Совершенствование методов и технических средств предотвращения и ликвидации аварийных режимов в энергосистеме

• Автор: Наровлянский, Владимир Григорьевич
• Шифр специальности: 05.14.02
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 2005
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 319 с. : ил.

ВВЕДЕНИЕ .

ГЛАВА 1. МЕТОДЫ И СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ АСИНХРОННОГО

РЕЖИМА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

1.1 Основные положения.

1.2 Моделирование и эквивалентирование энергосистемы.

1.3 Базовая модель асинхронного режима энергосистемы.

1.4 Автоматика ликвидации асинхронного режима

1.4.1 Требования к устройствам АЛАР

1.4.2 Требования к размещению и настройке АЛАР.

1.5 Косвенные признаки асинхронного режима и устройства на их основе.

1.5.1 Общие положения

1.5.2 Релейные устройства типа ЭПО.
1.6 Прямые признаки асинхронного режима и устройства на их основе
1.6.1 Общие положения
1.6.2 Электронное устройство САПАХ.
1.6.3 Микропроцессорное устройство АЛАРМ
1.6.4 Микропроцессорное устройство АЛАРЦ
1.7 Сводная таблица технологических алгоритмов АЛАР.
1.8 Новые технические средства предотвращения и ликвидации асинхронного режима
1.8.1 Сверхпроводниковые индуктивные накопители
1.8.2 Коммутационные устройства со сверхпроводниковыми элементами.
1.9 Выводы.
ГЛАВА 2. ЭКВИВАЛЕНТИРОВАНИЕ И ИДЕНТИФИКАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
2.1 Эквивалентирование энергосистемы для анализа асинхронного режима. .
2.2 Задача идентификации эквивалента энергосистемы
2.3 Исходная информация, доступная локальным устройствам
противоавари йной автоматики
2.4 Оценка достижимой точности определения параметров эквивалентной схемы энергосистемы.
2.4.1 Погрешность величины вектора.
2.4.2 Погрешность определения эквивалентного сопротивления.
2.4.3 Погрешность определения эквивалентной ЭДС
2.5 Выводы.
ГЛАВА 3. ИДЕНТИФИКАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ЭКВИВАЛЕНТНОЙ СХЕМЫ ПО ТРАЕКТОРИЯМ ВЕКТОРОВ НАБЛЮДАЕМЫХ ВЕЛИЧИН
3.1 Эквивалентная схема генераторшины бесконечной мощности.
3.1.1 Определение угла ЭДС
3.1.2 Идентификация параметров
3.2 Двухмашинная эквивалентная схема.
3.2.1 Вектор мощности в узле эквивалентной схемы
3.2.2 Определение характеристик траектории вектора мощности.
3.2.3 Идентификация параметров
3.2.4 Расчет эквивалента для схемы электропередачи с узлом отбора
мощности
3.3 Результаты расчета на математической модели.
3.3.1 Идентификация параметров эквивалента генератор шины.
3.3.2 Идентификация параметров двухмашинного эквивалента
3.4 Выводы.
ГЛАВА 4. ИДЕНТИФИКАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ЭКВИВАЛЕНТНОЙ СХЕМЫ ПО УРАВНЕНИЯМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЦЕПИ.
4.1 Использование дифференциальных соотношений
4.1.1 Метод расчта.
4.1.2 Результаты исследований метода на математической модели.
4.2 Использование комплексносопряженных уравнений.
4.2.1 Метод расчта.
4.2.2 Результаты исследования метода на математической модели.
4.2.3 Результаты применения метода к расчету аварии в энергосистеме.
4.3 Повышение точности и скорости определения параметров эквивалентной схемы асинхронного режима энергосистемы
4.4 Выводы.
ГЛАВА 5. КОНТРОЛЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ЦЕНТРА КАЧАНИЙ
5.1 Распределение напряжения в неоднородной линии электропередачи.
5.2 Способ выявления наличия ЭЦК на контролируемом участке энергосистемы
5.3 Выводы
ГЛАВА 6. РАЗРАБОТКА И ПРОМЫШЛЕННОЕ ВНЕДРЕНИЕ УСТРОЙСТВА АЛАРМ ДЛЯ ВЫЯВЛЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА
6.1 Принцип работы устройства.
6.2 Методика выбора уставок устройства
6.2.1 Выбор уставок без учта эквивалентов примыкающих энергосистем
6.2.2 Выбор уставок по табличным зависимостям угла между напряжением
на концах контролируемой линии
6.2.3 Выбор уставок по эквивалентной схеме контролируемого участка
6.3 Селективный режим работы устройства
6.4 Учт изменения схемы и режима работы энергосистемы.
6.5 Частные случаи использования устройства
6.6 Модификация и дополнительные блоки технологического алгоритма
6.6.1 Модификация алгоритма.
6.6.2 Ограничение диапазона задания уставок углов.
6.6.3 Дополнительный блок контроля изменения эквивалентного угла
6.6.4 Дополнительный блок контроля по признаку качания тока.
6.7 Пример работы устройства ЛЛАРМ для реальной аварии в энергосистеме 0 кВ
6.8 Выводы.
ГЛАВА 7. РАЗРАБОТКА ТОКООГРАНИЧИВАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРНОГО УСТРОЙСТВА С КОММУТАЦИЕЙ МАГНИТНОГО ПОТОКА ДЛЯ УПРАВЛЕНИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМОЙ В АВАРИЙНЫХ РЕЖИМАХ.
7.1 Управление магнитным потоком с использованием сверхпроводниковых экранов.
7.2 Принцип работы токоограничивающего устройства.
7.3 Динамические характеристики устройства
7.4 Применение устройства в составе автоматики противоаварийного управления
7.5 Выводы
ГЛАВА 8. РАЗРАБОТКА И ОСОБЕННОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СВЕРХПРОВОДНИКОВЫХ ИНДУКТИВНЫХ НАКОПИТЕЛЕЙ ДЛЯ ПРОТИВОАВАРИЙНОГО УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМОЙ
8.1 Энергетические характеристики накопителей.
8.1.1 Энергообмен с энергосистемой при постоянной мощности.
8.1.2 Энергообмен с энергосистемой при линейном изменении мощности
8.2 Использование сверхпроводниковых накопителей для повышения устойчивости электроэнергетических систем.
8.2.1 Расчтная схема энергосистемы
8.2.2 Повышение статической устойчивости энергосистемы.
8.2.3 Повышение динамической устойчивости энергосистемы
8.3 Выводы
I ЗАКЛЮЧЕНИЕ.
ЛИТЕРАТУРА


При рассмотрении процесса на большом интервале необходимо учитывать действие регуляторов скорости, изменяющих мощности турбин. Р С учетом сказанного уравнение движения 1. Т1Т РТРтпб
с
к
В случае нерегулируемой машины ЭДС генератора Ег принимается равной , пропорциональной току возбуждения, а сопротивление Хг равным индуктивному сопротивлению машины по продольной оси X. На самом деле имеющиеся регуляторы возбуждения в нормальных режимах поддерживают напряжение на шинах генератора или на шинах высшего напряжения станция с точностью, определяемой коэффициентом усиления АРВ по отклонению напряжения. Для АРВ пропорционального действия, регулирующего по отклонению, режимных параметров, считается допустимым произ
водить анализ, устойчивости, исходя из постоянства переходной ЭДС за пе
реходной реактивностью X. Для АРВ сильного действия, где дополнительно используются стабилизирующие сигналы по производным режимных параметров, можно принимать неизменным напряжение на шинах станции . Установившемуся режиму системы соответствует равенство нулю производных по времени от координат ,5, т. РтРэ0 0. Первое из этих условий означает, что мощность турбины уравновешивается электрической мощностью, а второе что генератор вращается с синхронной скоростью. С учетом 1. РтРтыпб 0. Из этого уравнения находится угол 5, соответствующий установившемуся режиму. Строгий метод анализа статической устойчивости состоит в рассмотрении свойств решения уравнения 1. Это же уравнение используется при исследовании процессов для малых отклонениях режима от установившегося. Дб у отклонение угла от установившегося значения 8у, Э коэффициент демпфирования. Общее решение 1. Для выполнения условия устойчивости необходимо и достаточно, чтобы действительные части корней были отрицательны. Рассмотрим теперь синхронную динамическую устойчивость системы, связанную с процессом больших колебаний угла ротора. В приближенном анализе синхронной динамической устойчивости генератор обычно замещают переходной ЭДС за переходной реактивностью. При рассмотрении небольших отрезков времени демпфирующая составляющая мощности не учитывается. Количественное исследование условий устойчивости для рассматриваемой системы можно провести с помощью критерия площадей. Другой метод оценки устойчивости при больших колебаниях системы основан на рассмотрении траекторий на фазовой плоскости. Метод граничных фазовых траекторий применим только в случаях неизменности параметров системы уравнений 1. Критерий площадей справедлив и при изменяемости указанных параметров если известен закон изменения, однако этот критерий может применяться только в пределах одного полуколебания угла, и расчет должен начинаться от значения угла, соответствующему нулевому скольжению. Уравнение 1. Однако можно в явном виде получить выражение для энергии системы. Поделив первое из уравнений 1. Е ТГуРт5 Ртсо. Е Ек Еп. Равенство 1. Для полноты картины полезно отметить, что при учете демпфирования положение равновесия сохраняется, однако уравнение уже не интегрируется в явном виде, и энергия системы не сохраняется, а рассеивается, кроме того, фазовый портрет системы деформируется все ограниченные траектории закручиваются в спирали см. Автоматика ликвидации асинхронного режима. Основной технической базой противоаварийной автоматики ПА на сегодня являются общепромышленная и специализированная аппаратура, имеющаяся в релейном, полупроводниковом и микропроцессорном исполнении . В последние десятилетия преимущественным для локальных устройств ПА является развитие микропроцессорной аппаратуры. Микропроцессорное исполнение локальных устройств ПА обеспечивает унификацию технических средств, полноценный контроль со стороны персонала за процессами, происходящими в ЭЭС, за состоянием устройств ПА и собственными действиями, позволяет организовать их взаимодействие между собой и с устройствами регистрации аварийных событий, с другими элементами АСУ ТП, обеспечить контроль со стороны вышестоящих уровней иерархии ПА и АСУ, и, наконец, реализовать новые более эффективные технологические алгоритмы предотвращения аварийных процессов в ЭЭС.