CC BY
9
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
УДК 621.316
А. П. Афанасьев, Д. А. Осинский
ПРИМЕНЕНИЕ МКПА ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ НА ПС-220 БИРОБИДЖАН
Рассмотрено явление двухчастотного асинхронного режима как наиболее характерного и часто встречающегося в энергосистемах. Выполнены анализ существующих способов регистрации и ликвидации асинхронного режима и описание их принципов работы. На основе программного комплекса RUSTab смоделирован эксперимент, имитирующий асинхронный режим и синхронные качания на участке сети, входящем в ОЭС Востока. Определены состав и параметры управляющих воздействий, позволяющих ликвидировать асинхронный режим без изменения топологии сети. Полученные результаты показали эффективность применения данных способов выявления асинхронного режима на базе построенной модели.
Ключевые слова: синхронные качания, электрический центр качаний, асинхронный режим, моделирование систем электроснабжения, автоматика ликвидации асинхронного режима.
DOI: 10.24412/2227-1384-2020-4-9-19 Введение
Асинхронный ход является наиболее тяжёлым режимом после короткого замыкания, так как сопровождается значительными колебаниями тока и напряжения, которые могут привести к повреждению оборудования и к потере устойчивости нагрузки.
Асинхронный режим (АР) принято рассматривать на двухмашинной системе [3], на которой можно смоделировать двухчастотный асинхронный ход (рис. 1).
В нормальном режиме все генераторы работают синхронно. Углы между ЭДС всех генераторов остаются неизменными и зависят от величины передаваемой мощности. Устойчивость параллельной работы в нормальном режиме поддерживается за счёт естественных синхронизирующих сил генераторов энергосистемы (действующих при углах между ЭДС генераторов разных электростанций 5 < 90).
Афанасьев Александр Петрович — кандидат технических наук, доцент, и. о. заведующего кафедрой технических дисциплин (Приамурский государственный университет имени Шолом-Алейхема, Биробиджан, Россия); e-mail: mr.preceptor@yandex.ru.
Осинский Денис Алексеевич — Начальник группы электроподстанций (Западная ГПС, Биробиджан, Россия); e-mail: letter-carrier@mail.ru.
© Афанасьев А. П., Осинский Д. А., 2020
9
Рис. 1. Двухмашинная система с отбором мощности
В случае нарушения устойчивости передача активной мощности прекращается, и поскольку мощность турбин осталась прежней, то скорость вращения турбин и генераторов одной электростанции (с меньшей нагрузкой) увеличивается (генераторы ускоряются), а на другой электростанции (где возникает дефицит генерирующей мощности) скорость турбин уменьшается.
В результате векторы ЭДС генераторов двух электростанций начинают вращаться с разной угловой скоростью, то есть между ними появляется так называемое скольжение:
* = /а - ус
Обычно скольжение выражают в процентах:
= у - Ус . 10о% = 2.5,
/п
здесь учтено значение промышленной частоты^й=50 Гц.
Первый характерный признак АР — периодическое изменение угла между несинхронными ЭДС от нуля до 360° с частотой скольжения/, причём эта частота также меняется во времени.
На рисунке 2 представлена векторная диаграмма ЭДС и напряжений электропередачи в процессе асинхронного хода в фиксированный момент времени (в целях упрощения рассмотрения вектора ЭДС системы и генератора считаются равными по модулю).
Рис. 2. Векторная диаграмма ЭДС и напряжений
Угол между векторами ЭДС генератора и энергосистемы при асинхронном режиме изменяется во времени, что влечёт за собой изменение напряжения.
10
На каждой электропередаче имеется характерная точка, в которой напряжение при угле 5 = 180 принимает минимальное значение или снижается до нуля. Эта точка называется электрическим центром качаний (ЭЦК). Рисунок 3 иллюстрирует зависимости напряжения в ЭЦК и на генераторе от 5.
Рис. 3. Изменение напряжения в процессе асинхронного хода
По мере роста угла растёт ток по связи, и при значении угла 5 = 180 включается фактически двойное номинальное напряжение. Величина тока может привести как к электрическому, так и механическому повреждению генераторов.
Момент прохождения векторов ЭДС через угол 5 = 180 и распределения напряжения вдоль связи представлен на рисунке 4.
Рисунок 4 показывает плоскую проекцию распределения напряжений в момент прохождения угла 5 отметки 180 градусов.
Рис. 4. Изменение напряжения вдоль электропередачи в асинхронном режиме при угле 8 = 180°
Для большей наглядности пространственное распределение векторов напряжений вдоль электропередачи проиллюстрировано на рисунке 5.
11
Пунктирная линия на рисунке 5 изображает геометрическое место центров окружностей, описываемых векторами напряжений в соответствующих точках электропередачи.
Отметим, что в точках электропередачи напряжения при АР имеют различные значения, слева от ЭЦК вектор напряжения совершает полный оборот с частотой скольжения, а справа совершает колебания по величине и по углу, причём размах колебаний увеличивается по мере приближения к ЭЦК.
Рассмотрим сечение в точке ЭЦК для произвольного угла 5. Взаимное расположение векторов ЭДС и их разность, а также напряжение в этой точке показаны на рисунке 6.
Рис. 6. Расположение векторов ЭДС и
I
Из приведённой диаграммы видно, что при равенстве ЭДС системы и генератора зависимость напряжения в электрическом центре качаний от угла 5 можно представить в виде:
и~щ = E ■ cos | 5
12
где Х^ — общее сопротивление рассматриваемой системы.
Величина активной мощности Р, передаваемой по электропередаче, равна:
Из приведённых соотношений видно, что активная мощность так же, как и ток, зависит от угла между векторами ЭДС системы и генератора, но в отличие от тока и напряжения, которые зависят от половинного угла 5 /2, а активная мощность зависит от полного угла 5.
Периодическое изменение активной мощности происходит с двойной частотой скольжения, т. е. за один цикл асинхронного режима знак активной мощности меняется дважды.
Физически это означает, что генераторы электростанций в течение первой половины качаний работают в генераторном режиме, а в течение второй половины — в двигательном режиме.
Средняя за период качаний мощность, передаваемая по электропередаче, равна нулю.
Характер изменения активной мощности в АР зависит от соотношения частот генератора и системы:
- при /о > /с — в первый полупериод активная мощность будет иметь положительный знак, а во второй - отрицательный;
- при /с > / — наоборот.
Приведённые выше соотношения для тока и активной мощности проиллюстрированы на рисунке 7.
Таким образом, резюмируя вышесказанное, можно отметить четыре признака асинхронного режима [7], по которым автоматика ликвидации асинхронного режима (АЛАР) выявляет переход системы в асинхронизм:
1. Периодическое изменение углов между электростанциями;
2. Периодическое изменение качания напряжения по системному транзиту;
3. Периодическое изменение качания тока по транзиту;
4. Периодическое изменение активной мощности, передаваемой между электростанциями.
а модуль вектора разности равен —
и, соответственно, ток асинхронного режима
P = ^Gl^c . sin
13
Рис. 7. Расположение векторов ЭДС и
Базовые характеристики программного комплекса ИиБТаЪ
Все существующие устройства АЛАР способны выявлять именно двухчастотный асинхронный режим, рассмотренный выше, поскольку базируется на теории, разработанной на двухмашинной системе.
Метод расчёта переходного процесса, применённый в программном комплексе RUSTab, позволяет моделировать и анализировать асинхронный режим с высокой точностью при условии, что расчётная модель сформирована корректно [1, 6]. Это даёт возможность совместно АР моделировать работу устройств автоматической ликвидации асинхронного режима — АЛАР.
В расчётной модели присутствуют допущения, которые не позволяют смоделировать точную реакцию реальных устройств выявления асинхронного режима.
Моделирование производится в действующих значениях, таким образом, не учитывается гармонический состав анализируемых величин.
Трёхфазная система представляется симметричной, что исключает анализ несимметричных режимов.
Моделирование переходного процесса
Расчётная модель реализована на основе двухмашинной системы.
Первоначально рассмотрим имитацию переходного процесса, который начинается с синхронных качаний и переходит в асинхронный режим.
Данный эксперимент позволяет получить представление о принципах работы и настройке модели АЛАР.
В качестве генераторных узлов на экспериментальной модели выбраны Нижне-Бурейская гидроэлектростанция (НБГЭС) и Приморская ГРЭС (ПримГРЭС), расположенная в пос. Лучегорск. Промежуточным узлом является подстанция ПС 220 Биробиджан.
Мощность генератора в узле НБГЭС примерно в три раза больше, чем узле ПримГРЭС. Нагрузка в узле ПримГРЭС превышает генерирующие возможности в данном узле.
14
В схеме задействованы три линии электропередачи. Две параллельные линии имеют одинаковые параметры, третья линия имеет сопротивление примерно в два раза больше двух первых.
Устройство АЛАР расположено в узле ПС 220 Биробиджан.
Рисунок 8 представляет установившийся режим работы без учёта функционирования компенсирующих устройств, обеспечивающих фиксированное напряжение.
115 ПС 220 кВ Биробиджан 96,05 Прим.ГРЗС
Рис. 8. Расчетная схема для установившегося режима
В качестве возмущения моделируется отключение двух сильных связей с балансировкой схемы на слабую связь. Первоначально для оценки параметров переходного процесса устройства АЛАР не задействованы, и сам переходный процесс будет развиваться только под управлением регуляторов скорости на генераторах.
График переходных процессов по частоте в генераторных узлах представлен на рисунке 9.
Рис. 9. Переходные процессы по частоте в генерирующих узлах
Из графика видно, что частота в узле с генератором большей мощности возрастает, а в узле с дефицитом мощности соответственно уменьшается.
15
Зафиксируем угол 5 на генераторе большей мощности (узел НБГЭС), при этом угол на втором генераторе (ПримГРЭС) будет отображаться как разность между собственным углом и углом первого генератора. График разности углов генераторов представлен на рисунке 10. Из данного графика можно увидеть, что перед возникновением АР углы генераторов совершают колебания друг относительно друга в течение четырёх с половиной секунд. Таким образом, режиму асинхронного хода предшествует режим синхронных качаний.
Л град
I___!_!__!_ _1_1_1_'_1_<_!__1_1_±_|________!_]__'
I |||||||||||||| I I I I I I I I [
Угол Прим. ГРЭС при фиксиробанном базобом в НБГЭС
О 0.5 1 15 2 2.5 ) 3,5 i i,5 5 5,5 6 6,5 7 1,5 t,с
Рис. 10. Режим синхронных качаний на ПримГРЭС
График мощности по связи (рис. 11) зафиксированный на промежуточном узле ПС 220 Биробиджан, даёт представление о периодическом изменении мощности при синхронных качаниях и асинхронном ходе. Как видно из графика, мощности качания настолько глубокие, что приводят к реверсу мощности. После шестой секунды качания переходят в асинхронный режим с резким возрастанием частоты.
Имитация работы АЛАР-Ц
В качестве источников управляющих воздействий выполним имитацию работы устройства АЛАР-Ц [5].
Для обнаружения асинхронных режимов АЛАР-Ц имеет угловой выявительный орган, который прогнозирует возникновение АР и вызывает срабатывание устройства до первого асинхронного проворота [4]. Данный выявительный орган используется в тех случаях, когда существует реальная опасность возникновения многочастотного АР и когда при первом асинхронном провороте недопустимы глубокие посадки напряжения на подстанциях, находящихся в непосредственной близости от электрического центра качаний.
16
Р, МВт а, МВар
||||||| 1111
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 ^ Ь5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 и
Рис. 11. Изменение мощности по связи
В качестве управляющего воздействия со стороны АЛАР-Ц задаётся отключение одного генераторного блока на 100 МВт в узле НБГЭС и отключение нагрузки в промежуточном узле ПС 220 Биробиджан.
На рисунке 12 проиллюстрированы графики частоты при имитации работы АЛАР-Ц.
Рис. 12. Влияние управляющих воздействий со стороны АЛАР-Ц на процесс стабилизации частоты
Из приведённых графиков видно, что управляющие воздействия запустили процессы выхода системы из асинхронного режима и даль-
17
нейшей стабилизации под воздействием систем регулирования частоты и мощности генераторов.
Заключение
В работе рассмотрены явление двухчастотного асинхронного режима и его влияние на режим работы энергосистемы. На тестовой схеме, имитирующей участок реальной энергосистемы, смоделированы условия возникновения синхронных качаний с дальнейшим развитием асинхронного хода.
Проанализировано влияние управляющих воздействий со стороны устройств противоаварийной автоматики на стабилизацию параметров работы сети.
Список литературы
1. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем [Электронный ресурс]. URL: https://su-ups.ru/files/laws/standarts/ Emergency_control.pdf (дата обращения: 21.11.2020).
2. Аттестационные требования к устройствам противоаварийной автоматики // Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» СТО 56947007-33.040.20.1232012, Дата введения: 24.05.2012.
3. Бугров В. Г. Электромеханические переходные процессы в системах электроснабжения. Тверь: Дрофа, 2005. 120 с.
4. Иванов К. М., Пастухов В. С. Новые принципы автоматики ликвидации асинхронного режима на базе микропроцессорных комплексов в ОЭС Востока. Владивосток: Энергетик. 2008. № 12. С. 7 — 9.
5. Комплекс протиаварийной автоматики — МКПА. [Электронный ресурс]. URL: https://energybase.ru/ en/ equipment/mkpa (дата обращения: 21.11.2020).
6. Противоаварийная автоматика для объекта класса напряжения 110/220/330//500 кВ. [Электронный ресурс]. URL: https://prosoftsystems.ru/ solution/show/primenenie-izdelij-mkpa-i-mkpa2 (дата обращения: 21.11.2020).
7. Хрущев Ю. В., Кулешова Е.О., Шандарова Е. Б. Электромеханические переходные процессы в электроэнергетических системах. Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2017. 46 с.
* -А -А
Afanasyev Alexander P., Osinskiy Denis А.
APPLICATION OF THE MKPA EMERGENCY AUTOMATION COMPLEX TO PREVENT EMERGENCIES AT SUBSTATION PS-220 BIROBIDZHAN
(Sholom-Aleichem Priamursky State University, Birobidzhan, Russia; Western group of electrical substations, Birobidzhan, Russia)
The phenomenon of a two-frequency asynchronous mode is considered as the most typical and often encountered in power systems. The analysis of existing methods of registration and elimination of the asynchronous mode and a description of their operating principles are carried out. On the basis of the RUSTab software package, an experiment was modeled that simulates an asynchronous mode and synchronous oscillations on a network section included in the IES of the East. The composition and parameters of control actions are determined, allowing eliminating the asynchronous mode without changing the network topology. The results obtained showed the effectiveness of using these methods for detecting asynchronous mode based on the constructed model.
18
Keywords: synchronous swings, electric swing center, asynchronous mode, modeling of power
supply systems, automatic elimination of asynchronous mode.
DOI: 10.24412/2227-1384-2020-4-9-19
References
1. Avtomaticheskoe protivoavariynoe upravlenie rezhimami energosistem (Automatic emergency control of power systems modes). Available at: https://su-ups.ru/files/laws/ standarts/Emergency_control.pdf (accessed 11/21/2020). (In Russ.).
2. Attestatsionnye trebovaniya k ustroystvam protivoavariynoy avtomatiki. Standart organizatsii OAO «FSK EES» STO 56947007-33.040.20.123-2012, Data vvedeniya: 24.05.2012. (Certification requirements for emergency control devices // Organization standard of JSC FGC UES STO 56947007-33.040.20.123-2012, Date of introduction: 24.05.2012). (In Russ.).
3. Bugrov V. G. Elektromekhanicheskie perekhodnye protsessy v sistemakh elektrosnabzheniya (Electromechanical transient processes in power supply systems), Tver, Bustard Publ., 2005. 120 p. (In Russ.).
4. Ivanov K. M., Pastukhov V. S. Novye printsipy avtomatiki likvidatsii asinkhronnogo rezhima na baze mikroprotsessornykh kompleksov v OES Vostoka (New principles of automation of elimination of asynchronous mode on the basis of microprocessor complexes in the IES of the East), Vladivostok, Energetik Publ., 2008, no. 12, pp. 7 — 9. (In Russ.).
5. Kompleks protiavariynoy avtomatiki — MKPA (Complex of anti-emergency automation — MKPA). Available at: https://energybase.ru/en/equipment/mkpa (accessed 11/21/2020). (In Russ.).
6. Protivoavariynaya avtomatika dlya ob"ekta klassa napryazheniya 110/220/330//500 kV (Emergency automation for an object of voltage class 110/220/330//500 kV). Available at: https://prosoftsystems.ru/solution/show/primenenie-izdelij-mkpa-i-mkpa2 (accessed 11/21/2020). (In Russ.).
7. Khrushchev Yu. V., Kuleshova E.O., Shandarova E. B. Elektromekhanicheskie perekhodnye protsessy v elektroenergeticheskikh sistemakh (Electromechanical transition
processes in electric power systems), Tomsk: TPU Publ., 2017. 46 p. (In Russ.).
* * *
19
