Исследование режимов и устойчивости электроэнергетической системы, содержащей управляемую электропередачу тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат технических наук Латыпов, Дамир Дамирович

• Латыпов, Дамир Дамирович
• кандидат технических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат технических наук Латыпов, Дамир Дамирович

МОСКОВСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ.

Оглавление.

Введение.

Глава 1. Гибкие системы передачи переменного тока. Модель управляемой линии.

1.1 Введение.

1.2. Основные типы устройств FACTS.

1.3 Статический тиристорный компенсатор.

1.4 Управляемая продольная компенсация (УПК).

1.5 Статический компенсатор (СТАТКОМ).

1.6 Последовательный статический компенсатор SSSC.

1.7 Комбинированные устройства. Unified Power Flow Controller.

1.8 Математическая модель управляемой электропередачи.

1.9 Выводы к Главе 1.

Глава 2. Выбор основного канала регулирования.

2.1. Введение.

2.2. Расчетная схема.

2.3. Структурная схема регулятора ОРПМ.

2.4. Обеспечение точности синтезируемой САУ.

2.5. Условия обеспечения апериодической статической устойчивости.

2.6. Учет ограничений.

2.7. Неоднородная схема.

2.8. Выводы к Главе 2.

Глава 3. Выбор системы стабилизации ОРПМ.

3.1. Введение.

3.2. Условия устойчивости системы автоматического регулирования высокой точности ОРПМ.

3.3. Применение метода синтеза структуры каналов стабилизации для простейшей системы, содержащей управляемую электропередачу на базе

ОРПМ.

3.4 Статическая устойчивость электроэнергетической системы, содержащей управляемую электропередачу.

3.5. Скоординированная настройка АРВ СД и системы стабилизации ОРПМ.

3.6. Выводы к Главе 3.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование режимов и устойчивости электроэнергетической системы, содержащей управляемую электропередачу»

Электроэнергетика является основой функционирования экономики и жизнеспособности населения. Современная электроэнергетика России находится в состоянии фундаментальных преобразований, связанных с изменением отношений собственности, технологий, развитием процесса глобализации и участием в них государства, как субъекта мировой экономики, с переходом на рыночные принципы в организации и управлении ресурсами различных хозяйственных систем. Общая цель реформирования отрасли — обеспечение энергетической безопасности страны, предотвращение энергетического кризиса, а также повышение конкурентоспособности российской экономики. В ходе процесса реструктуризации электроэнергетики России существенно меняются условия развития отрасли, принципы и методы организации системы управления её развитием, роль государства в данном процессе.

Россия далеко не первая страна, пришедшая к осознанию необходимости либерализации энергетической отрасли. С начала 80-х годов во многих странах мира происходило преобразование энергетической отрасли, направленное на развитие рыночных отношений в электроэнергетике, т. к. государственный монополизм начал серьезно препятствовать рациональному распределению энергетических ресурсов. В настоящее время наблюдается общая тенденция к дерегулированию в электроэнергетике. К моменту разработки концепции реформирования в 2000 году уже были проведены преобразования в ряде стран. Введение конкурентных отношений в электроэнергетике — это мировая тенденция, и Россия двигается в этом направлении, где-то отставая, где-то опережая. Однако Россия получила бесценную возможность использования накопленного другими странами опыта.

Новая система организации управления электроэнергетики РФ предполагает, создание конкурентной среды, обеспечивающей: устойчивое развитие отрасли, выделения конкурентных секторов, сокращения инвестирования из государственного бюджета. При этом сохраняются технологические требования обеспечения нормальной работы энергосистемы, строгое выполнение которых в условиях конкурентных отношений представляет собой более сложную задачу, чем в условиях жесткого государственного регулирования.

Во-первых, в условиях либерализации рынка появились новые факторы, влияющие на условия нормальной работы современной энергосистемы РФ. Среди них можно выделить [1]:

• усложнение решения вопросов, связанных с согласованием условий прохождения трасс линий электропередачи, при введении частной собственности на землю;

• необходимость пересмотра условий использования противоаварийной автоматики (в частности САОН), связанная с созданием механизмов заинтересованности субъектов рынка в установке подобных устройств (создание рынка системных услуг);

• возможность появления новых сечений с ограниченной пропускной способностью при развитии конкуренции в сфере производства и потребления энергии (за счет перераспределения загрузки генерирующих мощностей);

• слабая управляемость электрической сети и недостаточный объем устройств регулирования напряжения и реактивной мощности.

Во-вторых, рыночные условия вносят дополнительные факторы неопределенности при планировании развития и эксплуатации электрических сетей, т. к. рынок электроэнергии, собственно, как и мировая экономика в целом трудно предсказуемы. Начавшийся летом 2008 г. мировой финансовый кризис подтверждает это. Действительно, замедление экономик США и Европы привело к снижению производства, что мгновенно отразилось и в снижении спроса на электроэнергию во всем мире. При этом стратегия развития отрасли в нашей стране не учитывала такого резкого и внезапного его снижения. Теперь, принимая во внимание мировой финансовый кризис как свершившийся факт, необходимо пересмотреть всю стратегию развития отрасли, затрагивая и чисто технические вопросы.

При проектировании электроэнергетических систем опираются на прогнозные значения спроса, рассчитанные путем аппроксимации текущего тренда на несколько лет вперед. Такой подход не учитывает резких изменений нагрузок (изменений макроэкономического характера, не связанных с дневными и сезонными колебаниями), приводящих к изменению перетоков мощности по линиям. Следовательно, необходимо учитывать, что вновь сооруженная или модернизированная энергосистема не будет работать в тех режимах, которые закладывались на стадии проекта и, следовательно, ее режимы при эксплуатации могут не соответствовать техническим ограничениям и критериям оптимальности. Это приводит к необходимости в более полном объеме воздействовать на режимы методами и механизмами оперативно - диспетчерского управления для поддержания режима в допустимой области при любых изменениях, в том числе и макроэкономических. Иными словами, управление режимом энергосистемы приобретает большее значение в новых экономических условиях ее существования.

В-третьих, следует так же отметить тот факт, что с переходом к рыночной модели изменилась целевая функция управления режимами [2]. В условиях вертикально — интегрированной отрасли в качестве критерия оптимальности управления рассматривалось оптимальное распределение активной мощности между генераторами, обеспечивающее минимизацию расходов топлива (в самой простой формулировке) [3]. В новых условиях управление генерацией осуществляется с помощью ценовых сигналов, создаваемых рынком. Оптимальная загрузка генераторов реализуется при помощи модели «узловых цен», которая формирует ценовые сигналы с учетом технических ограничений и обеспечивает прозрачность процедуры принятия решений о распределении генерации [4]. Следовательно, необходимо изменить технологии управления режимами, подходы и алгоритмы для оптимизации режимов и их планирование.

В-четвертых, одним из важнейших показателей, влияющих на конкурентоспособность и энергетическую безопасность нашей страны, является энергетический баланс. Для сектора электроэнергетики энергетический баланс — это показатель, отражающий распределение суммарной генерации мощности по видам генерации (тепловая, атомная генерации, гидрогенерация и др.). В условиях сильной конкуренции в секторе генерации развитие этого сектора, а, следовательно, и структура энергетического баланса определяются экономическими факторами. Только по причине недавнего становления сектора генерации на рыночный путь развития, изменения энергетического баланса и его структуры в России еще не начались. Однако, это наиболее вероятное следствие развития реформы отрасли. В этом вопросе можно опираться на опыт тех стран, где реформа уже давно свершившийся факт и электроэнергетика которых уже начинает испытывать ее последствия. В качестве примера рассмотрим проблемы, с которыми приходится сталкиваться уже сейчас в странах Европейского Союза (ЕС).

Сильная зависимость стоимости электроэнергии от мировых цен на энергоресурсы (и экологические требования) становится стимулом для развития нетрадиционных источников (НИ) энергии в ЕС. Стратегия развития электроэнергетики стран ЕС предусматривает увеличение доли нетрадиционных источников с нынешних 7% до 20% к 2020 году [5]. Основу нетрадиционной генерации в ЕС составляет ветроэнергетические установки и солнечная генерация. Интеграция в энергосистему такой доли нетрадиционных источников из-за их резко-переменного графика выдачи мощности, является достаточно сложной технической задачей, для решения которой требуется развитая инфраструктура электрических сетей. При этом в будущем планируется использовать электрические сети как систему технологической связи разнесенных географически нетрадиционных источников и накопителей электроэнергии, необходимых для эффективного использования мощностей первых в будущем. В качестве последних, имеются в виду гидроаккумулируюшие электростанции и пневматические накопители [6].

НИ несомненно оказывают влияние на режимы электроэнергетических сетей и их развитие. Происходят изменения «привычных» перетоков мощности. В некоторых регионах исторически сложившиеся направления потоков мощности меняется на противоположные. Концентрация ветроэнергетических станций в разных регионах Европы уже приводит к увеличению транзита мощности [7-9].

Распределение потоков мощности по линиям электропередачи (ЛЭП) подчиняется физическим законам и не в полной мере управляемо. При этом резкое и чаще всего случайное увеличение выдаваемой ветроустановками мощности приводит к непредсказуемым и незапланированным перетокам [79]'.

Итак, в новых условиях требуются модернизация и повышение управляемости энергосистемы РФ. Решение приведенных проблем невозможно без перевооружения энергетического оборудования и сетей. Необходимость достижения повышенной управляемости режимом энергосистемы с целью его оптимизации с учетом технических ограничений определяет широкомасштабное внедрение управляемых устройств компенсации реактивной мощности. Развитие конкурентных отношений в секторах генерации и потребления невозможно без развитой инфраструктуры электрических сетей. Внедрение управляемых устройств — это один из вариантов развития инфраструктуры, т. к. появляется возможность передачи электроэнергии путем увеличения области

1 Примечание: Развитие ветроэнергетики является общемировой тенденцией. К концу 2006 года 75 ООО МВт ветроустановок введено в эксплуатацию, 2/3 приходится на Европу и 15% на северную Америку [5]. существования режимов при сохранении конфигурации линий электропередач. Было показано, что дополнительные затраты, связанные с сооружением устройств продольной компенсации (УПК), в несколько раз меньше удельных затрат на строительство новых ЛЭП [10]. В современных условиях, при введении частной собственности на землю, разница между этими затратами увеличивается не в пользу последних. Иногда различные препятствия на пути строительства ЛЭП (финансовые, экологические и др.) делают глубокую продольную компенсацию параметров единственно возможным решением увеличения пропускной способности существующих ЛЭП [10, 11]. Это не означает, однако, что второй вариант - сооружение новых ЛЭП, всегда не конкурентоспособен первому. Может оказаться, что даже при глубокой компенсации, достигнут технологический предел, выше которого уже невозможна передача большей мощности. При этом нельзя сказать, что необходимость в управляемых устройствах отпадает, наоборот, они необходимы, хотя их функция становится несколько иной — поддержание режима в допустимой области при нагрузках близким к предельным.

Поэтапное развитие электроэнергетических сетей и энергообъединений путем строительства новых ЛЭП различного номинального напряжения и различной протяженности, приводит к усложнению их структуры. Сети становятся сложнозамкнутыми с многослойной структурой номинальных напряжений. В результате сети оказываются неоднородными и неоднородность тем выше, чем больше различных классов напряжений используется в данной энергосистеме.

Влияние неоднородности в наибольшей степени проявляется в ЛЭП, состоящих из параллельных участков различного номинального напряжения. Неодинаковое соотношение активного и реактивного сопротивлений неоднородного участка приводит к такому распределению активной мощности по участкам, при котором ветвь с меньшим номинальным напряжением загружается до предела, при этом ветвь с большим номинальным напряжением остается недогруженным [12]. Такое естественное распределение активной мощности не является оптимальным в соответствии с критерием минимума потерь. Для устранения этого эффекта могут быть использованы различные мероприятия, однако применение управляемых устройств в условиях либерализации наиболее перспективно.

Такие управляемые устройства, широкое применение которых, в свою очередь, повышает управляемость электроэнергетических систем, принято объединять под одним термином: гибкие (управляемые) системы передачи электроэнергии переменного тока или Flexible Alternating Current Transmission Systems (FACTS). Ранее в нашей стране использовались такие термины как гибкая межсистемная связь и управляемые источники реактивной мощности (ИРМ) [13-16].

Технология FACTS уже показала свою эффективность и широко используется во многих странах. В России такая технология только намечается к внедрению2.

Единая национальная энергетическая система (ЕНЭС) России является самым крупным мире высокоавтоматизированным комплексом, обеспечивающим производство, передачу и распределение электроэнергии, а так же централизованное оперативно — техническое управление этими процессами. Управление гигантской синхронно работающей электроэнергетической системой (ЭЭС), достигающей с запада не восток 7000 км и с севера на юг 3000 км представляет собой сложнейшую инженерную задачу, не имеющую аналогов в мире. За более чем 40 лет функционирования ЕНЭС России накоплен огромный опыт надежного снабжения потребителей электроэнергией.

Для нормальной работы энергосистемы, одним из важнейших требований, является обеспечение устойчивости параллельной работы

2 см. Приказ РАО «ЕЭС России» №488 от 19.09.03. Создание в единой энергосистеме России гибких (управляемых) систем электропередачи переменного тока. входящих в нее электрических станций, при этом энергосистема должна работать с некоторым запасом устойчивости [17].

Основными факторами развития электроэнергетики нашей страны, влияющими на условия устойчивости, были: рост протяженности линий электропередач (ЛЭП), увеличение установленной мощности электрических станций и укрупнение энергосистем путем создания объединений.

Объединение энергосистем дает существенную экономию ресурсов, за счет уменьшения резервов мощности, способствует внедрению более экономичных укрупненных агрегатов, позволяет оптимизировать работу гидро- и тепловых станции, использовать эффект несовпадения максимумов нагрузки различных регионов [18]. Известно, что с увеличением протяженности ЛЭП ее пропускная способность уменьшается. Это объясняется увеличением индуктивного сопротивления при увеличении ее длины. Увеличение мощности агрегатов приводит к увеличению их индуктивных сопротивлений, что сказывается на ухудшении условий устойчивости.

Обеспечение устойчивости в условиях развития рыночных отношений в секторах производства и потребления является более сложной задачей. Последствия применения традиционных средств автоматики (например, САОН) приобретает более четкие экономические последствия, выражаемых в виде материального ущерба от понесенных убытков. Решение проблемы с одной стороны лежит в области разработки прозрачной рыночной процедуры урегулирования таких убытков, с другой стороны в области улучшения условий устойчивости и недопущения появления аварийных режимов, связанных с ее нарушением.

Мероприятия по улучшению устойчивости принято разделять на два класса: капиталоемкие и не капиталоемкие. Например, к последним относятся автоматическое повторное включение (АПВ), быстродействующая селективная защитная автоматика, управление передачами и вставками постоянного тока, противоаварийная автоматика разделения систем на части, автоматическое регулирование возбуждения сильного действия (АРВ СД).

Автоматическое регулирование возбуждения (АРВ) синхронных машин является одним из наиболее эффективных способов обеспечения устойчивости работы энергосистем. Первоначально АРВ выполняло только функцию поддержания требуемых уровней напряжения на зажимах синхронных генераторов, причем эти регуляторы имели зону нечувствительности [19]. Разработка и внедрение АРВ пропорционального действия (АРВ ПД) [20, 21], осуществляющего непрерывное регулирование возбуждения, качественно изменило условия статической устойчивости [19], обеспечило работу генераторов в широком диапазоне режимов, соответствующих поддержанию постоянной ЭДС за переходным реактивным сопротивлением. Дальнейшие исследования в этой области велись по пути снятия присущего АРВ ПД противоречия между статической устойчивостью и точностью регулирования [22]. В результате появился регулятор сильного действия (АРВ СД) [17-22], обеспечивающий устойчивую работу вплоть до мощностей, соответствующих пределу по ЛЭП. [22]

Эффективность сильного регулирования зависит от структуры регулятора и его настройки, которые, в свою очередь зависят от схемы электрической системы, ее параметров и режимов работы. Поэтому структура и настройки АРВ, обеспечивающей наилучшие показатели ее эффективности, в каждой отдельной энергосистеме будет различной.

Многообразие возможных параметров и режимов, даже в отдельно взятой энергосистеме,создают значительные препятствия на пути разработки оптимальных средств обеспечения устойчивости. Например, если взять АРВ СД как единственное такое средство, то в простой схеме «станция-шины» для определения его оптимальной структуры, которая обеспечит высокую степень устойчивости во всех режимах, применение существующих методов более чем достаточно. Однако, в многомашинной схеме появляется проблема согласования настроек АРВ различных генераторов во всем многообразии режимов. Существование решения задачи согласования настроек не является очевидным. Таким образом, применение АРВ СД для обеспечения устойчивости в ряде случаев может оказаться недостаточным.

Применение FACTS может быть еще одним эффективным средством для решения вопросов обеспечения устойчивости работы энергосистем. Применение быстродействующих регуляторов FACTS снижает, или полностью устраняет потребность в осуществлении экстренных мер по обеспечению устойчивости, таких как, отключение генераторов, разделение системы, ограничение нагрузки, снижение напряжения и частоты. Однако, применение FACTS только с этой целью, очевидно, является экономически неоправданным из-за высокой их стоимости. Наибольшее время работы энергосистемы — это установившиеся режимы, следовательно, целесообразность установки FACTS определенной мощности в определенном месте должна рассматриваться по условиям работы в установившихся режимах. Возможность применения уже установленного устройства для улучшения устойчивости изучается дополнительно. Такой подход переводит мероприятия, связанные с использованием FACTS для улучшения условий устойчивости, из класса капиталоемких в класс не капиталоемких.

Основу конструкции устройств FACTS составляют полупроводниковые преобразователи, вентили, емкостные и индуктивные накопители электромагнитной энергии. Последние обеспечивают потребление (выдачу) мощности от системы (в систему). Этот процесс можно контролировать при помощи вентилей, либо преобразователей, обеспечивая тем самым требуемые статические характеристики в установившихся режимах. В самом простом случае статические характеристики устройств FACTS обеспечивают поддержание какого-либо одного параметра режима в заданных пределах, например, устройства поперечной компенсации, регулирующие напряжение в узле подключения. Существуют, хотя реже применяются, устройства, контролирующие сразу несколько режимных параметров, например, модуль и фазу вектора напряжения или активную и реактивную мощность линии.

Оснащение устройства FACTS соответствующей системой автоматического управления (САУ) — необходимое условие его работы и обеспечения требуемых функций. Задача выбора подходящей структуры САУ решается методами синтеза

В общем виде выбор структуры САУ формулируется как задача синтеза, т. е. определение структуры и параметров САУ, удовлетворяющих заданным критериям (структурно-параметрический синтез). Существуют также частные задачи синтеза:

1) синтез параметров САУ при заданной структуре (параметрический синтез);

2) синтез только структуры САУ (структурный синтез).

Задачи первого типа находят свое применение в случаях, когда требуется найти оптимальную (с точки зрения заданных критериев) настройку регуляторов с учетом изменений в структуре объекта управления. Например, анализ устойчивости ЭЭС с АРВ СД с помощью построения областей устойчивости по выбранным параметрам (метод Д-разбиения) проводят для ряда характерных режимов работы энергосистемы с целью определения общей для всех рассматриваемых режимов области устойчивости. Если такая настройка не существует, то необходимо вносить изменения в структуру регулятора, т.е. переходить к решению полной задачи синтеза [23].

Наряду с методами структурного синтеза существуют методы структурного анализа. Они служат как необходимый инструмент процедуры синтеза, но при этом находят и самостоятельное применение. Применение методов анализа структуры позволяет:

1) описать процессы, происходящие в САУ на качественном уровне;

2) разложить сложную систему логически на простые элементы структуры, выделить основные каналы прохождения сигналов;

3) с помощью методов эквивалентирования привести сложную, многоэлементную структуру к более простой, содержащей меньшее количество элементов, тем самым уменьшить размерность решаемой задачи.

В исследованиях устойчивости, проводимых за рубежом, для анализа устойчивости колебаний энергосистем уже много лет используется хорошо зарекомендовавшая себя модель, известная под названием Phillis-Heffron model (РН модель) [24-26]. Эта модель, по сути, является графической интерпретацией линеаризованной системы уравнений переходных процессов и состоит из элементарных звеньев, которые описывают соотношения сигналов на входе и выходе с помощью передаточных функций, являющихся коэффициентами линеаризованной системы. Преимущество этой модели заключается в том, что с ее помощью можно наглядно представить каналы взаимодействия внутри системы, структуру системы в целом. В частности, с помощью этой модели были выполнены исследования по выбору структуры и настройке параметров power system stabilizer (PSS) [27, 28] — аналога APB СД. Анализ структуры такой системы качественно объясняет действие демпфирующего момента PSS и возможности по его увеличению. Следует отметить, что вид структуры модели РН для рассматриваемого класса систем остается неизменным и принят за рубежом как классический. При изменении режимов рассматриваемой модели изменяются только коэффициенты ее передаточных функций, являющиеся частными производными параметров режима. Для различных по составу оборудования систем, эта модель в целом также сохраняет свою структуру, за исключением некоторых ее элементов. Можно выделить общую часть структуры этой модели для всего класса электроэнергетических систем. Эта часть системы описывается одинаковыми по виду уравнениями: уравнение движения ротора, уравнение переходного процесса в обмотке ротора и уравнениями системы возбуждения. Основной недостаток такой модели проявляется в случаях, когда рассматривается подробная модель генератора, например 6-го порядка и выше, т.к. при этом теряются такие ее свойства, как наглядность и простота.

Ввиду того, что широкое применение FACTS получили за рубежом, основной объем проведенных исследований, связанных с анализом их влияния на устойчивость, и публикации на эту тему представлены в зарубежной литературе.

В опубликованных результатах исследований [29] показано наличие «мертвой точки» демпфирующего момента (точка, в которой демпферный момент обращается в ноль) для статического тиристорного компенсатора (СПС) в простой одномашинной схеме энергосистемы, модель генератора которой не учитывает действие АРВ. Это означает, что при уменьшении нагрузки демпферный момент СТК снижается и, проходя через мертвую точку, меняет свой знак, т.е. демпфирование СТК становится отрицательным. Было показано, что наличие «мертвой точки» связано с инерционностью генератора и зависит от режима энергосистемы. Позднее по результатам анализа структуры такой энергосистемы с помощью модели РН [29], было дано качественное объяснения причинам обращения в ноль демпферного момента СТК: обращение в ноль и смена знака частной производно электромагнитной мощности по переменной, характеризующей выходной сигнал стабилизатора, при изменении режима в сторону уменьшения мощности генератора. В публикации [30] показано, что такие устройства, как управляемая продольная компенсация (УПК) и фазорегулирующий трансформатор (ФРТ) обладают положительным демпфированием во всех режимах. Выявлены две составляющие демпферного момента устройства FACTS (СТК, УПК, ФРТ): прямая (direct) и косвенная (indirect) составляющие. Показано, что во всех режимах наибольший вклад в суммарный демпферный момент вносит прямая составляющая. Продолжением этой работы являются публикации [31, 32], в которых применяемый подход расширен на случай многомашинной схемы [31] и рассматривается демпфирующие свойства комплексного устройства FACTS — объединенного регулятора потоков мощности (ОРПМ) [32]. Однако, в этих публикациях в моделях устройств FACTS не представлены основные каналы регулирования, действие которых основано на поддержании требуемых характеристик в установившихся режимах (ручное регулирование). При этом результаты исследования демпферных свойств FACTS можно охарактеризовать, как проведенные для разомкнутой по основному контуру САУ. Известно, что разомкнутые системы, охваченные обратными связями, существенно меняют свои статические характеристики, и характеристики протекаемых во времени процессов. Следовательно, результаты, полученные в [30-32] нельзя применить без дополнительных исследований для замкнутых систем, но при этом эти работы показывают, что качественные методы исследования, в частности, анализ структуры, могут существенно упростить понимание процессов, проходящих в САУ.

В нашей стране первые работы по синтезу стабилизации проводились применительно к АРВ синхронных машин. При отсутствии опыта вначале в качестве основного метода применялся простой перебор всевозможных вариантов [33]. Такие расчеты и экспериментальные исследования, проводимые на электродинамических моделях, создали базу для разработки в дальнейшем более точных методов синтеза, а так же на основе этих данных выявились некоторые закономерности, которые значительно уменьшили число возможных вариантов структур АРВ. Так, для АРВ СД наиболее эффективными параметрами режима, применяемыми для стабилизации оказались: напряжение на зажимах, ток статора и частота напряжения. I

Многие известные методы синтеза, разработанные в ТАУ для линейных систем, имеют ограничения по применению. Большое практическое распространение нашли графоаналитические методы синтеза, основанные на приближении частотных характеристик исследуемой системы к желаемым. Основными показателями в этих методах служат, запасы по модулю и фазе, частота среза и др. Преимущества этих методов заключались в том, что они не требуют построения математического описания переходных процессов в виде дифференциальных уравнений: частотные характеристики могут быть получены экспериментально [34-36]. Нашли свое применение в задачах синтеза САУ в электроэнергетике и группа методов, называемая аналитические методы синтеза. Постановка задачи в этих методах реализуется как поиск экстремума функционала качества при заданных ограничениях [37-39].

Общей особенностью этих методов является то, что они решают задачу либо структурно-параметрического синтеза, либо только параметрического синтеза. Поэтому постановка задачи в каждом случае будет разной, следовательно, на основе этих методов невозможно разработать универсального подхода, который позволил бы, не прибегая к громоздким вычислениям, получить удовлетворительный результат.

Определенную трудность в решении задачи выбора структуры САУ в электроэнергетике методами синтеза, представляет неполнота и недостаточная точность информации о параметрах энергосистемы, а также неизбежное применение в исследованиях упрощенных моделей. Применение последних продиктовано сложностью детального учета всех свойств исследуемых объектов (нелинейности, связанные с насыщением, зависимость параметров от таких факторов как температура окружающей среды, и т. п.). Поэтому результаты, получаемые на таких моделях, не гарантируют того, что в реальной энергосистеме будут получены такие же критерии качества и что оптимальная настройка расчетной модели, окажется таковой и для реальной энергосистемы.

С учетом изложенного, целесообразнее ставить задачу синтеза только структуры САУ в общем виде, не конкретизируя ее детали и не накладывая ограничения на параметры, представив их в обобщенном виде. Только найдя полученное решение, и тем самым уменьшив число возможных вариантов, методом синтеза структуры, имеет смысл проводить детальные исследования и расчеты, в ходе которых произвести окончательную настройку параметров САУ.

Решению задачи синтеза применительно к устройствам FACTS посвящено много работ, в основном опубликованных за рубежом [30-32, 4058]. В большинстве этих работ применяемые методы синтеза имеют частный характер. При общей своей формулировке: обеспечения устойчивости энергосистемы при помощи САУ FACTS, они отличаются тем, что предполагаются заданными различные элементы структуры САУ. Либо предполагается заданной структура САУ и требуется найти параметр режима, используемый на входе [40-41], либо осуществляется поиск оптимального места подключения системы стабилизации [30, 42]. В некоторых работах определяются только параметры САУ, по своей структуре похожей на PSS, при заданных параметрах на её входе и выходе [43-45].

Таким образом, с одной стороны необходимо повышать управляемость и надежность ЕНЭС в новых для энергетики России рыночных условиях. При этом с другой стороны, повышаются требования к устойчивости энергосистемы, а традиционных средств по ее обеспечению становится не достаточно. Наиболее экономически оправданным средством решения двух этих проблем является применение быстродействующих FACTS.

Целью данной работы является разработка системы автоматического регулирования компенсирующего устройства (ОРПМ) для улучшения условий устойчивости энергосистемы, содержащей управляемую электропередачу.

Для достижения поставленной цели в работе решались следующие основные задачи:

•Изучение основных типов компенсирующих устройств на базе полупроводниковых элементов и условий их работа в гибких системах передачи переменного тока

•Разработка общего подхода к математическому описанию управляемой электропередачи на базе ОРПМ и других устройств

•Определение основных требований, предъявляемых к системе автоматического регулирования ОРПМ для обеспечения нормальной работы и статической устойчивости режимов электроэнергетической системы

•Разработка системы автоматического управления (САУ) ОРПМ, удовлетворяющей предъявляемым требованиям

•Экспериментальные исследования на ЭВМ режимов и устойчивости энергосистемы, содержащей управляемую электропередачу на базе ОРПМ •Совершенствование САУ ОРПМ для увеличения демпфирования свободных колебаний при малом возмущении параметров режима энергосистемы.

При этом, как уже отмечалось, решение поставленной задачи в каждом отдельном случае будет различным, поэтому в данной работе задача ставится в общем виде, не ограничиваясь какой либо конкретной схемой. Учитывая тот факт, что при составлении математических моделей элементов энергосистемы прибегают к упрощениям, сложные фрагмента схемы энергосистем эквивалентируются простыми схемами, целесообразно применять максимально простые расчетные схемы. Результаты, полученные для таких схем в ходе проводимых исследований должны соответствовать реальным объектам исследования — электроэнергетическим системам [17]. Обеспечение строгости и точности такого соответствия является неотъемлемой частью самих исследований и основывается на уже имеющемся опыте проведения исследований для данного класса изучаемых объектов.

В ходе проведенных исследований получены результаты, представляющие научную новизну. Разработана математическая модели управляемой электропередачи на базе ОРПМ. Показана принципиальная возможность, при определенных условиях, использования этой модели для описания управляемой электропередачи на базе других устройств. Разработана структурная схема САУ ОРПМ. Показано, что наилучшее демпфирование колебаний обеспечивает структура САУ, в закон регулирования которой вводится первая и вторая производные угла напряжения на входе устройства.

Достоверность полученных теоретических положений подтверждаются результатами расчета. Разработанные программы расчета режимов и устойчивости проверялись на схемах, для которых достоверные результаты уже были известны. Кроме того, достоверность подтверждается совпадением полученных данных с результатами расчетов, выполненными в других программах: РАСТР, Simulink.

Существует целый ряд устройств FACTS, отличающихся по своему назначению, принципам функционирования, составом основного оборудования. Однако, в основе функционирования FACTS лежат общие для всего ряда устройств принципы продольной и/или поперечной компенсации. Быстродействие, а соответственно способность FACTS вносить определенный вклад в улучшение условий устойчивости, является общим (за редким исключением) для устройств FACTS свойством. В связи с этим, в первой главе приводится анализ ряда устройств FACTS, при этом подробно рассматриваются комбинированные устройства продольно-поперечного включения, как представляющие больший интерес, ввиду недостаточности проведенных на данный момент исследований, как в области установившихся режимов, так и устойчивости.

Статическая устойчивость электроэнергетической системы — это устойчивость ее установившегося режима. Расчеты, связанные с исследованиями статической устойчивости предваряют расчеты параметров установившихся режимов. Это необходимо для проведения процедуры линеаризации режима в окрестности точки установившегося режима. Координаты этой точки, т.е. параметры режима, должны удовлетворять техническим ограничениям, накладываемым на них исходя из условий надежности и качества поставляемой электроэнергии. При этом основная роль управляемой электропередачи как раз и заключается в обеспечении надежности и качества. Для задач синтеза структур САУ FACTS это означает, что параметры и структура основного канала должны выбираться по условиям и в результате исследования установившихся режимов. Этой задаче посвящается вторая глава данной работы.

Изучение влияния FACTS на условия статической устойчивости, а так же синтез структуры канала стабилизации САУ FACTS с целью их улучшения представлены в третьей главе.

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Латыпов, Дамир Дамирович

3.6. Выводы к Главе 3.

1) Исследованы условия статической устойчивости энергосистемы^ содержащей управляемую электропередачу на базе ОРПМ.

2) Дополнение основного канала управления ОРПМ системой стабилизации, осуществляющей регулирование по производным параметров режима, улучшает условия статической устойчивости энергосистемы. Наилучшее демпфирование свободных колебаний достигается, если в закон регулирования ввести первую и вторую производную угла напряжения на входе ОРПМ.

3) Скоординированная настройка АРВ СД генераторов и регулятора ОРПМ позволяет увеличить демпфирование свободных колебаний в достаточно широком диапазоне режимов работы энергосистемы. Таким образом, ОРПМ может служить эффективным дополнительным средством улучшения условий устойчивости, особенно в тех случаях, когда возможности АРВ СД исчерпаны.

Заключение.

1. Разработанная математическая модель электропередачи, оснащенной ОРПМ, может применяться при определенных условиях и для случаев установки других устройств как продольного, так и поперечного типа. Эта математическая модель универсальна, и может использоваться в схемах любой сложности, а также в программах расчета режимов электроэнергетических систем.

2. Предложена структура основного канала регулирования ОРПМ, в качестве регулируемых параметров которой используются: напряжение вставки постоянного тока (С/^), напряжение на входе ОРПМ (С/2), добавочное напряжение (АС/) и угол добавочного напряжения (р). Показано, что в структуру основного канала должен входить блок расчета уставок для скоординированного изменения воздействия всех регуляторов.

3. Показана эффективность регулирования напряжения первого преобразователя при помощи использования ШИМ. Оставляя напряжение иа неизменным, можно управлять режимами преобразователей по реактивной мощности независимо один от другого.

4. Дополнение основного канала управления ОРПМ системой стабилизации, осуществляющей регулирование по производным параметров режима, улучшает условия статической устойчивости энергосистемы. Наилучшее демпфирование свободных колебаний достигается, если в закон регулирования ввести первую и вторую производную угла напряжения на входе ОРПМ. Скоординированная настройка АРВ СД генераторов и регулятора ОРПМ позволяет увеличить демпфирование свободных колебаний в достаточно широком диапазоне режимов работы энергосистемы. Таким образом, ОРПМ может служить эффективным дополнительным средством улучшения условий устойчивости, особенно в тех случаях, когда возможности АРВ СД исчерпаны.

5. Приведенный анализ режимов и сравнение режимных характеристик ФРТ и ОРПМ позволяют сделать вывод о том, что комплексное регулирование имеет ряд преимуществ: а) без дополнительных мер позволяет увеличить пропускную способность электропередачи; б) без необходимости установки дополнительных компенсирующих устройств, позволяет осуществить более эффективно разгрузку по току и оптимизировать распределения мощности по линиям с точки зрения уменьшения потерь в линиях.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Латыпов, Дамир Дамирович, 2009 год

1. www.fsk-ees.ru

2. Арзамасцев Д.А., Бартоломей П.И., Холян А.М. АСУ и оптимизация режимов энергосистем. — М.: 1983. — 208 с.

3. Ерохин П. М. Задачи и технологии оперативно-диспетчерского управления режимами ЕЭС в конкурентно-рыночной энергетике России. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук, Екатеринбург, 2005.

4. André Merlin. Integrating large shares of fluctuating power sources into power electric systems. 42nd CIGRE Session. Opening panel. Paris, 2008.

5. Geza Joos. Integrating large shares of fluctuating power sources into power electric systems. Role of Storage. 42nd CIGRE Session. Opening panel. Paris, 2008.

6. Jean Verseille. Integrating large share of fluctuating power sources into power electric systems. Impact on the development of transmission networks. 42nd CIGRE Session. Opening panel. Paris, 2008.

7. Y. Sassnick. Integrating large shares of fluctuating power sources into power electric systems. Impact on the Power System Operation. 42nd CIGRE Session. Opening panel. Paris, 2008.

8. Clark W. Gellings. Integrating large shares of fluctuating power sources into power electric systems. Impact on the Power System Economics. 42nd CIGRE Session. Opening panel. Paris, 2008.

9. Вульф A.A., Щербачев O.B. Передача энергии на сверхдальние расстояния по компенсированным линиям. Электричество, 1969, № 10-11.

10. П.Зарудский Г.К. Исследование протяженных электропередач сверхвысокого напряжения при глубокой компенсации параметров. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Москва, МЭИ, 1972.

11. Локтионов C.B. Разработка алгоритма для выбора мест установки фазорегулирующих трансформаторов в электрических сетях. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Москва, МЭИ, 2003.

12. Веников В.А., Жуков JI.A. Регулирование режима электрических систем и дальних электропередач и повышение их устойчивости при помощи управляемых статических ИРМ. Электричество, 1967, № 6.

13. Ивакин В.Н., Ковалев В.Д., Худяков В.В. Гибкие электропередачи переменного тока. Электротехника, 1996, №8. С 15-20.

14. Жуков JI.A., Стебелев В.А. Статическая устойчивость электропередач с ре1улируемыми статическими ИРМ на генераторном конце. Электричество, 1974, № 7.

15. Жуков JI.A., Стебелев В.А., Строев В.А. Исследование статической устойчивости электропередач со статическими ИРМ на генераторном конце. Электричество, 1976, № 9.

16. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах: Учеб. для электроэнергет. спец. вузов — 4-е изд. М.: Высш. шк., 1985. — 536 стр.

17. Маркович И.М. Режимы энергетических систем. М., Госэнергоиздат, 1963.

18. Лебедев С.А. Анализ искусственной устойчивости генераторов. Электричество, 1938, № 4.

19. Герценберг Г.Р. Электронно-ионный регулятор напряжения для машин переменного тока. Электричество, 1938, № 4.

20. Цукерник Л.В. Повышение устойчивости электрических систем посредством компаундирования синхронных машин. Электрические станции, 1941, № 23 24.

21. Строев В.А. Вопросы синтеза структур регулирования электрических систем. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Москва, МЭИ, 1969.

22. Методика расчетов устойчивости автоматизированных электрических систем. Под. ред. В. А. Веникова, «Высшая школа», 1966.

23. W.G. Heffron, R.A. Phillips. Effect of modern amplidyne voltage regulator on under excited operation of large turbine generator, AIEE T-VOl.71,1952.

24. F.P. de Mello, C. Concordia, Concept of synchronous machine stability as affected by excitation control, IEEE T-PAS, Vol.88, April 1969.

25. Y.N.Yu. Electric power system dynamics, Academic Press, 1983.

26. E.V. Larsen, D.A. Swann. Applying power system stabilizer, Part 1-Ш". IEEE T-PAS, vol-PASlOO, 1981.

27. J.H. Chow, JJ. Sanchez-Gasca. Pole-placement design of power system stabilizers. IEEE T-PWRS, vol. 4, 1989.

28. M. Noroozian, G. Andersson. Damping of power system oscillations by use of controllable components, IEEE T-PD, Vol.9, 1994.

29. H.F. Wang, PJ. Swift. A unified model for the analysis of FACTS devices in damping power system oscillations part I: single-machine infinite-bus power system. IEEE T-PD, Vol.12, No 2, April 1997.

30. H.F. Wang, PJ. Swift, M. Li. A unified model for the analysis of FACTS devices in damping power system oscillations part П: multi-machine power system. IEEE T-PD, Vol.13, No 4, October 1998.

31. H.F. Wang. A unified model for the analysis of FACTS devices in damping power system oscillations part Ш: unified power flow controller. IEEE T-PD, Vol.15, No 3, July 2000.

32. Матюхин B.M. Влияние закона регулирования возбуждения на демпфирование колебаний синхронной машины. Электричество, 1958, №5.34.0сновы автоматического регулирования. Под ред. В. В. Солодовникова, Машгиз, 1954.

33. Фатеев А. В. Основы линейной теории автоматического регулирования. ГЭИ, 1954.

34. Гольдфарб JI. С, Балтрушевич А. В, Круг Г. К, Нетушил А. В, Пастернак Е. Б. Теория автоматического управления, ч. 1. «Высшая школа», 1968.

35. Мееров М. В. Синтез структур систем автоматического регулирования высокой точности. Физматгиз, 1959.

36. Мееров М. В. Системы многосвязного регулирования. «Наука», 1965.

37. Мееров М. В. Синтез структур систем автоматического регулирования высокой точности. «Наука», 1967.

38. Noroozian М, Halvarsson P. Application of controllable series capacitors for damping power swings. 5th Symposium of Specialists in Electric and Expansion Planning (V SEPOPE), May 19-24, 1996, Brazil.

39. Li-Jun Cai, Istvan Erlich. Simultaneous coordinated tuning of PSS and FACTS damping controllers in large power systems. IEEE Transactions on power systems. Vol. 20, N 1. Feb, 2005.

40. Tambey N, Kothari M. L. Unified power flow controller (UPFC) based damping controllers for damping low frequency oscillations in a power system. Annual paper meeting. Ranchi. Nov, 2002.

41. Edvina Uzunovic, Claudio A Canizares, John Reev. EMTP Studies of UPFC Power Oscillation Damping. North American Power Symposium, October 1999.

42. Leung Joseph S. K, David J. H, Yixin Ni. Global power system control using generator excitation, PSS, FACTS devices and capacitor switching. Electrical power and energy systems. 27/2005.

43. Nabavi-Niaki A, Iravani M. R. Steady-state and dynamic models of unified power flow controller (UPFC) for power system studies. IEEE Transactions on power systems. Vol. 11, N 4. Nov, 1996.

44. Xiao Bo Hu Du, W. Limin Yang Wang, H.F. Dunn, R. Tang, G.Q. Multi-mode oscillation damping of power systems by a single UPFC. 42nd International Universities Power Engineering Conference, 2007, pp. 449 454.

45. Haque, M. H. Application of UPFC to Enhance Transient Stability Limit Power Engineering Society General Meeting, June 2007, pp. 1-6.

46. Pencheng Zhu. Liming Liu. Xiaoyuan Liu. Yong Kang. Jian Chen. A modified control strategy for unified power flow controller. Electrical Machines and Systems, 2005, vol. 3, pp. 2441 2446.

47. Wang, H.F. Jazaeri, M. Cao, Y J. Operating modes and control interaction analysis of unified power flow controllers. IEE Proceedings Generation, Transmission and Distribution, vol. 152, no. 2, March 2005, pp. 264 -270.

48. Tang Aihong. Cheng Shijie. UPFC Control Algorithm and Implementation Scheme in Laboratory. Transmission and Distribution Conference and Exhibition: Asia and Pacific, 2005. pp. 1-6.

49. Kothari, M.L. Neelima Tambey. Design of UPFC controllers for a multimachine system. Power Systems Conference and Exposition, 2004, pp. 1483 1488.

50. Garcia-Gonzalez, P. Garcia-Cerrada, A. Detailed analysis and experimental results of the control system of a UPFC. IEE Proceedings -Generation, Transmission and Distribution, vol. 150, March 2003, pp. 147 154.

51. Jang-Cheol Seo. Seung-U Moon. Jong-Keun Park. Jong-Woong Choe. Design of a robust UPFC controller for enhancing the small signal stability in the multi-machine power systems. Power Engineering Society Winter Meeting, 2001, vol. 3, pp. 1197 1202.

52. Papic, I. UPFC model for stability calculations with decoupled watt-VAr control system. 10th Mediterranean Electrotechnical Conference, 2000, May 2000, vol. 3, pp. 1124 1127.

53. Kohno, H. Yokoyama, A. Control system design of UPFC for power system damping enhancement taking into account rating of converterduring oscillation. International Conference on Electric Power Engineering, 1999. p. 164.

54. Wang, H.F. Applications of modelling UPFC into multi-machine power systems. IEE Proceedings Generation, Transmission and Distribution, vol. 146, no. 3, May 1999, pp. 306 - 312.

55. Болдырев E. А. Работа преобразовательных устройств нового класса в электропередачах переменного и постоянного тока. Электричество №9/2001.

56. Narain G. Hingorani, Laszlo Gyugyi. Understanding FACTS: concept and technology of flexible ac transmission systems. ШЕЕ Press, 1998.

57. Grunbaum R., Noroozian M., Thorvaldsson B. FACTS powerful systems for flexible power transmissions. ABB Review, 5/1999.

58. Ерофеев А. А. Теория автоматического управления: Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. — СПб.: Политехника, 2005.

59. Веников В. А., Строев В. А., Идельчик В. И., Тарасов В. И. Оценка статической устойчивости электрических систем на основе решения уравнений установившегося режима. Известия АН ССР. Энергетика и транспорт. № 5, 1971.

60. Рыжов Ю.П., Моти Биржанди А. А. Режимные характеристики линии переменного тока с векторным управлением. Электричество № 9/2005.

61. Рыжов Ю.П., Мотибиржанди А. А. Возможные ограничения при использовании управляемой продольной компенсации в линиях электропередачи 220-500 кВ. Электроэнергетика № ?.

62. Кочкин В. И., Шакарян Ю. Г. Режимы работы управляемых линий электропередач. Электричество № 9/1997.

63. Михневич Г.В. Синтез структуры системы автоматического регулирования возбуждения синхронных машин. «Наука», 1964.

64. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике (для научных работников и инженеров). Определения, теоремы, формулы. 6-е изд., стер. — СПб.: Издательство «Лань», 2003.

65. Строев В. А., Селиджанов Р. М. Управление переходными режимами в электрических системах. Текст лекций по курсу переходные процессы в электрических системах. МЭИ 1994.

66. Веников В.А., Новицкий В.М., Штробель В.А. Регулирование сильного действия, осуществляемого с применением третьей и четвертой производных абсолютного угла. Электричество, 1954, № 3.

67. Зубков П.И., Горушкин В.И. Повышение устойчивости синхронного генератора регулированием возбуждения по скольжению и ускорению ротора. Изв. АН СССР, ОТН, 1953, № 9.

68. Толстов Ю. Г., Скороваров В. Е., Бако В. Н., Степанова В. Г., Топельберг В. В. Инвертор напряжения, работающий на противо-э.д.с. Электричество № 12/1972

69. Электрические системы, т .7. Управление переходными режимами электроэнергетических систем. Под ред. В. А. Веникова. Учебное пособие для электроэнергетических вузов. М., «Высш. школа», 1972.

70. Веников В.А., Литкенс И.В. О влиянии регулирования возбуждения на пропускную способность дальних электропередач. Электричество, 1955, № 11.