Вопрос №1 Характер аварийных режимов в ЭЭС. Основные определения.

Аварийный режим энергосистемы — режим с параметрами, выходящими за пределы требований технических регламентов, возникновение и длительное существование которого представляют недопустимую угрозу жизни людей, повреждения оборудования и ведут к ограничению подачи электрической и тепловой энергии в значительном объеме.

Аварийные процессы в энергосистеме являются следствием возникновения повреждений оборудования, перекрытия и пробоя изоляции, ложных срабатываний различных устройств и аппаратов, ошибочных действий персонала, в результате которых, как правило, происходят отключения элементов оборудования электростанций, передающей сети или потребителей. Сочетание первоначального возмущения (обычно короткого замыкания) и последующего изменения исходной схемы называется аварийным возмущением.

Аварийное возмущение называется проходящим, если его ликвидация не связана с необходимостью изменения исходной схемы или это изменение столь незначительно, что с ним в расчетах можно не считаться. С другой стороны, достаточно распространенной следует считать ситуацию, когда первоначальная причина (короткое замыкание) оказывает несоизмеримо меньшее воздействие на протекание аварийного процесса, чем следующее за ним отключение генерирующей мощности или ослабление сети. В этих случаях, а также при ложных (ошибочных) отключениях элементов энергосистемы аварийное возмущение сводится к внезапному изменению схемы.

Переходный процесс, который имеет место в результате такого аварийного возмущения, называется простым переходом. Наиболее распространенными аварийными возмущениями, на которые прежде всего ориентируется противоаварийная автоматика, являются следующие три вида аварийных возмущений:

короткое замыкание с последующим ослаблением сети,

аварийное ослабление сети,

аварийный сброс генераторной мощности.

Два последних приводят к простым переходам. Но и при таком ограниченном наборе основных расчетных видов аварийных возмущений в сложных энергосистемах с их многообразием схем и режимов может возникать бесчисленное множество разнообразных аварийных ситуаций.

Особые условия в энергосистеме создаются при нарушении устойчивости и возникновении асинхронного хода, который, как правило, сопровождается глубокими изменениями режимных параметров.

Вопрос №2 Качество переходного режима.

Вопрос № 3 Задачи противоаварийного управления

Противоаварийным управлением должны решаться следующие задачи:

предотвращение нарушения устойчивости параллельной работы энергосистемы;

прекращение асинхронного хода, если предотвратить нарушение устойчивости не удалось;

предотвращение выхода за допустимые границы частоты, напряжения и тока.

В ЕЭС и входящих в ее состав энергосистемах система автоматического противоаварийного управления направлена прежде всего на решение первой из перечисленных задач.

Недопустимые отклонения частоты, напряжения и тока в большинстве случаев возникают либо после нарушения устойчивости, либо в послеаварийных условиях, близких к предельным по устойчивости. Поэтому сохранение устойчивости в большинстве случаев обеспечивает решение и других задач.

Задача обеспечения устойчивости решается предотвращением перехода относительных углов между векторами ЭДС синхронных машин за некоторые предельно допустимые значения в течение всего аварийного процесса вплоть до установления нового стационарного режима. Решение задачи обеспечения устойчивости сопряжено с рядом весьма существенных трудностей, которые предопределяются следующими факторами:

сложность схемы энергосистемы и математического отображения ее нормальных и аварийных режимов;

многообразие схемно-режимных условий и аварийных возмущений, предопределяющее огромное количество аварийных ситуаций, т.е. начальных условий процессов, которые подлежит идентифицировать и для которых необходимо найти по возможности минимальные управляющие воздействия, обеспечивающие устойчивость;

большая протяженность энергосистемы и нелокальный характер реакции энергосистемы на возмущения режима;

быстротечность протекания аварийных процессов в энергосистеме.

При наиболее распространенных аварийных ситуациях, требующих вмешательства системы противоаварийного управления, нарушение устойчивости может произойти в пределах первой секунды от момента возникновения аварийного возмущения. Эти обуславливаются исключительно жесткие требования предъявляются к быстродействию средств противоаварийного управления.

Задача прекращения асинхронного хода решается либо разделением энергосистемы по сечению, в котором возник асинхронный ход, либо ресинхронизацией, т.е. восстановлением синхронизма. Последнее применяется в основном по отношению к отдельным агрегатам или электростанциям.

Задачи предотвращения недопустимых отклонений напряжения и тока носят обычно локальный характер и решаются воздействием на изменение баланса реактивной мощности в узлах, либо разгрузку соответствующих узлов или элементов электрической сети.

Задача предотвращения недопустимого отклонения частоты также может носить локальный характер (при отделении небольшого узла энергосистемы). Но существенное отклонение частоты во время аварийного процесса может иметь место и в значительной части энергосистемы после ее отделения от ЕЭС с большим небалансом мощности. Недопустимое снижение частоты во всей ЕЭС, требующее вмешательства автоматической системы противоаварийного управления, может возникать лишь при уникальных аварийных отключениях генераторной мощности или в условиях работы ЕЭС с пониженным уровнем частоты в предаварийном режиме. Для предотвращения недопустимого отклонения частоты, очевидно, должен быть изменен баланс активных мощностей в соответствующей части энергосистемы, или в ЕЭС в целом.

Вопрос №4 Общая характеристика статической устойчивости

Угловая характеристика синхронной машины имеет важное значение для оценки статической устойчивости и степени перегружаемости. Под статической устойчивостью синхронной машины, работающей параллельно с сетью, понимают ее способность сохранять синхронное вращение (т. е. условие п₂ ⁼ п₁) при изменении внешнего вращаю­щего или тормозного мо­мента М_вн, приложенно­го к ее валу. Статичес­кая устойчивость обеспе­чивается только при уг­лах θ < π/2.

Условия статической устойчивости. Допустим, что синхронный генера­тор работает при неко­тором внешнем моменте М_вн, передаваемом его ротору от первичного двигателя. При этом ось полюсов сдвинута на не­который угол θ относи­тельно оси суммарного потока Σ Φ и машина раз­вивает электромагнитный момент М, который мож­но считать равным М_вн (точки А и С на рис. 8.29, а). Если момент М_вн возрастает, то ротор генератора ускоряется, что приводит к увеличе­нию угла θ до значения θ + Δθ. При работе ма­шины в точке А воз­растание

угла θ вызывает увеличение электромагнитного момента до значения М+ΔМ (точка В); в результате равновесие моментов, действующих на вал ротора, восстанавливается и машина после некоторого колебательного процесса продолжает работать с синхронной частотой  вращения.

Аналогичный процесс происходит и при уменьшении М_вн; при этом соответственно уменьшаются угол θ и момент М, а следовательно, равновесие моментов также восстанавли­вается. Однако если машина работает при π/2 < θ < π (точка С), то увеличение угла θ вызывает уменьшение электромагнитного момента до значения Μ—Δ Μ (точка D). В результате равновесие моментов, действующих на вал ротора, нарушается, ротор продолжает ускоряться, а угол θ возрастать. Возрастание угла θ может привести к двум результатам: 1) машина переходит в точку устойчивой работы (аналогичную точке А) на последующих положи­тельных полуволнах; 2) ротор по инерции проскакивает устойчивое положение, при этом происходит выпадение из синхронизма, т. е. ротор начинает вращаться с частотой, отличающейся от частоты вращения магнитного поля статора.

Рис. 8.28.   Характеристики   взаимодейст­вия  потоков   Фв  и ΣΦ  синхронной ма­шины

 

 

 Рис. 8.29. Угловые характеристики при различных значениях E₀

 

Выпадение из синхронизма — аварийный режим, так как сопровождается прохождением по обмотке якоря больших токов. Это объясняется тем, что ЭДС генератора Ε и на­пряжение сети U_c при указанном режиме могут складываться по контуру «генератор — сеть», а не вычитаться, как при нормальной  работе.

Если внешний момент по какой-либо причине снижается, то при работе машины в точке С угол θ умень­шается, электромагнитный момент возрастает, что приводит к дальнейшему уменьшению угла θ и переходу к работе в  устойчивой  точке  А.

Из рассмотрения рис. 8.29, а следует, что синхронная машина работает устойчиво, если dM/dθ > 0, и неустойчиво, если dM/dθ < 0; чем меньше угол θ, тем больший запас по устойчивости  имеет  машина.

Если машина работает в установившемся режиме при некотором угле θ, то малое отклонение Δθ от этого угла сопровождается  возникновением  момента

ΔΜ=(d/Μ/dθ)Δθ,                              (8.38)

который стремится восстановить исходный угол θ. Этот мо­мент называют синхронизирующим. Ему соответствует поня­тие  синхронизирующей  мощности.

Производные dM/dθ и dP_3M/dθ называют соответственно удельным синхронизирующим моментом и удельной синхрони­зирующей мощностью (иногда их называют коэффициентами синхронизирующего момента и синхронизирующей мощности). При неявнополюсной машине dM/dθ = M_maxcosθ; dP_3м/dθ = P_эмmaxCOSθ.

Удельный синхронизирующий момент имеет максималь­ное значение при θ = 0— с возрастанием θ он уменьшается; при θ = π/2 он равняется нулю, поэтому синхронные машины обычно работают с θ = 20...35°, что соответствует дву­кратному  или несколько  большему  запасу  по моменту.

Статическая перегружаемостъ синхронной машины оце­нивается  отношением

                                 (8.40)

Согласно ГОСТу это отношение для мощных генераторов должно быть не менее 1,6... 1,7, а для синхронных двигателей большой  и средней мощности — не менее   1,65.

Влияние тока возбуждения на устойчивость. Устойчивость генератора при заданном значении активной мощности, отдаваемой в сеть, зависит от тока возбуждения. При увеличении тока возбуждения возрастает ЭДС Е_о, а следо­вательно, и момент М_тах; при этом увеличивается устой­чивость  машины.

На рис. 8.29, б изображены угловые характеристики при различных токах возбуждения (при различных Е_о), откуда следует, что чем больше ток возбуждения, тем меньше угол θ при заданной нагрузке, а следовательно, тем больше отношение М_mах/М_ном и перегрузочная способность.

Обычно электрическая сеть, на которую работают синх­ронные генераторы, является для них активно-индуктивной нагрузкой (генераторы отдают как активную Р, так и ре­активную Q мощности). При этом синхронные генераторы должны работать с некоторым перевозбуждением, обеспечи­вающим повышение перегрузочной способности. Так, например, согласно ГОСТу, в синхронных генераторах при номиналь­ном режиме ток   должен опережать напряжение сети  _с (т. е. отставать от напряжения  _ ) и иметь cos φ = 0,8. Однако если сеть создает активно-емкостную нагрузку (например, из-за подключения к ней большого числа ста­тических или вращающихся компенсаторов), то генератор для поддержания стабильного напряжения работает с недовозбуждением, т. е. при токе I_a, опережающем напряжение U. Такой режим неблагоприятен для него, так как с умень­шением тока возбуждения при заданной активной мощности Ρ возрастает угол θ и снижается перегрузочная способность М_mах/М_ном,  определяющая устойчивость  машины.

Регулирование тока возбуждения. В современных синхрон­ных генераторах широко применяют автоматическое регули­рование тока возбуждения для стабилизации напряжения при изменении нагрузки и повышения статической и ди­намической устойчивости. Для этого генераторы большой мощности снабжают регуляторами сильного действия, ко­торые реагируют не только на отклонение напряжения U от установленного значения, но и на производные во времени dU/dt и dl/dt; последняя производная определяется измене­ниями угла  нагрузки  dθ/dt.

Вопрос №5. Виды устойчивости, области устойчивости, их определение

Устойчивость ЭЭС рассматривается на основе методов общей теории устойчивости движения, которая изучает влияние возмущающих факторов на изменение во времени параметров, в частности для ЭЭС – любых режимных параметров: P, U, I, f, S, δ – взаимные углы между осями.

Все возмущающие факторы делятся на

Малые возмущения	Большие возмущения
При них математическая модель сис-	При них математическая модель не
темы, описывающая ПП в ЭЭС, мо-	может быть линеаризована, т.е. нель-
жет быть упрощена заменой нели-	зя пренебрегать нелинейностью.
нейностей линейными зависимостями	Поэтому расчеты переходных про-
(линеаризация).	цессов (ПП) приходится проводить
Это позволяет использовать общие	для каждой конкретной аварийной
методы анализа устойчивости линей-	ситуации и этот класс задач относит-
ных систем и этот класс задач отно-	ся к задачам динамической устойчи-
сится к задачам статической устойчи-	вости и длительных ПП, когда рас-
вости, которая в свою очередь, под-	сматривается большое количество
разделяется на статическую аперио-	возмущающих факторов и режимов
дическую и колебательную устойчи-
вость

Итак, основные задачи расчетов устойчивости:

1. Расчеты и анализ статической устойчивости, в том числе:

а) апериодической устойчивости, т.е. определение предельных по сползанию режимов;

б) колебательной статической устойчивости (по самораскачиванию), куда входит и выбор закона регулирования и настроечных параметров систем автоматического регулирования (САР), в частности, АРВ синхронных машин, а также к колебательной статической относится модальный анализ динамических свойств ЭЭС.

Расчеты и анализ динамической устойчивости ЭЭС при различных авариях, в том числе выбор противоаварийных мероприятий и настройка устройств противоаварийной автоматики (ПА). (Следует заметить, что именно в такой последовательности: апериодическая, колебательная – выбор настроек АРВ и модальный анализ динамических свойств ЭЭС, динамическая устойчивость – Вам предстоит выполнить лабораторные работы).

Вопрос №6. Поведение системы на границе области устойчивости

При анализе статической устойчивости по Ляпунову значительный интерес представляет исследование поведения системы на границе области устойчивости. 

Граница может быть опасной в том смысле, что при переходе ее в системе возникнут нарастающие колебания, практически означающие нарушение устойчивости. Граница будет безопасной, если при переходе ее возникают незатухающие и ненарастающие колебания, которые не выводят полностью систему из рабочего состояния.

Проверку границ области устойчивости и выявление ее опасных и безопасных частей можно проводить, определяя знак так называемой ляпуновской величины g. При g < 0 граница устойчивости безопасна. Для построения этой величины применительно к различным критическим случаям (один нулевой корень, пара чисто мнимых корней, две пары чисто мнимых корней и т. д.) существуют правила, которые, однако, пока не нашли эффективного применения в практике исследований работы электрических систем. В этих исследованиях разделение границ области устойчивости на опасные и безопасные сравнительно просто выполняется по способу, основанному на построении так называемых кривых равных амплитуд автоколебаний.

Расчет областей статической устойчивости методом D-разбиения для выбора настроечных параметров САР

Мнимая ось плоскости корней “р” = ( , j ) соответствует изменению  от  до  при значении коэффициента затухания   0 .

Отображение мнимой оси на плоскости настроечных коэффициентов САР, в частности АРВ СД СМ, дает границу области D-разбиения – области статической устойчивости, т.е. области, совокупность настроек АРВ СД которой обеспечивают статическую устойчивость ЭЭС.

Под настройкой АРВ СД обычно понимается пара настроечных коэффициентов k₁ и k₂ по каналам системной стабилизации (регулирование осуществляется по производным, т.е. только при возмущении режима), например, по каналу отклонения частоты f_uг и первой производной частоты вектора напряжения f_u_г на ши-

нах генератора k₁ и k₂ → k_{0 f} и k_{1 f} (АРВ СД).

Граница D-разбиения (α=0) делит плоскость настроечных параметров на зоны, внутри каждой из которых число левых (а, следовательно, и правых) корней постоянно. В сложных ЭЭС может быть несколько зон, не имеющих общих границ с одинаковым количеством корней в правой полуплоскости.

Судя по штриховке можно выделить зону с наименьшим числом правых кор-ней D ( m) – претендент на область устойчивости. Претендент является областью устойчивости, если m=0, т.е. корни в правой полуплоскости отсутствуют, что требует специальной проверки по алгебраическим или частотным критериям.

Таким образом, расчет области для выбора настроечных параметров САР требует применения метода D-разбиения и однократного применения какого-либо критерия для проверки претендента на устойчивость, в частности, критерия Михайлова в той формулировке, где надо находить точки годографа Михайлова.

Метод D-разбиения, применяемый для выбора настроечных коэффициентов САР, в нашем случае АРВ СД, состоит в том, что для каждого значения ω_i рассчитываются два коэффициента k₁ (_i ) и k₂ (_i ) . Этой паре коэффициентов соответствует одна точка на плоскости настроечных параметров, а совокупность этих точек при изменении ω_i (теоретически от  до + , а на практике _нач    _кон ) дают кривую D-разбиения, в частности, при α=0 – границу области устойчивости. Если вместо p  j в определитель (1) подставить p  _задан  j , то при изменении _нач  _i  _кон получаем α-кривую, которая называется кривой равной степени устойчивости или кривой равного затухания. Обычно строится серия α-кривых, которые выделяют границы областей устойчивости, внутри которых ближайшая к мнимой оси пара комплексно-сопряженных корней удалена от нее не меньше, чем на α.

Вопрос №7. Методы оценки запасов устойчивости применительно к задачам управления установившимися режимами. Оценка предельных режимов

Расчеты устойчивости энергосистем и расчетная проверка мероприятий по ее обеспечению осуществляются при проектировании и эксплуатации энергосистем.

1. Для оценки сначала проводится проверка необходимого набора исходных данных для расчёта установившегося режима.

2. Для совмещения расчёта УР и устойчивости необходимо проводить расчёт при записи небалансов мощности в полярных системах координат методом Ньютона. Необходим выбор балансирующего, все генераторы задаются в виде P, U=const. СХН для анализа задаются идентично.

3. Определение максимального перетока по статике. Максимально допустимым перетоком является максимальный переток Рм, удовлетворяющий всем ниже перечисленным условиям. При этом принимается, что имеется достаточный оперативный резерв активной мощности для перехода к нормальному режиму от послеаварийного.

а) Переток Рм должен соответствовать коэффициенту запаса устойчивости по активной мощности Кр, не меньшему 20% в нормальном режиме и 8% в послеаварийном.

б) Переток Рм должен соответствовать коэффициенту запаса по напряжению Ku, не меньшему 15% во всех узлах нагрузки в нормальном режиме и не менее 10% в послеаварийном.

Коэффициент запаса статической (апериодической) устойчивости по активной мощности в сечении (KP) вычисляется по формуле:

где Pпр – предельный по апериодической статической устойчивости переток активной мощности в рассматриваемом сечении;

Р – переток в сечении в рассматриваемом режиме, Р > 0;

ΔPнк – амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности в этом сечении (принимается, что под действием нерегулярных колебаний переток изменяется в диапазоне Р ± ΔPнк).

Значения коэффициента запаса по напряжению (KU) относятся к узлам нагрузки и вычисляются по формуле:

где U – напряжение в узле в рассматриваемом режиме;

Uкр – критическое напряжение в том же узле, соответствующее границе статической устойчивости электродвигателей.

Критическое напряжение в узлах нагрузки 110 кВ и выше при отсутствии более точных данных следует принимать равным большей из двух величин: 0,7·Uном и 0,75·Uнорм, где Uнорм – напряжение в

4. В итоге производится оценка предельных значений перетоков (по статике или по нагреву) (выбирается меньшее значение) и напряжений (из вышеприведенных двух условий выбирается большее значение) и осуществляется выбор допустимых значений.

Вопрос №8. Математические основы теории оптимального управления режимами сложных энергосистем.

Теория оптимального управление - это такая область устойчивости, которая обеспечивает управление, удовлетворяющее критериям оптимальности. (кривая фраза, но так было написано)

Это различные интегральные критерии, включающие отклонение параметров режима и сигналов управления от заданных установившихся значений.

Критерии для схемы «Станция-ШБМ»

Длительность протекания переходного процесса

Отклонение угла поворота ротора от установившегося значения:

Отклонение угла и скольжение ротора:

Выбор критерия определяется требованиями, предъявляемые к качеству переходного процесса, простоте и наглядности решения, быстроте сходимости алгоритма поиска управления. В общем случае в критерии оптимальности вводят отклонение управлений, и вводят ограничения на величины и скорости изменения сигналов управления. (0<U_f<U_fmax, P_Tmin<P_T<_PTmax)

Решение задачи для простейшей системы сопряжено с трудностями. Для нелинейной системы решение задачи получается в виде траектории сигналов управления, которое кроме всего зависит от вида возмущения исходного режима. ЭВМ рассчитывает оптимизационную траекторию в темпе процесса, либо выбирает и реализует какую-то одну траекторию из множества траекторий, рассчитанных заранее для различных ситуаций. Эти трудности привели к тому, что оптимальное управление ограничено в настоящем времени областью теоретических исследований применительно к электроэнергетике.

Преимуществом теории оптимального управления является то, что с её помощью можно определить предельные возможности управляемого объекта в конкретных условиях работы, чего нельзя получить методом перебора вариантов.

Если решение задачи методом оптимального управления приводит к неустойчивым процессам, то это говорит о том, что надо изменить состав регулирующих объектов, либо увеличить их диапазоны регулирования.

Есть еще такой вариант, но тут как-то сложно написано, в прочем как и всегда)

Вопрос 9. Оценка влияния на устойчивость апв линий, импульсной разгрузки генераторов, отключения части генераторов

АПВ линии как средство повышения динамической устойчивости может быть эффективным если время бестоковой паузы АПВ меньше времени за которое угол б достигнет критического значения. В этих условиях успешное АПВ увеличивает площадку торможения и тем самым ограничивает увеличение угла б (см. рис. 10.3. б). Практически указанный эффект может быть получен от применения устройства быстродействующего АПВ (БАПВ) с временем бестоковой паузы 0,3-0,5 с.

Импульсная разгрузка турбин (ССУУУКААА ебанных генераторов нигде нет везде идет речь о турбинах пошла она нахер)

Импульсная разгрузка турбины (ИРТ) применяется с целью компенсации избыточной кинетической энергии, приобретенной за время к.з. и бестоковой паузы БАПВ (ОАПВ).Может оказаться достаточной для сохранения динамической устойчивости. ИРТ предусмотрена на энергоблоках большой мощностью тепловых электростанций. Импульсная разгрузка на ГЭС не применяется, так как она неэффективна из за медленнодействующей системы регулирования частоты вращения гидравлических турбин. Для выполнения ИР тепловые турбины оборудуются специальными электрогидравлическими преобразователями (ЭГП), которые преобразуют электрические сигналы устройств противоаварийной автоматики в гидравлические воздействия на систему регулирования частоты вращения. ЭГП обеспечивает быстрый ввод в систему регулирования сигнала разгрузки. После снятия сигнала разгрузки система регулирования восстанавливает мощность турбины до первоначального значения. На рис 10.6а показано изменение мощности турбины во времени импульсном воздействии на систему регулирования турбины через ЭГП. Для сохранения статической устойчивости послеаварийного режима воздействие через ЭГП дополняется воздействием на ограничение мощности турбин через механизм управления турбины (МУТ). Импульс регулирования показан в виде отрицательного сигнала (сигнала на уменьшение мощности) с экспоненциальным затуханием, характеризующимся постоянной времени т. Экспоненциальный съем сигнала создает замедление в наборе мощности турбиной и предотвращает нарушение устойчивости во втором цикле качаний.

Отключение части генераторов применяют на электростанциях передающей части энергосистемы. Эффективность этого средства иллюстрируется на рис 10.5. Отключение генераторов мощностью Ро.г в момент времени, соответствующий точке 5, приводит к снижению мощности турбины от исходного значения Рт1 до Рт2, а следовательно, к увеличению максимальной площадки торможения. Одновременно происходит увеличение критического угла от бкр1 до бкр2. Положение точки 5 зависит от времени действия устройств автоматики и времени отключения выключателей генераторов. Как видно из рисунка, максимальное значение угла б в переходном процессе (т 6) не привышает критического значения бкр2.Динамическая устойчивость не нарушается. Новый режим устанавливается в точке 7, характеризующейся равенством мощности турбин Рт2 и электрической мощности, передаваемой в энергосистему по оставшейся в работе линии.