CC BY
20
УДК 261.311 https://doi.org/10.18503/2311-8318-2022-1(54)-46-53
Сенюк М.Д., Дмитриева A.A.
Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина, г. Екатеринбург
Апробация алгоритма анализа динамической устойчивости
и противоаварийного управления режимом синхронного генератора на многомашинной модели энергосистемы
Статья посвящена развитию и апробации на многомашинной модели тестовой энергосистемы IEEE39 адаптивного алгоритма синтеза закона противоаварийного управления с целью обеспечения динамической устойчивости. Разработанный алгоритм направлен на обеспечение динамической устойчивости отдельной электростанции. В рамках представленного исследования под синтезом закона противоаварийного управления понимается выбор минимального положения отсечного клапана паровой турбины на основе правила площадей в пространстве «Момент синхронного генератора - угол нагрузки» и синхронизированных векторных измерений. Адаптивность алгоритма обеспечивается за счёт использования минимального количества априорно заданных параметров элементов энергосистемы и синтеза закона противоаварийного управления в темпе протекания начальной фазы послеаварийного переходного процесса. В случае невозможности обеспечения динамической устойчивости производится отключение синхронного генератора от электрической сети. Для применения алгоритма в многомашинной энергосистеме была выполнена модификация полинома, аппроксимирующего угловую характеристику синхронного генератора послеаварийного режима, путём добавления синусоидального члена двойного угла нагрузи. Используемая тестовая модель IEEE39 включает в себя 39 узлов, 10 синхронных генераторов с автоматическими регуляторами возбуждения сильного действия, системными стабилизаторами, первичными приводами в виде одновальных паровых турбин и типовыми моделями импульсной разгрузки паровой турбины. В рамках тестирования были рассмотрены 20 различных аварийных процессов, включающих самоустраняющиеся короткие замыкания в различных узлах тестовой модели. Для численного моделирования была использована среда Matlab/Simulink с постоянной величиной шага численного дифференцирования, соответствующего частоте дискретизации первичных данных с частотой 30 кГц.
Ключевые слова: динамическая устойчивость, противоаварийное управление, импульсная разгрузка паровой турбины, синхронный генератор, синхронизированные векторные измерения.
Введение
Ключевыми задачами при эксплуатации электроэнергетических систем (ЭЭС) являются: обеспечение устойчивости параллельной работы синхронных генераторов (СГ), требуемых уровней напряжений в контролируемых узлах, токовых нагрузок элементов электрической сети, сохранность силового оборудования, экономичность электрических режимов. Все перечисленные задачи решаются в рамках оперативно-диспетчерского управления. Одна из особенностей ЭЭС связана с высокой скоростью протекания переходных процессов, что делает невозможным решение задачи противоаварийного управления без применения специально разработанной автоматики.
Противоаварийное управление с целью обеспечения статической (СУ) и динамической устойчивости (ДУ) находит широкое применение в ЭЭС с протяжёнными связями между источниками и приёмниками электроэнергии, наличием СГ большой единичной мощности, режимами работы при близких к предельным перетокам мощности по контролируемым сечениям [1]. Данными особенностями в большей степени обладают ЭЭС Российской Федерации, Китая, Соединённых Штатов Америки. В практике противоаварийного управления режимами Единой Энергетической Системы (ЕЭС) России принято разделение систем противоаварийной автоматики (ПА) на локальные, обеспечивающие устойчивость отдельной электростанции, крупного узла нагрузки или выбранного энергорайона, и централизованные, направленные на обеспечение устойчивости крупных энергообъединений
© Сенюк М.Д., Дмитриева A.A., 2022
[1]. Алгоритмы локальных ПА строятся чаще всего по способу «П-До», который подразумевает формирование таблицы управляющих воздействий (ТУВ) посредством выполнения серии расчётов установившихся и переходных электрических режимов для заранее подготовленной математической модели ЭЭС с учётом наиболее вероятных аварийных процессов.
Для построения централизованных систем ПА [2] применяется способ «1-До», который подразумевает расчёт ТУВ в циклическом режиме для актуального режима ЭЭС с учётом наиболее вероятных аварийных процессов. Способы построения систем ПА «1-До» и «II-До» нашли широкое применение в практике оперативно-диспетчерского управления режимами ЕЭС России.
Общеизвестными особенностями способов построения комплексов ПА «1-До» и «II-До» являются:
- выбор управляющих воздействий (УВ) выполняется только для заранее выбранных аварийных процессов, то есть устойчивость ЭЭС может не обеспечиваться при возникновении незапланированного возмущения или их каскадного наложения;
- выбор УВ основан на использовании математических моделей ЭЭС, параметры которых могут существенно отличаться от актуальных, что приводит к снижению точности противоаварийного управления режимами ЭЭС;
- использование способа «П-До» способствует увеличению вероятности реализации излишних УВ из-за учёта наихудших сценариев развития аварийных процессов.
Обозначенные особенности традиционных систем ПА преодолеваются за счёт резервирования и эшелонного способа построения систем противоаварийного управления.
Современный этап развития ЭЭС сопровождается изменениями состава генерирующего оборудования, характера протекания переходных процессов, принципов противоаварийного и режимного управления. Возникают новые особенности режимов ЭЭС, которые не были характерны для традиционных систем с генерацией преимущественно на углеродсодержащем топливе. В качестве направлений развития ЭЭС, оказывающих влияние на способы и условия работы систем ПА, выделяются:
- активное внедрение возобновляемых источников энергии (ВИЭ) [3], влияние которых на режим ЭЭС отражается в снижении суммарной инерции за счёт отсутствия вращающихся масс, увеличении нерегулярной составляющей перетоков активной мощности по элементам сети из-за стохастичного характера генерации мощности;
- развитие систем измерения параметров электрического режима (ПЭР) на базе устройств синхронизированных векторных измерений (СВИ) [4]. В результате становится возможным получение результатов оценки ПЭР с минимальной задержкой (для традиционных устройств СВИ (УСВИ) - раз в период промышленной частоты, для экспериментальных - раз в 510 мс), высокой точностью, а также открывается возможность построения систем ПА с контролем относительного угла между узлами ЭЭС;
- развитие методов цифровой обработки сигналов (ЦОС) совместно с использованием данных СВИ позволяет определять параметры математических моделей ЭЭС непосредственно по измерениям [5], что значительно увеличивает как адаптивность, так и точность противоаварийного управления;
- повышение производительности и быстродействия вычислительных систем, позволяющих производить анализ ДУ ЭЭС и выбор УВ с минимальными задержками.
Развитие УСВИ, методов ЦОС и вычислительной техники приводят к возможности преодоления недостатков существующих методов построения систем ПА за счёт разработки алгоритмов по способу «После». Данный способ позволяет организовать противоава-рийное управление с учётом актуального аварийного процесса при актуальных параметрах математических моделей ЭЭС.
Первые работы по разработке алгоритмов ПА по способу «После» появились в начале 2000-х годов. Основная часть предлагаемых алгоритмов была основана на применении энергетических критериев суммарной энергии ЭЭС и методов машинного обучения. Ограничивающими факторами для реализации предлагаемых алгоритмов являлись отсутствие распространения УСВИ и недостаточность производительности вычислительных комплексов.
Цель данной статьи заключается в комплексной апробации метода обеспечения ДУ СГ по способу «После» [6] на многомашинной математической модели 1ЕЕЕ39 [7].
Обзор литературы
Один из первых алгоритмов ПА по способу «После» был предложен Бельгийским исследователем М. Рауе11а [8]. Предлагаемый алгоритм основан на приме-
нении правила площадей в пространстве «Активная мощность СГ - угол нагрузки» с прогнозированием площадки торможения с помощью синусоиды. В работе приведены теоретические выкладки, позволяющие построить алгоритм ПА по способу «После» при наличии синхронизированных измерений.
Авторами работы [9] предложен алгоритм построения ПА по способу «После» на основе данных, получаемых с УСВИ. Основные этапы алгоритма выглядят следующим образом:
- выявление начала переходного процесса по фиксации плавного увеличения угла между напряжениями по концам линии при одновременном снижении величины активной мощности;
- фиксация точки минимального напряжения;
- накопление данных для оценки параметров модели ЭЭС;
- контроль измерения параметров модели на заданном интервале времени;
- вычисление объёма УВ.
Предложенный алгоритм позволяет обеспечить устойчивость по отдельной передаче, представляющей собой радиальный транзит, соединяющий две части ЭЭС, содержащих источники активной мощности.
Для построения алгоритма ПА по способу «После» зарубежные авторы предполагают использовать искусственные нейронные сети (ИНС), теорию распознавания образов [10], метод анализа центра инерции ЭЭС, теорию Ляпунова [11].
Все рассмотренные методы, предложенные зарубежными авторами, были протестированы на математических моделях ЭЭС различной сложности и конфигурации. Для ряда работ были выявлены следующие особенности:
- обучение модели выполнялось на заранее подготовленных данных изменений ПЭР в процессе смоделированных возмущений. Подобный подход может приводить к значительной погрешности при изменении структуры или характеристик защищаемой ЭЭС;
- часть авторов используют динамические эквиваленты частей ЭЭС, определение параметров которых в реальном времени является отдельной сложной задачей;
- ряд алгоритмов не обладает численной устойчивостью в условиях некорректной настройки.
Алгоритм обеспечения ДУ СГ по способу «После»
На рис. 1 приведена блок-схема предлагаемого алгоритма обеспечения ДУ СГ.
Алгоритм обеспечения ДУ СГ состоит из трёх основных этапов: определение времени возмущения и начала послеаварийного режима (ПАР), прогнозирование ДУ СГ, синтез закона противоаварийного управления за счёт импульсной разгрузки турбины или отключения СГ от электрической сети.
Для определения времени возмущения используется ускоренный алгоритм, направленный на анализ ошибки прогноза мгновенного значения сигнала на интервале прогнозирования [12].
С
Начало
Идентификация времени возмущения
i
Идентификация времени начала пар
Вычисление добавочной кинетической энергии ротора сг и турбины
i " "
Прогнозирование режима работы сг
Рис. 1. Блок-схема алгоритма обеспечения ДУ СГ
Подробное описание и результаты апробации алгоритма обеспечения ДУ СГ на одномашинной модели приведены в работе [6]. Для анализа ДУ СГ в многомашинной системе внесено изменение в полином, аппроксимирующий послеаварийную моменто-угловую характеристику СГ:
Мсг (8) = M1 sin (8 + 9j ) +M2 sin ( 28 + ф2), (1)
где Ы\, М2 - коэффициенты полинома; начальные фазы синусоид.
Численный эксперимент
ф1 И ф2
Численные эксперименты выполнены с применением Matlab/Simulink. При апробации использовалась следующая система допущений:
- в рассматриваемой ЭЭС отсутствует автоматика ликвидации асинхронного режима;
- на всех СГ реализованы прямые измерения скорости вращения ротора [5];
- на каждом СГ установлено УСВИ;
- для привода каждого СГ используются паровые одновальные турбины с цилиндрами низкого, среднего и высокого давления [13];
- минимальная мощность паровых турбин, обеспечивающая стабильность работы котла составляет 0,3 o.e.;
- время открытия отсечного клапана принято равным 3 с;
- максимально допустимое время закрытого положения отсечного клапана составляет 1 с.
Описание математической модели
Для апробации предложенного алгоритма синтеза закона противоаварийного оправления была выполнена серия численных экспериментов с использованием модели IEEE39 [7], содержащей 39 узлов, 10 СГ с автоматическими регуляторами возбуждения, системные стабилизаторы, модели паровых турбин и устройства импульсной разгрузки паровой турбины (ИРТ) [14]. Схема тестовой модели приведена на рис. 2, красной стрелкой показано место одного из рассмотренных коротких замыканий (КЗ).
В рассматриваемой модели СГ1 является эквивалентом внешней энергосистемы. В табл. 1 приведён исходный режим СГ в рассматриваемой математической модели ЭЭС. В качестве базовой мощности принято значение Sbase = 1000 MBA. В табл. 1 приведены следующие значения: номер СГ, номер узла, к которому присоединён СГ, активная мощность СГ в рассматриваемом режиме, значение постоянной инерции СГ и паровой турбины.
Первичный привод всех СГ в рассматриваемой модели ЭЭС обеспечивается одновальной паровой турбиной [14]. Параметры модели паровой турбины и регулятора скорости вращения приведены в табл. 2.
СГ1
38
гО)СГ9
Рис. 2. Схема тестовой модели IEEE39
Исходный режимы работы СГ
Таблица 1
СГ Узел P, o.e. H, с
1 39 0,41 50,00
2 31 0,71 3,03
3 32 0,68 3,58
4 3 0,84 2,86
5 34 1,00 2,30
6 35 0,65 3,48
7 36 0,93 2,64
8 37 0,77 2,43
9 38 0,54 3,45
10 30 0,72 4,20
Таблица 2
Параметры модели паровой турбины и регулятора частоты вращения
Модель Параметры
Паровая одновальная турбина ^ = 0,3; ^ = 0,4 ^ = 0,3; ^ = 0,2 с ^ = 7,0 с; ^ = 0,4
Регулятор частоты вращения паровой турбины с = 4 % Tg = 0,3 с Pcгmax = 1,05 о.е. ^сгти = 0,3 о.е.
В табл. 2 принятые следующие обозначения:
- К\, К2, К3 - составляющие механической мощности объёмов высокого, среднего и низкого давления;
- Т\ - постоянная времени парового объема высокого давления, с;
- Т2 - постоянная времени пароперегревателя, с;
- Т3 - постоянная времени парораспределения и объёма низкого давления, с;
-с - статизм автоматического регулятора частоты вращения турбины, %;
- Т8 - постоянная времени регулятора, с;
- Рсгтах, Рсгтт - максимальное и минимальное ограничение мощности СГ, %.
Для апробации методики оценки ДУ и синтеза закона ИРТ в работе подробно представлен один из рассмотренных численных экспериментов с трёхфазным самоустраняющимся КЗ в середине линии 13-19 в момент времени 10 с, длительностью 0,15 с. При рассмотренном возмущении СГ5 и СГ4 теряют устойчивость и переходят в асинхронный режим работы. На рис. 2 синей областью выделены СГ, которые в процессе возмущения теряют ДУ.
На рис. 3 приведены углы нагрузки СГ тестовой ЭЭС, из-за высокого значения постоянной инерции СГ 1 в рассматриваемом переходном процессе его угол нагрузки остаётся практически неизменным, поэтому он не показан.
Для СГ4 и СГ5 после устранения КЗ углы нагрузки превышают 180°, что говорит о потере устойчивости [14]. Послеаварийные колебания углов нагрузок СГ связаны с потерей устойчивости СГ4 и СГ5, приводящей к колебаниям уровней напряжений и углов нагрузок остальных СГ рассматриваемой ЭЭС.
160
120
Угол нагрузки СГ5 изменяется с большей производной по сравнению с углом нагрузки СГ4 из-за меньшего значения постоянной инерции и большей нагрузки в нормальном режиме.
Оценка динамической устойчивости СГ
После идентификации времени возмущения запускается процедура вычисления избыточной кинетической энергии роторов защищаемых СГ (Д^). На рис. 4 приведены значения изменений скоростей роторов СГ4 иСГ5.
На рис. 4 обозначены времена начала и окончания КЗ, которые определяются с помощью разработанного алгоритма определения времени возмущения [12]. Из-за большей нагрузки и меньшей постоянной инерции у СГ5 производная изменения скорости ротора больше, чем у СГ4.
Для прогнозирования площадки торможения в ПАР на рис. 5 приведены угловые характеристики СГ4 и СГ5 в пространстве «момент-угол нагрузки СГ».
Чёрной пунктирной линией на рис. 5 обозначены моменты паровых турбин в нормальном режиме работы ЭЭС, угловые характеристики, полученные в результате аппроксимации по выражению (1) при величине окна аппроксимации 100 мс, обозначены красными линиями.
Для получения значения площадки торможения (Алеас) применяется аппроксимация угловой характеристики СГ выражением (1).
Для получения допустимых параметров алгоритма прогнозирования ДУ СГ были рассмотрены зависимости ошибок определения площадки торможения от величины окна аппроксимации, которые приведены на рис. 6. Эталонное значение площадки торможения было вычислено путём численного интегрирования угловой характеристики.
I рад/с
30 -
1 1
...........Г........ 1 уЛ Окончание КЗ
Начало • КЗ 1 СГ5
9,8 10 10,2 10,4 10,6 ^ С
Рис. 4. Изменение угловой скорости роторов СГ 4 и СГ 5
Рис. 3. Значения углов нагрузок СГ в переходном процессе
Рис. 5. Угловые характеристики СГ4 (а) и СГ5 (б)
400
300
200
100
0.
Ошибка, %
СГ4
СГ5
20
40
60
100
120 140 мс Окно аппроксимации
Рис. 6. Зависимости ошибок определения площадки торможения от величины окна аппроксимации
Начиная с окна аппроксимации 100 мс для СГ4 и СГ5, удаётся достичь ошибки аппроксимации угловой характеристики, не превышающей 1%.
Для вычисления энергии, потраченной на демпфирование колебаний ротора СГ и турбины (AWd) [6], необходимо выполнить прогноз изменения скоростей роторов СГ и их активных мощностей. Значение активной мощности СГ прогнозируется по полученным угловым характеристикам в пространстве момент-угол нагрузки СГ с переходом от момента к активной мощности, изменение скорости ротора прогнозируется с помощью полинома второй степени. На рис. 7 приведены распределения значений ЛWd в зависимости от величины окна аппроксимации скорости ротора и активной мощности СГ4 и СГ5.
На рис. 7 чёрной пунктирной и штрихпунктирной линиями показаны установившиеся значения величины ЛWd. Приемлемая величина окна аппроксимации для определения ЛWd, при которой изменение значения не превосходит 1%, составляет 60 мс.
В табл. 3 приведены результаты определения избыточного ускорения ротора СГ и турбины, потенциальной энергии торможения, энергии, потраченной на демпфирование ротора СГ и турбины, а также величина энергии небаланса, которая определяется следующим образом:
AW =AWk -Adeac -AWd,
(2)
где ЛWк - избыточная кинетическая энергия роторов СГ и турбины; Adeac - площадка торможения ротора СГ и турбины, определённая в пространстве «момент СГ -угол нагрузки»; ЛWd - энергия, потраченная на демпфирование колебаний ротора СГ и турбины.
Д Wj, МВт с
СГ4
СГ5
—
Г 8, 15 МВт- с
4,12 МВт-с
30
40
50
60
70
80 90 мс Окно аппроксимации
Рис. 7. Распределения значений АНав зависимости от величины окна аппроксимации, скорости ротора
и активной мощности СГ4 и СГ5
Результаты оценки ДУ
Таблица 3
СГ AWk, МВт-с Adeac МВт-с AWd, МВт-с AW, МВт-с
2 5,74 36,85 3,14 -34,25
3 5,47 37,24 2,97 -34,74
4 36,14 20,47 4,12 11,55
5 49,37 12,94 8,15 28,28
6 15,17 38,14 1,96 -24,93
7 19,14 32,17 2,18 -15,21
8 5,92 40,12 1,64 -35,84
9 4,12 45,71 1,83 -43,42
10 5,36 38,17 1,85 -34,66
Положительная величина энергии А W указывает на потерю устойчивости СГ4 и СГ5 в послеаварийном режиме. Большая величина энергии небаланса СГ5 говорит о большей производной увеличения скорости ротора по сравнению с СГ4, что подтверждается результатами моделирования переходного процесса.
Синтез закона противоаварийного управления
Для синтеза закона ИРТ используется следующее выражение [6]:
Д Wk - Ad - Wd -
Т [(M1 sin(5) + M2 sin(25)) - MFV ]dS = 0:
(3)
где - угол нагрузки СГ, соответствующий окончанию разгрузки турбины; 5руи - угол нагрузки СГ, соответствующий пересечению угловой характеристики послеаварийного режима СГ и момента турбины после ИРТ Мрг.
Значение минимального положения отсечного клапана одновальной паровой турбины цт1П вычисляется следующим образом [6]:
М- min
( Mfv - M о Ki ^ M о ( K2 + Кз)
(4)
где M0 - момент турбины в нормальном режиме.
В табл. 4 приведены результаты синтеза закона ИРТ для СГ4 и СГ5.
Для СГ5 минимальное положение отсечного клапана составило -0,25 o.e., что говорит о невозможности обеспечения ДУ СГ5 за счёт применения ИРТ. Для СГ4 минимальное положение отсечного клапана составило 0,15 o.e.
На рис. 8 приведены результаты расчёта переходного процесса в рассмотренной тестовой ЭЭС с учтём реализации ИРТ на СГ4 и отключения СГ5.
В ходе апробации алгоритма синтеза закона проти-воаварийного управления были рассмотрены 20 аварийных возмущений, для одного из которых за счёт применения синтезированного закона противоаварий-ного управления не удалось обеспечить устойчивость ПАР.
Результаты синтеза закона ИРТ
Таблица 4
СГ AW, МВт-с Mfv, o.e. Mq, o.e. ^mi^ o.e.
4 11,55 0,41 0,84 0,15
5 28,28 0,12 1,00 -0,25
200
160
120
80
40
в, град
СГ5 /
19 f,c
Рис. 8. Значения углов нагрузок СГ
в переходном процессе с учётом реализации ИРТ на СГ4 и отключении СГ5
Перспективы дальнейших исследований будут направлены на апробацию разработанного алгоритма противоаварийного управления в режиме жёсткого реального времени на моделирующем комплексе реального времени [15]. Второе направление развития алгоритма относится к разработке метода распределения УВ, полученных для динамического эквивалента электрической станции, между отдельными объектами управления, к которым относится СГ.
Предложенный алгоритм может быть использован для построения адаптивной автоматической разгрузки блока при близких КЗ, реализации автоматики ликвидации асинхронного режима, действующей до первого цикла асинхронного хода.
Заключение
В работе приведена апробация алгоритма обеспечения ДУ СГ и по способу «После» на многомашинной модели /£££39. Метод состоит из следующих этапов: определение времени возмущения по мгновенным измерениям напряжений, оценка ДУ СГ по правилу площадей, синтез закона ИРТ на основании полученного значения энергии небаланса, которая вычисляется как разность избыточной кинетической энергии ротора СГ и турбин, потенциальной энергии торможения и энергии, потраченной на демпфирование колебаний ротора СГ и турбины. Адаптивность алгоритма обеспечивается отсутствием необходимости использования заранее заданных параметров математических моделей элементов ЭЭС. Для работы алгоритма необходимы измерения мгновенных токов, напряжений, угла нагрузки и скорости вращения ротора защищаемого СГ. Для определения угла нагрузки и скорости ротора на валу ротора СГ может быть установлен датчик углового положения ротора и зубчатое колесо.
Апробация алгоритма выполнена на тестовой модели /£££39, реализованной в Matlab/Simulink. В тестовой ЭЭС были учтены модели одновальной паровой турбины с ИРТ, регулятора скорости турбины, автоматические регуляторы возбуждения и системные стабилизаторы. Для апробации алгоритма в тестовой модели ЭЭС было смоделировано трёхфазное КЗ длительностью 0,15 с, приводящее к выходу из синхронизма СГ4 и СГ5. При синтезе закона ИРТ для СГ4 было выбрано приемлемое положение отсечного клапана для обеспечения ДУ СГ. Для СГ5 за счёт ИРТ ДУ не может быть обеспечена, поэтому СГ5 был отключен. Для подтверждения корректности алгоритма была проведена серия расчётов ДУ с разными законами ИРТ.
список литературы
1. Автоматическое противоаварийное управление в энергосистемах / А.С. Герасимов, Л.А. Кощеев, В.А. Криц-кий, А.А. Лисицын // Электрические станции. 2020. №1. С. 41-49.
2. Кощеев Л.А., Шульгинов Н.Г. ЦСПА на базе алгоритмов нового поколения - очередной этап в развитии противоаварийного управления в энергосистемах // Известия НТЦ Единой энергетической системы. 2013. №1. С. 7-14.
3. Опыт внедрения моделей краткосрочного прогнозирования выработки солнечных электростанций / С.А. Еро-шенко, Е.С. Кочнева, П.А. Крючков, А.И. Хальясмаа // Энергоэксперт. 2018. №2. С. 64-68.
4. Сенюк М.Д., Дмитриева А.А., Дмитриев С.А. Исследование характеристик метода экспресс-оценки параметров электрического режима в стационарных и динамических процессах // Электротехнические системы и комплексы. 2021. №4(53). С. 4-12. doi: 10.18503/2311-8318-2021-4(53)-4-12
5. Адаптивная модель синхронной машины с параметрами, определяемыми в эксплуатационных режимах работы / А.С. Бердин, А.С. Герасимов, П.Ю. Коваленко, А.И. Мойсейченков, М.Д Сенюк // Известия НТЦ Единой энергетической системы. 2020. №2. С. 74-84.
6. Развитие алгоритма автоматической разгрузки энергоблока при близких коротких замыканиях на основе синхронизированных векторных измерений / А.С. Бердин, А.А. Лисицын, А.И. Мойсейченков, М.Д. Сенюк // Известия НТЦ Единой энергетической системы. 2021. №2(85). С. 76-89.
7. Open data IEEE test systems implemented in SimPowerSys-tems for education and research in power grid dynamics and control / A. Moeini, I. Kamwa, P. Brunelle, G. Sybille // Proceedings of 50th International Universities Power Engineering Conference (UPEC). IEEE, 2015. Pp. 1-6. doi: 10.1109/UPEC.2015.7339813
8. Ernst D., Pavella M. Closed-loop transient stability emergency control // Proceedings of Power Engineering Society Winter Meeting. IEEE, 2000. Vol. 1. Pp. 58-62. doi: 10.1109/PESW.2000.849927
9. Апросин К.И., Хохрин A.A., Иванов Ю.В. Оценка дозировки управляющих воздействий автоматики предотвращения нарушения устойчивости на базе синхронизированных векторных измерений // Релейщик. 2021. №3(41). С. 26-31.
10. Karady G.G., Gu J. A hybrid method for generator tripping // IEEE Transactions on Power Systems. 2002. Vol. 17. No. 4. Pp. 1102-1107. doi: 10.1109/TPWRS.2002.805014
11. A predictive out of step protection scheme based on PMU enabled dynamic state estimation / E. Farantatos, R. Huang, G.J. Cokkinides, A.P. Meliopoulos // Proceedings of Power and Energy Society General Meeting. IEEE, 2011. Pp. 1-8. doi: 10.1109/PES.2011.6039836
12. Detection Event Inception Point Algorithms Based on Instantaneous Point-on-wave Measurements / P.Y. Kovalenko, M.D. Senyuk, V.I. Mukhin, D.D. Kornilova // Proceedings of Ural Smart Energy Conference (USEC). IEEE, 2020. Pp. 151-154. doi: 10.1109/USEC50097.2020.9281158
13. Jiang P., Gao L., Dai Y. A new non-linear model of steam turbine unit for dynamic analysis of power system // Proceedings of International Conference on Power System Technology. IEEE, 2010. Pp. 1-6. doi:
Information in English
10.1109/P0WERC0N.2010.5666735
14. Kundur P. Power System Stability and Control. New York: McGraw-Hill, Inc, 1994. 1176 p.
15. Аскаров А.Б., Суворов A.A., Андреев M.B. Применение всережимного моделирующего комплекса для энергосистем с распределенной генерацией // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2019. Т. 23. №1(144). С. 75-89. doi: 10.21285/1814-3520-2019-1-75-89
Поступила в редакцию 24 декабря 2021 г.
Approbation of the Algorithm for Synchronous Generator Mode Dynamic Stability and Emergency Control Analysis on a Multi-Machine Model of the Power System
Mikhail D. Senyuk
Postgraduate Student, Department of Automated Electrical Systems, Ural Federal University, Ural Power Engineering Institute, Yekaterinburg, Russia, mdsenuk@gmail.com, https://orcid.org/0000-0002-5589-7922
Anna A. Dmitrieva
Postgraduate Student, Department of Automated Electrical Institute, Yekaterinburg, Russia, anyaprox@gmail.com
The article is devoted to the development of an adaptive algorithm for the synthesis of the emergency control law in order to ensure dynamic stability and its testing on a multi-machine model of the IEEE39 test power system. The developed algorithm is aimed at ensuring the dynamic stability of a particular power plant. In the presented study, the emergency control law synthesis is understood as the choice of the minimum position of the steam turbine shut-off valve based on the area rule in "Synchronous generator moment - load angle" space and synchronized vector measurements. The adaptability of the algorithm is ensured by using a minimum number of a priori power system elements specified parameters and the emergency control law synthesis alongside the initial phase of the post-emergency transient process. In case of dynamic stability ensuring impossibility, the synchronous generator is disconnected from the electrical network. To apply the proposed algorithm in a multi-machine power system, a polynomial approximating the angular characteristic of a synchronous generator of a post-emergency mode was modified by adding a sinusoidal term of the load double angle. The IEEE39 test model used in this study contained 39 nodes, 10 synchronous generators with automatic strong-acting excitation regulators, system stabilizers, single-shaft steam turbines as primary drives and fast turbine valving control models. The proposed method has been tested and evaluated for 20 different emergency processes including self-clearing short circuits in test model various nodes. Simulation was carried out using Matlab/Simulink environment with a constant numerical differentiation step magnitude that was equal to the initial data sampling frequency of 30 kHz.
Keywords: dynamic stability, emergency control, fast turbine valving control, synchronous generator, phasor measurement unit.
References
1. Gerasimov A.S., Koshcheev L.A., Kritckii V.A, Lisitsyn A. A. Automatic emergency control in power systems. Elektricheskie stantsii [Power Technology and Engineering], 2020, no. 1, pp. 41-49. (In Russian)
2. Koshcheev L.A., Shulginov N.G. Centralized emergency control system based on the new generation algorithms as the next stage of power systems emergency control development. Izvestiya NTTS Edinoy energeticheskoy sistemy
Systems, Ural Federal University, Ural Power Engineering
[STC Unified Power System Proceedings], 2013, no. 1, pp. 7. (In Russian)
3. Eroshenko S.A., Kochneva E.S., Kryuchkov P.A., Khal-yasmaa A.I. Implementation of short-term generation forecasting models for solar power station. Energoekspert [Energy expert], 2018, no. 2, pp. 64-68. (In Russian)
4. Senyuk M.D., Dmitrieva A.A., Dmitriev S.A. Research of electrical mode parameters expressing estimation method characteristics in stationary and dynamic processes. El-ektrotekhnicheskie sistemy i kompleksy [Electrotechnical systems and complexes], 2021, no. 4 (53), pp. 4-12. doi: 10.18503/2311-8318-2021-4(53)-4-12 (In Russian)
5. Berdin A.S., Gerasimov A.S., Kovalenko P.Yu., Moi-seichenkov A.N., Senyuk M.D. Adaptive model of a synchronous machine with parameters defined in operational modes. Izvestiya NTTS Edinoy energeticheskoy sistemy [STC Unified Power System Proceedings], 2020, no. 2, pp. 74-84. (In Russian)
6. Berdin A.S., Lisitsin A.A. A.A., Moiseichenkov A.N., Senyuk M.D. Development of the generation unit unloading in case of nearby fault algorithm based on phasor measurement units. Izvestiya NTTS Edinoy energeticheskoy sistemy [STC Unified Power System Proceedings], 2021, no. 2 (85), pp. 76-89. (In Russian)
7. Moeini A., Kamwa I., Brunelle P., Sybille G. Open data IEEE test systems implemented in SimPowerSystems for education and research in power grid dynamics and control. Proceedings of 50th International Universities Power Engineering Conference (UPEC). IEEE, 2015, pp. 1-6. doi: 10.1109/UPEC.2015.7339813
8. Ernst D., Pavella M. Closed-loop transient stability emergency control. Proceedings of Power Engineering Society Winter Meeting. IEEE, 2000, vol. 1, pp. 58-62. doi: 10.1109/PESW.2000.849927
9. Aprosin K.I., Khokhrin A.A., Ivanov Yu.V. Amount of automatic control action preventing loss of stability on the basis of synchronized vector measurements. Relejshchik [Relay protection engineer], 2021, no. 3(41), pp. 26-31. (In Russian)
10. Karady G.G., Gu J. A hybrid method for generator tripping. IEEE Transactions on Power Systems, 2002, vol. 17, no. 4, pp. 1102-1107. doi: 10.1109/TPWRS.2002.805014
11. Farantatos E., Huang R., Cokkinides G.J., Meliopoulos A.P.
A predictive out of step protection scheme based on PMU enabled dynamic state estimation. 2011 IEEE Power and Energy Society General Meeting. IEEE, 2011, pp. 1-8. doi: 10.1109/PES.2011.6039836
12. Kovalenko P.Y., Senyuk M.D., Mukhin V.I., Kornilova D.D. Detection Event Inception Point Algorithms Based on Instantaneous Point-on-wave Measurements. 2020 Ural Smart Energy Conference (USEC). IEEE, 2020, pp. 151-154. doi: 10.1109/USEC50097.2020.9281158
13. Jiang P., Gao L., Dai Y. A new non-linear model of steam
Сенюк М.Д., Дмитриева A.A. Апробация алгоритма анализа динамической устойчивости и противоаварий-ного управления режимом синхронного генератора на многомашинной модели энергосистемы // Электротехнические системы и комплексы. 2022. № 1(54). С. 46-53. https://doi.org/10.18503/2311-8318-2022-1(54)-46-53
turbine unit for dynamic analysis of power system. 2010 International Conference on Power System Technology. IEEE, 2010, pp. 1-6. doi: 10.1109/POWERCON.2010. 5666735
14. Kundur P. Power System Stability and Control. McGraw-Hill, Inc., New York, 1994. 1176 p.
15. Askarov A.B., Suvorov A.A., Andreev M.V. Use of all-mode modeling complex for power systems with distributed generation. Vestnik Irkutskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta [Proceedings of Irkutsk state technical university], 2019, vol. 23, no. 1 (144), pp. 75-89. (In Russian)
Senyuk M.D., Dmitrieva A.A. Approbation of the Algorithm for Synchronous Generator Mode Dynamic Stability and Emergency Control Analysis on a Multi-Machine Model of the Power System. Elektrotekhnicheskie sistemy i kompleksy [Electrotechnical Systems and Complexes], 2022, no. 1(54), pp. 46-53. (In Russian). https://doi.org/10.18503/2311-8318-2022-1(54)-46-53
