RU2316099C1 - Method of finding and liquidation of async mode in electric power by automatic control system - Google Patents
Method of finding and liquidation of async mode in electric power by automatic control system Download PDFInfo
- Publication number
- RU2316099C1 RU2316099C1 RU2006122143/09A RU2006122143A RU2316099C1 RU 2316099 C1 RU2316099 C1 RU 2316099C1 RU 2006122143/09 A RU2006122143/09 A RU 2006122143/09A RU 2006122143 A RU2006122143 A RU 2006122143A RU 2316099 C1 RU2316099 C1 RU 2316099C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- angle
- voltage
- transmission
- sign
- asynchronous mode
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к электротехнике, в частности к противоаварийной автоматике (ПА) электроэнергетических систем (ЭС), и может быть использовано, например, в автоматике ликвидации асинхронного режима (АЛАР) или автоматике предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ).The invention relates to electrical engineering, in particular to emergency automation (PA) of electric power systems (ES), and can be used, for example, in automatic equipment for eliminating asynchronous operation (ALAR) or automatic equipment for preventing instability (APNU).
Известен способ выявления асинхронного режима (АР) устройством автоматики, основанный на фиксации перехода фазового угла φ между напряжением и током в узле ЭС из одной области в другую при условии, что угол δ электропередачи, эквивалентирующей ЭС относительно этого узла, существенно отличен от нуля и находится в диапазоне значений, включающем δ=180° [1, с.40-45]. В устройстве автоматики реализация этого способа осуществляется путем фиксации переориентации реле мощности в зоне срабатывания реле сопротивления. При этом характеристика реле мощности соответствует границе, разделяющей области значений угла φ, а характеристика срабатывания реле сопротивления определяет требуемый диапазон углов δ и контролируемый по размещению электрического центра качаний (ЭЦК) участок сети.A known method for detecting asynchronous mode (AR) by an automation device based on fixing the transition of the phase angle φ between voltage and current in the ES unit from one region to another, provided that the angle δ of the power transmission equivalent to the ES relative to this node is significantly different from zero and is in the range of values, including δ = 180 ° [1, p.40-45]. In the automation device, the implementation of this method is carried out by fixing the reorientation of the power relay in the zone of operation of the resistance relay. In this case, the characteristic of the power relay corresponds to the boundary dividing the range of values of the angle φ, and the response of the resistance relay determines the required range of angles δ and the network section controlled by the placement of the electric swing center (ECC).
Недостатком этого способа являются низкие селективность и устойчивость функционирования из-за зависимости φ от изменения угла φэ эквивалентного сопротивления электропередачи в пределах (60-110)° при жесткой связи характеристики реле мощности с расчетным значением φэ, а также из-за неопределенности фиксируемого диапазона δ, вызванной неоднозначностью его связи с измеряемым сопротивлением. По той же причине рассматриваемый способ не позволяет селективно выявлять угрозу и момент возникновения АР.The disadvantage of this method is the low selectivity and stability of operation due to the dependence of φ on changes in the angle φ e of the equivalent transmission resistance in the range (60-110) ° with a tight connection between the characteristics of the power relay and the calculated value of φ e , as well as due to the uncertainty of the fixed range δ, caused by the ambiguity of its relationship with the measured resistance. For the same reason, the considered method does not allow to selectively identify the threat and the time of occurrence of AR.
Изобретение относится к группе способов, использующих прямое моделирование угла электропередачи 5 по локальной информации.The invention relates to a group of methods using direct simulation of the angle of power transmission 5 according to local information.
Известен способ [2], согласно которому угол δ моделируют через угол δ12 между напряжениями по концам контролируемого участка сети. Сами эти напряжения получают путем моделирования на основании тока и напряжения, измеряемых в узле ЭС (месте подключения автоматики). Момент возникновения АР определяют по совпадению знаков угла δ12 со знаком его первой и второй производных по времени.The known method [2], according to which the angle δ is modeled through the angle δ 12 between the voltages at the ends of the monitored network section. These voltages themselves are obtained by modeling on the basis of current and voltage measured in the ES unit (the place where automation is connected). The moment of occurrence of AR is determined by the coincidence of the signs of the angle δ 12 with the sign of its first and second derivatives with respect to time.
Местоположение ЭЦК на контролируемом участке фиксируют при попадании сопротивления до точки минимального напряжения (ТМН) в диапазон значений, ограниченный сопротивлениями от точки измерения до границ этого участка.The location of the ECC in the controlled area is fixed when the resistance reaches the point of minimum voltage (TMN) in the range of values limited by the resistance from the measurement point to the boundaries of this area.
Очевидные достоинства способа - приемлемая быстрота срабатывания, выявление АР в момент его возникновения (δ<180°), минимум задаваемых уставок и их расчетного обеспечения, повышающий устойчивость функционирования.The obvious advantages of the method are the acceptable speed of response, the detection of AR at the time of its occurrence (δ <180 °), the minimum setpoints and their design support, which increases the stability of operation.
Однако этот способ имеет ряд существенных недостатков:However, this method has several significant disadvantages:
1. Нарушение селективности при глубоких синхронных качаниях (СК) из-за нелинейной зависимости δ12 от δ, приводящей к более раннему изменению знака второй производной от δ12 по отношению к моменту нарушения синхронизма.1. Violation of selectivity in deep synchronous swings (SC) due to the non-linear dependence of δ 12 on δ, leading to an earlier change in sign of the second derivative of δ 12 with respect to the moment of synchronism violation.
2. Нарушение селективности при близких внешних АР из-за отличия реального угла φэ от задаваемого в виде константы (предлагается угол сопротивления линии φл).2. Violation of selectivity at close external ARs due to the difference between the real angle φ e and the one specified as a constant (the line resistance angle φ l is proposed).
3. Отсутствие адаптивности к структуре прилегающей к контролируемому узлу сети, т.к. ее многосвязность, наличие промежуточных отборов и притоков мощности резко снижают возможности моделирования.3. Lack of adaptability to the structure adjacent to the controlled network node, because its interconnectedness, the presence of intermediate taps and power inflows dramatically reduce the modeling capabilities.
4. Ограниченная быстрота срабатывания (не выявляется угроза АР), что сужает возможности выбора и снижает эффективность управляющих воздействий (УВ) устройством автоматики.4. Limited response speed (AR threat is not detected), which limits the choice and reduces the effectiveness of control actions (HC) by the automation device.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемым результатам к заявленному способу является способ выявления и ликвидации асинхронного режима в электроэнергетической системе устройством автоматики [3]. Способ заключается в измерении токов и напряжений в узле электропередачи, преобразовании измеренных величин в вектора токов и напряжений, определении на основе информации о сопротивлениях двухмашинной схемы замещения электропередачи модулей и углов векторов напряжений в узлах ЭС, ограничивающих зону размещения ЭЦК, формировании в АР траекторий напряжений в узле измерения и узлах, ограничивающих контролируемую зону, относительно выбранных координат, вычислении комплексных значений центров и радиусов дуг окружностей, формирующих эти траектории, определении по этим значениям угла электропередачи δ между векторами ЭДС эквивалентных генераторов двухмашинной схемы замещения ЭС, сравнении полученных значений δ с задаваемыми уставками и фиксации АР по результатам этого сравнения, вычислении для каждой траектории параметра в виде отношения модуля вектора радиуса окружности к модулю вектора ее центра, сравнении указанных параметров для траекторий напряжений на границах контролируемой зоны и в узле измерения, фиксации попадания ЭЦК на тот участок передачи, для которого один из параметров больше, а другой меньше единицы, а в случае равенства одного из параметров траектории напряжения узла единице фиксируется попадание ЭЦК в этот узел.The closest in technical essence and the achieved results to the claimed method is a method for identifying and eliminating an asynchronous mode in an electric power system using an automation device [3]. The method consists in measuring currents and voltages in the power transmission node, converting the measured values into current and voltage vectors, determining, based on the information about the resistances of the two-machine power transmission equivalent circuit, the modules and angles of voltage vectors in the ES nodes limiting the ECC placement area, forming voltage trajectories in the AR the measurement node and the nodes limiting the controlled zone relative to the selected coordinates, the calculation of the complex values of the centers and radii of the arcs of circles forming these the trajectory, determining, according to these values of the transmission angle δ, between the EMF vectors of the equivalent generators of the two-machine equivalent circuit of the ES, comparing the obtained values of δ with the preset settings and fixing the AR according to the results of this comparison, calculating for each trajectory a parameter in the form of the ratio of the module of the circle radius vector to its vector module center, comparing the specified parameters for the stress trajectories at the boundaries of the controlled zone and in the measurement node, fixing the hit of the ECC on the transmission section for which dynes parameter is greater and the other smaller one, and in case of equality of the parameters of the node voltage path unit is fixed ETSK entering this node.
Кроме того, при использовании в качестве уставки критического значения δкр угла электропередачи δ рассчитывают по его изменению за пределами углов рабочего режима взаимное скольжение векторов ЭДС эквивалентных генераторов (первую производную от δ по времени) и производную от скольжения (вторую производную от δ по времени) и по изменению знака производной от скольжения фиксируют наличие АР в ЭС.In addition, when the critical angle δ cr is used as the setpoint, the transmission angle δ is calculated from its change outside the operating mode angles, the mutual sliding of the EMF vectors of the equivalent generators (the first derivative of δ in time) and the derivative of sliding (second derivative of δ in time) and by changing the sign of the derivative of the slip, the presence of AR in the ES is recorded.
Описанный способ имеет существенные недостатки.The described method has significant disadvantages.
Первый недостаток - отсутствие адаптивности к структуре контролируемого участка прилегающей к узлу измерения сети. Усиление многосвязности сети и вариативности расчетных схем, наличие промежуточных отборов и притоков мощности затрудняют или делают невозможным моделирование с приемлемой точностью напряжений в узлах, ограничивающих контролируемый участок. При этом снижается достоверность вычисления угла δ электропередачи и определения зоны размещения ЭЦК.The first drawback is the lack of adaptability to the structure of the controlled area adjacent to the network measurement node. Strengthening the multiplicity of the network and the variability of the design schemes, the presence of intermediate taps and power inflows make it difficult or impossible to simulate with acceptable accuracy the voltages in the nodes that bound the controlled area. At the same time, the reliability of calculating the angle δ of the power transmission and determining the zone of placement of the ECC decreases.
Второй недостаток - сложность процедуры вычисления δ, которая кроме моделирования напряжений, включает этапы, вносящие дополнительную труднопрогнозируемую при изменении схемно-режимных условий в ходе АР погрешность.The second drawback is the complexity of the procedure for calculating δ, which, in addition to modeling stresses, includes steps that introduce an additional error that is difficult to predict when the circuit-mode conditions change during the AR.
Прежде всего - это этапы формирования в АР траекторий напряжений по дугам окружностей и определения комплексных значений их центров и радиусов. Здесь погрешность связана с количеством измерений для каждой дуги. Однако их увеличение снижает быстроту выявления АР и усиливает влияние колебаний отношения ЭДС эквивалентных генераторов.First of all, these are the stages of formation of stress trajectories in AR along arcs of circles and determination of the complex values of their centers and radii. Here, the error is related to the number of measurements for each arc. However, their increase reduces the detection rate of AR and enhances the influence of fluctuations in the ratio of EMF equivalent generators.
В целом перечисленные недостатки негативно сказываются на селективности и устойчивости функционирования способа, а также ограничивают его применение в сетях сложной конфигурации.In general, these shortcomings adversely affect the selectivity and stability of the method, and also limit its use in networks of complex configuration.
Кроме того, отсутствие выявления АР на стадии возникновения его угрозы ограничивает возможности автоматики по эффективной ликвидации АР путем наращивания интенсивности УВ.In addition, the lack of detection of AR at the stage of its threat limits the ability of automation to effectively eliminate AR by increasing the intensity of hydrocarbons.
Задачей, на решение которой направлено заявленное предложение, является повышение адаптивности, селективности, устойчивости функционирования.The task to which the stated proposal is directed is to increase adaptability, selectivity, and stability of functioning.
Полученный технический результат проявляется в уменьшении числа отказов, излишних и ложных срабатываний автоматики (например, АЛАР), где это изобретение может быть использовано, а также повышении эффективности УВ, осуществляемых этой автоматикой. Такой технический результат снижает ущерб от возможных аварий в современных многосвязных энергосистемах.The technical result obtained is manifested in a decrease in the number of failures, unnecessary and false positives of automation (for example, ALAR), where this invention can be used, as well as an increase in the efficiency of hydrocarbons carried out by this automation. This technical result reduces the damage from possible accidents in modern multi-connected power systems.
Поставленная задача решается тем, что в способе выявления и ликвидации асинхронного режима в электроэнергетической системе устройством автоматики, заключающемся в измерении токов и напряжений в узле электропередачи, преобразовании измеренных величин в вектора напряжений и токов, определении угла электропередачи между векторами электродвижущих сил эквивалентных генераторов двухмашинной схемы замещения энергосистемы, сравнении полученных значений с задаваемыми уставками, определении места положения электрического центра качаний, определении дефицитной и избыточной частей энергосистемы в асинхронном режиме, вычислении первой и второй производных угла электропередачи по времени при нахождении его значений в установленном диапазоне за пределами углов рабочего режима, использовании изменения знака второй производной в качестве признака возникновения асинхронного режима и формировании действия автоматики выявления и ликвидации асинхронного режима по результатам сравнения угла электропередачи с задаваемыми уставками, дополнительно через отношение векторов напряжений и токов вычисляют полное сопротивление и характеризующие его параметры, включая модуль, угол, активную и реактивную составляющие, вычисляют корректирующий угол как обратную тангенциальную функцию от отношения приращений реактивной и активной составляющих полного сопротивления на интервалах времени между последовательными вычислениями их текущих значений, преобразуют полное сопротивление путем уменьшения его угла на корректирующий угол, вычисляют активную и реактивную составляющие преобразованного сопротивления, вычисляют моделируемое напряжение как произведение активной составляющей преобразованного сопротивления на абсолютное значение тока электропередачи, определяют угол электропередачи через удвоенную обратную косинусоидальную функцию от моделируемого напряжения, отнесенного к заданному, фиксируют знак моделируемого напряжения в момент вхождения его значений в заданный диапазон, соответствующий установленному диапазону углов электропередачи, увеличивают на 2π задаваемые уставки отрицательного знака при таком же фиксируемом знаке моделируемого напряжения, в случае нахождения значений реактивной составляющей преобразованного сопротивления в заданных пределах, указывающего на размещение электрического центра качаний на контролируемом участке сети, выявляют угрозу возникновения асинхронного режима по результатам сравнения с уставками, функционально связанными с первой производной угла электропередачи по времени в соответствии с фазовыми траекториями «скольжение-угол», фиксируют момент возникновения асинхронного режима при изменении знака второй производной угла электропередачи по времени в сторону совпадения со знаками его первой производной и моделируемого напряжения, определяют факт существования асинхронного режима по результатам сравнения угла электропередачи с другими постоянными уставками, и в зависимости от стадии развития асинхронного режима формируют оптимальное действие автоматики с целью предотвращения и ликвидации асинхронного режима в энергосистеме для асинхронного режима с ускорением при положительном знаке первой производной угла электропередачи по времени, а для асинхронного режима с торможением при ее отрицательном знаке.The problem is solved in that in a method for identifying and eliminating an asynchronous mode in an electric power system, an automation device consisting in measuring currents and voltages in a power transmission unit, converting the measured values into voltage and current vectors, determining a transmission angle between electromotive force vectors of equivalent generators of a two-machine equivalent circuit power systems, comparing the obtained values with preset settings, determining the position of the electric swing center, determining the deficient and excess parts of the power system in an asynchronous mode, calculating the first and second derivatives of the power transmission angle with respect to time when its values are in the specified range outside the working mode angles, using the change in the sign of the second derivative as a sign of the occurrence of the asynchronous mode, and shaping the action of automatic detection and elimination asynchronous mode according to the results of comparing the angle of power transmission with preset settings, additionally through the ratio of vectors n Of voltages and currents, the impedance is calculated and the parameters characterizing it, including the modulus, angle, active and reactive components, are calculated, the correction angle is calculated as the inverse tangential function of the ratio of the increments of the reactive and active components of the impedance at time intervals between successive calculations of their current values, and the impedance is converted by reducing its angle by a correction angle, the active and reactive components of the converted resistance are calculated; They simulate the voltage as the product of the active component of the converted resistance by the absolute value of the power transmission current, determine the angle of transmission through the doubled inverse cosine function of the modeled voltage assigned to the specified voltage, fix the sign of the modeled voltage at the moment of its value entering the specified range corresponding to the specified range of transmission angle, increase by 2π the preset settings of the negative sign with the same fixed sign of the model voltage, if the values of the reactive component of the converted resistance are within the specified limits, indicating the placement of the electric swing center in the controlled section of the network, the threat of an asynchronous mode is detected by comparing it with the settings functionally related to the first time derivative of the transmission angle in accordance with the phase “slip-angle” trajectories, fix the moment of occurrence of the asynchronous mode when the second derivative of the angle changes sign power transmission in time in the direction of coincidence with the signs of its first derivative and simulated voltage, determine the existence of an asynchronous mode by comparing the angle of transmission with other constant settings, and depending on the stage of development of the asynchronous mode, form the optimal action of automation in order to prevent and eliminate the asynchronous mode in power system for asynchronous operation with acceleration with a positive sign of the first derivative of the angle of transmission over time, and for asynchronous Foot braking mode when it is a negative sign.
Сопоставительный анализ существенных признаков предлагаемого технического решения и существенных признаков аналогов и прототипа свидетельствуют о его соответствии критерию «новизна».A comparative analysis of the essential features of the proposed technical solution and the essential features of analogues and prototype indicate its compliance with the criterion of "novelty."
Существенные признаки отличительной части формулы предлагаемого изобретения решают следующие функциональные задачи:The essential features of the distinguishing part of the formula of the invention solve the following functional tasks:
1. Совокупность признаков «...дополнительно через отношение векторов напряжений и токов вычисляют полное сопротивление и характеризующие его параметры, включая модуль, угол, активную и реактивную составляющие, вычисляют корректирующий угол как обратную тангенциальную функцию от отношения приращений реактивной и активной составляющих полного сопротивления на интервалах времени между последовательными вычислениями их текущих значений, преобразуют полное сопротивление путем уменьшения его угла на корректирующий угол...» позволяет вычислить общий комплексный параметр (преобразованное полное сопротивление), по составляющим которого можно достаточно точно определить угол электропередачи δ и сечение АР в любых схемно-режимных условиях независимо от значения угла эквивалентного сопротивления электропередачи.1. The set of signs "... in addition, through the ratio of the voltage and current vectors, the impedance is calculated and the parameters characterizing it, including the modulus, angle, active and reactive components, the correcting angle is calculated as the inverse tangential function of the ratio of the increments of the reactive and active components of the impedance the time intervals between successive calculations of their current values, convert the impedance by reducing its angle by a correction angle ... "allows you to calculate drain common complex parameter (transformed impedance), on which the components can be determined accurately enough power angle δ and the section AP in any circuit-operation conditions, regardless of the angle of power equivalent resistance.
2. Признаки «...вычисляют активную и реактивную составляющие преобразованного сопротивления, вычисляют моделируемое напряжение как произведение активной составляющей преобразованного сопротивления на абсолютное значение тока электропередачи, определяют угол электропередачи через удвоенную обратную косинусоидальную функцию от моделируемого напряжения, отнесенного к заданному...» позволяют получить параметры, определяющие сопротивление до ЭЦК по модулю и направлению измерения (величина и знак реактивной составляющей преобразованного сопротивления), напряжение в ЭЦК (моделируемое напряжение) и угол электропередачи через простую тригонометрическую функцию от напряжения в ЭЦК.2. The signs "... calculate the active and reactive components of the converted resistance, calculate the simulated voltage as the product of the active component of the converted resistance by the absolute value of the power transmission current, determine the transmission angle through the doubled inverse cosine function of the simulated voltage assigned to the given ..." allow get the parameters that determine the resistance to the ECC modulo and direction of measurement (the magnitude and sign of the reactive component of the converted of resistance), the voltage at ETSK (simulated voltage) and the angle transmission through a simple trigonometric function of the voltage in ETSK.
3. Признаки «...фиксируют знак моделируемого напряжения в момент вхождения его значений в заданный диапазон, соответствующий установленному диапазону углов электропередачи, увеличивают на 2π задаваемые уставки отрицательного знака при таком же фиксируемом знаке моделируемого напряжения...» позволяют получить диапазон углов δ за пределами рабочего режима, в котором расчетные значения угла электропередачи и реактивной составляющей преобразованного сопротивления с приемлемой точностью соответствуют реальным значениям угла δ и сопротивления до ЭЦК соответственно, а также позволяют адаптировать уставки к знаку этого угла.3. The signs "... fix the sign of the simulated voltage at the moment of its value entering the specified range corresponding to the set range of transmission angles, increase the set negative sign by 2π with the same fixed sign of the simulated voltage ..." allow to obtain the range of angles δ for the limits of the operating mode, in which the calculated values of the transmission angle and the reactive component of the converted resistance with acceptable accuracy correspond to the real values of the angle δ and the resistance down to the ECC, respectively, and also allow you to adapt the settings to the sign of this angle.
4. Признак «...в случае нахождения значений реактивной составляющей преобразованного сопротивления в заданных пределах, указывающего на размещение электрического центра качаний на контролируемом участке сети...» позволяет зафиксировать попадание ЭЦК на контролируемый участок для заданного сечения АР.4. The sign "... if the values of the reactive component of the converted resistance are within the specified limits, indicating the placement of the electric swing center on the controlled section of the network ..." allows you to record the hit of the ECC on the controlled section for a given section of the AR.
5. Признак «...выявляют угрозу возникновения асинхронного режима по результатам сравнения с уставками, функционально связанными с первой производной угла электропередачи по времени в соответствии с фазовыми траекториями «скольжение-угол»...» позволяет обнаружить угрозу возникновения АР и упреждающе сформировать устройством автоматики необходимые УВ.5. The sign "... identify the threat of an asynchronous mode according to the results of comparisons with the settings functionally related to the first derivative of the power transmission angle in time in accordance with the slip-angle phase paths ..." allows you to detect the threat of the occurrence of AR and proactively form the device automation necessary HC.
6. Признак «...фиксируют момент возникновения асинхронного режима при изменении знака второй производной угла электропередачи по времени в сторону совпадения со знаками его первой производной и моделируемого напряжения...» позволяет в момент возникновения АР сформировать дополнительные УВ для его ликвидации.6. The sign “... record the moment of occurrence of the asynchronous mode when the sign of the second derivative of the angle of transmission over time changes in the direction of coincidence with the signs of its first derivative and the simulated voltage ...” allows you to create additional HC for its elimination at the time of occurrence of the AR.
7. Совокупность признаков «...определяют факт существования асинхронного режима по результатам сравнения угла электропередачи с другими постоянными уставками, и в зависимости от стадии развития асинхронного режима формируют оптимальное действие автоматики с целью предотвращения и ликвидации асинхронного режима в энергосистеме для асинхронного режима с ускорением при положительном знаке первой производной угла электропередачи по времени, а для асинхронного режима с торможением при ее отрицательном знаке...» позволяет последовательно наращивать УВ при переходе АР из одной стадии в другую (росте угла δ), а также изменять их состав и интенсивность в зависимости от знака взаимного скольжения.7. The set of signs "... determine the fact of the existence of an asynchronous mode according to the results of comparing the transmission angle with other constant settings, and depending on the stage of development of the asynchronous mode, the optimal action of automation is formed to prevent and eliminate the asynchronous mode in the power system for asynchronous operation with acceleration at the positive sign of the first derivative of the angle of transmission over time, and for the asynchronous mode with braking when it is negative ... "allows increase of HC in the transition from one AP to another stage (growth angle δ), and change their composition and intensity depending on the relative slip sign.
На фиг.1 представлена схема замещения электропередачи для двухмашинного АР относительно контролируемого узла 0. На фиг.2 приведена векторная диаграмма применительно к этой схеме замещения. На фиг.3 изображены годографы полного сопротивления для контролируемого узла и преобразованного сопротивления а также показаны составляющие этих сопротивлений и касательная к годографу при его минимальном значении. На фиг.4 и 5 показаны зависимости активной и реактивной составляющих (Rm, Хm) преобразованного сопротивления от угла электропередачи δ. На фиг.6 показано изменение моделируемого напряжения в зависимости от угла δ. На фиг.7 приведена кривая, показывающая изменение корректирующего угла Δφ в функции угла электропередачи. На фиг.8 приведена зависимость вычисляемого угла δm электропередачи от реального угла δ.Figure 1 presents the equivalent circuit of the power transmission for a two-machine AR relative to the monitored node 0. Figure 2 shows a vector diagram in relation to this equivalent circuit. Figure 3 shows the hodographs of the impedance for controlled node and transformed resistance and also shows the components of these resistances and the tangent to the hodograph at its minimum value. Figures 4 and 5 show the dependences of the active and reactive components (R m , X m ) of the converted resistance on the transmission angle δ. Figure 6 shows the change in the simulated voltage depending on the angle δ. 7 is a curve showing the change in the correction angle Δφ as a function of the transmission angle. On Fig shows the dependence of the calculated angle δ m power transmission from the actual angle δ.
Все кривые показанные на фиг.3-8, соответствуют схеме замещения (фиг.1) при заданном отношении ЭДС E1 и Е2 (k=1, 2) и сопротивлений и (α=0,35) в о.е., а также заданных углах этих сопротивлений (φ1=φ2=70°).All the curves shown in figures 3-8 correspond to the equivalent circuit (figure 1) for a given ratio of EMF E 1 and E 2 (k = 1, 2) and resistances and (α = 0.35) in pu, as well as the given angles of these resistances (φ 1 = φ 2 = 70 °).
Сущность предлагаемого способа заключается в следующем.The essence of the proposed method is as follows.
Совокупность отличительных признаков позволяет решить ряд основных задач:The combination of distinctive features allows us to solve a number of basic tasks:
1. Вычисление с приемлемой точностью по локальной информации угла электропередачи δ.1. Calculation with acceptable accuracy from the local information of the angle of transmission δ.
2. Определение местоположения ЭЦК (сечения АР).2. Determining the location of the ECC (section of the AR).
3. Последовательное выявление угрозы, момента и факта возникновения АР с целью формирования с нарастающей интенсивностью оптимального действия автоматики по ликвидации АР.3. The consistent identification of the threat, the moment and the fact of the occurrence of AR in order to form with increasing intensity the optimal action of automation to eliminate AR.
Выявление δ осуществляется через моделируемое напряжение в ТМН электропередачи, соответствующей ЭЦК в заданном диапазоне δ (от 90° до 270°) при двухмашинном АР.Detection of δ is carried out through the simulated voltage in the TMN of a power transmission corresponding to an ECC in a given range of δ (from 90 ° to 270 °) with a two-machine AR.
Местоположение ЭЦК определяется по абсолютной величине сопротивления от точки измерения до ТМН, причем факт размещения ЭЦК слева или справа от контролируемого участка фиксируется в зависимости от знака этого сопротивления.The location of the ECC is determined by the absolute value of the resistance from the measurement point to the TMN, and the fact of the placement of the ECC to the left or to the right of the controlled area is fixed depending on the sign of this resistance.
В связи с этим сначала рассмотрим некоторые соотношения между схемно-режимными параметрами, присущими двухмашинному АР.In this regard, we first consider some relationships between circuit-mode parameters inherent in a two-machine AR.
При двухмашинном АР энергосистема может быть представлена в виде эквивалентной электропередачи с ЭДС и по ее концам и сопротивлениями и от точек приложения этих ЭДС до контролируемого узла 0 с напряжением и током I (фиг.1). На векторной диаграмме электропередачи (фиг.2) кроме упомянутых параметров показан вектор напряжения в ТМН, совпадающий по направлению с осью, перпендикулярной вектору При этом проекция Um вектора на эту ось, совпадающая по модулю с может быть найдена какWith a two-machine AR, the energy system can be represented as an equivalent power transmission with EMF and at its ends and resistances and from the points of application of these EMFs to the controlled node 0 with voltage and current I (figure 1). In the vector power transmission diagram (Fig. 2), in addition to the mentioned parameters, a voltage vector is shown in TMN, coinciding in direction with the axis perpendicular to the vector Moreover, the projection U m of the vector on this axis, coinciding modulo with can be found as
где φ - угол между векторами и γ - угол, дополняющий до 90° угол φэ эквивалентного сопротивления электропередачи where φ is the angle between the vectors and γ - angle complementary to 90 ° angle φ e equivalent transmission resistance
Решая треугольник векторов и с учетом угла электропередачи можно определить Um как высоту этого треугольника:Solving Triangle Vectors and taking into account the angle of power transmission U m can be defined as the height of this triangle:
где m=2·k/(1+k2), если обозначить k=E1/E2.where m = 2 · k / (1 + k 2 ), if we denote k = E 1 / E 2 .
В реальном диапазоне k=0,8÷1,25 [1, с.19] отличие m от 1 составляет не более 2,5%. Поэтому в рабочем диапазоне δ=(60÷300)° можно пренебречь этой погрешностью. ТогдаIn the real range, k = 0.8–1.25 [1, p.19], the difference between m and 1 is no more than 2.5%. Therefore, in the operating range δ = (60 ÷ 300) °, this error can be neglected. Then
Напряжение в контролируемом узле для однородной электропередачи можно вычислить следующим образом:Voltage in a monitored node for homogeneous power transmission can be calculated as follows:
где α=Z1/Zэ; .where α = Z 1 / Z e ; .
Напряжение в ЭЦК определяется при α=αц=k/(k+1) [1, с.23]. При этом его проекция на ось, совпадающую с биссектрисой угла δ с учетом (4), равнаVoltage in ECC is determined for α = α c = k / (k + 1) [1, p.23]. Moreover, its projection onto the axis coinciding with the bisector of the angle δ, taking into account (4), is equal to
Следовательно, в соответствии с (3) и (5) и с учетом того, что Um.max и Uc.max отличаются не более чем на ±0,7% в реальном диапазоне E1 и Е2 (0,9÷1,1 в о.е.) [1, с.17], можно вместо Uc использовать Um.Therefore, in accordance with (3) and (5) and taking into account the fact that U m.max and U c.max differ by no more than ± 0.7% in the real range of E 1 and E 2 (0.9 ÷ 1.1 in pu) [1, p.17], it is possible to use U m instead of U c .
Вычисляя по (1), можно с учетом (3) определить угол электропередачи по локальной информации:By computing according to (1), taking into account (3), it is possible to determine the angle of power transmission from local information:
Сопротивление ΔZ до ТМН можно определить через проекцию ΔU вектора на ось, совпадающую с :The resistance ΔZ to TMN can be determined through the projection ΔU of the vector on the axis coinciding with :
Очевидно ΔZ будет иметь положительный знак при размещении ТМН (ЭЦК) справа от узла 0 и отрицательный - в противном случае.Obviously, ΔZ will have a positive sign when placing the TMN (ECC) to the right of node 0 and negative otherwise.
Согласно предложенному способу вычисляют полное сопротивление через вектора напряжений и токов в точке измерения и характеризующие его параметры (модуль Z, угол φ, активную R и реактивную Х составляющие):According to the proposed method, the impedance is calculated through the vector of voltages and currents at the measurement point and the parameters characterizing it (modulus Z, angle φ, active R and reactive X components):
Годограф в комплексной плоскости R, jX при k≠1 имеет в цикле АР форму окружности (фиг.3), причем угол φэ минимального значения сопротивления соответствует углу φэ эквивалентного сопротивления электропередачи и значению δ=180°.Hodograph in the complex plane R, jX for k ≠ 1 has a circle shape in the AP cycle (Fig. 3), and the angle φ e of the minimum value resistance corresponds to the angle φ e of the equivalent transmission resistance and the value δ = 180 °.
Далее по способу вычисляют корректирующий угол Δφ как обратную тангенциальную функцию от отношения приращений реактивной dX и активной dR составляющих полного сопротивления:Further, according to the method, the correction angle Δφ is calculated as the inverse tangential function of the ratio of the increments of the reactive dX and active dR of the impedance components:
При бесконечно малых приращениях dX/dR представляет собой производную, а Δφ определяет наклон касательной в точке годографа, соответствующей , к оси R (фиг.3).At infinitely small increments, dX / dR is the derivative, and Δφ determines the slope of the tangent at the hodograph point corresponding to , to the axis R (figure 3).
При вычислении обратной функции тангенса угол Δφ определяется в диапазоне ±90° и тогдаWhen calculating the inverse tangent function, the angle Δφ is determined in the range of ± 90 ° and then
Это соотношение справедливо для всех точек годографа при k=1 (годограф - прямая). В реальном диапазоне 0,8<k<1,25 соотношение (11) может быть использовано с приемлемой погрешностью в диапазоне углов δ за пределами рабочего режима (90°<δ<270°).This relation is valid for all hodograph points for k = 1 (hodograph is a straight line). In the real range of 0.8 <k <1.25, relation (11) can be used with an acceptable error in the range of angles δ outside the operating mode (90 ° <δ <270 °).
Затем согласно формуле изобретения вычисляют преобразованное сопротивление и его составляющие:Then, according to the claims, the converted resistance and its components are calculated:
где Rm и Хm - активная и реактивная составляющие преобразованного сопротивления .where R m and X m - active and reactive components of the converted resistance .
Моделируемое напряжение Um вычисляется по способу следующим образом:The simulated voltage U m is calculated by the method as follows:
Годограф и его составляющие показаны на фиг.3.Hodograph and its components are shown in figure 3.
При замене с учетом (11) γ на -Δφ получим соответствие формул (1) и (15), а также формул (8) и (14).When, taking into account (11), γ is replaced by -Δφ, we obtain the correspondence of formulas (1) and (15), as well as formulas (8) and (14).
Таким образом, в диапазоне углов 90°<δ<270° в предлагаемом способе через составляющие Rm и Хm преобразованного сопротивления Zm вычисляют напряжение Um в ТМН, практически совпадающей с ЭЦК, и сопротивление ΔZ=Хm до этой точки. Угол δm, соответствующий углу электропередачи δ, вычисляют по (6).Thus, in the range of angles 90 ° <δ <270 ° in the proposed method, through the components R m and X m of the converted resistance Z m, the voltage U m is calculated in the TMN, which practically coincides with the ECC, and the resistance ΔZ = X m to this point. The angle δ m corresponding to the transmission angle δ is calculated according to (6).
Адаптивность способа в пакете реальных схемно-режимных условий проявляется в отсутствие зависимости результатов вычислений от изменения угла φэ и их приемлемой погрешности при отклонении k от 1. Это иллюстрируется зависимостями Rm, Хm, Um, Δφ и δm от угла δ, приведенными на фиг.4 - фиг.8.The adaptability of the method in a package of real circuit-mode conditions is manifested in the absence of dependence of the calculation results on changes in the angle φ e and their acceptable error when k deviates from 1. This is illustrated by the dependences of R m , X m , U m , Δφ and δ m on the angle δ, shown in Fig.4 - Fig.8.
Так, в диапазоне углов 100°<δ<260° за пределами рабочего режима, где происходит выявление АР, отклонение Хm от Zmin не превышает 4% от Zэ (фиг.5), отклонения по модулю Δφ и γ составляют не более 8°, а отклонение δm от δ находится в пределах ±15°, уменьшаясь практически до нуля при приближении δ к 180°. Серия расчетов при разных параметрах схемы подтверждает эти цифры.So, in the range of
После вычисления угла электропередачи δ и сопротивления до ЭЦК через δm и Хm соответственно фиксируют согласно способу, знак Um в момент входа его значений в установленный диапазон углов δ за пределами рабочего режима.After calculating the angle of electrical transmission δ and the resistance to the ESC through δ m and X m, respectively, are fixed according to the method, the sign of U m at the moment when its values enter the set range of angles δ outside the operating mode.
Этот диапазон соответствует условиюThis range meets the condition
где δгр - угол, определяющий границы диапазона (90°-120°).where δ gr is the angle defining the boundaries of the range (90 ° -120 °).
С учетом (5) диапазон δ фиксируют по установленному диапазону Um:In view of (5), the range δ is fixed according to the established range U m :
где Ucp - напряжение срабатывания, соответствующее δгр и показанное на фиг.6.where U cp is the operating voltage corresponding to δ gr and shown in Fig.6.
Фиксируемый знак Um однозначно определяет знак δ и знак взаимного скольжения s=dδ/dt. Так как при изменении δ от 0 до -360° вычисляемый угол δm уменьшается с 360° до 0 (он всегда положителен), то задаваемые уставки отрицательного знака следует увеличить на 2π.The fixed sign U m uniquely determines the sign of δ and the sign of mutual sliding s = dδ / dt. Since when the δ changes from 0 to -360 °, the calculated angle δ m decreases from 360 ° to 0 (it is always positive), then the set negative sign settings should be increased by 2π.
Выявление АР на разных стадиях происходит только при размещении ЭЦК на контролируемом участке сети, когда имеет место попадание значений Хm в установленный диапазон:The detection of AR at different stages occurs only when the ECC is placed on a controlled section of the network, when X m values fall within the established range:
где Xup и Xdown - значения Хm, определяющие верхнюю и нижнюю границы диапазона.where X up and X down are the values of X m defining the upper and lower bounds of the range.
На самой ранней стадии выявляют угрозу АР до нарушения устойчивости, когда δ меньше критического значения δкр. При этом δm сравнивают с уставками, функционально связанными с первой производной δ (δm) по времени (скольжением) в соответствии с фазовыми траекториями «скольжение-угол».At the earliest stage, the threat of AR is detected before stability is violated when δ is less than the critical value of δ cr . In this case, δ m is compared with the settings functionally related to the first derivative δ (δ m ) in time (slip) in accordance with the slip-angle phase trajectories.
Граничные фазовые траектории могут быть заданы, например, аппроксимирующей функцией, как в [4, ф.173 на с.144] при δ0=0. Тогда упомянутые уставки для положительных δ+ ср и отрицательных δ- ср значений δ определяются следующим образом:Boundary phase trajectories can be specified, for example, by an approximating function, as in [4, f.173 on p.144] with δ 0 = 0. Then the mentioned settings for positive δ + sr and negative δ - sr values of δ are defined as follows:
где δср - некоторое значение δ, определяющее параметры аппроксимации (δср≈180°); k1 - постоянный коэффициент, обеспечивающий наибольшее соответствие фазовых траекторий и функции (19).where δ cf - a certain value of δ that determines the approximation parameters (δ cf ≈180 °); k 1 is a constant coefficient that provides the greatest correspondence of phase trajectories and function (19).
Угрозу возникновения АР фиксируют приThe threat of AR is fixed with
Выявление угрозы возникновения АР при δ<δкр позволяет своевременно организовать действие автоматики, направленное на его предотвращение.The identification of the threat of AR occurrence at δ <δ cr allows timely organization of the action of automation aimed at its prevention.
Если объем управляющих воздействий (УВ) или время их реализации оказались недостаточными, то согласно способу фиксируют момент возникновения АР (δ=δкр) для формирования дополнительных УВ с целью ресинхронизации (PCX).If the volume of control actions (HC) or the time of their implementation was insufficient, then according to the method, the moment of occurrence of AR (δ = δ cr ) is recorded for the formation of additional HC for resynchronization (PCX).
Момент возникновения АР фиксируют по изменению знака второй производной от угла δm по времени в сторону совпадения со знаками его первой производной и моделируемого напряжения Um:The moment of occurrence of the AR is fixed by changing the sign of the second derivative of the angle δ m in time in the direction of coincidence with the signs of its first derivative and the simulated voltage U m :
Так как знак Um при δ<180° всегда совпадает со знаком δ (см. фиг.6 и 8), условие (22) адекватно условию (5) в [2].Since the sign of U m at δ <180 ° always coincides with the sign of δ (see Figs. 6 and 8), condition (22) is adequate to condition (5) in [2].
Далее выявляют факт существования АР во второй половине цикла колебаний (δ>180°), сравнивая δm с постоянными, не зависящими от параметров АР уставками:Next, the fact of the existence of AR in the second half of the oscillation cycle (δ> 180 °) is revealed, comparing δ m with constants that are independent of the parameters of the AR settings:
где δ+ cp1 и δ- cp1 - постоянные уставки для положительных и отрицательных значений δ.where δ + cp1 and δ - cp1 are constant settings for positive and negative values of δ.
Подтверждение факта существования АР на первом и последующих циклах свидетельствует о недостаточной эффективности мероприятий по PCX и позволяет направить действие автоматики на деление системы (ДС) через заданное количество циклов АР с целью его ликвидации.Confirmation of the existence of AR in the first and subsequent cycles indicates the lack of effectiveness of PCX measures and allows you to direct the action of automation on the division of the system (DS) through a given number of cycles of AR in order to eliminate it.
Характер и объем УВ, формируемых автоматикой, устанавливается в зависимости от знака взаимного скольжения (первой производной от угла δm по времени), как, например, в типовой автоматике [1, с.45].The nature and volume of hydrocarbons formed by automation is set depending on the sign of mutual sliding (the first derivative of the angle δ m with respect to time), as, for example, in standard automation [1, p. 45].
Реализация рассмотренного способа по условиям (6), (9)-(15), где используют простые математические операции и тригонометрические функции, а также по логическим условиям (17)-(24) не вызывает затруднений на базе современных микропроцессорных устройств, например АЛАР-Ц [2] или АЛАР-М [3].The implementation of the considered method according to conditions (6), (9) - (15), where simple mathematical operations and trigonometric functions are used, as well as according to logical conditions (17) - (24) does not cause difficulties on the basis of modern microprocessor devices, for example, ALAR- Ts [2] or ALAR-M [3].
Таким образом, предлагаемый способ обладает высокой селективностью и устойчивостью функционирования в сравнении с прототипом, благодаря более точному вычислению угла электропередачи δ через моделируемый угол δm и сопротивления до ЭЦК через реактивную составляющую Хm сопротивления .Thus, the proposed method has a high selectivity and stability of operation in comparison with the prototype, due to a more accurate calculation of the transmission angle δ through the simulated angle δ m and the resistance to the ECC through the reactive component X m resistance .
Адаптивность способа снимает ограничения по его использованию в сложных, многосвязных сетях благодаря отказу от моделирования напряжений в смежных узлах ЭС и от привязки условий функционирования к задаваемому значению угла φэ.The adaptability of the method removes the restrictions on its use in complex, multiply connected networks due to the refusal to simulate stresses in adjacent nodes of ES and from binding operating conditions to a given value of the angle φ e .
Источники информацииInformation sources
1. Гоник Я.Е., Иглицкий Е.С. Автоматика ликвидации асинхронного режима. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 112 с.: ил.1. Gonik Y.E., Iglitsky E.S. Automatic elimination of asynchronous mode. - M.: Energoatomizdat, 1988 .-- 112 p.: Ill.
2. Патент RU 2199807 С2. Способ выявления асинхронного режима / авт. М.А.Эдлин, П.Я.Кац, А.В.Струков, МКП H02J 3/24. Опубл. 27.02.2003.2. Patent RU 2199807 C2. A method for detecting asynchronous mode / ed. M.A. Edlin, P.Ya. Katz, A.V. Strukov, MKP H02J 3/24. Publ. 02/27/2003.
3. Патент RU 2204807 С2. Способ выявления и ликвидации асинхронного режима в электроэнергетической системе устройством автоматики / авт. И.В.Якимец, А.А.Налевин, А.В.Ваганов, МКП H02J 3/24. Опубл. 20.05.2003.3. Patent RU 2204807 C2. A method for identifying and eliminating an asynchronous mode in an electric power system using an automation device / ed. I.V. Yakimets, A.A. Nalevin, A.V. Vaganov, MKP H02J 3/24. Publ. 05/20/2003.
4. Розенблюм Ф.М. Измерительные органы противоаварийной автоматики энергосистем. - М.: Энергоатомиздат, 1981. - 159 с.: ил.4. Rosenblum F.M. Measuring bodies of emergency automation of power systems. - M .: Energoatomizdat, 1981. - 159 p.: Ill.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006122143/09A RU2316099C1 (en) | 2006-06-20 | 2006-06-20 | Method of finding and liquidation of async mode in electric power by automatic control system |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006122143/09A RU2316099C1 (en) | 2006-06-20 | 2006-06-20 | Method of finding and liquidation of async mode in electric power by automatic control system |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2316099C1 true RU2316099C1 (en) | 2008-01-27 |
Family
ID=39110154
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006122143/09A RU2316099C1 (en) | 2006-06-20 | 2006-06-20 | Method of finding and liquidation of async mode in electric power by automatic control system |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2316099C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2508591C1 (en) * | 2012-07-20 | 2014-02-27 | Открытое акционерное общество "Системный оператор Единой энергетической системы" (ОАО "СО ЕЭС") | Device for detection of synchronous vibrations source |
-
2006
- 2006-06-20 RU RU2006122143/09A patent/RU2316099C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2508591C1 (en) * | 2012-07-20 | 2014-02-27 | Открытое акционерное общество "Системный оператор Единой энергетической системы" (ОАО "СО ЕЭС") | Device for detection of synchronous vibrations source |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP1912304B1 (en) | Method for voltage instability load shedding using local measurements | |
US6661194B2 (en) | Real-time estimation of induction machine parameters using sinusoidal voltage signals | |
US10256764B2 (en) | Method and device for determining a rotor temperature, computer program, and computer program product | |
ES2769553T3 (en) | Phase detection method, phase detection apparatus, synchronous motor control method and synchronous motor controller | |
US20070279039A1 (en) | Rotation phase angle measuring device, and control-protecting devices of electric power system using the same | |
SE449796B (en) | PROCEDURE AND DEVICE FOR LOCATION OF ERRORS ON A POWER CORD | |
CN103414363B (en) | A kind of three-phase tri-level converter electric capacity potential balance control method and system | |
US9291655B2 (en) | Monitoring voltage stability of a transmission corridor | |
CN109560540A (en) | Power distribution network theoretical line loss caluclation method based on line loss load characteristic curve | |
BR102014030057B1 (en) | IMPEDANCE DETECTOR AND METHOD | |
CN102854428B (en) | A kind of method for detecting short circuit and device | |
CN103262379B (en) | Power inverter, the control device of power inverter and the control method of power inverter | |
CN108828289A (en) | A kind of method of the eccentric error of Magnetic Sensor measurement each phase core wire electric current of three core power cables | |
CN105975438B (en) | A kind of computational methods of the infinitely great electric power system short-circuit impact coefficient | |
CN103197144A (en) | Three-phase power phase sequence detection method for invertion device | |
CN104820158A (en) | Direct-current broken-line fault determination method of flexible direct-current power transmission system | |
RU2316099C1 (en) | Method of finding and liquidation of async mode in electric power by automatic control system | |
CN109212338A (en) | Electric power island detection method, device and computer readable storage medium | |
CN105203994B (en) | A kind of electronic tag localization method, device, server and system | |
JP2010213513A (en) | Method and device for estimating generator output | |
JP7041779B2 (en) | Power line failure determination | |
RU2316098C1 (en) | Method for detecting asynchronous mode in power system | |
CN109003686A (en) | Localization method, device, computer equipment and the storage medium of nuclear power station loosening part | |
CN111064215B (en) | Method and system for determining phase commutation fault of hybrid cascade direct-current transmission project | |
WO2019012930A1 (en) | Secondary battery control device |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090621 |