Некоммерческое акционерное общество
АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ
Кафедра электрических станций, сетей и систем

СРЕДСТВА И СПОСОБЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ
УСТОЙЧИВОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ
Конспект лекций
для магистрантов научно-педагогического направления <> специальности 6М071800– Электроэнергетика

Алматы 2014

СОСТАВИТЕЛИ: К.К.Тохтибакиев. Средства и способы обеспечения устойчивости в энергосистемах. Конспект лекций для магистрантов научно-педагогического направления специальности 6М071800– Электроэнергетика. - Алматы: АУЭС, 2012. – 78 с.

В данном конспекте лекции представлены материалы по вопросам обеспечения устойчивости в энергосистемах, приведены принципы и структура противоаварийной автоматики для предотвращения нарушения устойчивости, рассматриваются современные средства и устройства управления нормальными и аварийными режимами энергосистем.

Конспект лекции предназначен для магистрантов научно-педогогического направления по специальности 6М071800– Электроэнергетика.

Ил. 34, табл. 4, библиогр.-15 назв.

Рецензенты: д-р техн. наук, проф. П.С.Сагитов

Печатается по плану издания некоммерческого акционерного общества «Алматинский университет энергетики и связи» на 2012 г.

©НАО Алматинский университет энергетики и связи, 2014 г.

Содержание

1 лекция. Основные понятия и определения устойчивости

2 лекция. Аварийные ситуаций в энергосистемах и их последствия. Нарушение статической и динамической устойчивости

3 лекция. Математические модели, методы анализа и управления режимами энергосистем с целью обеспечения устойчивости

4 лекция. Задачи и принципы обеспечения статической и динамической устойчивости

5 лекция. Обеспечение устойчивости энергосистем различной структуры

6 лекция. Обеспечение устойчивости энергосистем различной структуры (продолжение)

7 лекция. Принципы, структура и средства управления режимами энергосистем для обеспечения устойчивости

8 лекция. Управление мощностью генераторов для повышения синхронной динамической устойчивости.

9 лекция. Автоматическое регулирование возбуждения и форсировка системы возбуждения для повышения устойчивости энергосистем

10 лекция. Нормативные документы по эксплуатации противоаварийной автоматики

11 лекция. Использование современных технологий для повышения пропускной способности передачи электрической сети

12 лекция. Использование современных технологий для повышения пропускной способности передачи электрической сети (продолжение)

13 лекция. Интеллектуальные электрические сети

14 лекция. Современные средства активно-адаптивной сети и аппаратуры релейной защиты и автоматики

15 лекция. Современные средства активно-адаптивной сети и аппаратуры релейной защиты и автоматики (продолжение)

Әдебиеттер тізімі

1 лекция. Основные понятия и определения устойчивости

Содержание лекции: основные виды режимов, возмущения, понятия статической и динамической устойчивости, критерии устойчивости.

Цель лекции: ознакомить с понятиями устойчивости, причинами нарушения устойчивости, методами анализа статической и динамической устойчивости, использованием практических методов оценки статической устойчивости.

Общие сведения и основные допущения, принимаемые при анализе электромеханических переходных процессов.

Режим электрической системы - это состояние системы в любой момент времени. Режим характеризуется показателями, количественно определяющими условия работы системы. Эти показатели называются параметрами режима. К ним относятся значения токов, мощности, напряжения, тока, углов сдвига векторов э.д.с., напряжений и. т.д. Параметрырежима связаны между собой соотношениями, в которые входят параметры системы.

Параметры системы - это показатели, количественно определяющиеся физическими свойствами элементов системы, схемой их соединений. К параметрам системы относятся значения сопротивлений, проводимостей элементов, коэффициентов трансформации, постоянных времени т.п. [1,2]. Возмущающие воздействия – это причины, вызывающие изменения параметров режима системы. Тяжелые последствия возмущающих воздействий (возмущений) заставляют уделять большое внимание вопросам устойчивости, как при проектировании электрических систем, так и в эксплуатации.

Различают три вида устойчивости: статическая, динамическая и результирующая.

Статическая устойчивость – это способность системы восстанавливать исходный режим после его возмущениями или режим, весьма близкий к исходному (если возмущающее воздействие не снято).

Основные положения метода малых колебаний, широко используемого для исследования устойчивости состояния равновесия или установившегося движения в самых разнообразных технических задачах приводятся в работе. Пусть рассматривается некоторое состояние системы, например, относительное движение, которое может быть описано системой дифференциальных уравнений. Это движение называют невозмущенным.

Дифференциальные уравнения, описывающие движение системы, является нелинейными, интегрирование которых затруднительно. При малых возмущениях вместо первоначальных нелинейных уравнений достаточно рассмотреть первые приближения уравнений, получаемые путем линеаризации. С помощью линеаризованных уравнений изучение характера возмущенного движения системы значительно облегчается.

Для решения задачи достаточно каким-либо способом определить знаки вещественных частей корней характеристического уравнения, имеющего вид:

, (1.1)

где а₀, а_1….а_n_-1, а_n – коэффициенты характеристического уравнения n - степени;

р₁, р₂, …р_n_-1, р_n – корни характеристического уравнения.

Изменение какого-либо режимного параметра, например угла , в результате решения линейного дифференциального уравнения движения системы имеет вид:

, (1.2)

где С₁,С₂, …, С_n – постоянные интегрирования.

Необходимым и достаточным условием статической устойчивости проверяемого режима электрической системы является требование отрицательности вещественной части всех корней характеристического уравнения.

Для анализа статической устойчивости электрических систем наиболее часто применяются критерий Гурвица и метод Д-разбиения. В обоих случаях нужно предварительно составить характеристическое уравнение и определить аналитические выражения его коэффициентов.

Практические критерии статической устойчивости устанавливаются в предположении, что в электрической системе, имеющей правильно сконструированные и настроенные элементы (включая все устройства управления и системной автоматики), но может быть самораскачивания. Таким образом, в отличие от критериев устойчивости, получаемых при помощи метода колебаний и учитывающих самораскачивание, упрощенные критерии предполагают апериодическое нарушение устойчивости.

Практически критерии устойчивости неприменимы при анализе, направленном на выбор настройки устройств регулирования, устройств системной автоматики и других задач, кода выявляются возможность возникновения самораскачивания в пути его предотвращения.

Практическими критериями статической устойчивости пользуются при допущении, что рассматриваемая система является позиционной, в которой параметры ее режима зависят только от того, каким образом достигнуто это состояние.

Прямой критерий статической устойчивости простейшей системы. В I.I. было показано, что любая точка на возрастающей части характеристики мощности генератора отвечает статически устойчивым режимам и, наоборот, все точки падающей части характеристики – статически неустойчивым. Знаки приращений мощности генератора Р и угла δ, при небольших отклонениях от состоянии равновесия, на возрастающей части характеристики (см.рисунок 1.1) имеют один и тот же знак, т.е. ΔР/Δδ>0, или, переходя к пределу,

(1.3)

Производная (1.3) носит название синхронизирующей мощности и, следовательно, критерием статической устойчивости простейшей системы является положительный знак синхронизирующей мощности. Производная мощности по углу, согласно (1.3), равна:

(1.4)

и положительна при угле δ<90⁰, в области углов 0+90⁰, и возможны устойчивые установившиеся режимы работы системы. Критическим с точки зрения устойчивости в рассматриваемом случае является значение угла δ=90⁰, при котором достигается максимум характеристики мощности. Таким образом, прямой критерий критического (по текучести или сползанию) режима простейшей системы запишется так

. (1.5)

Рисунок 1.1

Прямой критерий статической устойчивости позволяет определить предельные значения мощности генератора и угла δ. Утяжеление режима, т.е. подход к критической точке достигается увеличением исходной мощности генератора и соответственно угла δ вплоть до предельных значений. Поэтому использование прямого критерия статической устойчивости целесообразно в тех случаях, когда «сомнительной» координатой (в смысле устойчивости) является угол δ.

Динамическая устойчивость.

Основные понятия. Недостаточно рассматривать устойчивость электрической системы лишь в условиях стационарного режима. В работе системы возможны всякие неожиданности в виде резких внезапных изменений режима, вызванных короткими замыканиями (КЗ), отключениями части линии электропередачи, генераторов и нагрузок. Электрическая система должна сохранять синхронизм при этих обстоятельствах. Иными словами, режим должен быть динамически устойчив.

Принципиальные положения динамической устойчивости рассмотрим на примере внезапного отключения одной из параллельных линий электропередачи, связывающей, удаленную станцию с шинами неизменного напряжения (см. рисунок 1.2), схема замещения электропередачи в нормальном режиме (до отключения линии) представлена на рисунке 1.3,а.

Результирующие индуктивное сопротивление системы, равное:

X_d₂=X_Г+X_T₁+ 0.5X_л+X_Т2,

определяет амплитуду характеристики мощности

. (1.6)

При отключении одной из цепей линии электропередачи (см.рисунок 1.3,б) индуктивное сопротивление системы получает новое значение:

X_d_∑1=X_Г+X_T₁+X_л+X_Т2,

большее, чем в нормальном режиме. Амплитуда угловой характеристики мощности при этом отключении соответственно уменьшится до EU/ X_d_∑1.

Рисунок 1.2

На рисунке 1.4 показаны обе характеристики передаваемой мощности, причем I – относится к работе обеих линий, а II – к случаю, когда одна из линий отключена.

Рисунок 1.3

Пусть до отключения линии передающая станция имела мощность Р₀ и работала с углом δ₀, т.е. е режим характеризовался точкой «а». В первый момент после отключения угол δ остается неизменным δ=δ₀, поскольку вектор э.д.с. генераторов может перемещаться относительно вектора напряжения приемной системы U (1.4) только при изменениях частоты вращения ротора генератора (Тη).

Рисунок 1.4 - Угловая характеристика

Таким образом, в первый момент после отключения цепи режим работы генератора изменится, что характеризуется переходом из точки «а» на характеристике I в точку «в» на новой характеристике П, что обуславливает внезапное уменьшение мощности генератора. Мощность турбины остается при этом неизменной и равной Р₀, так как регуляторы скорости турбин реагируют только на изменение частоты вращения агрегата, которая в момент отключения цепи сохраняет свое нормальное значение (ω₀), т.е. Р_Т=соnst.

Неравенство мощности, а, следовательно, и моментов на валу турбины и генератора вызывает появление избыточного момента, под влиянием которого агрегат турбина – генератор начинает ускоряться.

Уравнения движения генератора в простейшем случае без учета демпфирования и действия регулирующих устройств запишется следующем образом:

(1.7)

где, Тη – постоянная инерция;

Δω= ω- ω₀– относительная скорость вращения ротора генератора.

Рисунок 1.5

Таким образом, возникновение избыточного момента (ΔМ) приводит к появлению относительной скорости вращения (Δω), график, изменения которой показан на рисунке 1.4, что в свою очередь приводит к увеличению угла δ. На новой характеристике П рабочая точка перемещается из точки «в» по направлению к точке «С», при этом мощность генератора начинает возрастать по характеристике П. избыточный момент на этом участке, хотя и уменьшается, но сохраняет свой знак (М_Т-М_Э=ΔМ>0), благодаря чему относительная скорость вращения непрерывно возрастает. После ряда постепенно затухающих колебаний в точке «С» устанавливается новый устойчивый режим с прежним значением передаваемой мощности, но с новым углом δ_уст. Картина колебаний угла δ во времени показана на рисунке 1.5.

Содержание лекции: основные виды аварийных ситуаций, причины нарушения устойчивости, последствия аварийных нарушений режимов.

Цель лекции: ознакомить с видами аварийных ситуаций, исследованиями нарушения устойчивости, классификацией нарушений, распределением нарушения устойчивости, причинами нарушения устойчивости.

Причинами нарушения устойчивости энергосистем в условиях эксплуатации являются либо несоответствие режима и области устойчивости, либо несоответствие возникшего и расчетного возмущений. Для того чтобы рационально построить управление, обеспечивающее устойчивость энергосистем, необходимо знать причины имевших место нарушений устойчивости и наиболее характерные виды возмущений, которые могут вызвать нарушение устойчивости.

Анализ повреждаемого электрического оборудования энергосистем и статистические данные по нарушениям устойчивости содержатся в ряде работ [6, 10].

Для энергосистем различной структуры характерны разные причины нарушений синхронизма. Для энергосистем простой типовой структур это, в основном, превышение предела статической устойчивости при отключении одной из параллельных линий или понижении напряжения на одном из концов линии при потере возбуждения или ошибочном его понижении. Для слабых связей и более сложных структур частыми причинами нарушений синхронизма являются превышения предела статической устойчивости вследствие медленных изменений или нерегулярных колебаний мощности, вследствие превышения предела статической устойчивости в послеаварийном режиме, а также из-за возникновения внезапных небалансов мощности, вызванных отключением линий, генераторов или нагрузки внутри соединяемых энергосистем. Нарушения синхронной динамической устойчивости слабых связей практически не имеют места. В энергосистемах сложной структуры наблюдаются случаи нарушения устойчивости, вызванные асинхронным ходом по соседним электропередачам.

Наибольшее число нарушений приходится на сеть 110—220 кВ, т. е. связи малой пропускной способности. Сравнительно небольшое число нарушений синхронизма в системообразующей сети 330—500 кВ определяется ее большей пропускной способностью и более высоким уровнем оснащения противоаварийной автоматикой.

Определенный интерес представляет также анализ первичных причин, вызвавших возникновение и развитие аварийной ситуации, сопровождавшейся нарушением устойчивости. Так, например, первопричинами нарушения синхронизма, явились следующие:

- отключение линий, автотрансформаторов, трансформаторов вследствие отключения линий из-за к.з. при грозе, дожде, пожаре, сильном ветре, в результате наброса постороннего предмета, перекрытия изоляции на посторонний предмет, из-за отключения трансформаторов и автотрансформаторов в результате действия их защит (газовой и др.);

- отказ или неправильные действия релейной защиты и противоаварийной автоматики;

- отключение или снижение мощности блока, котла, собственных нужд электростанции;

повреждение или отказ оборудования — из-за повреждения (разрушения) опорных изоляторов, обрыва гирлянды изоляторов;

- медленное превышение предела передаваемой мощности из-за нарастания нагрузки и опоздания в ограничении потребителей.

В ряде случаев после нарушения устойчивости развитие аварийной ситуации усугубляется рядом факторов.

Нарушения синхронной динамической устойчивости возникают, как правило, при отключении к.з. резервными защитами с большими выдержками времени, а при работе основных быстродействующих защит устойчивость обычно сохраняется.

Рассмотрим вопрос о том, какова вероятность возникновения различных видов к.з. и вероятность повреждения линий. Статистические данные по повреждаемости линий содержатся в ряде работ ([15] и др.). Эти данные в основном совпадают, и для сетей высшего напряжения (500, 330 кВ) в среднем получено около одного отключения на 100 км в год. Подавляющее большинство при этом (90—95%) составляют однофазные замыкания.

Двухфазное к.з. на землю является, как правило, расчетным и для сетей 500 кВ.

Анализ нарушений устойчивости энергосистем показывает, что их значительная часть могла бы быть предотвращена за счет выполнения более эффективной системной автоматики или за счет более правильного ведения режима. И то и другое в наибольшей степени относится к энергосистемам сложной структуры. Для повышения в таких системах эффективности противоаварийной автоматики она должна быть самонастраивающейся, т.е. иметь черты кибернетических устройств.

Надежное ведение режима в энергосистеме сложной структуры при малых запасах устойчивости возможно лишь при использовании автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ). Анализ нескольких десятков системных аварий показал, что примерно треть их могла бы быть предотвращена с помощью АСДУ, дающей диспетчеру сигнал об отсутствии необходимого запаса устойчивости. Таким образом, анализ причин нарушения устойчивости показывает, что необходимо повышение управляемости режимов энергосистем, которая должна существенно повысить их надежность.

Последствия нарушений устойчивости.

Сохранение устойчивости (в том числе и результирующей) требуется, прежде всего, для обеспечения бесперебойного энергоснабжения потребителей, поэтому последствия нарушений устойчивости оцениваются именно с этих позиций.

Вопрос об оценке ущербов, вызванных нарушением энергоснабжения потребителей, особенно при кратковременных перерывах питания, в настоящее время практически еще не решен. В связи с этим, последствия от нарушений устойчивости не оцениваются по ущербу, что было бы желательным, а лишь сопоставляются по длительности перерывов питания, отключаемой мощности и т. п.

Для энергорайонов, отдающих большую часть мощности в энергообъединения (типовая структура I), нарушения синхронной устойчивости, сопровождающиеся быстрой ресинхронизацией, как правило, не опасны для потребителей. Тем не менее, в ряде случаев нарушения устойчивости могут привести к значительному ущербу.

В энергорайонах, потребляющих значительную часть мощности из энергообъединений, нарушения синхронизма наносят, как правило, значительный ущерб. Нарушения устойчивости в энергосистемах этого типа, сопровождается восстановлением синхронной работы (т.е. сохраняется результирующая устойчивость или же обеспечивается автоматическая синхронизация дефицитного района после его отделения), при отключении е части потребителей на несколько секунд или десятков секунд. На рисунке 2.2 в качестве примера показано изменение частоты в одном из дефицитных районов (=0,47Р_нагр) после нарушения устойчивости по связям 110 кВ этого района с энергообъединением вследствие отключения параллельных линий 220 кВ.

Рисунок 2.2 - Изменение частоты во времени при возникновении дефицита мощности

Нарушения синхронной устойчивости между двумя энергосистемами, соединенными слабой связью чаще всего не вызывают тяжелых последствий.

Содержание лекции: математическая модель установившихся и переходных режимов ЭЭС, комплекс программ РАСТР по расчету стационарных режимов, «Мустанг» по расчетам переходных режимов Основные виды режимов, возмущения, понятия статической и динамической устойчивости, критерии устойчивости.

Цель лекции: изучить математические модели по расчету установившихся и переходных режимов, ознакомить с комплексом программ РАСТР и Мустанг.

Для расчетов установившихся режимов наиболее распространенной является промышленная программа «РАСТР».

В комплексе РАСТР расчеты установившегося электрического режима выполняются методом Ньютона-Рафсона с улучшением сходимости тяжелых режимов по методу Матвеева. Система линейных алгебраических уравнений решается методом Гаусса с предварительной оптимизацией порядка исключения неизвестных.

Ниже описываются модели элементов электроэнергетической системы, используемые в данной версии программы. Каждый узел i характеризуется при расчете стационарного режима следующими данными:

а) активной и реактивной нагрузкой (Pнi, Qнi);

б) напряжением (модулем и фазой- Ui,6i) в узле;

в) активной и реактивной генерируемой мощностью (Pri, Qri);

г) активной и реактивной проводимостью на землю, включенной в узле (Via, Yir).

Активная и реактивная нагрузки в узле могут быть заданы с учетом статических характеристик по напряжению следующего вида:

Ui, oi

Pгi+jQгi

Рисунок 3.1 – Схемазамещения узла

(3.1)

(3.2)

где Р_н0 и Q_{н 0}- активная и реактивная составляющие мощности нагрузки при U = U_ном;

а₀, а₁, а₂ - коэффициенты полиномов статических характеристик активной нагрузки по напряжению;

b₀, b₁, b₂ -коэффициенты полиномов статических характеристик реактивной нагрузки по напряжению.

Реактивная мощность генератора может быть задана фиксированной величиной либо свободной величиной (с учетом ограничений Qrmax и Qrmin).

Каждая связь i-j представляется П-образной схемой замещения:

iZijKjij

Yiij=0.5Yij₀ Yijj=0.5Yji₀

Рисунок 3.2 – Схема замещения связи i-j

Обозначения на рисунке 3.2

Zij = Rij + jXij - сопротивление связи,

0.5Yijo - проводимость на землю,

Kjia+jKjir - комплексный коэффициент трансформации (продольная и поперечная составляющие).

Основная информационная база программы RASTR состоит из:

- информации об узлах (см.таблицу 3.1), содержащих сведения об активной и реактивной мощности узла, номинальном напряжении и наличии шунтирующих реакторов или СК;

- информации о ветвях (см.таблицу 3.2), содержащих сведения об активном и реактивном сопротивлении, емкостной и активной проводимости линии, коэффициенте трансформации трансформаторов. Ниже в таблицах в качестве приведены информация для одной из региональных компаний РК (АО «АЖК»).

Таблица 3.1- Данные по узлам

Номер	Название	U_ном	Р_наг	наг	P_ген	Q_ген	Q_min
2919	Фрун-500	507			297	-156	-300
469	Агадырь	504			500.3	-162.1
477	С-Шаган	230			60	-17.8	-100
930	Кияхты	220	4.5	2
900	ЮКГРЭС	500
901	ЮКГРЭС	230	2
902	АА-500	500
903	АА-50012	220	10

Таблица 3.2- Данные по ветвям

N_нач	N_к	R_л	X_л	B_л	Kт\в
900	469	12.7	115.6	-1526
900	902	9.35	85	-1125
900	901		52.4		.46
901	925	98	4.3	-26
901	924	4.6	20.5	-127
902	903		26		.46
902	2919	8.15	84	-1184
903	907	7.71	30.44	-200
903	928	7.01	31.31	-193
903	904	7	30.15	-194
903	2916	19	82	-525
904	911	11.9	51.06	-328
904	905		28.3		.542
904	907	3.48	21.84	-156
904	912	1.04	5.5	-150
905	906		9.6		.052
905	916	2.9	9.7	-63
905	914	5.4	13.9	-92
907	908	.15	.62	-16
908	909	.75	2.92	-76
909	910		26		.058

Моделирование электромеханических переходных процессов. Синхронные машины.

Уравнения синхронных машин (СМ) соответствуют двум модификациям модели:

- без учета электромагнитных переходных процессов, т.е. с допущением о постоянстве э.д.с. за некоторым реактивным сопротивлением;

- с учетом электромагнитных переходных процессов в контурах ротора.

а) Генератор моделируется постоянством модуля э.д.с., Егза реактивным сопротивлением Х_г.

Данная модель генератора описывается уравнениями движения ротора:

, (3.3)

(3.4)

где: S – скольжение ротора СМ относительно синхронно вращающихся осей [о.е.];

σ – угол ротора СМ, т.е. угол между направлением вектора Ег и синхронно вращающимисяосями [рад.];

Wном – синхронная скорость сращения (при частоте равной номинальной Wном=1);

Рт – мощность турбины [МВТ];

Мэ – электромагнитный момент СМ [МВа];

Рном – номинальная активная мощность СМ [МВТ];

Мj – момент инерции СМ вместе с турбиной [МВТс];

D – коэффициент демпфирования [о.е.];

Su –скольжение вектора напряжения U относительно синхронно вращающихся осей [о.е.],

(3.5)

б) Генератор моделируется с учетом электромагнитных переходных процессов в роторе.

При следующих принятых основных допущениях: - не учитываются апериодические составляющие переходных процессов, несимметричные режимы воспроизводятся только токами и напряжениями прямой, последовательности, не учитываются изменения в насыщении главной магнитной цепи и зубцового слоя, в продольной и поперечной осях СМ имеется по одному демпферному контуру, сверхпереходные сопротивления по продольной и поперечной осям равны, при этом значение сверхпереходного сопротивления Х” вычисляется как

(3.6)

здесь допустимо полагать зависимость Х^”” от Wu не учитывается.

Уравнения СМ записаны в «форме э.д.с. в осях, жестко связанных с ротором СМ.

Предусмотрена возможность управления действием АРВ от автоматики и моделирование ряда отказов АРВ и СВ.

Уравнение СВ и АРВ:

(3.11)

Uрвmin-Eqe(0)<Duрв<Upвmax-Eqe(0),

где: Duрв – входной сигнал на АРВ;

К_O_U, К₁_U, К1if, К_O_f, К_1f - коэффициенты регулирования;

U₀ – установка АРВ по напряжению, равная напряжению генератора в исходном режиме;

аlfa – коэффициент, позволяющий учесть изменение уставки по напряжению в корректорах напряжения от частоты;

Sut – скольжение вектора напряжения U, используемое для формирования сигнала по отклонению частоты от предшествующего значения:

(3.12)

где Tf – постоянная времени в канале отклонения частоты;

U_ДОП.1 – дополнительный сигнал, позволяющий обеспечить специфическое воздействие на работу АРВ (от противоаварийной автоматики, или при моделировании неправильной работы АРВ); управление величиной U_ДОП.1.

Осуществляется дискретно: значение U_ДОП.1 введенное по правилам моделирования противоаварийной автоматики сохраняется до нового управления;

Еqe(0)=E”q+Id·(X’dp-X”),

Upвmin, Upвmax – ограничения сигнала Dupв на АРВ.

Регулирование мощности турбины.

Модель регулятора скорости, принятая в комплексе программ «MUSTANG-90» описывается максимально двумя дифференциальными уравнениями:

а) простейшая модель регулятора скорости (не учитывается влияние паровых объемов, включает в себя одно дифференциальное уравнение, которое описывает поведение самого регулятора скорости). Признаком наличия регулятора скорости у турбины является задание величины статизма. Кроме этого, необходимы следующие параметры: постоянные времени на открытие и закрытие направляющего аппарата Т₀ и Т_З. Необязательными параметрами являются зона нечувствительности З_н и ограничения мощности турбины Ртmin и Ртmax.

Причем, если Ртmin=Pтmax=0, то ограничения не учитываются.

(3.13)

при , (3.14)

при ,

, (3.15)

где Т_рс=Т₀ при открытии направляющего аппарата турбины;

Т_рс=Т_з при закрытии направляющего аппарата турбины;

Мт=Ртmax при Мт>Pтmax;

Mт=Ртmin при Мт<Pтmin;

А - сигнал на входе системы РС;

Ф – перемещение муфты центробежного маятника;

М_т – перемещение штока сервопривода системы РС.

б) модель регулятора скорости с учетом влияния паровых объемов.

Необходимыми дополнительными параметрами здесь являются доля паровых объемов D_по и постоянная времени паровых объемов Т_п_о. В этом случае формируется дополнительно одно дифференциальное уравнение:

(3.16)

(3.17)

Данная модель может быть использована и для описания процесса регулирования гидротурбин.

4 лекция. Задачи и принципы обеспечения статической и динамической устойчивости

Содержание лекции: уравнения электрической мощности генератора, собственные и взаимные проводимости генераторов ,принципы обеспечения статической устойчивости, средства повышения ститической и динамической устойчивости.

Цель лекции: ознакомить с уравнениями электрической мощности генератора, со способами сохранения статической и динамической устойчивости при авариях, приводящих к изменению схемы сети, использования системы возбуждения генераторов для сохранения устойчивости.

Процесс нарушения статической устойчивости характеризуется постепенным нарастанием тока и реактивной мощности по линии, снижением напряжения на подстанциях с последующим лавинообразным протеканием процесса и периодическими колебаниями таких электрических параметров, как токи, мощность, напряжения.

Как указывалось в главе 1, нарушения статической устойчивости в энергосистемах структуры I происходят главным образом в послеаварийном режиме вследствие отключения одной из сильно загруженных параллельных линий, т.е. увеличения x_∑. Кроме того, имеют место нарушения устойчивости, обусловленные понижением напряжения в приемной или передающей частях энергосистемы. В частности, наблюдались случаи нарушения устойчивости гидростанций в период их ввода в эксплуатацию при работе с временными схемами возбуждения в результате потери возбуждения генераторов (т.е. снижение эквивалентной э.д.с. станции Е₁ и как следствие нарушение статической устойчивости). Причиной нарушения статической устойчивости было также возникновение дефицита реактивной мощности в приемной системе конечной мощности.

Основной широко используемый способ повышения статической устойчивости – автоматическое регулирования возбуждения генераторов [5, 11]. Определению наиболее эффективных законов регулирования возбуждения для регуляторов пропорционального и сильного действия посвящены работы целого ряда организаций (ВЭИ, МЭИ, ИЭД АН УССР и др.), и в настоящее время можно считать, что для рассматриваемых энергосистем типовой структуры I этот вопрос проработан достаточно глубокого и всесторонне.

В качестве средств повышения статической устойчивости могут также применяться отключение или управление реакторами (если такая возможность имеется), принудительная кратковременная форсировка возбуждения генераторов (у современных крупных турбогенераторов по условиям нагрева ротора длительность форсировки ограничивается временем 15—20 с) и форсировка продольной компенсации, снижающей суммарное реактивное сопротивление (число таких устройств в настоящее время незначительно). Эффективным способом повышения статической устойчивости послеаварийного режима являются все виды АПВ.

С ростом мощности энергосистем и энергообъединений растут и единичные мощности генераторов, при этом их параметры с точки зрения устойчивости менее благоприятны. Более подробно эти вопросы рассмотрены в материалах, изложенных в [5,10].

Поскольку отключение одной из параллельных линий в большинстве случаев происходит в результате к.з., разгрузка электропередачи путем отключения генераторов, аварийного регулирования турбин с последующим ограничением их мощности, деления станции предназначается как для обеспечения статической, так и синхронной динамической устойчивости. Естественно, что в целом это процесс динамический, но поскольку в подавляющем большинстве подобных нарушений определяющим является статическая устойчивость в послеаварийном режиме после отключения одной из параллельных линий, оценим эти мероприятия только с точки зрения обеспечения статической устойчивости.

Цель перечисленных мероприятий — снизить переток по оставшимся в работе линиям до значений, допустимых по условиям статической устойчивости. Однако их эффективность существенно зависит от соотношения мощностей передающей и приемной энергосистем.

Рассмотрим схему, состоящую из передающей и приемной энергосистем (см.рисунок 4.1), связанных линией электропередачи. Примем, что коэффициенты крутизны статических характеристик энергосистем по частоте (или обратные им величины — коэффициенты статизма σ) равны между собой

(4.1)

и определяются следующими выражениями:

(4.2)

где, — номинальные мощности агрегатов, нагрузка которых изменяется под действием регуляторов скорости, в энергосистемах 1 и 2;

, — коэффициенты крутизны статических характеристик регуляторов скорости агрегатов в энергосистемах 1 и 2;

P_н1, Р_н2 — мощности нагрузки соответственно в энергосистемах 1 и 2;

k_н1, k_н2 — регулирующие эффекты нагрузки по частоте в энергосистемах 1 и 2;

∑Р_г1, ∑Р_г2— суммарные номинальные мощности всех работающих агрегатов в энергосистемах 1 и 2.

В случае если передающая и приемная энергосистемы соизмеримы по мощности или приемная энергосистема меньше передающей, то снижение генерируемой мощности в передающей системе малоэффективно, поскольку для уменьшения перетока в послеаварийном режиме на определенную величину потребуется в ряде случаев снижение генерируемой мощности передающей энергосистемы на величину, в несколько раз большую. При таких соотношениях более целесообразным может быть разделение передающей станции (энергосистемы) на две части при отключении одной из параллельных линий с выделением на оставшиеся связи такого числа генераторов, чтобы обеспечивались условия устойчивости.

Такой способ наиболее часто применяется в случае, когда в предаварийном режиме передающая станция или энергосистема работает на два направления, т. е. по схеме, которая относится к сложным структурам V (см.рисунок 4.1).

Энергосистема (электростанция) 1.

Рисунок 4.1 - Принципиальная схема электростанции, работающей на два направления

Однако, поскольку в послеаварийном режиме она фактически сводится к типовой структуре I, это мероприятие рассматривается в настоящем разделе.

Его существо сводится к следующему. При возникновении аварийной ситуации, например отключении одной из параллельных линий, передающая крупная станция или энергосистема 1 делится с помощью выключателя В на две части, одна из которых передает мощность в энергосистему 2, другая в энергосистему 3, причем число выделенных генераторов на каждую передачу выбирается таким, чтобы обеспечивались условия устойчивости при передаче мощности в каждой из двух разделившихся частей. Для выполнения этого условия разделение передающей станции обычно одновременно сопровождается отключением одного или нескольких генераторов, причем в этом случае отключение генераторов в отделившейся части оказывается более эффективным, чем аналогичное мероприятие в полной схеме, безразделения. Поскольку мощность каждой части разделившейся передающей энергосистемы меньше ее полной мощности. В качестве примера такой автоматики можно привести автоматику, установленную на Красноярской ГЭС, работающей на два направления — Братск и Кузбасс, которая производит деление станции с одновременным отключением части генераторов при отключении одной из линий 500 кВ.

К недостаткам данного способа следует отнести следующее. Деление станции или энергосистемы обычно приходится осуществлять на нескольких выключателях, что существенно усложняет выполнение этого мероприятия, снижает его надежность и при отказе одного из выключателей может привести к развитию тяжелой аварийной ситуации. В случае, когда мощность приемной энергосистемы соизмерима с мощностью передающей или в несколько раз меньше ее, т.е. в условиях, когда применение отключения генераторов или аварийного снижения мощности турбин передающей энергосистемы нецелесообразно, а деление передающей станции (энергосистемы) или неэффективно, или существенно снижает надежность передачи, целесообразно для обеспечения устойчивости ориентироваться на мероприятия в приемной энергосистеме, в частности на отключение в ней части нагрузки, или, по крайней мере, сочетать мероприятия в передающей и приемной энергосистемах. В последнем случае при изменении мощности в них соответственно на ΔР₁ и ΔР₂ в установившемся послеаварийном режиме переток по межсистемной связи изменится на

В тех случаях, когда нарушение статической устойчивости может произойти или в результате отключения одной из параллельных линий без к.з., или при понижении напряжения на одном из концов электропередачи, или при увеличении передаваемой мощности (например, из-за отключения части местной нагрузки), пуск разгрузочной автоматики может осуществляться по различным факторам. В качестве выявительных органов возможно применение реле, реагирующих на ток, активную мощность, сопротивление или непосредственно на угол δ. Зависимости изменения электрических параметров при изменении угла δ показаны на рисунке 4.2.

Недостатком автоматики, реагирующей на активную мощность электропередачи, является то, что она может не действовать при нарушениях устойчивости, вызванных снижением напряжения на одном из концов электропередачи или отключением одной из параллельных линий, поскольку при этом предел передаваемой мощности снижается, а автоматика, настроенная на определенный переток мощности, который остается неизменным, не реагирует на это.

а — активная мощность (1) и ток линии (2); б — сопротивление на зажимах реле полного сопротивления;

1 — в электрическом центре качаний;

2 — в точке приложения э. д. с.; 3 — в промежуточной точке.

Рисунок 4.2 - Зависимости изменения электрических параметров при изменении угла δ

Наиболее универсальной автоматикой, предотвращающей нарушение статической устойчивости независимо от причин этого нарушения, является автоматика, реагирующая на угол [14].

Автоматику, используемую в энергосистемах для обеспечения устойчивости, по назначению можно разделить на следующие виды: автоматика повышения статической устойчивости, автоматика повышения синхронной динамической устойчивости, автоматика ресинхронизации, автоматика локализации аварий, автоматика восстановления нормальной схемы и режима.

По принципам выполнения автоматика может быть разделена на следующие группы: автоматика программного действия, осуществляющая заранее выбранное воздействие без контроляза протеканием процесса; режимная автоматика, осуществляющая воздействие после анализа аварийной ситуации и режима системы; устройство автоматического регулирования или ограничения; самонастраивающаяся автоматика.

Чем меньше доля человека в управлении режимом и чем больше управление автоматизировано, тем выше уровень устойчивости. Это положение справедливо лишь при условии, что быстрота, надежность и «разумность» действий автоматики не ниже, чем у хорошего опытного диспетчера.

Создание такой автоматики является весьма сложным и дорогим делом, не всегда себя окупающим, в разделах 11-15 представлены современные средства и системы управления энергосистемой, обеспечивающего ее устойчивость.

Автоматика различного назначения и различного выполнения воздействует на одни и те же элементы энергосистемы. Поэтому в ряде случаев (как это будет показано ниже) одна и та же автоматика может выполнять несколько функций.

К автоматике повышения статической устойчивости относятся устройства: автоматического регулирования возбуждения (АРВ); автоматического повторного включения, повышающего предел устойчивости в послеаварийном режиме (трехфазное, быстродействующее, однофазное— ТДПВ, БАПВ, ОАПВ); автоматической частотной разгрузки (ЛЧР), предотвращающей «лавину частоты»; автоматического регулирования или ограничения перетоков мощности (АРПМ), изменяющие мощности турбин и позволяющие работать с меньшим запасом устойчивости; автоматического отключения генераторов в передающей системе при приближении к пределу статической устойчивости; автоматического отключения нагрузки в приемной системе при приближении к пределу статической устойчивости (по мощности или напряжению); автоматического управления конденсаторами продольной компенсации; автоматического разделения энергосистемы или станции при приближении к пределу статической устойчивости.

Для повышения синхронной динамической устойчивости применяются: АРВ, БАПВ, ОАПВ, аварийное регулирование паровых турбин и отключение генераторов в передающей части системы, разделение станции, работающей на два направления.

Для восстановления нормальной схемы и режима применяются: самозапуск двигателей, самосинхронизация генераторов, АПВ с самосинхронизацией (АПВС), несинхронное АПВ (НАПВ), АПВ с улавливанием синхронизма (АПВУС), АПВ по частоте (ЧАПВ), пуск гидрогенераторов при понижении частоты, перевод агрегатов из режима СК в режим выдачи активной мощности.

Принципы выполнения автоматики определяют такие ее характеристики, как приспособляемость к режиму и схеме, эффективность использования возможностей управления и селективность. В разных случаях важны те или иные из этих характеристик, и это во многом определяет выбор автоматики. Так, при регулировании возбуждения селективность практически не играет роли, а при отключении нагрузки или генераторов это очень важная характеристика; аварийное управление турбиной должно иметь хорошую приспособляемость к режиму и схеме и т. д.

Наиболее простым видом автоматики является автоматика программного действия, т.е. такая автоматика, которая работает по заранее заданной программе при возникновении какого-либо события (например, АПВ линий, отключение генераторов при появлении тока нулевой последовательности, релейная форсировка возбуждения).

5 лекция. Обеспечение устойчивости энергосистем различной структуры

Содержание лекции: классификация энергосистем по их структуре, типовые структуры, критерии отнесения структуры к выделенным типовым структурам, эквивалентные параметры энергосистемы.

Цель лекции: ознакомить с понятиями структуры энергосистем, типовыми структурами простых и сложных энергосистем, способами обеспечения устойчивости в простых и сложных энергосистем.

Структура электрических систем и ее влияние на устойчивость параллельной работы.

Современные электрические системы имеют, как правило, достаточно сложную структуру, которую лишь весьма приближенно можно охарактеризовать и классифицировать. Тем не менее, такая классификация электрических систем полезна, поскольку существуют особенности обеспечения устойчивости систем, присущие той или иной структуре. Эти общие для каждой структуры особенности касаются причин нарушения устойчивости, и их последствий, целесообразного уровня устойчивости, методов анализа, задач и принципов управления. Классификация энергосистем по их структуре при решении задач устойчивости приведена в [1,9]. Эта классификация постепенно расширяется и уточняется. Анализ опыта использования предложенной ранее классификации, опыта эксплуатации, экспериментальные исследования и расчеты электромеханических переходных процессов, проведенные для многих энергосистем и энергообъединений, дают основания предложить следующую классификацию. Прежде всего, энергосистемы могут быть подразделены на энергосистемы простой и сложной структуры. К энергосистемам простой структуры могут быть отнесены такие, которые при анализе электромеханических переходных процессов можно свести к эквивалентной двухмашинной системе. Если же при анализе переходных процессов энергосистема не может быть сведена к двухмашинной, а должна быть представлена тремя или более эквивалентными генераторами, она относится к энергосистемам сложной структуры.

В свою очередь энергосистемы простой структуры целесообразно разделить на следующие типы:

- энергосистема (энергорайон) с избытком мощности, связанная с энергообъединением большой мощности;

- дефицитная энергосистема (энергорайон), получающая мощность из энергообъединения большой мощности;

- две энергосистемы соизмеримой мощности, соединяемые жесткой связью;

- две энергосистемы, соединяемые слабой связью.

Энергосистемы сложной структуры можно классифицировать по следующим типам:

- лучевая трехмашинная система;

- цепная система;

- радиальная система;

- кольцевая система;

- многоконтурная система.

Энергосистемы простой структуры, соответствующие этой классификации, показаны на рисунке 1.1, сложные — на рисунке 5.1. Некоторые типовые структуры (I, III, IV и V) стали общепринятыми и включены в директивную [9] и учебную [10] литературу.

Рисунок 5.1 - Энергосистемы простой структуры

Предложенные девять типовых структур не единственно возможные, могут быть иные варианты классификации.

Рисунок 5.2 - Энергосистемы сложной структуры

Рассмотрим основные характерные черты типовых структур, определяющие задачи и принципы управления. Первые четыре типовых структуры — простые, для их анализа достаточно схемы эквивалентный генератор — шины или схемы с двумя эквивалентными генераторами. Типовая структура I характеризуется тем, что значительная часть мощности генераторов передающей энергосистемы отдается в приемную систему, мощность которой (по сравнению с передающей) настолько велика, что можно не считаться с понижениями частоты в приемной системе при нарушении режима работы передачи.Нарушения устойчивости в энергосистемах этой типовой структуры связаны с возмущениями или отклонениями режима от нормального на электропередаче или в передающей энергосистеме (короткими замыканиями, которые вызывают отключение линий, превышением предела статической устойчивости и т. п.). Последствия нарушений устойчивости в таких энергосистемах, как правило, не слишком тяжелы, если только нет ответственных потребителей, расположенных вблизи электрического центра качаний. Для обеспечения устойчивости таких энергосистем эффективным является воздействие на возбуждение генераторов и синхронных компенсаторов, отключение в передающей системе при возникновении аварийных ситуаций части агрегатов или аварийное автоматическое снижение мощности паровых турбин.

Типовая структура II характеризуется тем, что в энергосистеме малой мощности значительная часть нагрузки покрывается за счет приема из системы, мощность которой в несколько раз больше. Нарушение синхронной работы в таких системах происходит, главным образом, вследствие возмущений на линии или в приемной системе. Разрыв связи с энергообъединением для энергосистем этой структурной группы является одним из наиболее тяжелых возмущений. Последствия нарушений устойчивости в таких системах, как правило, весьма тяжелые, так как они сопровождаются понижением частоты и отключением значительной части нагрузки. Поэтому необходимо принимать меры для обеспечения синхронной устойчивости даже на случай маловероятных аварий. Такими мерами могут являться различные виды АПВ на линиях, автоматическое увеличение (специальными средствами) мощности первичных двигателей на электростанциях приемной системы (если на них имеется свободный резерв мощности), быстрое отключение части потребителей при аварийных ситуациях.

Типовая структура III весьма сходна со второй и отличается лишь тем, что передающая энергосистема соизмерима по мощности с приемной. Количество энергосистем такой структуры сокращается по мере объединения энергосистем. Причинами нарушений устойчивости в этом случае (помимо перечисленных для второй группы) могут быть внезапные возмущения в передающей системе, в частности отключение значительной нагрузки. Для повышения устойчивости энергосистем этой типовой структуры могут применяться те же мероприятия, что были указаны для структур I и II типов. Примеры таких структур: две части Иркутскэнерго (при ее раздельной работе с ОЭС Сибири) [34, 139] и др.

Типовая структура IV — две энергосистемы, соединяемые слабыми связями, т. е. такими электропередачами, для которых предельная передаваемая мощность не превосходит 10—15% мощности наименьшей из систем. Основными причинами нарушений устойчивости таких электропередач являются превышение пределов статической устойчивости вследствие отключения одной из параллельных линий, нерегулярных колебаний мощности в связываемых энергосистемах или внезапного возникновения в них небаланса мощности (отключение генератора или нагрузки). Последствия нарушений синхронной устойчивости слабых связей, как правило (если нет потребителей вблизи центра качаний), не являются тяжелыми для энергосистем, поэтому для слабых связей во многих случаях можно ориентироваться на обеспечение результирующей устойчивости. Типовая структура, а V — энергосистема (энергорайон) с избытком мощности, отдаваемой в два энергообъединения (трехмашинная схема). Это первая из сложных структур, под которыми подразумеваются такие, которые не могут быть сведены к системе генератор — шины.

Рассмотрим типовую структуру VI — цепную систему. Если по всем участкам такой системы мощность передается в одном направлении, то при отключении одной из линий между энергосистемами взаимное влияние электропередач на устойчивость параллельной работы минимально, так как при нарушении устойчивости на любом из участков остальные линии разгружаются.

Радиальная система — типовая структура VII. Как правило, центральное звено такой системы является самым мощным, и устойчивость всей системы в целом определяется балансом мощности этого звена. Наиболее тяжело обеспечивается устойчивость в том случае, когда в центре такой системы существует дефицит мощности и по всем связям перетоки направлены к центру.

Кольцевые системы — типовая структура VIII— характеризуются, прежде всего, тем, что в них нарушение устойчивости возникает не менее чем по двум связям. Эти связи могут быть географически удалены одна от другой, поэтому автоматика, разгружающая электропередачи для обеспечения устойчивости такой системы, часто не может приводиться в действие непосредственно от возмущающих факторов, и требуется применение телепередачи.

Последняя типовая структура IX — многоконтурные системы, т. е. системы более сложные, чем все предшествующие. Такие системы, как правило, приходится рассматривать при анализе устойчивости современныхэнергообъединений в целом.

6 лекция. Обеспечение устойчивости энергосистем различной структуры (продолжение)

Содержание лекции: типовая стуктура 1,нарушения устойчивости в энергосистемах передающих мощность в энергосистему, статические характеристики энергосистем, автоматика частотной разгрузки.

Цель лекции: ознакомить с принципами управления при нарушении устойчивости в энергосистемах передающих мощность из энергосистемы.

1 Управление для обеспечения устойчивости энергосистем простой структуры, передающих мощность в энергообъединения.

Для простейшей схемы станции, передающей мощность в энергообъединение (см.рисунок 6.1,а), при наличии местной нагрузки на шинах станции и активного сопротивления линий выражение для электрической мощности эквивалентного генератора станции может быть записано следующим образом:

(6.1)

где и —соответственно собственная и взаимная мощности генератора;

— соответственно собственное и взаимное сопротивления;

а— схема энергосистемы; б — угловая характеристика.

Рисунок 6.1 - Простая энергосистема типовой структуры I

Зависимость (6.1) графически изображена на рисунке 6.1,б. Предельная мощность, которую может выдать генератор (станция), как следует из (6.1) и рисунке 6.1,б, составляет:

(6.2)

Эта величина тем больше, чем больше местная нагрузка и активные сопротивления линий (т. е. чем больше), чем выше напряжения по концам электропередачи и ниже ее суммарное сопротивление (т. е. больше ).

Угол между э.д.с. эквивалентного генератора E₁ и напряжением U_c на шинах энергообъединения определяется из условия равенства механической мощности Р_т, развиваемой турбиной, и электрической мощности генератора Р_эл

. (6.3)

При этом статическая устойчивость генератора обеспечивается, если угол <90°.

Как показывает анализ выражения (6.1) и кривых на рисунке 6.1,б, причинами нарушения статической устойчивости станции, передающей мощность в энергосистему, могут быть: снижение эквивалентной э.д.с. Е₁ передающей станции или напряжения U_с на приемном конце электропередачи, что приводит к уменьшению Р₁₂; увеличение мощности станции Р_Т сверх предела передаваемой мощности; увеличение суммарного реактивного сопротивления между станцией и энергосистемой; увеличение перетока по электропередаче сверх предела передаваемой мощности из-за отключения части местной нагрузки станции (т.е. снижения Р₁₁).

а — активная мощность (1) и ток линии (2); б — сопротивление на зажимах реле полного сопротивления; 1 — в электрическом центре качаний,

2 — в точке приложения э.д.с., 3 — в промежуточной точке.

Рисунок 6.3 - Зависимости изменения электрических параметров при изменении угла δ

Использование в качестве выявительного органа реле тока или сопротивления (которое практически пропорционально углу при расположении органа в электрическом центре качаний или примерно пропорционально ему при расположении в других точках (см. рисунок 6.3,б), позволяет создать автоматику, предотвращающую нарушение устойчивости вследствие понижения напряжения (с увеличением угла передачи растет ток и падает сопротивление), но отключение одной из параллельных линий такой автоматикой также не охватывается (поскольку при росте угла в этом случае ток падает, а сопротивление растет). Для разгрузки электропередачи в таких режимах чаще всего используется телеотключение. Недостатком выполнения автоматики, использующей токовые выявительные органы, является также существенная зависимость действия такой автоматики от перетока реактивной мощности.

Наибольшее распространение до настоящего времени получил способ обеспечения устойчивости энергосистем типовой структуры I путем отключения части генераторов передающей энергосистемы. Этот способ наиболее часто применяется на гидростанциях, где отключение и последующее повторное включение генератора в сеть не представляет больших трудностей, могут быть выполнены быстро и легко могут быть автоматизированы. Отключение современных турбогенераторов для повышения устойчивости нежелательно по ряду причин и в первую очередь из-за долгого пуска блока после его отключения. Однако за неимением других средств отключение агрегатов на тепловых электростанциях для повышения устойчивости применялось также весьма широко.

Методика определения требований к противоаварийной автоматике и ее режимных принципов.

В главе 1 был рассмотрен подход к выбору противоаварийной автоматики, который является основой для разработки более подробной методики определения предъявляемых к этой автоматике требований и ее режимных принципов. Здесь этот вопрос излагается применительно к энергосистемам I типа.

Выбор противоаварийной автоматики, как уже указывалось, является задачей и проектной и эксплуатационной. В первом случае требуется лишь правильно выбрать полный объем противоаварийной автоматики в условиях неточной и недостоверной информации о схемах и режимах энергосистемы (поскольку проектирование ведется на 3—5 лет вперед). Во втором случае схема и ее режим известны со значительно большей точностью и достоверностью, но задача усложняется тем, что необходимо не только проверить (а часто и дополнить) выбор противоаварийной автоматики, но и определить ее уставки, условия их изменения я области устойчивых режимов (ограничения по устойчивости). При решении эксплуатационной задачи широко используется натурный эксперимент. При решении проектных задач натурный эксперимент используется в меньшей степени, но он необходим для возможно более полного» определения характеристик существующей энергосистемы.

Всю работу по выбору противоаварийной автоматики (имея в виду лишь ее режимные принципы) можно разделить на девять этапов, в основном одинаковых для проектной и эксплуатационной задач, но имеющих особенности, которые указаны ниже.

1.Составление эквивалентных схем. Эти схемы составляются при полностью включенном основном оборудовании (нормальная схема) и для различных, реально возможных ремонтных режимов линий, генераторов, трансформаторов и выключателей. Из всего многообразия ремонтных схем отбираются лишь те, которые наиболее существенно могут изменить условия устойчивости и эффективность противоаварийной автоматики. Обычно одной нормальной схеме в энергосистемах простой структуры соответствуют две — четыре расчетные ремонтные схемы. Остальные ремонтные схемы, как правило, можно отдельно не рассматривать. При проектных расчетах число ремонтных схем обычно меньше. Однако в этом случае весьма важно рассмотреть пусковые схемы, хотя при проектировании их зачастую трудно определить. Время ввода и продолжительность существования нормальной схемы (или этапов ее развития) является одной из важнейших характеристик. Однако, как показывает опыт развития энергосистем, часто происходят сдвиги намеченных сроков на несколько лет. Поэтому целесообразно связывать также уровень развития сетевой части с вводом новых мощностей и уровнем энергопотребления. При эксплуатационных расчетах, проводимых обычно на полгода — год вперед, нормальная схема достаточно хорошо известна, а ремонтные схемы должны рассматриваться с учетом длительности и возможных календарных сроков ремонтов.

2 Определение расчетных режимов. Прежде всего, определяются наиболее вероятные (планируемые) режимы и оценивается возможная длительность их существования. Затем определяются отклонения от этих режимов, как в сторону увеличения передаваемой мощности, так и в сторону ее уменьшения и оценивается возможная длительность этих отклонений. При определении отклонений от планируемого режима при проектировании должны быть учтены, с одной стороны, возможное замедление темпов роста энергопотребления местной нагрузки по сравнению с плановой и, с другой стороны, задержка с запланированным вводом мощностей. В эксплуатации отклонения от планируемого режима возникают во время паводка, при ремонтах, на крутых участках графика нагрузки и т.п. Совместный анализ схем и режимов позволяет для каждой расчетной схемы определить расчетные режимы. Обычно каждой схеме соответствуют два-три режима. Один из них наиболее вероятный (планируемый) режим, второй, как правило, режим с максимальными перетоками мощности, третий режим (если он есть) может быть, например, режимом передачи мощности в ночные часы при работе генераторов с недовозбуждением и т.п. В проектной практике, как уже указывалось в § 1-7, для выбора противоаварийного управления, как правило, дополнительно рассматривается режим с расчетными перетоками мощности, определенными нормативным двадцати процентным запасом по условиям статической устойчивости [155 а]. Все установившиеся режимы, принятые за расчетные, предварительно рассчитываются с целью определения возможности и условий их существования по уровням напряжения, перегрузке оборудования и т.п. Эти расчеты обычно не входят в объем работ по выбору противоаварийной автоматики, а предшествуют им.

3. Выбор расчетных средств. Для энергосистем простой структуры могут применяться различные средства. Для расчетов статической устойчивости удобно применять статические модели сети [3]. Расчеты переходных процессов (а также и статической устойчивости) целесообразно выполнять с помощью АВМ, сочетания АВМ со статической моделью сети или же с помощью ЦВМ (см. приложение). Широко используются в этих целях также физические модели [23]. Так как для выбора автоматики требуется большой объем расчетов, то при наличии нескольких средств расчета предпочтительным является АВМ или сочетание АВМ со статической моделью сети.

4. Проверка соответствия эквивалентной схемы структуре I типа. При решении эксплуатационных задач эта проверка наиболее надежно осуществляется путем анализа экспериментальных данных (испытания или наблюдавшиеся в эксплуатации асинхронные режимы). Если таких данных нет, то целесообразно провести специальные испытания. Эти же данные являются основой для выполнения расчетов при проектировании: первые расчеты выполняются для существующей схемы, если совпадение опытом удовлетворительное, схема дополняется новыми элементами для проведения проектных расчетов. Эта новая схема вначале (если есть сомнения, что она является простой структурой) может моделироваться как многомашинная, а затем на основании анализа этих расчетов (§ 2-6) определяются параметры эквивалентной схемы. Если в исследуемой энергосистеме возможны режимы, в которых мощность потребляется из энергообъединения, то для всех этих режимов целесообразно рассматривать эту энергосистему как структуру II типа.

5. Определений запасов и пределов статической устойчивости. В энергосистеме простой структуры запасы устойчивости определяются в соответствии с [130]. При этом утяжеление режима для определения запаса обычно производится за счет увеличения мощности генераторов, а передаваемая мощность измеряется на передающем конце электропередачи. Ограничения по активной и реактивной мощностям при определении запаса не учитываются. В этих расчетах обычно принимается допущение о постоянстве некоторой э.д.с. генератора, определяемой в зависимости от его типа и типа регулятора возбуждения [22]. Нагрузки замещаются постоянными сопротивлениями, так как такое представление нагрузок в данном случае идет в запас. Определение предела передаваемой мощности требуется, в частности, для выбора противоаварийной автоматики, обеспечивающей динамическую устойчивость и статическую устойчивость послеаварийного режима. Часто не требуется знать значение запаса статической устойчивости, а достаточно того, что его значение больше нормативного. В этом случае оценку значения запаса можно производить по величине угла между э.д.с. генератора и эквивалентной э.д.с. приемной системы (этот угол должен быть не более 50°). В тех случаях, когда запас устойчивости оказывается близким к нормативному значению, может возникнуть необходимость более точного определения пределов устойчивости. При проектировании это достигается обычно за счет более детального учета характеристик нагрузки и регулирования возбуждения, а в эксплуатации — составлением результатов расчета с экспериментальными данными.

6. Выбор расчетных аварий. В основном за расчетные аварии принимаются нормативные расчетные аварии [130], но в ряде случаев (особенно при эксплуатации) возникают дополнительные соображения, определяемые местными условиями. Этот вопрос рассмотрен в главе 1, поэтому здесь укажем лишь некоторые особенности энергосистем I типа. При тяжелом, и особенно при затянувшемся коротком замыкании вблизи передающего конца электропередачи следует считаться с отключением значительной части местной нагрузки, что существенно утяжеляет послеаварийный режим. Синхронную динамическую устойчивость электропередачи высшего напряжения следует, как правило, обеспечивать также при трехфазном коротком замыкании на шинах подстанции более низкого напряжения, питающей нагрузку. В тех случаях, когда по условию слива воды на ГЭС (или другим причинам) электропередача должна работать с минимальным запасом статической устойчивости (до 5—10%) [130], обеспечить синхронную динамическую устойчивость даже при однофазном коротком замыкании (в том числе и с помощью автоматики) можно не всегда, однако к этому следует стремиться. Целесообразно также стремиться обеспечить синхронную динамическую устойчивость при работе УРОВ.

7. Предварительный выбор средств автоматики. Если для всех расчетных схем и режимов обеспечиваются нормативные запасы устойчивости, то не требуется мероприятий для повышения статической устойчивости. В противном случае целесообразно для повышения устойчивости предаварийных режимов рассмотреть сильное регулирование возбуждения генератора или сильное регулирование возбуждения компенсаторов в промежуточных точках электропередачи. В будущем к этим средствам, по-видимому, можно будет добавить и автоматическое управление источниками реактивной мощности [30, 71]. В послеаварийном режиме статическая устойчивость может быть повышена за счет трехфазного АПВ, БАПВ, ОАПВ, разгрузки генераторов, кратковременного повышения их напряжения или напряжения местной нагрузки (например, электролизной или печной). После выбора средств повышения статической устойчивости вновь определяются ее запасы. Для повышения синхронной динамической устойчивости наиболее эффективны ОАПВ и БАПВ, воздействие на возбуждение генераторов, аварийная разгрузка турбоагрегатов и отключение гидроагрегатов. В будущем к этим средствам видимо можно будет добавить электрическое торможение (в том числе и путем повышения напряжения на нагрузке). Для восстановления синхронизма целесообразно рассматривать НАПВ, АПВС, АПВУС и автоматическую ресинхронизацию. Автоматика прекращения асинхронного хода устанавливается практически всегда, даже в тех случаях, когда вероятность нарушения синхронизма невелика

7 лекция. Принципы, структура и средства управления режимами энергосистем для обеспечения устойчивости

Содержание лекции: структура управления режимами энергосистем, противоаврийное управление для обеспечения устойчивости, принципы выбора противоаварийной автоматики уставки противоаварийной автоматики.

Цель лекции: ознакомить с задачами управления режимами энергосистем, со структурой и принципами противоаварийной автоматики для обеспечения устойчивости.

Требования к управлению режимами для обеспечения заданного уровня устойчивости.

Управление режимами энергосистем для обеспечения их устойчивости состоит из ручного управления, автоматического регулирования и действия противоаварийной автоматики. В [3,10] изложены требования к устойчивости энергосистем.

Обеспечение устойчивости параллельной работы энергосистем является одной из наиболее важных задач, входящих в более общую задачу обеспечения живучести энергообъединений. Понятие живучести в энергетике появилось сравнительно недавно. Под термином «живучесть» понимают способность автоматически управляемой энергосистемы противостоять цепочечному развитию аварийных событий, т.е. развитию системной аварии большого масштаба. Такие аварии сопровождаются отключением значительной части потребителей и электростанций, разделением энергосистемы на несинхронно работающие отдельные районы с полным погашением части этих районов. Поскольку системные аварии наносят большой ущерб народному хозяйству, обеспечение живучести энергосистем является важной задачей проектирования и эксплуатации энергосистем. Помимо устойчивости параллельной работы для обеспечения живучести необходимы рациональное размещение резервов, надежная работа теплосилового оборудования электростанций в аварийных условиях и т.п.

Рассмотрим различные степени распространения нарушений и роль противоаварийной автоматики в обеспечении устойчивости параллельной работы энергосистем.

Повреждение одного или нескольких элементов и локализация поврежденного участка основными устройствами релейной защиты и автоматики без отключения существенной части потребителей и деления энергосистемы. Таких событий происходит более 100 000 ежегодно.

Отказ релейной защиты или выключателя и локализация аварии резервной защитой, автоматикой и устройством резервирования отказов выключателей (примерно 0,5% всех повреждений).

Нарушение синхронизма по одному сечению с ресинхронизацией или делением без существенного отключения нагрузки (несколько сотен ежегодно).

Каскадное нарушение синхронизма, которое ликвидируется устройствами делительной автоматики и не сопровождается существенным отключением нагрузки (несколько событий в год).

Отключение части нагрузки автоматикой при понижении частоты или напряжения (несколько десятков событий в год).

Дополнительная потеря значительной мощности тепловых электростанций (несколько событий ежегодно).

Длительный асинхронный ход вследствие того, что не произошла ресинхронизация и отказала делительная автоматика или выключатель (единичные события).

Длительное понижение (лавина) напряжения в основной сети вследствие того, что не отключилось к.з., нарушилась устойчивость части нагрузки и т.п. (единичные события).

Разделение энергосистемы или энергообъединения на отдельные части с погашением ряда электростанций и отключением значительной части (более 10%) потребителей (редкие события).

Разделение Единой энергетической системы (ЕЭС) на отдельные части с отключением более 10% потребителей (такие случаи не имели места).

Из приведенных данных видно, что, несмотря на очень большую эффективность существующей противоаварийной автоматики, ежегодно достаточно часто наблюдаются случаи, когда аварийные события охватывают значительную часть энергообъединений.

Возникновение подобных явлений, как показывает проведенный анализ значительного числа аварийных событий, обусловлено в основном следующими причинами:

- в условиях эксплуатации возникает такое сочетание схем, режимов и возмущений, на которое не рассчитана существующая противоаварийная автоматика;

- при вводе новых объектов ввод противоаварийной автоматики значительно отстает от ввода основного оборудования;

- при изменении схем и режимов энергосистемы персонал не выполняет необходимых изменений в противоаварийной автоматике, выполняет их неправильно или допускает существование таких режимов, при которых автоматика заведомо не может обеспечить живучесть энергосистемы.

Этот анализ показывает, что если ориентироваться лишь на локальные устройства противоаварийной автоматики, то при дальнейшем развитии энергосистем можно ожидать существенного понижения их живучести, так как увеличение протяженности и много связности энергосистем значительно понижает адаптивность локальных устройств и повышает вероятность ошибки персонала при операциях с автоматикой: при большом количестве устройств противоаварийной автоматики действия отдельных ее устройств могут быть противоречивыми; быстрый рост энергосистем вызывает необходимость постоянного перепроектирования, демонтажа старых и монтажа новых устройств с естественным отставанием возможностей автоматики от потребителей энергообъединений. Таким образом, ориентация лишь на локальные устройства автоматики может привести к тому, что энергообъединения в аварийных условиях могут стать неуправляемыми и их живучесть не будет обеспечена.

Наилучшим вариантом при решении задачи управления энергосистемами было бы определение оптимального уровня устойчивости по условиям минимизации расчетных затрат (на повышение устойчивости и покрытие ущербов от ее нарушения). Однако для такого решения в настоящее время нет достаточных данных ни по вероятностным характеристикам повреждаемости оборудования, ни по ущербам. Поэтому излагаемые ниже требования основаны лишь на инженерной оценке анализа опыта эксплуатации.

В энергосистемах простой структуры управление режимами должно, в основном, обеспечивать:

- статическую устойчивость в нормальных схемах и режимах, в том числе, если это требуется по условиям передачи мощности в систему, до возможности работы с минимальным запасом устойчивости 5—10%;

- статическую устойчивость в послеаварийных условиях для нормальных и ремонтных схем и режимов работы;

- синхронную динамическую устойчивость при двухфазных и более тяжелых видах к.з., отключаемых основными защитами, при отказе основных защит или работе УРОВ при однофазных к.з.;

- результирующую устойчивость при тяжелых видах к.з., отключаемых резервными защитами или УРОВ (а в случае единственной линии при любых к.з.), если по условиям работы потребителей ресинхронизация выгоднее, чем быстрое деление;

- деление энергосистем, если ресинхронизация невыгодна или не произошла в течение заданного времени;

- уровень частоты в избыточном районе не выше, чем это допустимо для турбоагрегатов;

- восстановление частоты в дефицитном районе до уровня, позволяющего произвести ресинхронизацию или синхронизацию;

- автоматическую синхронизацию после действия делительной автоматики (или деления по другим причинам);

- уровень напряжения в избыточном районе не выше, чем это допустимо для оборудования;

- восстановление уровня напряжения в дефицитной части системы до минимально допустимого по условиям работы потребителей;

- быстрый ввод резервной активной и реактивной мощности;

- подключение к системе отключенных потребителей, если это допустимо по условиям работы системы.

В энергосистемах сложной структуры в дополнение к перечисленным требованиям возникает ряд новых требований, обусловленных необходимостью локализации аварий. Для этого следует обеспечивать:

- разгрузку электропередач, работающих с небольшим запасом устойчивости, при различных возмущениях в соседних частях системы, не слишком сильно влияющих на данную, если, однако, эти возмущения могут вызвать нарушение устойчивости данной электропередачи; глубокую разгрузку электропередач при возмущениях в соседних частях систем, вызывающих значительный наброс мощности на данную электропередачу;

- деление энергосистемы в отдельных точках (чаще всего на электростанциях, работающих на два направления) при приближении к пределу статической устойчивости по одной из электропередач;

- деление электростанций, работающих на два направления, при тяжелых видах возмущений для сохранения синхронной динамической устойчивости обеих или хотя бы одной электропередачи;

- разгрузку отдельных электропередач для предотвращения нарушения их устойчивости при кратковременном асинхронном ходе и ресинхронизации соседних электропередач;

- деление энергосистем на части после возникновения асинхронного хода в одной из частей для предотвращения возникновения новых нарушений устойчивости между синхронно работающими электростанциями.

Помимо этих основных требований возникают иногда и дополнительные, например обеспечение разгрузки отдельных линий электропередач при их недопустимой перегрузке по нагреву и т.п.

В энергосистемах РК все время происходит рост нагрузки (в среднем около 3—5% в год) и в связи с этим вводятся дополнительные генерирующие мощности, строятся новые электростанции, линии и подстанции. При этом электрическими сетями охватывается все большая территория и энергосистемы объединяются на параллельную работу. Этот процесс происходит при увеличении уровня напряжения и единичной мощности генераторов и трансформаторов. В то же время сети низшего напряжения, которые были ранее системообразующими, становятся в основном распределительными.

В условиях эксплуатации всегда какое-либо оборудование основной схемы находится в ремонте (генераторы, линии, трансформаторы, выключатели и т.п.). При этом изменяются и области устойчивых режимов и условия работы автоматики. Однако к этим изменениям схемы автоматика должна быть приспособлена, и здесь допустимо лишь (и то чем меньше, тем лучше) изменение ее функций с помощью накладок.

Изменения режима работы энергосистемы происходят чаще, чем изменения ее основной схемы. Значительные изменения режима, связанные с вводом новых мощностей, происходят редко и обычно требуют пересмотра областей устойчивости и установки новых устройств автоматики или реконструкции уже имеющихся. Сезонные изменения режима также обычно требуют такого пересмотра областей устойчивости и состава автоматики, а суточные изменения режима учитываются при определении областей устойчивости, и автоматика должна быть к ним приспособлена.

В условиях эксплуатации каждой схеме соответствует достаточно широкая область возможных режимов, причем во всех этих режимах автоматика должна быть эффективна. Хотя количество возможных режимов в данной схеме бесконечно, для выбора автоматики и определения ее уставок всегда могут быть найдены несколько граничных режимов, что позволяет решить задачу синтеза автоматики.

При проектировании энергосистем определение областей устойчивости, выбор автоматики и определение ее уставок осложняются тем, что нагрузки, схема системы и ее режимы еще только проектируются. Действительные схемы, режимы и нагрузки к моменту реализации этих проектов в силу целого ряда факторов, как правило, не соответствуют проектным проработкам. Вследствие этого при проектировании обязательно следует закладывать «избыточную» автоматику, т.е. такую автоматику, вероятность действий которой очень мала. Это положение обусловлено тем, что отсутствие какого-либо одного устройства автоматики может нанести ущерб несоизмеримо больший, чем затраты на установку устройств автоматики, которые могут оказаться излишними в эксплуатации. Как уже указывалось, результаты анализа аварий в энергосистемах показывают, что противоаварийная автоматика могла бы предотвратить, или локализовать по нескольку таких аварий в год, т.е. насыщенность энергосистем противоаварийной автоматикой еще недостаточна.

Большое количество аварий также вызвано тем, что области устойчивости, определенные для заданных систем и режимов работы энергосистем, не охватывают всех возможных в эксплуатации ситуаций. Для уменьшения числа таких аварий необходимо выполнять определение областей устойчивости более оперативно, чем это делается в настоящее время. Следует отметить, что оперативное определение областей устойчивости дает также значительный экономический эффект, ибо ограничения по устойчивости для каждой конкретной ситуации могут быть меньшими, чем общие ограничения для набора ситуаций, поскольку в последнем случае принимается наиболее жесткое из ограничений.

Принципы выбора противоаварийной автоматики, определения ее уставок и области устойчивых режимов.

Выбор противоаварийной автоматики в энергосистемах, определение ее уставок и областей устойчивых режимов является инженерной задачей, решение которой можно рекомендовать производить в следующей последовательности:

- определяются нормальная схема системы и длительность ее существования, наиболее вероятные (планируемые) режимы и режимы, соответствующие максимальному отклонению от наиболее вероятных (как правило, режимы с максимальными перетоками мощности). Определяются основные ремонтные схемы, соответствующие им режимы и их длительность;

- изучается опыт эксплуатации энергосистемы в части режимов ее работы, имевших место аварий и работы релейной защиты и автоматики. Определяются характерные особенности нового этапа развития энергосистемы, для которого требуется разработать автоматику и определить область устойчивых режимов, по сравнению с предшествующим этапом;

-по данным предыдущих пунктов определяются типовая структура данной энергосистемы, требования к ее устойчивости (расчетные возмущения, запасы устойчивости и т.п. в соответствии с [130] и опытом эксплуатации) и намечаются варианты выполнения противоаварийной автоматики;

- составляются эквивалентные схемы замещения, принимаются исходные допущения, намечается программа выполнения расчетов электромеханических переходных процессов, и выбираются расчетные средства;

- формулируются инженерные критерии оптимальности автоматики для данной энергосистемы;

- проводятся натурные испытания в энергосистеме (на существующем этапе ее развития), позволяющие выявить характерные особенности энергосистемы и ее элементов, существенно (влияющие на устойчивость, определить эквивалентные параметры частей системы и пределы устойчивости для отдельных режимов, и по возможности проверить эффективность намеченной автоматики;

- выполняется первая серия расчетов для условий испытаний. Результаты этих расчетов сопоставляются с данными испытаний и на основании этого сопоставления уточняются эквивалентная схема, ее параметры и исходные допущения;

- выполняется вторая серия расчетов, которая позволяет выбрать наиболее эффективную автоматику, ее уставки и определить границы областей устойчивых режимов в заданных нормальных и ремонтных схемах;

- после окончания проектных, монтажных и наладочных работ по первичному оборудованию и автоматике вновь выполняются натурные испытания, которые дают возможность убедиться в правильности выбора автоматики, ее эффективности и уточнить область устойчивых режимов и вставки автоматики.

Изложенные принципиальные положения основаны на сочетании изучения опыта эксплуатации, натурных экспериментов и расчетов. Общепризнанными средствами для выполнения расчетов (и модельных экспериментов) в настоящее время являются компьютерное моделирование работы энергосистем.

8 лекция. Управление мощностью генераторов для повышения синхронной динамической устойчивости

Содержание лекции: отключение генераторов в передающей части системы с целью сохранения устойчивости, разгрузка турбин, области устойчивости, дозировка управляющих воздействий.

Цель лекции: изучить методы расчета дозировки управления мощностью для сохранения статической и динамической устойчивости.

Нарушения синхронной динамической устойчивости происходят в энергосистемах относительно редко, что (как указывалось в главе 1) обусловлено малой вероятностью тяжелых к.з., оснащением энергосистем быстродействующими релейными защитами, современными АРВ и другой противоаварийной автоматикой.

1-электрическая мощность в предаварийном режиме; 2-то же при к.з.;

3-мощность турбин до отключения части агрегатов;

3^/-то же после отключения части агрегатов; 4- электрическая мощность в послеаварийном режиме без отключения части агрегатов; 4^/- то же после отключение части генераторов; S_АБВГ – площадка ускорения; S_БДЕЖ – площадка торможения; Δδ- приращение угла δ до момента отключения к.з. и части генераторов.

Рисунок 8.1 - Угловая характеристика электропередачи при к.з. с отключением одной из параллельных линий и отключением части генераторов передающей электростанции

Наибольшее распространение до настоящего времени получил способ обеспечения устойчивости энергосистем типовой структуры I путем отключения части генераторов передающей энергосистемы (см.рисунок 8.1). Этот способ наиболее часто применяется на гидростанциях, где отключение и последующее повторное включение генератора в сеть не представляет больших трудностей.. Отключение современных турбогенераторов для повышения устойчивости нежелательно по ряду причин и в первую очередь из-за долгого пуска блока после его отключения. Однако за неимением других средств отключение агрегатов на тепловых электростанциях дляповышения устойчивости применялось также весьма широко.

В последние годы серьезное внимание было уделено другому эффективному способу повышения синхронной динамической устойчивости энергосистем — аварийному управлению мощностью турбин тепловых электростанций. Этот способ позволяет не отключать агрегат от сети и тем самым существенно повышает надежность энергоснабжения по сравнению с отключением генераторов.

Поэтому, если не отключать агрегат от сети, то для его быстрого управления возникает необходимость в более быстродействующем электрическом входе в систему регулирования турбины — так называемом электрогидравлическом преобразователе (ЭГП). Через этот преобразователь электрического сигнала в гидравлический в систему регулирования турбины подается форсированный сигнал, обеспечивающий кратковременную глубокую разгрузку турбины для гашения избыточной кинетической энергии ротора с последующим набором нагрузки и, если в этом есть необходимость, ограничением мощности агрегата (см.рисунок 8.2).

Воздействие на регулирование первичного двигателя (турбины), как видно из рисунка 8.2, практически не изменяет площадки ускорения, но существенно расширяет возможную площадку торможения.

а — устойчивость обеспечивается;

б — нарушение устойчивости с положительным скольжением (недоторможение).

Рисунок 8.2 - Аварийное управление мощностью турбины при к.з

Рисунок 8.3 - Форма импульса приразомкнутом

программном управлении

Вместе с тем, этотспособ весьма чувствителен к параметрам управляющего импульса: при его малой величине не удается скомпенсировать площадку ускорения, что приводит к нарушению устойчивости в первом цикле качаний с положительным скольжением (ускорением), при избыточном импульсе может произойти резкое увеличение площадки торможения и выпадение из синхронизма во втором цикле с отрицательным скольжением (торможение). При незначительной местной нагрузке опасность переторможения отсутствует (см.рисунок 8.2).

Применяемые в настоящее время программы представляют собой сигнал специальной формы (см.рисунок 8.3), состоящий из прямоугольного импульса, обеспечивающего быстрое снижение мощности турбины, и остаточного сигнала, предотвращающего нарушение во втором или последующих циклах качаний из-за быстрого набора нагрузки турбиной.

На рисунке 8.5 приведена серия импульсных характеристик для турбин К-300-240 и К-200-130, выпускаемых ЛМЗ, а на рисунке 8.6 — осциллограммы опытов, выполненных при испытаниях на Конаковской ГРЭС в 1969 г. а—турбина К-200-130 ЛМЗ, результаты испытаний на агрегате Змиевской ГРЭС (Россия.)

Рисунок 8.5 - Импульсные характеристики турбины

М_Т — момент турбины; Р_эл — электрическая мощность; h₂, h_s h₆, h_цсд — ход клапанов 2, 5, 6 и цилиндра среднего давления; η — входной сигнал управления.

Рисунок 8.6 - Осциллограммы испытаний по определению импульсных характеристик турбин К-300-240 Конаковской ГРЭС

Рисунок 8.7 - Области устойчивости простой энергосистемы

(Р_т = 1,0; Р_нагр = 0,7; Р_пред=0_;5;τ_J=8 c; t_кз=0,2 с)

На рисунке 8.7 в качестве примера построены полученные на математической модели области синхронной динамической устойчивости простейшей энергосистемы типовой структуры I в координатах тяжесть аварии — интенсивность воздействия. Тяжесть аварии характеризуется сбросом мощности ΔP_гпри к.з. (t_кз =пост.), а интенсивность воздействия — длительностью прямоугольного импульса Т_и(максимальное значение импульса постоянно). Область ограничена двумя линиями, одна из которых (I) может быть названа границей недоторможения, за пределами которой происходит нарушение устойчивости с положительным скольжением (ускорение), а вторая (II) —границей переторможения, за пределами которой происходит нарушение устойчивости с отрицательным скольжением (торможение).

Конфигурация диаграммы (см.рисунок 8.7) зависит от исходного перетока мощности по электропередаче, от параметров энергосистемы, а также от параметров турбины. Кроме того, величина и длительность аварийного воздействия, обеспечивающего устойчивость энергосистемы, зависят от числа и нагрузки агрегатов и тяжести аварийной ситуации. Таким образом, даже для энергосистем простейшей структуры возникает необходимость в автоматической дозировке управляющего воздействия (АДВ), т.е. в определении значения снижения мощности турбины, а также числа регулируемых агрегатов и долевого их участия в зависимости от целого ряда параметров.

На рисунке 8.8 в качестве примера показана характерная кривая дозировки отключаемой мощности генераторов для определенной фиксированной схемы сети.

Р_0.г1—Р_{о. г4} — ступени суммарной мощности отключаемых генераторов;

I — расчетная характеристика; II — ступенчатая аппроксимация;

Р_с1—Р_с4 — уставки срабатывания устройства АДВ.

Рисунок 8.8 - Характеристика дозировки отключаемой мощности генератора в зависимости от передаваемой мощности

Содержание лекции: автоматическое регулирование возбуждения, электромашинные система возбуждения, АРВ сильного действия, форсировка системы с целью сохранения устойчивости, области устойчивости.

Цель лекции: изучить методы выбора закона регулирования АРВ для сохранения статической и динамической устойчивости.

Причинами нарушения статической устойчивости станции, передающей мощность в энергосистему, могут быть: снижение эквивалентной э.д.с. Е₁ передающей станции или напряжения U_с на приемном конце электропередачи, что приводит к уменьшению Р₁₂; увеличение мощности станции Р_Т сверх предела передаваемой мощности; увеличение суммарного реактивного сопротивления между станцией и энергосистемой; увеличение перетока по электропередаче сверх предела передаваемой мощности из-за отключения части местной нагрузки станции (т.е. снижения Р₁₁).

Основной широко используемый способ повышения статической устойчивости – автоматическое регулированияя возбуждения генераторов [2, 11].

Все системы возбуждения современных турбоагрегатов можно разделить на две группы: электромашинные системы возбуждения, постоянная времени которых составляет 0,3—0,5 с из-за наличия электромагнитной инерции возбудителя; системы возбуждения с управляемыми выпрямителями, постоянная времени которых составляет 0,04—0,05 с и не зависит от источника питания выпрямителя.

До последнего времени для возбуждения турбо- и гидрогенераторов в основном применялись возбудители постоянного тока, сочлененные непосредственно с валом основного генератора.

Для работающих турбоагрегатов 200—800 МВт и проектируемых агрегатов мощностью свыше 1000 МВт выполнение обычных электромашинных возбудителей, соединенных с валом генератора, из-за большой требуемой мощности возбудителя оказывается технически очень сложным. Для них создаются новые системы возбуждения в основном с применением ионных и полупроводниковых управляемых выпрямителей.

С электромашинными системами возбуждения, как правило, используются АРВ пропорционального типа, которые регулируют возбуждение по отклонению одного-двух параметров. С системами возбуждения с управляемыми выпрямителями применяются АРВ сильного действия, которые производят регулирование, как по отклонению режимных параметров, так и по их производным.

С точки зрения обеспечения устойчивости (как статической, так и динамической) энергосистем целесообразно сопоставить различные системы возбуждения крупных турбогенераторов и АРВ по их быстродействию, кратности форсировки, повышению пределов устойчивости, демпфированию колебаний в переходных процессах. С этих позиций любую систему возбуждения и АРВ можно охарактеризовать постоянной времени возбудителя τ_е, постоянной времени регулятора т_р, кратностью потолочного возбуждения k_e, скоростью нарастания возбуждения υ_e, законом регулирования и коэффициентами усиления АРВ. В ГОСТ на синхронные машины по системам возбуждения и АРВ регламентированы только две величины k_e и υ_e:

Наименование и мощность генератора	k_e, ед. ном.возб.	v_е, ед.возб/с
Турбогенераторы, Гидрогенераторы	2	2
Р<50 МВт	1,8	2
Р*>50 МВт	—	—

К электромашинным системам возбуждения с АРВ пропорционального типа относятся высокочастотная система возбуждения, электромашинная с возбудителем постоянного тока с компаундированием, корректором и релейной форсировкой, электромашинная с редукторным приводом, бесщеточная. В АРВ, работающих с этими системами возбуждения, обычно применяется регулирование по отклонению напряжения ΔU при наличии компаундирования по ΔI. Практически при расчетах синхронной динамической устойчивости (§ 2-2) можно учитывать только регулирование по ΔU, а для электромашинной системы с компаундированием, корректором и релейной форсировкой — только действие релейной форсировки, поскольку постоянная времени корректора примерно равна τ_корр≈2 с и его действие не оказывает влияние на первые периоды переходного процесса, а компаундирование очень незначительно увеличивает нарастание возбуждения только в процессе к.з.

Электромашинная система возбуждения с компаундированием, корректором и релейной форсировкой для турбогенераторов мощностью до 150 МВт приведена на рисунке 9.1.

ТГ — турбогенератор; i_yк—ток компаундирования; i_кор — ток корректоранапряжению; РФ-релейнаяфорсировка; R_р-постоянно включенноеактивное сопротивление; АГП — автомат гашения поля; ВПТ — возбудитель постоянного тока;

ШР — шунтовой реостат; ОВ – обмотка возбуждения основного генератора; ОВВ — обмотка возбуждения возбудителя.

Рисунок 9.1 - Принципиальная схема электромашинной системы возбуждения с компаундированием, корректором и релейной форсировкой

В обмотку возбуждения возбудителя, являющегося машиной постоянного тока, подается ток компаундирования, пропорциональный току статора основного генератора. Регулирование напряжения осуществляется с помощью корректора напряжения с τ_кор≈2 с, kΔU= 20 ед.возб./ед.напр. С целью стабилизации системы возбуждения и АРВ применена гибкая обратная связь по напряжению возбудителя.

В высокочастотной системе возбуждения (см.рисунок 9.1) выпрямление переменного тока осуществляется неуправляемыми кремниевыми выпрямителями. В качестве возбудителя ВГТ используется индукторный генератор 500 Гц, имеющий три обмотки: одну, включенную последовательно с обмоткой возбуждения генератора и две независимые.

а – принципиальная схема высокочастотной системы возбуждения;

б – нагрузочная характеристика возбудителя; в – изменение напряжения возбуждения в переходном режиме; г — изменение э.д.с. Е'_q в переходном режиме; ТГ — турбогенератор; БОФ — блок ограничения форсировки; АРВ— автоматический регулятор возбуждения;

УБФ — устройство бесконтактной форсировки; ОВ₁ — обмотка независимого возбуждения, питающаяся от УБФ; ОВ₂— обмотка независимого возбуждения, питающаяся от АРБ; СО — последовательная обмотка возбудителя; ВГТ—высокочастотный возбудитель; БЧП — высокочастотный подвозбудитель; ОБ — обмотка возбуждения основного турбогенератора; В₁, В₂ — выпрямители.

Рисунок 9.2 - Высокочастотная система возбуждения

10 лекция. Нормативные документы по эксплуатации противоаварийной автоматики

Содержание лекции: оперативно-диспетчерское управление в энергосистемах,термины и опрделения, схемы, режимы, области устойчивости, расчетные возмущения,противоаварийная автоматика, управляющие воздействия, дозировка управляющих воздействий.

Цель лекции: ознакомить с нормативными документами по эксплуатации противоаварийной автоматики.

Общие положения.

Настоящий документ «Общие положения по системе противоаварийной автоматики энергообъединения ЕЭС/ОЭС» (далее – Положения) устанавливает общие принципы построения, эксплуатации и развития системы противоаварийной автоматики энергообъединения ЕЭС/ОЭС.

Положения определяют технические требования к устройствам ПА и системе сбора и передачи информации, необходимой для функционирования ПА.

Положения устанавливают Регламенты взаимодействия организаций, осуществляющих оперативно-диспетчерское управление в энергосистемах стран СНГи Балтии по построению, эксплуатации и развитию системы ПА энергообъединения ЕЭС/ОЭС.

Положения рассматриваются и, при необходимости, корректируются Комиссией по оперативно-технологической координации совместной работы энергосистем стран СНГ и Балтии (КОТК), функционирующей в рамках Электроэнергетического Совета СНГ.

Порядок ввода в действие Положений устанавливается Электроэнергетическим Советом СНГ по представлению КОТК.

Положения предназначены для организаций, осуществляющих оперативно-диспетчерское управление в энергосистемах странСНГ и Балтии, проектных, научно-исследовательских и других организаций стран СНГ и Балтии, осуществляющих исследование, разработку и проектирование систем и устройств противоаварийной автоматики электроэнергетических систем.

Участие субъектов параллельной работы в организации разработки и эксплуатации системы ПА энергообъединения ЕЭС/ОЭС определяется взаимосогласованными договорами и данными Положениями.

Основные термины, определения и сокращения.

Энергообъединение ЕЭС/ОЭС (inter connected power system) – объединение энергосистем стран СНГ и Балтии, работающих параллельно.

Субъекты параллельной работы (subject so parallel operation) – энергосистемы стран СНГ и Балтии, работающие параллельно в энергообъединении ЕЭС/ОЭС на основании межгосударственных договоров и соглашений.

Противоаварийная автоматика (Emergency control) – автоматические устройства, предназначенные для ограничения развития и ликвидации аварийных режимов в энергосистеме.

Противоаварийная автоматика энергообъединения ЕЭС/ОЭС - комплекс ПА межсистемного назначения, входящий в состав ПА субъектов параллельной работы и обеспечивающий необходимый уровень живучести и согласованные субъектами параллельной работы величины максимально допустимых перетоков по межсистемным связям.

Автоматическое противоаварийное управление (Emergency control) – управление режимом энергосистемы посредством специальных автоматических устройств, цель которого заключается в предотвращении развития нарушений нормального режима, сопровождающихся высокой скоростью изменения его параметров, при которой неэффективны системы автоматического и оперативного управления нормальными режимами.

Автоматическая частотная разгрузка энергосистем (Under frequency load shedding) – вид противоаварийной автоматики предотвращения снижения частоты с воздействиями на отключение заранее сформированных групп энергопринимающих установок потребителей электроэнергии от питающей электрической сети при понижении частоты в энергосистеме в целях недопущения развития частотной аварии и восстановления частоты в энергосистеме до допустимого уровня.

Автоматика ограничения снижения напряжения (Automatic under voltage protection) – комплекс устройств ПА, обеспечивающий отключение заранее сформированных групп потребителей электроэнергии, отключение шунтирующих реакторов, управление РПН трансформаторов, УПК, БСК при аварийном снижении напряжения в энергосистеме или её части в целях предотвращения лавины напряжения, перегрузки и отключения генерирующего оборудования электростанций и питающих линий электропередачи, распространения аварии на смежные энергосистемы.

Автоматическое отключение генератора/Отключение генератора (Generator automatic is connection) – вид управляющих воздействий ПА на отключение генератора (или нескольких генераторов) от электрической сети в результате действия автоматических устройств в целях:

- обеспечения устойчивости;

- ликвидации перегрузки оборудования энергосистемы и ввода режима в допустимую область;

- ограничения повышения частоты.

Автоматическое отключение нагрузки. Отключение нагрузки (Load automatic is connection) – вид управляющих воздействий ПА, на отключение заранее сформированных групп энергопринимающих установок потребителей от питающей электрической сети в результате действия автоматики в целях:

- сохранения устойчивости параллельной работы энергосистемы или отдельных ее частей;

- предотвращения возникновения лавины напряжения;

- ликвидации перегрузки оборудования энергосистемы и ввода режима в допустимую область;

- предотвращения аварийного снижения частоты;

- восстановления частоты после ее аварийного снижения.

Автоматическое разделение энергосистемы/Деление энергосистемы (Automatic sub-division of power system) – вид управляющих воздействий ПА на разделение энергосистемы на части в результате действия автоматических устройств в целях:

- предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы электростанций и энергосистем в послеаварийном режиме;

- предотвращения нарушения динамической устойчивости параллельной работы электростанций,

- предотвращения и ликвидации асинхронного режима; предотвращения потери собственных нужд и останова генераторов электростанций при аварийном снижении частоты и/или напряжения в энергосистеме.

Автоматика предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ) энергосистемы (района управления)(Automatic so instability prevention in power system) – энергосистемы (района управления) – автоматика, предназначенная для предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы электростанций, энергосистем, устойчивости узлов двигательной нагрузки при аварийных возмущениях (АВ) и обеспечения в послеаварийных режимах нормативного запаса статической устойчивости, осуществляющая контроль режима района управления, фиксацию АВ, выбор и реализацию необходимых управляющих воздействий.

Аварийное − внезапное изменение режима энергосистемы в результате короткого замыкания, непредвиденного отключения ЛЭП или силового оборудования ПС и электростанций из-за к.з., повреждения, ошибочных действий защиты, автоматики или персонала.

Нормативное/расчетное – возмущение из перечня нормативных возмущений, учитываемое при проектировании и настройке ПА.

Дозировка управляющих воздействий – процесс решения в устройстве АДВ задачи определения УВ для каждого пускового органа ПА или рассчитанная интенсивность управляющих воздействий.

Длительная разгрузка/ограничение мощности турбины (ДРТ или ОМ) − продолжительное (на время послеаварийного режима) уменьшение мощности турбины за счет прикрытия:

- регулирующих клапанов и соответствующего уменьшения пар производительности котла, осуществляемого через ЭГП и (или) МУТ паровой турбины с соответствующим воздействием на системы регулирования котлов;

- направляющих аппаратов гидравлических турбин, осуществляемого через ГРАМ электростанции или МИЧО гидротурбин.

Кратковременная (импульсная) разгрузка паровой турбины (ИРТ)(Short-time (pulsed) turbine off-loading) − быстрое (за доли секунды) уменьшение мощности турбины за счет прикрытия регулирующих клапанов на период до нескольких секунд, осуществляемое путем подачи управляющего импульса на ЭГП.

Комплекс противоаварийной автоматики (Complex of emergency automation) – совокупность устройств противоаварийной автоматики, объединенных функциональной целостностью или районом управления.

Межсистемная (межгосударственная) линия электропередачи – линия электропередачи, непосредственно соединяющая электростанции или подстанции энергосистем, находящихся в различных государствах.

Межсистемная (межгосударственная) связь – совокупность межсистемных и примыкающих к ним линий электропередачи, совместно определяющих допустимые обмены мощностью между субъектами параллельной работы. Переток по межсистемной связи – межсистемный переток.

Модель режима (энергосистемы) для противоаварийного управления – математическое описание энергосистемы, используемое для анализа устойчивости, выбора вида и определения дозировки управляющих воздействий.

Наброс мощности на связь в электрической сети (Load rise) – быстрое (за секунды) увеличение передаваемой по связи электрической мощности, происходящее вследствие отключения какого-либо элемента электрической системы (генератора, линии, трансформатора).

Допустимый наброс мощности на связь (связи) – максимальная величина (величины) наброса мощности на связь (связи) по условиям обеспечения по ней (по ним) допустимой величины перетока в вынужденном режиме.

Настройка устройства противоаварийной автоматики – процесс приведения параметров устройства ПА в соответствие с заданием (параметрирование микропроцессорного устройства ПА).

Небаланс мощности при разделении ЭС – небаланс мощности, возникающий в частях энергосистемы после ее деления действием противоаварийной автоматики. Положительный небаланс мощности (избыток мощности) характеризуется превышением генерируемой мощности надпотребляемой; отрицательный небаланс (дефицит мощности) – недостатком генерируемой мощности.

Содержание лекции: оценка состояния, система мониторинга переходных режимов, измерение комплексных электрических величин (PMU), современные технологии управления на основе системы WAMS (Wide – Area Measurement Systems), декомпозиция и методы решения задачи оценивания.

Цель лекции: ознакомить с методами управления режимами на основе измерения параметров режима в реальном времени, изучить методы идентификации и оценки состояния системы.

Оценивание состояния (ОС) – важнейшая процедура, обеспечивающая управление электроэнергетической системой (ЭЭС) надежной и качественной информацией [10]. Результатом ОС является расчет установившегося режима (текущего состояния) ЭЭС на основе измерений параметров режима и данных о состоянии топологии схемы. При ОС до недавнего времени в качестве измерений использовались в основном телеизмерения (ТИ) и телесигналы (ТС), получаемые от системы SCADА. Процедура ОС включает в себя решение следующих основных задач[11]:

- формирование текущей расчетной схемы поданным ТС;

- анализ наблюдаемости;

- выявление грубых ошибок в ТИ или обнаружение плохих данных (ОПД);

- фильтрация случайных погрешностей ТИ, т.е. получение их оценок;

- дорасчет неизмеренных параметров режима.

Основные проблемы, возникающие при ОС, связаны с недостаточным объемом и низким качеством информации, поступающей от системы SCADA. Кроме того, из-за последовательного сканирования измерений в SCADA - системах невозможна абсолютная синхронизация данных. Это приводит к ошибкам при формировании расчетной схемы, появлению ненаблюдаемых районов, критических измерений и критических групп [2], в которых невозможно обнаружить плохие данные, и, как следствие, к искажению результатов ОС и низкой точности получаемых оценок.

Уровень наблюдаемости и управляемости в ЭЭС существенно повышается внедрением технологии WAMS (Wide - Area, Measurement Systems). Ее создание стало возможно с появлением системы GPS (Global Positioning System) в 80-х годах прошлого века.

Основным измерительным оборудованием систем WAMS, позволяющим контролировать состояние ЭЭС синхронно с высокой точностью, являются приборы для измерения комплексных электрических величин – PMU (Phasor Measurements Units)[15].

С 2005 г. В России создается Система мониторинга переходных режимов (СМПР) (российский аналог WAMS), основное измерительное оборудование – регистраторы комплексных электрических величин (SMART-WAMS.

Развитие методов ОС на основе интеграции данных SCADA и PMU, использование измерений PMU при декомпозиции задачи ОС привело к необходимости разработки методов расстановки PMU при решении задачи ОСЭЭС.

Для реализации методов расстановки PMU разработаны алгоритмы на основе эвристических методов.

Развитие методов ОС на основе интеграции данных SCADA и PMU.

Система WAMS (в России – СМПР) представляет собой комплекс устройств PMU, распределенных по объектам энергосистемы (подстанции, крупные узлы) и связанных Internet – каналами передачи данных с пунктами сбора информации – Phasor Data Concentrator (PDC) (уровень «СО-РДУ» или «СО-ОДУ»), - в свою очередь, передающих ее в центр управления данными («СО-ЦДУ»). Самым важным из приложений WAMS – платформы является мониторинг ЭЭС, открывающий новые возможности управления ЭЭС, в частности в тех областях, которые функционируют под разными SCADA/EMS- системами внутри взаимодействующих ЭЭС.

С помощью SMART-WAMS (российский аналог PMU) производится точная синхронная регистрация фаз и амплитуд токов и напряжений в ЭЭС с периодом 20 мс, присвоение каждому измерению метки времени с дискретность 1 мс. В таблице представлено сравнение точностей измерений, получаемых от PMU разных производителей.

Приведенные показатели подтверждают, что точность измерений отечественных регистраторов практически не уступает точности зарубежных аналогов. Это позволяет надеяться, что с развитием производства отечественных PMU решение задачи ОС перейдет на новый качественный уровень.

Были проанализированы существующие в настоящее время подходы к решению задачи ОС с использованием PMU-измерений. Представляется очень привлекательной идея ОС на основе данных, полученных только от PMU [14].

Это становится возможным, если количество PMU достаточно для обеспечения наблюдаемости. Как показывают исследования, нет необходимости устанавливать PMU во всех узлах схемы, достаточно установить их примерно в 1/3 узлов. Вектор измерений выглядит следующим образом:

, (11.4)

где: I_ij– модуль тока в ветви, смежной узлу i;

_ij – угол между током в этой ветви и напряжением.

В этом случае часть компонент вектора состояния оказывается измеренной, а оставшиеся компоненты можно вычислить через измеренные токи.

Задача получения оценок вектора состояния становится линейной и решается за одну итерацию. Помимо простоты вычислений, достоинством такого подхода является повышение точности оценок за счет существенного улучшения точности измерений от PMU по сравнению с обычными ТИ. Кроме того, использование при ОС только данных от PMU не требует дополнительной синхронизации данных PMU и SCADА.

Очевидным недостатком при этом является заметное удорожание систем сбора данных, использующих достаточно новое и пока еще дорогое оборудование, а также проблемы, возникающие с управлением большими объемами.

Таблица 11.1-Точности измерений устройств PMU

Измеряемая величина	SMART-WAMS (Россия)	BEN6000 (Бельгия)	SEL421 (США)	RES521 (Швеция)	Arbiter (США)
U,kB	±(0,3–0,5)%	±0,1%	±0,1%	±0,1%	±0,02%
Фазовый угол δ	±0,1°	±0,1°	±0,2°	±0,1°	±0,3°
I_ij,А	±(0,3–0,5)%	±0,2%	±0,2%	±0,1%	±0,03%
Угол ϕ_ijмежду I_ij и U_i	±0,1°	±0,1°	±0,2°	±0,1°	±0,1°
Частота, Гц	±0,001	±0,002	±0,01	±0,002	±0,005
Погрешность t_CИHX от GPS	20мкс	50мкс	5мкс	5мкс	1мкс

Максимальный эффект от применения PMU при ОЦЭЭС может быть достигнут при совместном использовании данных от PMU и традиционных ТИ системы SCADA. При этом возможны различные способы использования данных, полученных от PMU [14],:

1) непосредственное использование в качестве измерений модулей и фаз напряжений в узлах установки PMU и комплексов токов по отходящим ветвям;

2) использование модулей и фаз напряжений в узлах установки PMU, а так же вычисленных по измерениям комплексов токов псевдоизмерений δ и в смежных узлах, так называемые «расчетные» PMU.

3) в виде псевдоизмерений перетоков мощностей, вычисленных на основе векторных измерений из выражений:

. (11.5)

Измерения PMU имеют высокую точность, но при сбоях в приеме/передаче возможны ошибки в измерениях фаз напряжений δ, связанные со сдвигом синусоиды напряжения относительно синусоиды 50 Гц (точки отсчета). При этом угол сдвига фазы между током и напряжением ϕ_ij не искажается, следовательно, по сравнению с δ такие измерения можно считать более надежными. Поэтому, если измерения δ достоверны, то в задаче ОС можно применять прямые и «расчетные» PMU-измерения, если нет, то используются ПИ перетоков (способ 3), так как в уравнения для их расчета (4),(5) не входит измерение фазы δ, и, если в нем присутствует грубая ошибка, она не повлияет назначение ПИ.

Были выполнены расчеты точности ПИ, полученных по (10.4), (10.5), в зависимости от точности измерений PMU различных производителей. Эти расчеты показали, что точность у ПИ, полученных по измерениям PMU, значительно выше, чему ТИ, полученных от SCADA.

Расстановка PMU при решении задачи ОС.

Расстановка PMU на схеме ЭЭС –это комбинаторная задача по размещению К датчиков на N узлах схемы. Результат определяется критериями расстановки, в качестве которых были использованы ключевые факторы, влияющие на качество решения задачи ОС и быстродействие используемых алгоритмов [8]:

1) обеспечение наблюдаемости расчетной схемы;

2) идентификация всех плохих данных;

3) безытерационное решение координационной задачи при декомпозиции задачи оценивания состояния;

4) точность получаемого решения. Расстановка PMU, оптимальная с точки зрения предложенных критериев, была выполнена с учетом имеющихся SCADA-измерений.

Для обеспечения идентификации и всех плохих данных необходимо, чтобы среди измерений не было критических измерений и критических групп, которые появляются при низкой избыточности измерений. Грубые ошибки в критических измерениях и критических группах не могут быть обнаружены обычным и методами анализа плохих данных и приводят к искажению расчетного режима, следовательно, надежные системы сбора данных недолжны содержать критических измерений и критических групп. Поэтому первым из предложенных стал критерий обеспечения наблюдаемости.

Накопители электрической энергии являются важнейшим элементом будущих ААС. Накопители энергии выполняют ряд функций: выравнивание графиков нагрузки в сети (накопление электрической энергии в периоды наличия избыточной (дешевой) энергии и выдачу в сеть в периоды дефицита); обеспечение в сочетании с устройствами FACTS повышения пределов устойчивости; обеспечение бесперебойного питания особо важных объектов, собственных нужд электростанций и подстанций; демпфирование колебаний мощности; стабилизацию работы малоинерционных децентрализованных источников электрической энергии.

Накопители энергии делятся на электростатические и электромеханические.

К электростатическим накопителям энергии относятся:

- аккумуляторные батареи большой энергоемкости (АББЭ);

- накопители энергии на основе молекулярных конденсаторов;

- накопители энергии на основе низкотемпературных (охлаждение жидким гелием) сверхпроводников.

Все типы электростатических накопителей связываются с сетью через устройства силовой электроники – преобразователи тока или напряжения.

В настоящее время рядом зарубежных фирм начат выпуск и осуществляется довольно масштабное практическое применение АББЭ. Молекулярные накопители проходят стадию создания и испытания, опытных образцов. Сверхпроводниковый индуктивный накопитель энергии (СПИНЭ) – это одно из применений сверхпроводимости. Практическое применение в настоящее время нашли передвижные СПИНЭ сравнительно небольшой энергоемкости (до 106 Дж). Широкое применение СПИНЭ возможно после разработки и создания СПИНЭ на базе высокотемпературных сверхпроводников. Ожидаемое время их практического применения 2015 – 2020 гг.

К электромашинным накопителям энергии относятся два вида комплексов:

- синхронные машины с преобразователями частоты в первичной цепи маховиками на валу;

- асинхронизированные машины с маховиками на валу.

В настоящее время нет практических ограничений по созданию агрегатов первого типа мощности до 300…400 МВт и второго типа мощности 80…1600 МВт. Первый тип агрегатов имеет больший диапазон изменения скорости и большую способность использования кинетической энергии вращающихся машин, второй тип способен работать в диапазоне регулирования частоты вращения 50 % от синхронной, имеет меньшую мощность преобразовательного устройства, чем в первом случае, обладает меньшей стоимостью и может быть выполнен на большую мощность. В России был разработан эскизный проект маховикового накопителя на основе асинхронизированной машины вертикального исполнения мощностью 200 МВт.

Асинхронизированные турбогенераторы предназначены для работы в режимах не только выдачи, но и глубокого потребления реактивной мощности.

Классический АС-турбогенератор имеет на роторе, в отличие от синхронного, две одинаковые обмотки возбуждения, расположенные под углом 90 эл.град. относительно друг друга. Однако опыт создания АС-турбогенераторов различной мощности показал, что по ряду причин, прежде всего конструктивного характера, не всегда удается создать такую классическую структуру. Преимущественно это касается невозможности размещения ортогональных обмоток возбуждения на роторе без некоторого увеличения типовых габаритных размеров турбогенератора (прежде всего диаметра ротора и внешнего диаметра сердечника статора). При этом габариты могут быть ограничены требованиями обеспечения взаимозаменяемости статора АС-турбогенератора и его синхронного аналога либо необходимостью его установки на тот же фундамент, что и заменяемый им синхронный турбогенератор. Предельные диаметры роторов, как известно, также ограничены допустимыми окружными скоростями, что затрудняет создание классических АС-турбогенераторов больших мощностей (например, 800 МВт и более).

Испытания и опыт эксплуатации АС-турбогенераторов позволили подтвердить основные отличительные свойства таких генераторов, обусловливающие целесообразность их применения:

- обеспечение высокого уровня статической устойчивости во всем допустимом по условиям нагрева генератора диапазоне рабочих режимов, включая режимы глубокого потребления РМ;

- повышенное быстродействие регулирования напряжения (РМ);

- обеспечение равновысоких пределов динамической устойчивости в режимах выдачи и глубокого потребления РМ;

- поддержание высокого качества вырабатываемой электроэнергии при возмущениях в энергосистеме и в энергоблоке;

- возможность неограниченно длительных асинхронных режимов без возбуждения при обеспечении близкой к номинальной нагрузки и высокого качества электроэнергии;

- высокий уровень живучести при частичных отказах в системе возбуждения и при полной потере возбуждения (не требуется система резервного возбуждения);

- повышенный коэффициент готовности;

- повышенная ремонтопригодность системы возбуждения;

- облегченное техническое обслуживание систем возбуждения и управления;

- улучшение условий работы оперативного персонала электростанции.

Еще одним способом управления потокораспределением мощности является использование высоковольтной передачи постоянного тока (HVDC) (High – Voltage Direct-Current Transmission – HVDC). В HVDC устройствах происходит преобразование переменного тока в постоянный, передача его по линии постоянного тока и обратное преобразование в переменный ток.

Существует три типа HVDC вставок (вставок постоянного тока):

- однополярная (однополюсная) вставка (monopolarlink) (см.рисунок 12.1);

- двухполярная (двухполюсная) вставка (bipolarlink) (см.рисунок 12.2);

- униполярная вставка (homopolarlink) (см.рисунок12.3).

Рисунок12.1– Однополярная HVDC вставка

Рисунок 12.2 – Двухполярная HVDC вставка

Рисунок 12.3 – Униполярная HVDC вставка

Рисунок 12.4 – Токи и напряжения трехфазного двухполупериодного мостового преобразователя

Основными элементами HVDC являются преобразователи, осуществляющие AC/DC преобразование и обеспечивающие управление потокораспределением мощности. Основным элементом преобразователя является трехфазная двухполупериодная мостовая схема, приведенная на рисунке 12.4.

Передача мощности по ВЛ на большие расстояния. При большой протяженности линии передачи (как правило км) экономия на капитальных вложениях и потерях в DC линиях может скомпенсировать инвестиционные затраты на два преобразователя, что делает использование HVDC более привлекательным.

13 лекция.Интеллектуальные электрические сети

Содержание лекции: интеллектуальные и гибкие системы электропередачи переменного тока (FACTS). Системный эффект от применения устройств FACTS для электроэнергетической системы.

Цель лекции: ознакомить с современными технологиями повышения устойчивости и устройствами продольного и поперечного регулирования реактивной мощности.

Проблема недостаточной пропускной способности традиционно решается путём строительства дополнительных электрических сетей и применения более высоких классов напряжения, что требует больших капитальных затрат.

Для решения описанных проблем в мировой практике на протяжении длительного времени разрабатывается концепция так называемых "интеллектуальных электрических сетей" /(перевод с англ. –SmartGrids) [14].

Термин - управляемые (гибкие) системы электропередачи переменного тока – Flexible Alternative Current Transmission System (FACTS) введен в обращение Институтом электроэнергетики EPRI (США).

Технологии управляемых систем электропередачи переменного тока – (FACTS) являются одной из наиболее перспективных электросетевых технологий, суть, которой состоит в том, что электрическая сеть из пассивного устройства транспорта электроэнергии превращается в устройство, активно участвующее в управлении режимами работы электрических сетей.

Благодаря этому удается «в темпе процесса» управлять значением пропускной способности линии электропередачи, перераспределять между параллельными линиями электропередачи потоки активной мощности, оптимизируя их в установившихся режимах и перенаправлять их по сохранившимся после аварий линиям электропередачи, не опасаясь нарушения устойчивости, тем самым обеспечивая повышение надежности электроснабжения потребителей.

К устройствам FACTS первого поколения (FACTS -1) относят устройства, обеспечивающие регулирование напряжения (реактивной мощности) и обеспечивающие требуемую степень компенсации реактивной мощности в электрических сетях (статический компенсатор реактивной мощности (СТК), реактор с тиристорным управлением, стационарный последовательный конденсатор с тиристорным управлением, фазосдвигающий трансформатор и др.).

К новейшим FACTS второго поколения (FACTS-2) относят устройства, обеспечивающие регулирование режимных параметров на базе полностью управляемых приборов силовой электроники (IGBT транзисторы, IGCT - тиристоры и др.). FACTS-2 обладают новым качеством регулирования - векторным, когда регулируется не только величина, но и фаза вектора напряжения электрической сети (синхронный статический компенсатор (СТАТКОМ), синхронный статический продольный компенсаторреактивной мощности на базе преобразователя напряжения (ССПК), объединённый регулятор потоков мощности (ОРПМ), ВПТН,ФПУ, а синхронизированный синхронный компенсатор, в том числе с маховиком (АСК).

Виды устройств FACTS.

Все устройства FACTS делятся на статические и электромашинные системы.

1) К статическим относятся:

- управляемые шунтирующие реакторы (УШР), реализованные по принципу магнитного усилителя (УШРП) или трансформаторного типа (УШРТ или реактор-трансформатор) с тиристорным управлением;

- реакторы, коммутируемые вакуумными выключателями (ВРГ);

- статические тиристорные компенсаторы реактивной мощности (СТК), состоящие из одной или нескольких тиристорно-реакторной групп и набора фильто- компенсирующих цепей;

- синхронные статические компенсаторы реактивной мощности типа СТАТКОМ на базе преобразователя напряжения с параллельным подключением к сети;

- синхронные статические продольные компенсаторы реактивной мощности на базе преобразователя напряжения (ССПК);

- объединенный регулятор перетока мощности на основе преобразователей напряжения параллельного и последовательного включения, объединённых по цепям постоянного тока (ОРПМ);

- управляемые тиристорами устройства продольной емкостной компенсации (УУПК);

- управляемые фазоповоротные устройства (ФПУ) на базе фазосдвигающих трансформаторов с тиристорным управлением или РПН;

- вставки постоянного тока на базе преобразователей напряжения (ВПТН);

- токоограничивающие устройства на основе технологии FACTS (для ограничения токов короткого замыкания).

Факторы технико-экономического эффекта применения устройств FACTS в электроэнергетических системах:

1) Повышение пропускной способности линий электропередач.

2) Повышение статической и динамической устойчивости ЭЭС.

3) Повышение качества электроэнергии.

4) Нормализация параметров режимов работы ЭЭС.

Экономический эффект от применения устройств FACTS носит системный характер и проявляется одновременно как у потребителя электроэнергии, так и в энергосистеме: на электростанциях и в электросетевом хозяйстве.

14 лекция. Современные средства активно-адаптивной сети и аппаратуры релейной защиты и автоматики

Содержание лекции: основные элементы активно-адаптивной сети. Интеллектуальные электрические сети, принципы работы СТК, статком, накопители электроэнергии для электроэнергетической системы. Асинхронизированные турбогенераторы.

Цель лекции: ознакомить с современными устройствами ре гулирования реактивной мощности.

Анализ основных элементов активно-адаптивной сети.

Элементы ААС являются определяющими в реализации технологии ААС на практике. Элементы ААС можно условно разделить на следующие группы:

Устройства регулирования (компенсации) реактивной мощности и напряжения, подключаемые к сетям параллельно, – поперечные компенсаторы.

1) Устройства регулирования параметров сети (сопротивление сети), подключаемые в сети последовательно, – продольные компенсаторы.

2) Устройства, сочетающие функции первых двух групп, – устройства продольно-поперечного включения или комбинированные компенсаторы.

3) Устройства ограничения токов КЗ.

4) Накопители электрической энергии.

5) Преобразователи рода тока.

Технология использования ААС открывает новые возможности по управлению мощностью и повышению пропускной способности как существующих, так и новых или усовершенствованных линий передач. Это обусловлено возможностями регуляторов гибких линий по управлению взаимосвязанными параметрами, влияющими на работу систем – последовательное и параллельное сопротивления, токи, напряжения, углы сдвига фаз.

Принцип действия и устройство статических поперечных компенсаторов.

Поперечная компенсация используется для увеличения пропускной способности и управления напряжением линий передачи.

К статическим синхронным компенсаторам относятся статические компенсаторы реактивной мощности (SVC) и статические синхронные компенсаторы (STATCOM).

Статический компенсатор реактивной мощности (СКРМ, Static Var Compensator – SVC): параллельно включенный статический генератор или поглотитель реактивной мощности, предназначенный для управления определенными параметрами энергосистемы (как правило, напряжением на шине) посредством изменения значений емкостного или индуктивного тока на его выходе.

SVC является обобщающим термином для таких устройств, как:

- TCR (Thyristor-Controlled Reactor – реактор с тиристорным управлением);

- TSR (Thyristor-Switched Reactor – реактор с тиристорным переключением);

- TSC (Thyristor-Switched Capacitor – конденсатор с тиристорным управлением).

Размещение шунтирующего элемента в средней точке линии позволяет регулировать напряжение в этой точке, обеспечивая его равенство с напряжениями на концах линий, что в свою очередь приводит к повышению уровня передаваемой мощности.

Подключение поперечного компенсатора к концу линии параллельно нагрузке позволяет регулировать напряжение на этом конце с целью предотвращения нестабильности напряжения, вызванной колебаниями нагрузки или отключениями линий.

С помощью поперечной компенсации можно повысить пределы динамической устойчивости и улучшить демпфирование колебаний мощности путем управления потокораспределением мощности во время или после действия динамических возмущений.

Реактор с тиристорным управлением (TCR): параллельно включенная индуктивность с тиристорным управлением, эффективное реактивное сопротивление которой плавно изменяется с помощью управления частичной проводимостью тиристорного вентиля. Простейший однофазный TCR показан на рисунке 14.1. При амплитуда максимальна, а при – равна нулю, и во время этого полупериода ток не протекает. Подобный эффект может быть достигнут непосредственным изменением значения индуктивности.

Рисунок 14.1 – Реактор с тиристорным управлением

Реактор с тиристорным переключением (TSR) состоит из тех же элементов, но используется только при фиксированных значениях углов 90° и 180°, т.е. обеспечивает либо полную проводимость, либо ее отсутствие. Реактивный ток пропорционален прилагаемому напряжению. С помощью нескольких TSR можно обеспечить ступенчатое управление реактивной проводимостью. TSR: параллельно включенная индуктивность с тиристорным управлением, эффективное реактивное сопротивление которой изменяется ступенчато с помощью полного открытия или полного закрытия тиристорного вентиля. Максимальное значение передаваемой мощности может быть увеличено в два раза путем включения TSR или TCR в среднюю точку линии и обеспечения равенства напряжений на ее концах, как показано на рисунке 14.2.

Рисунок 14.2 – Линия с SVC в средней точке

Передаваемая мощность равна

(14.1)

Так как передаваемая мощность без SVC равна , то максимальная передаваемая мощность увеличивается в два раза.

Из рисунка 14.1 можно увидеть, что управление по углу регулирования обуславливает несинусоидальную форму тока в реакторе. Таким образом, в дополнение к желаемому току основной гармоники (fundamental current) появляются также гармонические составляющие. При совпадении полупериодов положительных и отрицательных значений тока формируются только нечетные гармоники с амплитудами

, (14.2)

где

В трехфазных системах, как правило, используется соединение трех однофазных реакторов с тиристорным управлением по схеме треугольника. В симметричном режиме гармонические токи порядков, кратных трем (3-го, 9-го, 15-го и т.д.), циркулируют в пределах TCR и не уходят в систему. Амплитуды остальных гармоник, генерируемых реакторами, могут быть уменьшены различными методами.

Один из методов основан на использовании параллельно включенных TCR, значения коэффициентов каждого из которых в - раз меньше требуемого общего значения. Управление реакторами происходит последовательно, т.е. управление с задержкой происходит только на одном из реакторов, в то время как остальные работают в режиме либо полного открытия, либо полного закрытия в зависимости от требуемого общего значения реактивной мощности. Таким образом, происходит уменьшение амплитуды каждой гармоники в зависимости от максимального значения тока основной гармоники.

Дальнейшее уменьшение гармоник возможно за счет использования соединения по схеме треугольник трех или более TCR с подходящими сдвигами фаз напряжений. На практике используются 18 или более импульсные схемы, являющиеся более дорогими и сложными.

Если гармоники, генерируемые TCR, не могут быть сокращены за счет применения рассмотренных схем в достаточной степени, используются фильтры подавления гармоник. Как правило, такими фильтрами являются LC и LCR цепи, включенные параллельно с TCR и настроенные на подавление доминантных гармоник.

Содержание лекции: основные элементы активно-адаптивные сети Интеллектуальные электрические сети, принципы работы СТК, статком, Накопители электроэнергии для электроэнергетической системы. Асинхронизированные турбогенераторы.

Цель лекции: ознакомить с современными устройствами регулирования реактивной мощности.

Конденсатор с тиристорным переключением (TSC): параллельно включенный конденсатор, эффективное реактивное сопротивление которого изменяется ступенчато с помощью полного открытия или полного закрытия тиристорного вентиля.

Схема однофазного TSC приведена на рисунке 15.1. Цепь TSC отключается при нулевом значении тока. В этот момент времени заряд конденсатора достигает своего максимального значения, которое в идеальном случае остается неизменным, а напряжение на закрытом тиристоре изменяется синфазно прилагаемому АС напряжению.

Рисунок 15.1 – Конденсатор с тиристорным переключением

Однако, как правило, вследствие постепенного разряда конденсатора при закрытии тиристора напряжение на его зажимах не остается постоянным. В целях минимизации динамических возмущений при подключении TSC необходимо осуществлять повторное его включение в момент равенства АС напряжения и напряжения на конденсаторе, т.е. когда напряжение на тиристоре равно нулю. Однако и в этом случае остаются переходные процессы, вызванные ненулевым значением в момент включения, которые при отсутствии реактора приведут к возникновению мгновенного тока в конденсаторе (). Взаимовлияние между конденсатором и токо - (и ) ограничивающим реактором вызывает колебания тока и напряжения.

Из этих рассуждений следует, что метод управления углом регулирования не применим к конденсаторам. Переключение конденсаторов необходимо осуществлять в конкретный момент времени каждого периода при выполнении условий, обеспечивающих минимальные переходные процессы. Поэтому схема TSC способна обеспечивать только ступенчатое изменение реактивного тока (максимальное или нулевое значение). Таким образом, TSC может рассматриваться как единичная емкостная проводимость, которая либо подключена к системе, либо полностью отключена. Ток конденсатора изменяется в зависимости от прикладываемого напряжения. Для формирования более плавного изменения тока можно использовать несколько параллельно включенных TSC.

Статический синхронный компенсатор (ССК, Static Synchronous Compensator – STATCOM), работающий в режиме поперечного SVC, значения емкостного или индуктивного тока, на выходе которого могут изменяться с помощью независимого системного АС напряжения.

STATCOM является управляемым источником реактивной мощности. Он обеспечивает поддержание заданного значения напряжения посредством поглощения или возвращения реактивной мощности в точке включения без использования внешних реакторов или конденсаторных батарей большой мощности. На рисунке 15.2 приведена стандартная схема преобразователя напряжения.

Рисунок 15.2 – Статический синхронный компенсатор

DC напряжение от конденсатора подается на преобразователь, на выходе которого формируются управляемые трехфазные напряжения с системной частотой. Управление перетоком реактивной мощности между преобразователем и АС системой осуществляется путем изменения амплитуды выходного напряжения . При превышении значения выходного напряжения системного формируется опережающий ток, т.е. STATCOM работает в емкостном режиме, и происходит генерация реактивной мощности. При уменьшении значения выходного напряжения ниже системного, формируется запаздывающий ток, и STATCOM работает в индуктивном режиме. В этом случае происходит поглощение реактивной мощности. При равенстве напряжений перетока мощности не происходит.

На практике в преобразователе происходят потери энергии. За счет внутренних потерь в преобразователе DC конденсатор расходует накапливаемую энергию. При отставании на малый угол выходных напряжений преобразователя от системных, происходит поглощение небольшого количества активной мощности из АС системы для компенсации внутренних потерь в преобразователе.

Для управления перетоком реактивной мощности путем увеличения или уменьшения напряжения на конденсаторе можно также использовать механизм регулировки угла запаздывания фаз. Вместо конденсатора может быть использован накопитель DC энергии. В этом случае с помощью преобразователя можно управлять перетоком как реактивной, так и активной мощности, что может быть использовано для эффективного демпфирования колебаний мощности, поддержания максимального значения требуемой мощности, а также обеспечения надежности передачи при критических нагрузках.

Вывод формулы для передаваемой активной мощности достаточно сложен. Используя переменные, определенные на рисунке 15.3 и законы Кирхгоффа, могут быть записаны следующие уравнения:

, (15.1)

. (15.2)

Приравнивая правые части (15.1) и (15.2), получим формулу для тока :

. (15.3)

a) б)

Рисунок 15.3 – Двухмашинная система с STATCOM

Напряжение определяется в виде:

, (15.4)

где – напряжение на зажимах STATCOM при его отключении, т.е. при . Сдвиг на 90 ° относительно может быть использован для выражения в виде:

. (15.5)

Выражение (15.4) может быть переписано следующим образом

. (15.6)

Применяя закон синусов к диаграмме, показанной на рисунке 15,б, получим следующие два уравнения:

; (15.7)

, (15.8)

откуда вытекает формула для:

. (15.9)

Выражение для передаваемой активной мощности соответствует выражению

. (15.10)

Для исключения применим закон косинусов:

. (15.11)

Зависимость передаваемой мощности от транспортного угла показана на рисунке 15.4.

Рисунок 15.4 – Зависимость передаваемой мощности STATCOM от транспортного угла

Электромашинным аналогом STATCOM является асинхронизированный компенсатор (АСК). АСК содержит на роторе две обмотки и специальную (векторную) систему регулирования возбуждения. АСК можно также отнести к базовым устройствам электромашинных элементов FACTS. АСК обеспечивает возможность регулирования реактивной мощности в пределах ± 100 %. Обладает способностью регулирования не только величины, но и фазы вектора напряжения. Обладает высокой перегрузочной способностью (двух-трехкратная перегрузка в течение 300 сек.). Возможна работа с переменной частотой вращения и маховиком с целью улучшения динамических свойств системы.

Список литературы

1. Автоматизированные системы управления в энергетике. Под ред. В.А. Веникова.- М.: Наука, 1981.

2. АСУ и оптимизация режимов энергосистем. Д.А. Арзамасцев, П.И. Барталомей, A.M. Холян.- М.: Высшая школа, 1983. О построении алгоритмов ПА в энергосистемах при использовании ЭВМ в контуре управления. Ст. науч. трудов ВНИИЭ. Устойчивость энергосистем и противоаварийное управление ими. В.А.Веников, В.А. Строев, А.П. Унгер, А.А. Окин, М.Г. Портной. - М.: «Энергоиздат», 1987.

3. Окин А.А. Определение управляющих воздействий противоаварийной автоматики для повышения устойчивости энергосистем. Автореф. дисс. На соискание уч. ст. к.т.н. - М.: ВНИИЭ, 1978.

4. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем. В.А. Веников, В.Г. Журавлев.- М.: Энергоатомиздат, 1990.

5. Оперативно-производственная информация в энергетике. Под ред. Семенова.- М.: «Энергия», 1987.

6. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей ВУЗов. Под ред. В.М. Блока. - М.: «Высшая школа», 1990.

7. Система ВТИ для регулирования мощности турбогенераторов в аварийных режимах. Доклад ВТИ на II ВНТС по устойчивости и
надежности энергосистем СССР. Б.П. Мурганов, И.З. Черномзив. - М., 1969.

8. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. Н.Ш. Шапиро, С.С. Рокотяна. - М.: Энергоатомиздат,1985.

9. Управление мощными энергообъединениями. Под ред. С.А.Совалова. - М.: «Энергоиздат», 1984.

10. Модели оптимизации развития энергосистем. Д.А. Арзамасцев, А.В. Липес, А.Л. Мызин. - М.: «Высшая школа», 1987.

11. Кочкин В.И. Управляемые статические устройства компенсации реактивной мощности для линии электропередач // Электричество. 2000 г. №9.

12. Рыжов Ю.П., Мотибирджанди А.А. Возложение ограничения при использовании управляемой продольной компенсации в линиях электропередачи 220-500 кВ // Вестник МЭИ, 2004 г. №5.

13. Casazza J.A., Lekang D.J. New FACTS Technology: Its Potential impact on Transmission System Utilization // EPRI Conference on Flexible AC Transmission System, Cincinnati, OH, November 1990.

14. Zhang XP, Rehtanz, Palb. Flexible AC Transmission Systems: Modeling and Control, Springler, 2006.

Сводный план 2012г., поз 268

Кармель КамиловичТохтибакиев
СРЕДСТВА И СПОСОБЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ
Конспект лекций
для магистрантов научно-педагогического направления
специальности 6М071800– Электроэнергетика

Редактор Н.М. Голева
Специалист по стандартизации Н.К. Молдабекова

Подписано в печать «___»______2013г.
Формат 60х84 1/16
Тираж 20 экз
Бумага типографская
Объем 4,75 уч.-изд.л
Заказ __. Цена 2375 тенге

Копировально-множительное бюро
некоммерческого акционерного общества
«Алматинский университет энергетики и связи»
050013, Алматы, Байтурсынова, 126