного угла между векторами U₁, U₄ сначала возрастают, а потом уменьшаются.

Таким образом, для практической реализации вместо условий (3) могут быть использованы условия:

где δ_Л - угол между напряжениями в двух различных точках линии электропередачи, между которыми располагается точка с минимальным напряжением.

Контроль величины относительного угла между эквивалентными генераторами разделяющихся частей энергосистемы в соответствии с условием (4) может быть осуществлен косвенным образом по характеру изменения активной мощности, передаваемой по линии электропередачи. Относительный угол между эквивалентными генераторами разделяющихся частей энергосистемы будет находиться в пределах, заданных неравенством (4), когда абсолютное значение относительного угла между напряжениями в двух различных точках линии электропередачи, между которыми располагается точка с минимальным напряжением, будет меньше 180^o, будут выполнены условия (5) и изменение активной мощности, передаваемой по линии, будет противоположно производной этого угла, то есть:

При реализации предлагаемого способа с использованием современной цифровой техники для вычисления используемых в условиях (5, 6) режимных параметров на основе измерений токов и напряжений контролируемой линии электропередачи могут быть использованы соотношения, представленные ниже. В этих соотношениях предполагается, что после первичной обработки измеряемые токи и напряжения на одном из концов контролируемой линии представляются в виде:

где U_R, U_j, I_r, I_j - коэффициенты Фурье для первой гармоники измеряемых напряжений и токов.

Для простоты выкладок контролируемая линия представляется только реактивным сопротивлением. В этом случае реактивное сопротивление контролируемой линии электропередачи, Х_Л - единственная уставка, которую необходимо задать.

Вектор напряжения на противоположном конце линии,

определится из соотношения:

где

измеряемое напряжение.

Косинус и синус относительного угла δ_Л между напряжениями

вычисляются из соотношений:

где вектор

является сопряженным вектору

(Надежное получение знаков первой и второй производных угла δ_Л - задача техническая и здесь не рассматривается).

Реактивное сопротивление Х_MIN от точки измерения до точки с минимальным напряжением вычисляется из соотношения:
Х_MIN=Q_H/I²,
где Q_H - реактивная мощность, передаваемая по линии электропередачи в точке измерения, определяется из соотношения:

вектор

является сопряженным вектору

Проверка наличия на контролируемой линии точки с минимальным напряжением заключается в проверке условия:
0≤х_MIN<х_Л.

Активная мощность, Р_H, передаваемая по линии электропередачи, вычисляется по выражению:

При оснащении всех линий электропередачи энергосистемы устройствами, реализующими предлагаемый способ, в случае возникновения асинхронного режима выявлять его будут только те устройства, которые расположены на линиях электропередачи, через которые проходит электрический центр качаний. Оценка достоверности этого утверждения проводилась на математических моделях двух энергосистем.

В одной из них математические модели устройств, реализующих предлагаемый способ, были установлены на всех линиях электропередачи сети 500 кВ (48 линий). Во второй энергосистеме устройства устанавливались на линиях электропередачи 330 кВ (26 линий). В обеих энергосистемах рассчитывались переходные процессы, вызванные аварийными возмущениями в различных точках сети. В части рассмотренных процессов в энергосистемах сохранялась устойчивость. В части процессов возникали асинхронные режимы с разделением энергосистем на разные части.

Проведенные расчеты показали, что во всех рассмотренных аварийных процессах выявление асинхронных режимов производилось только в том случае, если асинхронный режим действительно возникал и только на тех линиях электропередачи, на которых располагался электрический центр качаний. Ложных или избыточных срабатываний как в устойчивых переходных процессах, так и при возникновении асинхронного режима на смежных связях зафиксировано не было. Выявление асинхронных режимов происходило в начальной фазе аварийного процесса до появления асинхронных проворотов. При разделении энергосистемы на части, связанные между собой несколькими связями, удаленными друг от друга, выявление асинхронных режимов на этих связях происходило практически одновременно.

Источник информации
1. Гоник Я.Е., Иглицкий Е.С. Автоматика ликвидации асинхронного режима. - М.: Энергоатомиздат, 1988.

Claims

Способ выявления асинхронного режима в энергосистеме с использованием значений относительно угла между напряжениями в двух различных точках электропередачи, рассчитанных на основании измерений токов и напряжений линии электропередачи, отличающийся тем, что по результатам измерений токов и напряжений на одном из концов линии электропередачи определяют знаки относительно угла между напряжениями, расположенными по концам защищаемого участка линии электропередачи, и знаки его первой и второй производных по времени, определяют реактивное сопротивление Х_MIN от точки измерения до точки с минимальным напряжением и знак производной по времени активной мощности, передаваемой по линии электропередачи, и фиксируют начало асинхронного режима, если точка минимального напряжения расположена в пределах защищаемого участка линии и знаки относительного угла и его первой и второй производных совпадают, а знак производной по времени активной мощности - противоположен им, при этом проверка наличия на контролируемой линии точки с минимальным напряжением заключается в проверке условия 0<Х_MIN<Х_Л, где Х_Л - реактивное сопротивление линии электропередачи.