CC BY
7УДК 621.311
Мурадова Р.А.
Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности
(г. Баку, Республика Азербайджан)
Сулейманзаде Г.
Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности
(г. Баку, Республика Азербайджан)
ОБЩИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ УПРАВЛЕНИЯ ПРОТИВОАВАРИЙНЫМИ СИСТЕМАМИ
Аннотация: в статье «Общие характеристики управления противоаварийных систем» показано, что асинхронные режимы возникают при маловероятных, но тяжелых авариях. Эти режимы характеризуются опасными причинами, такими как непреднамеренные последствия устойчивости параллельной работы или возможность последовательного развития аварий. Поэтому устранение асинхронных режимов становится важным вопросом.
Отмечено, что управление энергосистемой различно в разных режимах.
Ключевые слова: противоавария, качание, скольжение, автоматическая частотная разгрузка, автоматическое повторное включение, асинхронный ход.
Повторное повреждение первого контура сетей или выход из строя системы управления вызывает серию аварий. В этих случаях результирующий асинхронный режим можно отменить двумя способами:
- увеличение мощности генерации и открытие низкочастотной энергосистемы, метод ресинхронизации, вызванный разностью частот высокочастотной энергосистемы;
- отключение несинхронно работающей части энергосистемы посредством автоматики. Восстановление синхронной и параллельной работы
путем сбора резервов мощности генерации после отключения энергодефицитной части за счет частотного автоматического отключения (ТАА).
Чтобы выбрать правильные решения в таких случаях, необходимо найти ответы на два вопроса:
- сохранение стабильности этой связи или ответственных и мощных электропередач по соседству при асинхронной работе?;
- какие части потребителей будут открыты и как долго они будут без энергии для этого или других выбранных решений?
Многие воздушные линии электропередачи (ВЛЭП) в большинстве случаев работают с минимальным ресурсом устойчивости. Поэтому при асинхронной работе на одной линии возрастает возможность потери стабильности на соседних линиях. По этой причине при возникновении асинхронного режима выгоднее использовать разделенную сеть, чем ресинхронизировать [3].
Выделение несинхронной части энергосистемы считается целесообразным в следующих случаях [1]:
- в случае расположения важных ответственных операторов вблизи центра колебаний и возможности их размыкания в асинхронном режиме;
- по сравнению с разделением энергосистемы легко и возможно размыкание нагрузки большой мощности в асинхронном режиме;
- когда асинхронный режим вызывает нестабильность в других линиях.
Для отмены асинхронного режима в энергосистеме применяется
разделительная автоматика (ДА). Автоматизация разделов основана на других принципах и влияет на разделы в первом или последующих циклах асинхронного выполнения. Автоматика делителя — очень ответственная автоматика. Следовательно, параллельные линии должны иметь по крайней мере два набора разветвителей, по одному набору в конце каждой линии. Кроме того, в линиях межсистемной связи применяется автоматика асинхронной остановки (АГДА). В основном это работает и сказывается при попадании линий в неполный
фазовый режим и, как правило, при периодических колебаниях токов нулевой последовательности.
Асинхронные режимы или глубокие синхронные колебания приводят к значительному снижению напряжения на шинах потребителя. В результате возникают серьезные помехи в электроснабжении, и в этом случае размыкание пункта приема энергосистемы с операцией автоматического размыкания частоты предотвращает снижение частоты. В таких случаях целесообразно применение быстродействующей неселективной автоматики. В таких случаях, как синхронные колебания и симметричные короткие замыкания, автоматика должна быть селективной. В это время система приема энергии должна быть разделена на операцию автоматического открытия от частоты. Для повышения селективности после 2-3 циклов асинхронного режима или периода ожидания энергосистема разделяется на необходимые части. В краткосрочных асинхронных режимах автоматизация делителя должна работать только в том случае, если повторная синхронизация по какой-либо причине невозможна. При этом необходимый асинхронный режим следует ресинхронизировать через 3-5 тактов, но не позднее 15-30 секунд. То есть деление осуществляется с задержкой. Проведен анализ асинхронных режимов при выборе параметров настройки делительной автоматики и определении условий ресинхронизации. Оценено влияние различных факторов на площадь ресинхронизации, долю нагрузок при открытии и времена восстановления синхронной работы. Теория импульсных систем применяется в автоматизации технологических процессов [2]. Для этого на управляемые котлотурбинные агрегаты подают последовательность смодулированных амплитуд и^') в виде s(t'). Объект управления, как правило, представляет собой непрерывную или импульсную систему с нелинейными характеристиками. Предполагается, что последовательности импульсов и(Г) получаются от идеального импульсного элемента, а формирующая импульсная характеристика s(t,) рассчитывается из внутренних параметров котлотурбины и генератора. Следовательно, эквивалентное управляющее импульсное
воздействие u[n,0] становится дискретной функцией. При таком воздействии в объекте протекает процесс реакции z[n,0]. Чтобы оценить характер процесса, они сравнивают его с эталонным процессом. В качестве эталонного процесса приняты стандартные синусоидальные частоты, напряжения и токи, выдаваемые турбогенераторной установкой на режимах номинальной мощности.
Простые отчеты асинхронных режимов, их длительности, возможности ресинхронизации по принципу разделительной автоматики и выбору параметров настройки осуществляются со следующими приближениями:
- стабильность Е' выключателя EHQ, x'd реактивных сопротивлений генераторов;
- роторы генераторов имеют электрическую и магнитную симметрию;
- учет нагрузок с постоянными сопротивлениями.
Для схем электростанций, состоящих из эквивалентных генераторов, если установка работает на мощную приемную энергосистему в асинхронном режиме, уравнение движения ротора выражается следующим образом:
Поскольку взаимная сила в асинхронном режиме практически не влияет на среднюю величину скольжения, можно записать следующее выражение:
Поэтому в результате анализа уравнение изменения среднего дрейфа:
При ds\ dt □ 0 среднее перемещение sor qsr в стационарном режиме получается путем решения уравнения (3):
В зависимости от соотношения величин в уравнении (4) sor qsr становится большим и малым в нуле. Обычно энергосистема имеет sor qsr >0 при избытке мощности и sor qsr <0 при дефиците мощности [2].
Если в переходном процессе кривая среднего сдвига sor монотонно приближается к значению решения, не пересекая ось абсцисс, то ресинхронизация происходит только за счет действия взаимной силы и за счет отклонения мгновенного значения среднего сдвига. В этом случае критерий ресинхронизации определяется из интеграла уравнения (1) и условия соблюдения равенства (4) в асинхронной цепи:
Уравнение (5) выражает колебательное движение ротора в асинхронном режиме под действием взаимных сил. Для определения минимального значения среднего сдвига, вызывающего асинхронный режим, рассмотрим решение уравнения (5) с координатами на фазовой плоскости 5=512-а12:
Интегрируя уравнение (6) от начальных значений 50 и S0 до текущих значений переменных 5 и S,
Уравнение (7) соответствует семейству траекторий, изображенных на фазовой плоскости. Как видите, сепаратиссы делят плоскость на две части:
- область ресинхронизации (замкнутая траектория движения) и область асинхронного движения (открытая траектория). Максимальные сдвиги получаются при Smax, 5=0, а минимальные сдвиги получаются при 5=±п. Когда принимается Sor=(Smax+Smin)/2, Smin=0 для сепарации, а выпущенное среднее скольжение становится Sor bur=Smax bur/2.
Рис. 1. Резервная норма семейства траекторий устойчивости
Отклонение любой из этих величин на выходе схемы импульсного блока становится ошибкой или сигналом ошибки:
Ошибка е[п,0] соответственно зависит от импульсов управляющего сигнала и[п,0]. Изменив его, можно придать процессу е[п,0] нужный характер. Эти изменения являются качественным показателем J, и его значение указывает на то, насколько удачно выбрано управляющее воздействие. В нашем случае это заключается в оптимальном способе управления важными линиями системы противоаварийной автоматики.
Критерии оптимального управления выражаются в следующих режимах
[2]:
- нормальный оптимальный; при этом все параметры режима (напряжение, потоки тока и мощности, частота) длительное время находятся в пределах нормы и могут быть отпущены; условия качества и надежности соблюдены; распределение и уровни нагрузок становятся экономически выгодными;
- нормальный неоптимальный; в этом случае нормальный режим, но распределение нагрузки отличается от оптимального и уровень напряжения экономически не выгоден;
- тяжелое (ухудшение); при этом значения отдельных параметров отличаются от долговременных допустимых пределов и сохраняются в течение
нескольких минут до наступления нормального значения; из-за отличия схемы от нормального состояния снижается степень ее надежности;
- аварийный режим; в этом режиме некоторые параметры (ток, напряжение, частота и т.п.) на очень короткие промежутки времени выходят за пределы, обеспечивающие устойчивость и повреждающие аппаратуру, до опасных (раз меньше секунд или секунд) и чрезмерно больших значений. К аварийным режимам относятся короткие замыкания, асинхронная работа и случайные падения напряжения и частоты.
- режим после дефектов; вызвано выходом параметров на значения, отличные от аварийного режима, в результате внезапного нарушения схемы или режима сети;
- после аварии; значения параметров близки к значениям, созданным в аварии. Послеаварийный режим может продолжаться как нормальный или усиленный режим, обеспечивая качество, экономическую эффективность и надежность.
Управление энергосистемой различно в разных режимах.
Заключение
1. Правильное установление защит по аварийным режимам в производственном технологическом оборудовании и сетях имеет первостепенное значение.
2. Особое внимание следует уделить взаимной мощности и средней величине скольжения в асинхронном режиме.
3. При приближении переходного процесса к решающему значению ресинхронизация происходит только за счет влияния взаимной силы и за счет отклонения мгновенного значения среднего смещения.
4. Также в статье рассмотрен оптимальный метод управления системой важных линий противоаварийной автоматики.
5. Поток мощности, скачки напряжения и т. д. становится важным избегать перехода на жесткие режимы, приводящие к таким ситуациям.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. М,; Высшая школа, 1979 г.
2. Цыпкин Я. З. «Теория импульсных систем» Мос. Энергоатомиздат 1976 г.
3. Hsssnov Q. Э. "Yükssk gsrginlikbr vs elektrik izolyasiya texnikasi". Dsrslik, Baki. 2009.
Muradova R.A.
Azerbaijan State University of Petroleum and Industry (Baku, Republic of Azerbaijan)
Suleymanzade G.
Azerbaijan State University of Petroleum and Industry (Baku, Republic of Azerbaijan)
GENERAL CHARACTERISTICS OF EMERGENCY MANAGEMENT SYSTEMS
Abstract: the article "General characteristics of emergency control systems" shows that asynchronous modes occur in unlikely but severe accidents. These modes are characterized by dangerous causes, such as unintended consequences of the stability of parallel operation or the possibility of sequential development of accidents. Therefore, the elimination of asynchronous modes becomes an important issue.
It is noted that the management of the power system is different in different modes.
Keywords: emergency, rolling, sliding, automatic frequency unloading, automatic reactivation, asynchronous running.
