WWW.DISUS.RU

БЕСПЛАТНАЯ НАУЧНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

 

Хань разработка алгоритма дискретного управления асинхронным ходом в двухподсистемной электроэнергетической системе

На правах рукописи

Нгуен Тхи Нгует Хань

РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМА ДИСКРЕТНОГО УПРАВЛЕНИЯ АСИНХРОННЫМ ХОДОМ В ДВУХПОДСИСТЕМНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЕ

Специальность 05.14.02 – «Электростанции

и электроэнергетические системы»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Москва – 2008 г.

Работа выполнена на кафедре Электроэнергетических систем Московского энергетического института (Технического университета).

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор Зеленохат Николай Иосифович
Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Шакарян Юрий Гевондович кандидат технических наук Бабыкин Владимир Викторович
Ведущая организация: ОАО «СО ЕЭС»

Защита диссертации состоится « 19 » сентября 2008 г. в 15 час. 00 мин. в аудитории Г-200 на заседании диссертационного совета Д 212.157.03 при Московском энергетическом институте (Техническом университете), по адресу: 111250, Москва, Красноказарменная ул., д. 17.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Московского энергетического института (Технического университета).

Отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью, просьба направлять по адресу: 111250, Москва, Красноказарменная ул., д. 14, Ученый Совет МЭИ (ТУ).

Автореферат разослан « » 2008 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.157.03

кандидат технических наук,

доцент Бердник Е.Г.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Обеспечение устойчивости является одной из главных задач проектирования и эксплуатации электроэнергетических систем (ЭЭС). Нарушение устойчивости параллельной работы генераторов и появление в ЭЭС длительного асинхронного хода может приводить к нарушению электропитания большого количества электропотребителей и даже к полному развалу ЭЭС. Поэтому, проблема обеспечения устойчивости ЭЭС становится все более острой при объединении энергосистем и увеличении их мощностей, так как устойчивость довольно часто нарушается именно по слабым связям, соединяющим отдельные энергосистемы в их объединении.

При нарушении динамической устойчивости и возникновении асинхронного режима предусматривается работа автоматики ликвидации асинхронного режима (АЛАР). В зависимости от складывающейся ситуации в электроэнергетических системах ликвидация асинхронного режима этой автоматикой производится осуществлением соответствующих управляющих воздействий на синхронные генераторы и на нагрузку ЭЭС, чтобы создать необходимые условия для ресинхронизации, или делением ЭЭС на несинхронно работающие части (подсистемы).

Формируемые с помощью АЛАР управляющие воздействия для устранения асинхронного режима в ЭЭС могут оказаться не достаточно эффективным, особенно в ЭЭС с малым резервом установленной генераторной мощности и при наличии слабых связей.

Для осуществления ресинхронизации применяемые в ЭЭС устройства АЛАР формируют управляющие воздействия, направленные на изменение генераторной мощности электростанций вплоть до отключения отдельных генераторов или на отключение части электрической нагрузки. Если этого оказывается недостаточно, то после нескольких циклов асинхронного хода или по истечении определенного времени при отсутствии ресинхронизации АЛАР срабатывает на деление ЭЭС на несинхронно работающие подсистемы и вводится запрет автоматическое повторное включение (АПВ). Такое деление является крайне нежелательным, особенно если ЭЭС имеет малый резерв установленной генераторной мощности в энергодефицитной подсистеме, так как такая подсистема при делении ЭЭС утрагивает мощность, передававшуюся по межсистемной связи. Поэтому становится необходимым отключать примерно такую же мощность электропотребителей, какая передавалась по межсистемной связи в исходном режиме.

В связи с этим возникает необходимость в поиске новых подходов к решению проблемы повышения результирующей устойчивости ЭЭС, в разработке алгоритмов управления асинхронным ходом, обеспечивающих сокращение продолжительности асинхронного хода и успешную ресинхронизацию подсистем. В качестве объекта исследования в диссертации рассматривается объединенная энергосистема (ОЭС) Вьетнама, представляющая собой две подсистемы, связанные между собой межсистемной связью с двумя линиями электропередачи 500 кВ.

Целью работы является разработка алгоритма дискретного управления асинхронным ходом в двухподсистемной энергосистеме воздействием на выключатели линий электропередачи межсистемной связи для повышения ее результирующей устойчивости и исследование его эффективности применительно к простой и объединенной энергосистеме Вьетнама.

Для достижения поставленной цели определены следующие задачи:

  • проведение теоретических исследований в направлении поиска научной основы для разработки нового подхода к формированию алгоритмов управления асинхронным ходом в ЭЭС и обеспечения сохранения ее результирующей устойчивости;
  • научное обоснование возможности и целесообразности применения дискретного управления потоком мощности по линиям электропередачи в составе межсистемной связи двух подсистем в объединенной энергосистеме;
  • разработка критериев, позволяющих с использованием параметров режима, замеряемых непосредственно на подстанции с установленными управляющими устройствами, определять в реальном времени моменты циклов отключения и включения выключателей линий электропередачи для управления асинхронным ходом по межсистемной связи;
  • формирование алгоритмов управления асинхронным ходом с использованием разработанных критериев;
  • исследование эффективности управления асинхронным ходом в ОЭС Вьетнама с использованием разработанных алгоритмов управления.

Научная новизна работы.



  1. Разработан новый подход к формированию алгоритмов управления асинхронным ходом в ЭЭС, схема замещения которой может быть представлена двумя подсистемами и межсистемной связью.
  2. Разработаны критерии определения моментов отключения и включения выключателей линий электропередачи межсистемной связи при асинхронном ходе по ней с целью создания наилучших условий для ресинхронизации.
  3. Разработан алгоритм дискретного управления асинхронным ходом по межсистемной связи в ЭЭС с целью обеспечения сохранения ее результирующей устойчивости.
  4. Проведенными исследованиями доказана эффективность и целесообразность применения разработанного алгоритма дискретного управления выключателем линии электропередачи в составе межсистемной связи при асинхронном ходе в энергообъединении Вьетнама.

Методы исследования. При решении поставленных задач использованы основные положения теории электромеханических переходных процессов в электроэнергетических системах, методы математического моделирования и анализа устойчивости, а также критерии оценки качества переходных процессов в ЭЭС при больших возмущениях.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечивается применением современных методов исследования режимных свойств ЭЭС при асинхронном ходе, использованием проверенных на практике математических и цифровых моделей ЭЭС и подтверждается результатами выполненных расчетов с использованием современных вычислительных машин, а также сопоставлением переходных процессов, полученных без учета и с учетом разработанного алгоритма дискретного управления применительно к объединенной энергосистеме Вьетнама.

Практическая ценность и реализация результатов работы. Разработанные технически реализуемые алгоритмы дискретного управления асинхронным ходом в энергосистемах могут найти применения как в обычных, так и в современных микропроцессорных устройствах автоматики ликвидации асинхронных режимов для установки на системообразующих и межсистемных связях в сложных и объединенных энергосистемах.

Результаты диссертационной работы могут быть использованы российскими научно-исследовательными и производственными организациями, занимающимися решением задач управления асинхронными режимами в электроэнергетических системах и повышением эффективности управления их результирующей устойчивостью, они могут быть использованы соответствующими организациями во Вьетнаме.

Апробация диссертационной работы. Основные положения и результаты диссертации доложены и обсуждены на XI и XIV международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов «Радиотехника, электротехника и энергетика» в 2005 и 2008 годах (г. Москва), а также на заседании кафедры «Электроэнергетические системы» МЭИ (ТУ).

Публикации. По результатам исследований опубликованы одна статья в журнале «Вестник МЭИ» и тезисы трех докладов на конференциях.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы и приложения. Объем работы включает в себя 156 страниц основного текста, 94 рисунка, 2 таблицы и 82 единицы списка литературы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель и основные задачи работы, приведены положения, отражающие научную новизну и практическую ценность работы, а также дано краткое содержание диссертационной работы.





В первой главе дана характеристика энергосистемы Вьетнама как объект исследования. Выявлены особенности ее конфигурации в виде двух ЭЭС, связанных длинными линиями электропередачи 500 кВ. Объединенная энергосистема Вьетнама имеет малый резерв установленной мощности и в пиковое времени работает даже без резерва.

Анализ аварийных ситуаций в объединенной энергосистеме Вьетнама в периоде показывает, что проблема обеспечения динамической и результирующей устойчивости в объединенной энергосистеме Вьетнама становится все более актуальной. Исследование динамических свойств ОЭС Вьетнама позволило выявить ряд случаев, когда при сильных возмущениях в виде коротких замыканий на линиях электропередачи 500 кВ происходит нарушение динамической устойчивости и возникают продолжительные асинхронные ходы в объединенной энергосистеме Вьетнама. В связи с тем становится актуальной задача управления асинхронными ходами в ОЭС Вьетнама и поиска новых подходов к формированию алгоритмов управления перетоками активной мощности по межсистемной связи 500 кВ.

Во второй главе дана характеристика проблемы управления асинхронным ходом в ЭЭС и определяются пути ее решения. Дается обзор публикации по существующим режимным мероприятиям, повышающим результирующую устойчивость ЭЭС. Особое внимание уделяется выбору моментов отключения и включения выключателей линий электропередачи межсистемных связей при асинхронном ходе по ним.

Рассмотрен ряд известных существующих устройств автоматики ликвидации асинхронного режима: релейно-контактная АЛАР, селективная автоматика прекращения асинхронного хода (САПАХ) и микропроцессорная АЛАР-М.

Основное устройство релейно-контактной АЛАР строится на использовании трех направленных реле сопротивления, имеющих круговую или эллиптическую характеристику с регулируемыми смещением и углом максимальной чувствительности, а также одного максимального реле мощности с регулируемым углом максимальной чувствительности. Эти реле совместно с соответствующей логической схемой обеспечивают выявление и ликвидацию асинхронного хода по линии электропередачи.

Недостатками такого типа АЛАР является то, что первая быстродействующая ступень не способна выявить асинхронный ход в энергосистеме при большом скольжении на первом цикле из-за использования в качестве фиксации скорости разновременности срабатывания реле сопротивления, а вторая и третья ступени не являются быстродействующими, они срабатывают только через нескольких циклов асинхронного хода.

Принцип работы устройства САПАХ основано на контролировании угла между векторами эквивалентных ЭДС двух подсистем, что достигается путем моделирования векторов напряжений в расчетных точках сети и связи, изменения угла между этими векторами напряжений с углом между векторами эквивалентных ЭДС. Использование в САПАХ эквивалентных параметров схемы замещения, которые не являются однозначно определяемыми, может приводить к недостаточно эффективному действию устройства.

Более совершенными являются микропроцессорные АЛАР-М. В них используются быстродействующие алгоритмы обработки информации и формирования противоаварийных управляющих воздействий в реальном времени, имеется возможность прогнозирования развития асинхронного процесса на основе граничных фазовых характеристик устойчивости энергосистемы в переходных процессах. Однако алгоритм управления в АЛАР-М ориентирован на использование параметров режима, отражающих поведение подсистем в виде эквивалентов, что может создавать известные затруднения при определении их численных значений.

В адаптивном алгоритме выявления асинхронного режима используются параметры контролируемого участка линии электропередачи и мгновенные замеряемые значения векторов ее напряжений и тока и на их основе приближенно определяются вектора ЭДС эквивалентных генераторов и угол сдвига между ними. При больших скольжениях могут возникать погрешности при определении ЭДС эквивалентных генераторов и угла сдвига между ними.

Общим недостатком всех АЛАР является то, что их управляемые сигналы направлены на изменение мощности электростанций или на отключение части нагрузки, что иногда может оказаться недостаточно эффективным мероприятием и поэтому для ликвидации асинхронного хода в ряде случаев приходится осуществлять деление энергосистемы на несинхронно работающие подсистемы.

На кафедре электроэнергетических систем было предложено осуществлять управление перетоком мощности при асинхронном ходе по межсистемной связи воздействием на выключатели межсистемной связи, однако для реализации разработанного алгоритма управления также требуется информация об углах сдвига роторов эквивалентных генераторов связываемых подсистем. Причем рассматривается одноцепная линия электропередачи межсистемной связи подсистем, тогда как такие связи чаще всего могут быть и двухцепными.

На основе проведенного обзора научно обоснована постановка задачи о применении дискретного управления потоком мощности по линиям электропередачи межсистемной связи путем воздействия на отключение / включение ее выключателей и разработки критериев определения моментов отключения / включения этих выключателей с использованием параметров режима, замеряемых на месте установки соответствующего устройства управления.

В третьей главе дано теоретическое обоснование нового подхода к формированию алгоритма дискретного управления асинхронным ходом воздействием на выключатели линии электропередачи межсистемной связи для обеспечения результирующей устойчивости ЭЭС.

Рассмотрен асинхронный ход в простой двухподсистемной энергосистеме, каждая из подсистем которой представлена эквивалентным генератором и нагрузкой, исходя из условия что, подсистема ЭЭС1 является энергоизбыточной, а подсистема ЭЭС2 – энергодефицитной (рис.1).

Рис. 1. Принципиальная схема двухподсистемной ЭЭС

Результирующую устойчивость можно улучшать при таком управлении мощностью по линии электропередачи, когда по ней в подсистему ЭЭС2 передается наибольшее количество электроэнергии. Это достигается, если отключать выключатель линии электропередачи в каждом цикле асинхронного хода, когда взаимный угол сдвига между векторами напряжений U1 и U2 находится вблизи значения , а включение выключателя осуществляется при значениях угла сдвига , кратных .

Проведено исследование динамических характеристик режимных параметров при асинхронном ходе в простейшей ЭЭС (рис. 2), состоящей из генератора, линии электропередачи с промежуточной подстанцией и шин бесконечной мощности (ШБМ), и выявлены закономерности их изменения. На рис. 3, 4, 5 представлены характеристики перетока активных мощностей по линиям электропередачи, характеристики модулей напряжений и характеристика модуля тока. Положительным принимается направление потока мощности от угла в линию электропередачи.

На рис. 3 представлены характеристики перетоков активных мощностей Р, первый индекс которой соответствует номеру узла, а второй - номеру участка ВЛ, на котором производится измерение. Анализ этих характеристик показывает, что протекающая через узлы 1, 2 и 3 активная мощность изменяется по синусоиде, имея положительный максимум в диапазоне изменения угла от 0 до , причем вблизи значения = изменяется направление перетока активной мощности.

Рис. 2. Схема ЭЭС с двумя участками Л1 и Л2 линии электропередачи

 Угловые характеристики перетоков активных мощностей по участкам ВЛ,-10

Рис. 3. Угловые характеристики перетоков активных мощностей по участкам ВЛ, примыкающим к узлу 1 (), к узлу 2 (), к узлу 3 (,)

Анализ характеристик , отражающих изменения напряжений в узлах 1, 2, 3 в функции угла (рис. 4) показывает, что во всех узлах при провороте ротора генератора Г1 происходит снижение напряжения, причем наибольшее значение достигается при углах . В узле 3 напряжение снижается почти до нуля, что характерно для электрического центра качания (ЭЦК) и может быть использовано при разработке алгоритма дискретного управления асинхронным ходом, если управляющее устройство разместить на промежуточной подстанции (узел 3) линии электропередачи и использовать замеряемые непосредственно на ней параметры режима этой линии электропередачи.

На основе анализа характеристики (рис. 5) можно заключить, что происходит гармоническое изменение тока по ВЛ и амплитудное значение тока достигается при значениях угла , близких к , что также можно использовать при формировании алгоритма управления асинхронным ходом.

Проведены аналогичные исследования при отборе мощности на промежуточной подстанции на линии электропередачи, результат которых показывает, что выше установленные закономерности режимных параметров при асинхронном ходе в этом случае сохраняются в силе.

На основе выявленных закономерностей изменений режимных параметров при асинхронном ходе разработаны критерии и условия отключения и включения выключателя линии электропередачи межсистемной связи.

При выполнении условий по напряжению и по току отключение выключателя осуществляется, когда выполняется критерий по активной мощности , где – уставка, что равнозначно выполнению условия изменения направления передачи активной мощности в обратную сторону.

 Характеристики модулей напряжений в узлах 1, 2 и 3 -27

Рис. 4. Характеристики модулей напряжений в узлах 1, 2 и 3

 Характеристика тока по линии электропередачи На каждом цикле-28

Рис. 5. Характеристика тока по линии электропередачи

На каждом цикле проворота ротора генератора при отсутствии блокировки по относительной скорости вращений двух подсистем (напряжений и на вводах и выводах отключенного выключателя ВЛ) , последующее включение выключателя осуществляется при достижении углом значения или кратного ему по критерию .

Рис. 6. Блок-схема алгоритма дискретного управления асинхронным режимом

В разработанном алгоритме используются параметры режима, замеряемые непосредственно на той подстанции, где расположены управляющее устройство и используемый при управлении выключатель линии электропередачи межсистемной связи, что удобно при практической реализации.

На рис. 6 представлена блок-схема разработанного алгоритма дискретного управления асинхронным ходом в ЭЭС воздействием на выключатели линии электропередачи межсистемной связи. Данная блок-схема справедлива для всех трех случаев установки управляющего устройства (УУ) в начале, в середине или в конце линии электропередачи. Различие для каждого случая имеет место в численных значениях уставок по мощности, току и напряжению. Принято, что положительным является направление активной мощности в исходном рабочем режиме работы ЭЭС.

Для работы алгоритма необходимы задаваемые исходные значения: – уставка по активной мощности линии электропередачи; – уставка по току линии электропередачи; – уставка по напряжению в узле подключения УУ; – уставка по углу сдвига фаз между напряжениям на входе и выходе управляемого выключателя линии электропередачи; – уставка по относительной скорости взаимного движения связываемых подсистем ЭЭС; – измеряемое значение скорости такого движения подсистем (в данной работе принято, что =, где и – текущие измеряемые значения скоростей изменения угла сдвига фаз напряжений соответственно на входе и выходе отключенного выключателя относительно синхронной вращающейся оси); – заданное значение интервала времени, достаточное для получения сигнала от устройства релейной защиты о том, что оно находится в состоянии запуска; – заданная уставка по интервалу времени, в течение которого измеряемое значение скорости превышает значение своей уставки и поэтому управляющее устройство не запускается, а находится в отключенном состоянии; –интервал времени, в течение которого измеряемое значение скорости вращения двух подсистем превышает значение своей уставки; R – логичное значение сигнала от устройства релейной защиты, который имеет значение либо 1 либо 0, R = 1 соответствует состоянию запуска устройства релейной защиты, а R = 0 соответствует его отключенному состоянию; и – текущие измеряемые значения сответственно активной мощности и модуля тока линии электропередачи; – текущее измеряемое значение модуля напряжения в узле подключения УУ;

 Схема замещения ОЭС Вьетнама и – текущие измеряемые значения углов-55

Рис. 7. Схема замещения ОЭС Вьетнама

и – текущие измеряемые значения углов сдвига напряжений соответственно на входе и выходе отключенного выключателя относительно синхронной вращающейся оси.

Важным фактом, влияющим на эффективность разработанного дискретного алгоритма управления асинхронным ходом, является быстродействие управляемого выключателя ВЛ. На основе проведенного обзора публикаций о быстродействии выключателей 500 кВ рекомендовано применять вакуумный выключатель, имеющий наилучшие характеристики по быстродействию.

В четвертой главе представлена математическая модель, используемая при расчетах переходных процессов в ОЭС Вьетнама с помощью промышленной программы МУСТАНГ с учетом разработанного алгоритма дискретного управления асинхронным ходом. Проведены исследования эффективности разработанного алгоритма управления, в основе которого использованы разработанные критерии отключения / включения выключателей линий электропередачи межсистемной связи. Исследования проведены для простой двухмашинной схемы и для сложной пятимашинной схемы ЭЭС, а также для девятимашинной схемы замещения ОЭС Вьетнама (рис. 7).

В девятимашинной схеме замещения ОЭС Вьетнама в качестве больших возмущений рассмотрено трехфазное короткое замыкание (КЗ) на линии электропередачи, в результате которого возникает продолжительный асинхронный ход в ОЭС. Полученные расчетом характеристики режимных параметров представлены в рис. 8 10.

 Зависимость углов сдвига роторов генераторов от времени На основе-58

Рис. 8. Зависимость углов сдвига роторов генераторов от времени

На основе проведенных расчетов установлено, что при передаче мощности по линиям электропередачи 500 кВ от узла 506 к узлу 502 целесообразна установка в узле 504 управляющего устройства для воздействия на отключение / включение выключателей линий электропередачи 502-504.

Управление коммутационным воздействием на выключатели двухцепных линий электропередачи 500 кВ 502-504 осуществляется в соответствии с разработанным алгоритмом. Выключатели В1 и В2 отключаются в момент, когда выполняются условия:

;

(А);

(кВ),

где и – активная мощность и ток по той цепи линии электропередачи 502-504, которая остается в работе; – модуль напряжения на подстанции 504.

 Зависимость скольжения роторов генераторов от времени При реализации-65

Рис. 9. Зависимость скольжения роторов генераторов от времени

При реализации разработанного алгоритма принято время отключения и включения выключателя равным времени отключения и включения вакуумного выключателя: сек, сек.

Принято, что уставка по току равна 1400 А и в два раза превышает рабочий ток 670 А; уставка по напряжению равна 300 кВ, что много меньше допустимого рабочего напряжения.

 Зависимость потока активной мощности по линии электропередачи-70

Рис. 10. Зависимость потока активной мощности по линии электропередачи 504-502 от времени

 Зависимость углов сдвига роторов генераторов от времени Выключатель-71

Рис. 11. Зависимость углов сдвига роторов генераторов от времени

Выключатель включается при значении разности фаз напряжений и равном , когда выполняется условие <=5, где – разность фаз напряжений и на подстанциях 504 и 502.

 Зависимость скольжения роторов генераторов от времени -81

Рис. 12. Зависимость скольжения роторов генераторов от времени

 Зависимость потока активной мощности по линии электропередачи-82

Рис. 13. Зависимость потока активной мощности по линии электропередачи 504-502 от времени

При применении разработанного алгоритма дискретного управления получается достаточно быстрая ресинхронизация асинхронного хода (через примерно 14 с). Полученные по результатам расчетов характеристики показаны на рис. 11 13.

Проведены также исследования при КЗ на разных линиях электропередачи межсистемной связи и при разных значениях отбора мощности на промежуточной подстанции 505.

Результатами проведенных исследований подтверждена достаточно высокая эффективность разработанных алгоритмов дискретного управления, что не только обеспечивается быстрая ресинхронизация выпавших из синхронизма подсистем, но и сокращается продолжительность асинхронного хода и уменьшается размах колебаний параметров режима по межсистемной связи и в подсистемах. С уменьшением времени отключения и включения управляемого выключателя на ВЛ ( сек и сек) эффективность дискретного управления возрастает (сокращается продолжительность асинхронного хода до 6 сек). Поэтому становятся актуальными работы по повышению быстродействия коммутационной аппаратуры вплоть до ее специального изготовления по заказу.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведенный анализ состояния энергосистемы Вьетнама показывает, что при трехфазных коротких замыканиях на межсистемной связи может нарушаться динамическая устойчивость и возникать асинхронный ход между объединяемыми энергосистемами и в силу этого особенно актуальной становится проблема сохранения результирующей устойчивости и разработка мероприятий по ее обеспечению.

  1. Разработан подход к формированию алгоритмов дискретного управления асинхронным ходом в ЭЭС воздействием на отключение и включение выключателей линий электропередачи межсистемной связи, позволяющий формировать алгоритмы управления, обеспечивающие повышение результирующей устойчивости энергосистемы.
  2. Проведенными исследованиями на аналоговой модели ЭЭС (расчетный стол переменного тока) выявлены закономерности в изменении режимных параметров при асинхронном ходе в простой энергосистеме и на их основе разработаны критерии, позволяющие с использованием параметров режима, замеряемых непосредственно на подстанции с управляющим устройством, определять в реальном времени моменты циклов отключения и включения выключателей линий электропередачи межсистемной связи для управления возникающим асинхронным ходом.
  3. Подтверждена эффективность разработанного алгоритма дискретного управления асинхронным ходом в сложной ЭЭС, состоящей из двух подсистем, объединенных межсистемной связью с отбором мощности на промежуточной подстанции, которая выражается не только в успешной ресинхронизации, но и в сокращении продолжительности существования асинхронного хода и в уменьшении размаха колебаний параметров режима по линиям электропередачи межсистемной связи.
  4. Проведенные исследования позволяют предъявить повышенные требования к коммутационной аппаратуре в отношении ее быстродействия при выполнении операций отключения и включения, для удовлетворения которых становится целесообразным применять вакуумные выключатели с наилучшими характеристиками вплоть до их специального изготовления.
  5. Управляющее устройство с разработанным алгоритмом дискретного управления следует применить как дополнительную составляющую устройства АЛАР, так как его включение в состав АЛАР позволяет расширить функции устройства АЛАР не только по ликвидации асинхронного хода, но и по ограничению колебательности параметров режима в электрической сети и по сокращению продолжительности асинхронного хода в ЭЭС в ряде случаев без отключения части генераторной мощности в энергоизбыточной подсистеме.
  6. Для управления с использованием разработанного алгоритма дискретного управления потребуется применять микропроцессорное управляющее устройство и вакуумные выключатели с высоким быстродействием, возможно сециального изготовления, а также микропроцессорные системы управления и защиты для линии электропередачи.

Основные положения диссертации отражены в следующих публикациях:

  1. Зеленохат Н.И., Нгуен Тхи Нгует Хань, Севостьянов А.О. Дискретное управление асинхронным режимом электроэнергетической системы // Вестник МЭИ. 2008. № 3.
  2. Овчаренко Н.И., Нгуен Тхи Нгует Хань. Программная измерительная часть микропроцессорной автоматики ликвидации асинхронного режима // Одиннадцатая Международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов: Радиоэлектроника, электротехника и энергетика. Тез. докл. В 3-х т. Т.3. – М.: Изд-во МЭИ, 2005.
  3. Зеленохат Н.И., Нгуен Тхи Нгует Хань, Кузмин Д.А. Исследование эффективности дискретного управления перетоком мощности по межсистемной связи при возникновении асинхронного режима // Четырнадцатая Международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов: Радиоэлектроника, электротехника и энергетика. Тез. докл. В 3-х т. Т.3. – М.: Изд-во МЭИ, 2008.
  4. Зеленохат Н.И., Баатарын Пурэвсурэн, Нгуен Тхи Нгует Хань. Применение дискретного управления нагрузкой электропотребления для повышения динамической устойчивости электроэнергетической системы // Четырнадцатая Международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов: Радиоэлектроника, электротехника и энергетика. Тез. докл. В 3-х т. Т.3. – М.: Изд-во МЭИ, 2008.

Подписано в печать Зак. Тир. П. л.

Полиграфический центр МЭИ (ТУ)

111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, д. 13



 





<


 
2013 www.disus.ru - «Бесплатная научная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.