Разработка адаптивного метода разгрузки энергоблока при близких коротких замыканиях тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Сенюк Михаил Дмитриевич

• Сенюк Михаил Дмитриевич
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Сенюк Михаил Дмитриевич

Введение

Глава 1. Обзор адаптивных методов противоаварийного управления

режимами энергосистем

1.1 Подходы к построению адаптивных алгоритмов противоаварийной автоматики

1.2 Способ «П-До»

1.3 Способ «ЬДо»

1.4 Способ «После»

1.5 Структура алгоритма ПА по способу «После»

1.5.1 Ускоренные алгоритмы идентификации ПОр

1.5.2 Оценка ДУ

1.5.3 Выбор УВ

1.6 Алгоритм АРБКЗ по способу «После»

1.7 Выводы

Глава 2. Оценка динамической устойчивости синхронного

генератора по данным синхронизированных векторных

измерений

2.1 Система допущений

2.2 Описание алгоритма оценки ДУ СГ

2.3 Определение энергии ускорения ротора СГ и энергии, потраченной на демпфирование колебаний ротора СГ и турбины

2.4 Оценка энергии торможения СГ

2.5 Методика перехода между пространствами Р — 1 и Р —

2.6 Численный эксперимент

2.6.1 Описание тестовой модели

2.6.2 Определение энергии ускорения ротора СГ и турбины

2.6.3 Оценка энергии торможения ротора СГ и турбины

2.6.4 Оценка ДУ СГ

2.7 Выводы

Глава 3. Разработка алгоритма автоматической разгрузки

энергоблока при близких коротких замыканиях на основе синхронизированных векторных измерений

3.1 Характеристики процесса ИРТ

3.2 Система допущений

3.3 Оценка ДУ СГ в пространстве «Момент СГ - угол нагрузки»

3.4 Синтез закона ИРТ

3.5 Моделирование ИРТ

3.6 Область применения алгоритма

3.7 Оценка влияния автоматического повторного включения

3.8 Апробация на одномашинной математической модели ЭЭС

3.9 Апробация на многомашинной математической модели ЭЭС

3.10 Сравнение предлагаемого и существующего алгоритма АРБКЗ

3.11 Совместное применение ИРТ и деления электрической сети

3.12 Выводы

Глава 4. Развитие методов цифровой обработки сигналов токов

и напряжений для целей противоаварийного управления режимами ЭЭС

4.1 Разработка ускоренных методов идентификации времени возмущения

4.1.1 Методы определения времени возмущения

4.1.2 Сравнение алгоритмов

4.2 Определение приемлемого расчётного окна метода экспресс-оценки параметров электрического режима и частоты дискретизации измерений

4.2.1 Общие сведения о синхронизированных

векторных измерениях

4.2.2 Обзор методов оценки параметров электрического режима

4.2.3 Метод экспресс-оценки параметров электрического режима

4.2.4 Определение приемлемой величины расчётного окна

метода экспресс-оценки ПЭР

4.3 Влияние насыщения трансформатора тока на величину энергии ускорения ротора СГ и турбины

4.4 Выводы

Заключение

Список сокращений и условных обозначений

Список литературы

Список рисунков

Список таблиц

Приложение А. Блок-схема предлагаемого алгоритма АРБКЗ

Приложение Б. Блок-схемы алгоритмов определения времени

возмущения

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка адаптивного метода разгрузки энергоблока при близких коротких замыканиях»

Введение

Актуальность и степень разработанности темы. Ключевыми задачами при эксплуатации электроэнергетических систем (ЭЭС) являются обеспечение устойчивости параллельной работы синхронных генераторов (СГ), требуемых уровней напряжений в контролируемых узлах, токовых нагрузок элементов электрической сети, сохранности силового оборудования, экономической эффективности электроэнергетических режимов. Все перечисленные задачи решаются в рамках оперативно-диспетчерского управления режимами ЭЭС. Высокая скорость протекания переходных процессов, сложность топологической структуры электрической сети и трудоёмкость анализа возможных электрических режимов ЭЭС делают невозможным решение задачи противоаварийного управления в ручном режиме. В результате управление режимами ЭЭС с целью обеспечения устойчивости реализуется на базе специально разработанных устройств противо-аварийной автоматики (ПА).

Противоаварийное управление, направленное на обеспечение статической (СУ) и динамической устойчивости (ДУ), находит широкое применение в ЭЭС с протяжёнными связями между источниками и приёмниками электроэнергии, наличием СГ большой единичной мощности и электрическими режимами с близкими к максимально допустимым активной мощности в контролируемых сечениях. Данными особенностями в большей степени обладают ЭЭС Российской Федерации, Китая, Соединённых Штатов Америки и Канады. В практике про-тивоаварийного управления режимами Единой Энергетической Системы (ЕЭС) России принято разделение систем ПА на локальные и централизованные. Локальные системы обеспечивают устойчивость отдельных электростанций, узлов нагрузки или выбранных энергорайонов, централизованные - крупных энергообъединений. Алгоритмы локальных ПА строятся чаще всего по способу «П-До», который подразумевает формирование таблицы управляющих воздействий (ТУВ) за счёт выполнения серии расчётов установившихся и переходных электрических режимов для заранее подготовленной математической модели ЭЭС с учётом наиболее вероятных аварийных процессов. Для построения централизованных ПА применяется способ «1-До», подразумевающий расчёт ТУВ в циклическом режиме для актуального режима ЭЭС с учётом наиболее вероятных аварийных

процессов. Способы построения ПА «1-До» и «П-До» нашли широкое применение в практике оперативно-диспетчерского управления режимами ЕЭС России.

Существуют следующие особенности построения комплексов ПА по способу «1-До» и «П-До»:

- выбор управляющих воздействий (УВ) выполняется для заранее определённых аварийных процессов, т.е. устойчивость ЭЭС может не обеспечиваться при возникновении ненормативного возмущения или каскадного развития аварии;

- при выборе УВ используются математические модели ЭЭС, параметры которых могут отличаться от актуальных, что способствует снижению точности противоаварийного управления;

- использование способа «П-До» приводит к увеличению вероятности реализации излишних УВ из-за рассмотрения наихудших сценариев развития аварийного процесса.

Недостатки традиционных систем ПА компенсируются за счёт резервирования и эшелонного построения структуры противоаварийного управления.

Современный этап развития ЭЭС сопровождается изменением их структуры, характера протекания переходных процессов, принципов противоаварийного и режимного управления. Возникают новые особенности режимов ЭЭС, которые не были характерны для традиционных систем с преимущественно генерацией на углеродсодержащем топливе. В качестве современных направлений развития ЭЭС и инструментов анализа электрических режимов, оказывающих влияние на условия работы систем ПА, выделяются:

- активное внедрение возобновляемых источников энергии (ВИЭ) приводит к снижению суммарной инерции ЭЭС за счёт отсутствия вращающихся масс и увеличению нерегулярной составляющей перетоков активной мощности по элементам сети из-за стохастичного характера генерации мощности;

- развитие систем измерения параметров электрического режима (ПЭР) на базе устройств синхронизированных векторных измерений (СВИ) дает возможность получать результаты оценки ПЭР с минимальной задержкой (для традиционных устройств СВИ (УСВИ) - раз в период промышленной частоты, для экспериментальных - раз в 5-10 мс) и высокой точностью;

- развитие методов цифровой обработки сигналов (ЦОС) совместно с использованием данных УСВИ позволяет определять параметры математических моделей ЭЭС непосредственно по измерениям, что значительно увеличивает адаптивность и точность противоаварийного управления;

- повышение производительности и быстродействия вычислительных систем позволяет производить анализ электрических режимов ЭЭС с минимальными задержками.

Развитие средств мониторинга, обработки и анализа данных электрических режимов ЭЭС позволяет преодолеть недостатки существующих способов построения систем ПА за счёт разработки алгоритмов по способу «После», который организует противоаварийное управление с учётом актуальных параметров математических моделей ЭЭС и аварийного процесса. В качестве исходных данных могут быть использованы измерения, поступающие с УСВИ с приемлемыми точностью и задержкой. Первые работы по разработке алгоритмов ПА по способу «После» появились в начале 2000-х годов. Основная часть предлагаемых алгоритмов была основана на применении энергетических критериев суммарной энергии ЭЭС и методов машинного обучения. Ограничивающими факторами для реализации предлагаемых алгоритмов являлись отсутствие распространения УСВИ и недостаточность производительности вычислительных комплексов.

На современном этапе развития ЕЭС России существенное влияние на подходы к централизованному и локальному противоаварийному управлению энергосистемой оказали Аюев Б.И., Бартоломей П.И., Богомолова И.А., Воро-пай Н.И., Герасимов А.С., Жуков А.В., Зеккель А.С., Кац П.Я., Кощеев Л.А., Лисицын А.А., Машалов Е.В., Неуймин В.Г., Садовский Ю.Д., Сацук Е.И., Фи-шов А.Г., Чаплюк С.В., Черномзав И.З., Шульгинов Н.Г., Эдлин М.А., Kundur Р., Pavella М. и другие. Работы вышеперечисленных авторов направлены на разработку принципов ЦСПА, способов формирования математических моделей ЭЭС, подходов к описанию электромеханических переходных процессов в ЭЭС.

Целью данной работы является разработка метода анализа и обеспечения динамической устойчивости СГ во время близких коротких замыканий (КЗ) на основе правила площадей и локальных измерений.

Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие задачи:

1. Выполнить обзор существующих методов противоаварийного управления электрическими режимами энергосистем с целью обеспечения динамической устойчивости.

2. Разработать и апробировать адаптивный метод оценки динамической устойчивости синхронного генератора по способу «После» на основе локальных измерений.

3. Сформировать способ синтеза закона импульсной разгрузки паровой турбины для обеспечения динамической устойчивости синхронного генератора.

4. Разработать ускоренные алгоритмы определения времени начала и окончания электромагнитного переходного процесса по измерениям мгновенных значений токов и напряжений.

Научная новизна:

1. Разработан метод оценки динамической устойчивости синхронного генератора по способу «После» на основе локальных измерений с применением энергетического критерия полной энергии ЭЭС.

2. Разработан алгоритм синтеза закона импульсной разгрузки паровой турбины с целью обеспечения динамической устойчивости синхронного генератора по данным локальных измерений.

3. Разработаны алгоритмы ускоренного определения времени возмущения по мгновенным значениям токов и напряжений.

Теоретическая значимость заключается в развитии алгоритмов цифровой обработки сигналов, поступающих с системы измерений, направленных на реализацию адаптивных методов противоаварийного управления режимами ЭЭС по способу «После».

Практическая значимость заключается в разработке метода адаптивного противоаварийного управления режимом работы СГ при близких КЗ по способу «После». Адаптивность к текущей схемно-режимной ситуации и актуальному аварийному процессу обеспечивается за счёт использования измерений параметров режима СГ и энергетического критерия анализа динамической устойчивости.

Методология и методы исследования. Для достижения поставленной цели были использованы элементы математического и физического моделирования, теории цифровой обработки сигналов и автоматического управления. Апробация

разработанных методов на математически смоделированных данных была выполнена с помощью среды Matlab Simulink®.

Положения, выносимые на защиту

1. Способ оценки динамической устойчивости СГ по данным локальных измерений.

2. Алгоритм синтеза закона импульсной разгрузки паровой турбины с целью обеспечения динамической устойчивости синхронного генератора на основе локальных измерений.

3. Методы ускоренного определения времени возмущения по измерениям мгновенных токов и напряжений.

Достоверность подтверждается корректным применением разработанных алгоритмов на математических и физических моделях ЭЭС.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на 7 конференциях:

- 2021 International Conference on Electrotechnical Complexes and Systems (ICOECS), 2021, Ufa, Russia;

- 2020 International Conference on Electrotechnical Complexes and Systems (ICOECS), Ufa, Russia;

- 2019 International Conference on Electrotechnical Complexes and Systems (ICOECS), Ufa, Russia;

- 2021 XVIII International Scientific Technical Conference Alternating Current Electric Drives (ACED), Ekaterinburg, Russia;

- 2021 IEEE Conference of Russian Young Researchers in Electrical and Electronic Engineering (ElConRus), St. Petersburg, Russia;

- 2020 Ural Smart Energy Conference (USEC), Ekaterinburg, Russia;

- Международная научно-техническая конференция «Электроэнергетика глазами молодежи», 2019, Иркутск, Россия.

Личный вклад заключается в развитии концепции противоаварийного управления по способу «После», проведении теоретических исследований, программной реализации метода анализа и обеспечения динамической устойчивости СГ во время близки КЗ на основе энергетического критерия полной энергии ЭЭС и синхронизированных векторных измерений и его апробации на математических и физических моделях. Исследование выполнялось и обсуждалось в контакте с научно-технической (АО «НТЦ ЕЭС», г. Санкт-Петербург), диспетчерско-технологической (АО «СО ЕЭС», г. Москва) организациями, а так-

же компанией-разработчиком программного обеспечения для электроэнергетики и промышленности (ООО «АльтероСмарт», г Екатеринбург).

Публикации. Основные результаты по теме диссертации опубликованы в 12 статьях в рецензируемых научных журналах, в том числе 8, проиндексированных в базах Scopus и Web of Science.

Диссертационная работа выполнена при поддержке гранта РФФИ «Разработка алгоритма противоаварийного управления режимами энергосистем для обеспечения динамической устойчивости во время электромеханических переходных процессов на основе векторных измерений» № 20-38-90140 Аспиранты.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения и 2 приложений. Полный объём диссертации составляет 138 страниц, включая 59 рисунков и 21 таблицу. Список литературы содержит 144 наименований.

Глава 1. Обзор адаптивных методов противоаварийного управления

режимами энергосистем

Создание, развитие и эксплуатация ЭЭС связаны с решением задач поддержания в допустимых диапазонах уровней напряжений в узлах электрической сети, частоты переменного тока, токовых нагрузок элементов сети, требуемых запасов СУ, ДУ [1—3] и т.д. На начальных этапах функционирования ЭЭС в условиях простой топологии электрической сети вышеописанные задачи решались посредством преимущественно ручного управления [1]. Активное внедрение энергоёмких производств в США, Европе и СССР в первой половине XX века привели к усложнению структуры ЭЭС, увеличению единичной мощности генерирующего оборудования, повышению перетоков мощности по элементам сети, увеличению расстояний между источниками электроэнергии и потребителями. Высокая скорость развития и протекания переходных процессов, увеличение топологической связанности электрической сети и значительные экономические потери при аварийных отключениях промышленных потребителей спровоцировали необходимость создания автоматических систем противоаварийного управления режимами ЭЭС [1].

К началу 1950 годов в СССР широкое применение нашли устройства ПА, решающие локальные задачи управления режимами ЭЭС: автоматическое повторное включение элементов электрической сети (АПВ), автоматическая частотная разгрузка (АЧР), автоматика ликвидации асинхронного режима (АЛАР) [1]. Увеличение перетоков активной мощности и усложнение топологии электрической сети привели к необходимости обеспечения СУ и ДУ высоконагруженных протяжённых связей и внедрения автоматики предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ). Одно из первых устройств АПНУ было реализовано в рамках обеспечения выдачи мощности Куйбышевской ГЭС (современное название - Жигулёвская ГЭС) в 1985 году [1]. Следующий этап развития системы ПА ЭЭС СССР относится к координации отдельных устройств АПНУ в рамках централизованной системы противоаварийной автоматики (ЦСПА), которая впервые была реализована в 1989 году в объединённом диспетчерском управлении (ОДУ) Урала следующими авторами: Богомолова И.А., Кац П.Я., Аюев Б.И., Короткина Е.Б., Мошкин Е.А., Демчук А.Т., Масайлов Ю.В. и Слодарж А.М. [4]. Дальнейшее развитие ЦСПА было направлено увеличение адаптивности и производительно-

сти алгоритмов, добавление методики выбора УВ для обеспечения ДУ [1]. На сегодняшний день в промышленной эксплуатации филиалов находится третье поколение ЦСПА, работа которой направлена на обеспечение СУ и ДУ объединённых энергосистем.

Выделяются следующие способы построения алгоритмов выбора УВ в рамках функционирования устройств ПА [5]:

- «П-До» - расчёт УВ ПА выполняется вручную для заранее определённых аварийных процессов и для заранее подготовленной модели ЭЭС;

- «1-До» - расчёт УВ ПА выполняется циклически для заранее определённых аварийных процессов и для актуальной модели ЭЭС;

- «После» - расчёт УВ ПА выполняется по факту возникновения аварийных процессов и для актуальной модели ЭЭС.

Способы «П-До» и «1-До» характеризуются следующими особенностями:

- использование заранее определённых параметров схем замещения элементов ЭЭС, которые в процессе эксплуатации могут значительно меняться [6];

- выбор УВ производится для заранее заданного перечня аварийных возмущений;

- применение способа «П-До» зачастую приводит к избыточности УВ из-за выбора уставок ПА с учётом наихудшего сценария развития аварийного процесса;

- способы построения ПА «П-До» и «1-До» не обеспечивают устойчивость ЭЭС для всего многообразия возможных схемно-режимных ситуаций.

Особенности способов построения ПА «1-До» и «П-До», изменения структуры и характеристик современных ЭЭС, связанные с внедрением ВИЭ, развитие и внедрение УСВИ [7] и повышение производительности вычислительной техники привели к возможности построения ПА по способу «После» [8]. Внедрение данного способа противоаварийного управления режимами работы ЭЭС способствует повышению адаптивности и живучести энергосистем при возникновении аварийных процессов или их каскадном развитии. Способ «После» подразумевает использование минимального количества априорной информации о параметрах математических моделей ЭЭС и основывается в основном на измерениях ПЭР. В рамках разработки алгоритмов ПА по способу «После» большое внимание уделяется ускоренным методам цифровой обработки измерений ПЭР, учитывающих требования к противоаварийному управлению режимами ЭЭС.

1.1 Подходы к построению адаптивных алгоритмов противоаварийной

автоматики

В разделе представлен анализ методов построения ПА по способам «П-До», «1-До» и «После». Выделены особенности существующих методов, определены возможные направления их дальнейшего развития.

1.2 Способ «П-До»

Общая схема построения устройств локальных ПА по способу «П-До» приведена на рисунке 1.1. Устройство ПА включает в себя: пусковой орган (ПОр), устройство контроля предшествующего режима (КПР) и исполнительное устройство (ИУ), реализующее УВ [9]. В общем случае ПОр, КПР и ИУ могут быть связаны с помощью высокочастотных каналов. Соответствие между ПОр и УВ определяется путём выбора уставок КПР.

Рисунок 1.1 — Принципиальная схема построения ПА по способу «П-До»

По способу «П-До» реализуются устройства ПА, обеспечивающие поддержание допустимых уровней напряжений в контролируемых узлах ЭЭС, токовых нагрузок элементов электрической сети, нормативных запасов СУ и ДУ [9]. Для обеспечения ДУ генерирующего оборудования электрических станций широкое применение нашли автоматики разгрузки блока при близких или затяжных КЗ (АРБКЗ, АРЗКЗ). Если амплитуда периодической составляющей тока КЗ в начальной и конечной фазе существенно отличаются, то КЗ классифицируется как близкое [10]. КЗ, возникшее на расстоянии от нескольких сотен метров до нескольких километров от распределительного устройства электростанции, можно считать близким.

В качестве УВ АРБКЗ и АРЗКЗ используются [9]:

- импульсная разгрузка паровых турбин (ИРТ);

- электрическое торможение (ЭТ) СГ;

- отключение СГ от сети;

- опережающее деление электрической сети;

- изменение топологии сети;

- изменение режимов работы управляемых элементов электрической сети.

В качестве ПОр АРБКЗ применяется устройство фиксации тяжести КЗ

(ФТКЗ), выполняющее оценку интенсивности динамического перехода, который характеризуются величиной изменения энергии ускорения вращающихся масс ротора СГ и турбины. Практическое определение энергии ускорения вращающихся масс ротора СГ и турбины затруднительно из-за отсутствия приемлемых средств прямых измерений скорости ротора [11]. Прототипы устройств прямого измерения скорости ротора в виде зубчатого колеса, установленного на валу ротора СГ, в сочетании с датчиком скорости применяются на экспериментальных установках малой мощности [12]. В промышленных образцах ФТКЗ интенсивность динамического перехода оценивается по следующим косвенным характеристикам режима работы СГ [9]:

- величина сброса активной мощности;

- величина остаточного напряжения прямой последовательности на шинах электростанции.

Уставки срабатывания устройств АРБКЗ и АРЗКЗ выбираются путём построения области обеспечения ДУ электростанции в следующих координатах [9]:

- АРБКЗ: остаточное напряжение прямой последовательности - активная мощность, выдаваемая защищаемой электростанцией в ЭЭС;

- АРЗКЗ: остаточное напряжение прямой последовательности - предельное время отключения КЗ.

На рисунке 1.2 приведён пример выбора уставок АРБКЗ.

Область обеспечения ДУ строится в результате проведения серии расчётов переходных процессов с различными величинами шунтов КЗ. На рисунке 1.2 область обеспечения ДУ проходит между точками 1 и 2. Точке 2 соответствует величина шунта КЗ, не приводящая к потере ДУ СГ, в точке 1 ДУ СГ нарушается. Уточнение положения границы ДУ достигается за счёт проведения дополнительных расчётов между точками 1 и 2. Уставки срабатывания (пунктирная линия с белыми узловыми точками) АРБКЗ выбираются путём их нанесения на координатную плоскость вдоль граничной кривой сохранения ДУ [9].

иЮст/инам, %

Область сохранения ДУ

Область потери

ДУ

0

8 н о о X

в

о

« о

св «

се

(и

Л

С

Ч

(и Л

с

Ре, МВт

Рисунок 1.2 — Пример определения уставок срабатывания АРБКЗ

После выбора уставок срабатывания АРБКЗ выполняется настройка интенсивности воздействий. Для этого рассматривается наиболее неблагоприятный режим с трёхфазным КЗ на шинах электрической станции при максимальной нагрузке генераторов с проверкой на переторможение (нарушение ДУ с отрицательным скольжением) [9].

Использование существующего подхода к настройке АРБКЗ может приводить к перерегулированию, связанному со следующими причинами [13]: выбор УВ осуществляется для наихудшего сценария развития аварийного процесса: трёхфазному металлическому КЗ на шинах электростанции, несоответствие реального переходного процесса расчётному, невозможность учёта всего перечня аварийных процессов.

Недостатки алгоритмов ПА по способу «П-До» могут быть преодолены за счёт реализации способа «1-До». В частности, авторами работы [13] был предложен алгоритм реализации адаптивного устройства ФТКЗ, основанный на построении моменто-угловых характеристик с последующим выбором УВ по правилу площадей. Предложенный алгоритм применяется для каждой отходящей от станции линии. В качестве пусковых факторов предложного алгоритмы выбраны:

- факт сброса активной мощности СГ;

- факт просадки напряжения прямой последовательности;

- срабатывание устройства фиксации отключения линии, трансформатора (ФОЛ, ФОТ).

Выбор УВ разработанного алгоритма выполняется циклически для различной длительности КЗ при условии определённой величины сброса активной мощности [13].

1.3 Способ «1-До»

В ЕЭС России алгоритмы противоаварийного управления по способу «I-До», разработанные в АО «НТЦ ЕЭС» [14] и АО «ИАЭС» [15], нашли практическое применение в ЦСПА. Оба алгоритма ЦСПА находятся в промышленной эксплуатации в филиалах АО «СО ЕЭС»:

- ЦСПА АО «НТЦ ЕЭС»: ОДУ Урала, ОДУ Юга, ОДУ Средней Волги, ОДУ Северо-Запада, ОДУ Востока, Тюменское РДУ;

- ЦСПА АО «ИАЭС»: ОДУ Сибири.

При разработке алгоритмов выбора УВ с целью обеспечения устойчивости ЭЭС авторами из АО «НТЦ ЕЭС» и АО «ИАЭС» были использованы схожие подходы анализа энергетических соотношений динамического перехода ЭЭС в условиях заданного аварийного процесса.

Алгоритм обеспечения ДУ, реализованный в ЦСПА АО «НТЦ ЕЭС», основан на применении правила площадей [3] к двухмашинному динамическому эквиваленту защищаемой ЭЭС [16]. Формирование двухмашинного динамического эквивалента ЭЭС реализовано с помощью выявления сечения асинхронного хода [3] в послеаварийном режиме (ПАР) работы ЭЭС. Принципиальная блок-схема алгоритма выбора УВ для обеспечения ДУ в рамках ЦСПА АО «НТЦ ЕЭС» [16] приведена на рисунке 1.3

Выделяются следующие этапы алгоритма [16]:

- расчёт электромеханического переходного режима для заданного аварийного процесса;

- анализ ДУ ЭЭС;

- формирование двухмашинного эквивалента защищаемой ЭЭС;

- для сформированного двухмашинного эквивалента по правилу площадей [3] выполняется выбор УВ для обеспечения ДУ ЭЭС;

Рисунок 1.3 — Упрощенная схема алгоритма выбора УВ с целью обеспечения ДУ

разработки АО «НТЦ ЕЭС»

- выбранный объём УВ распределяется между объектами управления;

- выполняется расчёт переходного процесса с введёнными УВ;

- при устойчивом переходном процессе выполняется оценка избыточности УВ и в случае необходимости их коррекция.

Для построения алгоритма выбора УВ с целью обеспечения ДУ энергосистемы Сибири сотрудниками АО «ИАЭС» был предложен альтернативный подход, основанный на анализе энергетических соотношений движения ЭЭС в процессе переходного режима [17]. В качестве математического ядра предлагаемого метода используется метод потенциальных ям, который схож с правилом площадей, но направлен на идентификацию недостаточности ресурса торможения ЭЭС в переходном процессе. Принципиальная блок-схема алгоритма выбора УВ для обеспечения ДУ ЦСПА АО «ИАЭС» [17] приведена на рисунке 1.4

Алгоритм выбора УВ для обеспечения ДУ в ЦСПА разработки АО «ИАЭС» подразумевает следующие основные этапы:

Рисунок 1.4 — Упрощенная схема алгоритма выбора УВ с целью обеспечения ДУ

разработки АО «ИАЭС»

- расчёт электромеханического переходного процесса для актуализированной модели ЭЭС с учётом заранее определённого аварийного процесса;

- оценка ДУ ЭЭС;

- в случае выявления потери устойчивости определяются неустойчивые фрагменты ЭЭС, для которых вычисляются энергетические характеристики с помощью разработанного метода потенциальных ям, позволяющего оценить недостаточность энергии торможения фрагмента ЭЭС;

- вычисляется необходимая энергия противоаварийного управления;

- выбираются объекты реализации УВ;

- выполняется расчёт электромеханического переходного процесса с введённым управлением;

- при необходимости выполняется коррекция объёма УВ.

В зарубежных исследованиях для построения алгоритмов ПА по способу «1-До» уделяется внимание следующим направлениям:

- применение методов искусственного интеллекта (ИИ) для определения объёма и мест реализации УВ: ИНС [18; 19], деревья решений [20], алгоритм роя частиц [21];

- использование ВИЭ в качестве объекта реализации УВ [22—25];

- использование объектов распределённой генерации в процессе противо-аварийного управления ЭЭС [26];

- разработка алгоритмов противоаварийного управления режимами сетей постоянного тока [27; 28].

Алгоритмы противоаварийного управления по способу «I-До» нашли применение как в практических задачах управления режимами ЭЭС, так и в теоретических исследованиях способов обеспечения СУ и ДУ сложнозамкнутых ЭЭС. Причинами увеличения вероятности некорректных срабатываний проти-воаварийной автоматики по способу «I-До» в современных условиях развития и эксплуатации ЭЭС являются:

- использование заранее заданных параметров математических моделей ЭЭС, которые могут в значительной степени отличаться от актуальных;

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Сенюк Михаил Дмитриевич, 2022 год

Список литературы

1. Автоматическое противоаварийное управление в энергосистемах / А. С. Герасимов [и др.] // Электрические станции. — 2020. — № 1. — С. 41—49.

2. Kundur, P. Power system stability / P. Kundur // Power system stability and control. — 2007. — Т. 10.

3. Горев, А. А. Избранные труды по вопросам устойчивости электрических систем / А. А. Горев. — М.-Л.: Госэнергоиздат, 1960. — 260 с.

4. Демидов, С. И. История создания и развития централизованной системы противоаварийной автоматики в ОЭС Урала / С. И. Демидов, О. Д. Рое-ва // Известия НТЦ Единой энергетической системы. — 2013. — 1 (68). — С. 113-118.

5. Развитие алгоритма автоматической разгрузки энергоблока при близких коротких замыканиях на основе синхронизированных векторных измерений / А. С. Бердин [и др.] // Известия НТЦ Единой энергетической системы. — 2021.-2(85).-С. 76-89.

6. Бердин, А. С. Влияние погрешности измерений PMU при определении параметров схемы замещения ЛЭП / А. С. Бердин, П. Ю. Коваленко, Е. А. Плесняев // Известия НТЦ Единой энергетической системы. — 2012. — №66.-С. 29-38.

7. Kovalenko, P. Y. Determination of The Instantaneous Electrical Operating Parameters With an Increased Sampling Rate / P. Y. Kovalenko, M. D. Senyuk, A. A. Dmitrieva// 2020 International Conference on Electrotechnical Complexes and Systems (ICOECS). - 2020. - P. 1-4.

8. Pavella, M. Transient stability of power systems: a unified approach to assessment and control / M. Pavella, D. Ernst, D. Ruiz-Vega. — Springer Science, Business Media, 2012.

9. Овчаренко, И. И. Автоматика электрических станций и электроэнергетических систем: Учебник для вузов / И. И. Овчаренко. — М.: НЦ ЭНАС, 2000. — 504 с.

10. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования / Б. Н. Неклепаев [и др.]. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2013.- 152 с.

11. Окин, А. Противоаварийная автоматика энергосистем / А. Окин // М.: Издательство МЭИ. — 1995. — Т. 212.

12. Kovalenko, P. Comparing the techniques of defining the synchronous machine load angle / P. Kovalenko, A. Moiseichenkov // Journal of Physics: Conference Series. Vol. 870. — IOP Publishing. 2017. — P. 1—7.

13. Федосов, А. Н. Новые подходы в реализации алгоритмов фиксации тяжести короткого замыкания / А. Н. Федосов, О. В. Ким // Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока. — 2014. — № 4. — С. 284—287.

14. Кощеев, Л. А. ЦСПА на базе алгоритмов нового поколения - очередной этап в развитии противоаварийного управления в энергосистемах. / Л. А. Кощеев, Н. Г. Шульгинов // Известия НТЦ Единой энергетической системы. — 2013.—№ 1.-С. 7-14.

15. Алгоритмическое обеспечение ПТК верхнего уровня ЦСПА ОЭС Сибири и перспективы его развития / С. Г. Аржанников [и др.] // Известия НТЦ Единой энергетической системы. — 2013. — № 1. — С. 91—98.

16. Лисицын, А. А. Алгоритм выбора управляющих воздействий по условиям динамической устойчивости / А. А. Лисицын, М. А. Эдлин // Известия НТЦ Единой энергетической системы. — 2013. — № 1. — С. 41—47.

17. Алгоритм выбора корректирующего управления по динамической устойчивости энергосистем / Н. Н. Лизалек [и др.] // Энерго-и ресурсосбережение-XXI век. -2016. -С. 100-113.

18. Adaptive Power System Emergency Control Using Deep Reinforcement Learning / Q. Huang [et al.] // IEEE Transactions on Smart Grid. — 2020. — Vol. 11, no. 2.-P. 1171-1182.

19. A multilevel deep learning method for big data analysis and emergency management of power system / X. Z. Wang [et al.] // 2016 IEEE International Conference on Big Data Analysis (ICBDA). — 2016. — P. 1—5.

20. Decision Tree-based Real-time Emergency Control Strategy for Power System / T. Li [et al.] // 2018 International Conference on Power System Technology (POWERCON).-2018.-P. 1832-1838.

21. Optimization of Emergency Load Shedding Based on Cultural Particle Swarm Optimization Algorithm / T. Xu [et al.] //2019 IEEE Congress on Evolutionary Computation (CEC). - 2019. - P. 1208-1212.

22. Emergency control strategy for power systems with renewables considering a utility-scale energy storage transient / X. Xie [et al.] // CSEE Journal of Power and Energy Systems. — 2021. — Vol. 7, no. 5. — P. 986—995.

23. Research on Grid-Connected/Islanded Control Strategy of PV and Battery Storage Systems as Emergency Power Supply of Pumping Storage Power Station / Z. Kan [et al.] // 2020 IEEE 3rd International Conference on Electronics Technology (ICET). — 2020. — P. 457—462.

24. Emergency Power Control Technology for Wind Power and Photovoltaic Power to Improve New Energy Consumption Capacity / Z. Qie [et al.] //2019 IEEE 3rd Conference on Energy Internet and Energy System Integration (EI2). — 2019. — P. 2832—2837.

25. Itai, J. Active Power Control of Wind Power Generation by Wide Area Control System for Improvement of Transient Stability in Power Systems / J. Itai, K. Kawabe, T. Nanahara //2019 9th International Conference on Power and Energy Systems (ICPES). - 2019. - P. 1-6.

26. Emergency Control Strategy for Transient Stability in Large Power Grid Considering Distributed Generation / Y. Lv [et al.] // 2020 IEEE/IAS Industrial and Commercial Power System Asia (I CPS Asia). — 2020. — P. 732—736.

27. Emergency DC Power Support Strategy Based on Coordinated Droop Control in Multi-Infeed HVDC System / Y. Liu [et al.] //2019 IEEE 8th International Conference on Advanced Power System Automation and Protection (APAP). —

2019.-P. 406-410.

28. Reactive Power Analysis on Emergency DC Power Support Considering Excitation Control of Generators Near Inverter Station / Y. Li [et al.] // 2020 12th IEEE PES Asia-Pacific Power and Energy Engineering Conference (APPEEC). —

2020.-P. 1-5.

29. Гайдамакин, Ф. Н. Аппаратные и программные средства комплекса ЦСПА ОЭС Востока / Ф. Н. Гайдамакин, С. И. Демидов // Известия НТЦ Единой энергетической системы. — 2013. — № 68. — С. 69—78.

30. Лизалек, Н. Н. Пути совершенствования систем автоматического предотвращения нарушения устойчивости энергосистем / Н. Н. Лизалек, В. В. Васильев // Наука в России: перспективные исследования и разработки. — 2017.-С. 159-172.

31. E-SIME - A method for transient stability closed-loop emergency control: achievements and prospects / M. Glavic [et al.] // 2007 iREP Symposium - Bulk Power System Dynamics and Control - VII. Revitalizing Operational Reliability.—2007.—P. 1—10.

32. Сенюк, М. Д. Исследование характеристик метода экспресс-оценки параметров электрического режима в стационарных и динамических процессах / М. Д. Сенюк, А. А. Дмитриева, С. А. Дмитриев // Электротехнические системы и комплексы. — 2021. — 4 (53). — С. 4—12.

33. Synchrophasor Evaluation Based on Point-on-Wave Measurements / P. Y. Ko-valenko [et al.] // 2020 Ural Smart Energy Conference (USEC). — 2020. — P. 155—158.

34. Berdin, A. S. Estimating the instantaneous values of the state parameters during electromechanical transients / A. S. Berdin, D. I. Bliznyuk, P. Y. Kovalenko // 2015 International Siberian Conference on Control and Communications (SIB-CON). - 2015. - P. 1-6.

35. Bliznyuk, D. The Technique for Accelerated Evaluation of the Instantaneous Values of Power System Performance Parameters / D. Bliznyuk, P. Kovalenko, V. Mukhin //2019 IEEE 60th International Scientific Conference on Power and Electrical Engineering of Riga Technical University (RTUCON). — 2019. — P. 1-6.

36. Estimation of Acceptable ADC Sampling Rate for Synchrophasor Measurements / M. D. Senyuk [et al.] // 2021 International Conference on Electrotechni-cal Complexes and Systems (ICOECS). — 2021. — P. 74—78.

37. Synchronous Frequency Calculation Based on Synchrophasor Measurements / P. Y. Kovalenko [et al.] // 2019 International Conference on Electrotechnical Complexes and Systems (ICOECS). - 2019. - P. 1-4.

38. Апросин, К. И. Оценка дозировки управляющих воздействий автоматики предотвращения нарушения устойчивости на базе синхронизированных векторных измерений / К. И. Апросин, А. А. Хохрин, Ю. В. Иванов // Ре-лейщик. - 2021. - 3 (41). - С. 26-31.

39. Emergency control strategy of power system transient instability based on DBN / Z. Qiang [et al.] // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. Vol. 645. — IOP Publishing. 2021. — P. 1—5.

40. Karady, G. A hybrid method for generator tripping / G. Karady, J. Gu // IEEE Transactions on Power Systems. — 2002. — Vol. 17, no. 4. — P. 1102—1107.

41. Diaz-Alzate, A. F. Transient Stability Prediction for Real-Time Operation by Monitoring the Relative Angle with Predefined Thresholds / A. F. Diaz-Alzate, J. E. Candelo-Becerra, J. F. Villa Sierra // Energies. — 2019. — Vol. 12, no. 5. — P. 1996-1073.

42. A predictive out of step protection scheme based on PMU enabled dynamic state estimation / E. Farantatos [et al.] // 2011 IEEE Power and Energy Society General Meeting. — 2011. — P. 1—8.

43. Shi, F. Instability prediction of the inter-connected power grids based on rotor angle measurement / F. Shi, H. Zhang, G. Xue // International Journal of Electrical Power and Energy Systems. — 2017. — Vol. 88. — P. 21—32.

44. Научные проблемы распределенной генерации / С. А. Ерошенко [и др.] // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. — 2010. — № 11/12.-С. 126-133.

45. Ефремова, И. Ю. Адаптивная настройка пускового органа противоаварий-ной автоматики для транзитов с промежуточными отборами мощности / И. Ю. Ефремова, И. З. Глускин // Электричество. — 2017. — № 2. —

C. 13-17.

46. Sabin, D. D. Overview of IEEE Std 1564-2014 Guide for Voltage Sag Indices /

D. D. Sabin, M. H. Bollen // 2014 16th International Conference on Harmonics and Quality of Power (ICHQP). — 2014. — P. 497—501.

47. Hussain, S. A. Implementation of quadrature based RMS calculation on real-time power monitoring systems / S. A. Hussain, F. R. Zaro, M. A. Abido //2013 IEEE Power and Energy Conference at Illinois (PECI). — 2013. — P. 213—217.

48. Costa, F. Fault-induced transient detection based on real-time analysis of the wavelet coefficient energy / F. Costa // 2014 IEEE PES T D Conference and Exposition. — 2014. — P. 1—1.

49. Fan, Z. A novel universal grid voltage sag detection algorithm / Z. Fan, X. Liu // 2012 Power Engineering and Automation Conference. — 2012. — P. 1—4.

50. Hui, Y. C. Transient response of a peak voltage detector for sinusoidal signals / Y. C. Hui, L. J. Hurng, L. H. Ching // IEEE Transactions on Industrial Electronics. — 1992. — Vol. 39, no. 1. — P. 74—79.

51. Wang, Y. Challenges in the calculation methods of point-on-wave characteristics for voltage dips / Y. Wang, X.-Y. Xiao, M. Bollen //2016 17th International Conference on Harmonics and Quality of Power (ICHQP). — 2016. — P. 513—517.

52. Bastos, A. F. Comparison of Methods for Determining Inception and Recovery Points of Voltage Variation Events / A. F. Bastos, S. Santoso, G. Todeschini // 2018 IEEE Power Energy Society General Meeting (PESGM). — 2018. — P. 1-5.

53. Park, R. H. Abridgment of system stability as a design problem / R. H. Park, E. H. Bancker // Journal of the A.I.E.E. — 1929. — No. 1. — P. 41—44.

54. Equal-area criterion in power systems revisited / Y. Sun [et al.] // Proceedings of the Royal Society A: Mathematical, Physical and Engineering Sciences. — 2018. - Vol. 474, no. 2210. - P. 20170733.

55. Paudyal, S. Application of Equal Area Criterion Conditions in the Time Domain for Out-of-Step Protection / S. Paudyal, G. Ramakrishna, M. S. Sachdev // IEEE Transactions on Power Delivery. — 2010. — Vol. 25, no. 2. — P. 600—609.

56. Fang, L. Transient stability analysis with equal area criterion directly used to a non-equivalent generator pair / L. Fang, Y. Ji-lai // 2009 International Conference on Power Engineering, Energy and Electrical Drives. — 2009. — P. 386-389.

57. Hashemi, S. M. A New Predictive Approach to Wide-Area Out-of-Step Protection / S. M. Hashemi, M. Sanaye-Pasand // IEEE Transactions on Industrial Informatics. — 2019. — Vol. 15, no. 4. — P. 1890—1898.

58. Wang, S. Transient Stability Assessment Using Individual Machine Equal Area Criterion PART I: Unity Principle / S. Wang, J. Yu, W. Zhang // IEEE Access. — 2018. — Vol. 6. — P. 77065—77076.

59. Magnusson, P. C. The Transient-Energy Method of Calculating Stability / P. C. Magnusson // Transactions of the American Institute of Electrical Engineers. — 1947. — Vol. 66, no. 1. — P. 747—755.

60. Real-time security monitoring of electric power systems using parallel associative memories / D. J. Sobajic [et al.] // IEEE International Symposium on Circuits and Systems. — IEEE. 1990. — P. 2929—2932.

61. Гелъфанд, А. Развитие систем мониторинга переходных режимов в ЕЭС России / А. Гельфанд, В. Курмак, В. Г. Наровлянский // Электрические станции. — 2012. — № 6. — С. 43—46.

62. Sun, Y. A new Lyapunov function for transient stability analysis of power system with emergency control / Y. Sun, J. Peng // Proceedings. International Conference on Power System Technology. Vol. 3. — 2002. — P. 1540—1544.

63. Cecati, C. Time domain approach compared with direct method of Lyapunov for transient stability analysis of controlled power system / C. Cecati, H. Latafat // International Symposium on Power Electronics Power Electronics, Electrical Drives, Automation and Motion. — 2012. — P. 695—699.

64. Bosetti, H. Transient Stability in Oscillating Multi-Machine Systems Using Lyapunov Vectors / H. Bosetti, S. Khan // IEEE Transactions on Power Systems. — 2018. - Vol. 33, no. 2. - P. 2078-2086.

65. Vu, T. L. Lyapunov Functions Family Approach to Transient Stability Assessment / T. L. Vu, K. Turitsyn // IEEE Transactions on Power Systems. — 2016. — Vol. 31, no. 2. -P. 1269-1277.

66. Model-Free MLE Estimation for Online Rotor Angle Stability Assessment With PMU Data / S. Wei [et al.] // IEEE Transactions on Power Systems. — 2018. — Vol. 33, no. 3. - P. 2463-2476.

67. Huang, S. Nonlinear adaptive control of interconnected systems using neural networks / S. Huang, K. Tan, T. Lee // IEEE Transactions on Neural Networks. — 2006. - Vol. 17, no. 1. - P. 243-246.

68. Rotor Angle Stability Prediction of Power Systems With High Wind Power Penetration Using a Stability Index Vector / Y. Chen [et al.] // IEEE Transactions on Power Systems. — 2020. — Vol. 35, no. 6. — P. 4632—4643.

69. Saunders, C. S. Transient stability analysis using potential energy indices for determining critical generator sets / C. S. Saunders, M. M. Alamuti, G. A. Taylor // 2014 IEEE PES General Meeting Conference Exposition. — 2014. — P. 1—5.

70. Fujii, W. Transient Stability Analysis Based on Dynamic Single Machine Equivalent / W. Fujii, J. Wakisaka, S. Iwamoto // 2007 39th North American Power Symposium. — 2007. — P. 217—222.

71. Paudyal, S. Application of Equal Area Criterion Conditions in the Time Domain for Out-of-Step Protection / S. Paudyal, G. Ramakrishna, M. S. Sachdev // IEEE Transactions on Power Delivery. — 2010. — Vol. 25, no. 2. — P. 600—609.

72. Synchronous Machine Adaptive Model for Power System Emergency Control and Technical State Diagnostic / A. N. Moiseichenkov [et al.] // 2020 Ural Smart Energy Conference (USEC). — 2020. — P. 147—150.

73. Putilova, A. Liapunov functions for reciprocal equations of motion of synchronous machines / A. Putilova, M. Tagirov // Reports of the Siberian Institute of Scientific Power Researchers. — 1970. — Vol. 17. — P. 672—689.

74. Governor Performance During System Disturbances / R. C. Buell [et al.] // Transactions of the American Institute of Electrical Engineers. — 1931. — Vol. 50, no. 1.—P. 354—367.

75. Park, R. H. Improved reliability of bulk power supply by fast load control / R. H. Park // Proceedings of the American power conference. Vol. 30. — 1968. — P. 1128-1141.

76. Park, R. H. Fast turbine valving / R. H. Park // IEEE transactions on Power Apparatus and Systems. — 1973. — No. 3. — P. 1065—1073.

77. Fast valving as an aid to power system transient stability and prompt resyn-chronization and rapid reload after full load rejection / E. Cushing [et al.] // IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems. — 1972. — No. 4. — P. 1624-1636.

78. Богомолова, И. А. Применение интеграла энергии уравнений движения энергосистемы для оценки качества переходных процессов и синтеза законов управления / И. А. Богомолова, А. С. Зеккель // Труды НИИПТ. — 1976.-№24/25.-С. 86-101.

79. Синтез закона управления моментом паровой турбины для повышения динамической устойчивости межсистемных связей / А. С. Зеккель [и др.] // Труды НИИПТ. — 1979. — № 29. — С. 80—91.

80. An optimal control method for fast valving using maximum principle / C. Quanxi [et al.] // Proceedings of TENCON'93. IEEE Region 10 International Conference on Computers, Communications and Automation. Vol. 4. — IEEE. 1993. — P. 155—157.

81. Application of neural networks trained with an improved conjugate gradient algorithm to the turbine fast valving control / L. Zhang [et al.] // PowerCon 2000. 2000 International Conference on Power System Technology. Proceedings. Vol. 3. — IEEE. 2000. — P. 1679—1682.

82. Xie, X. Optimization control of fast turbine valve / X. Xie, Y. Lu // Proceedings of 32nd IEEE Conference on Decision and Control. — IEEE. 1993. — P. 3742—3743.

83. Investigation of turbine valving control with Lyapunov theory / G. Liu [et al.] // 1997 Fourth International Conference on Advances in Power System Control, Operation and Management, APSCOM-97. Vol. 2. — IET, 1997. — P. 505—508.

84. Karady, G. G. Improving transient stability using fast valving based on tracking rotor-angle and active power / G. G. Karady, M. A. Mohamed // IEEE Power Engineering Society Summer Meeting. Vol. 3. — IEEE. 2002. — P. 1576—1581.

85. Управление возбуждением и активной мощностью агрегатов в энергообъединении при аварийных возмущениях / А. X. Есипович [и др.] // Противоаварийное управление и регулирование энергосистем. Сборник научных трудов НИИПТ — 1987. — С. 91—99.

86. Коваленко, В. П. Форсирование мощности теплофикационных турбин как средство повышения динамической устойчивости энергосистемы /

B. П. Коваленко, И. З. Черномзав // Противоаварийное управление и регулирование энергосистем. Сборник научных трудов НИИПТ. — 1982. —

C. 35-40.

87. Адаптивная модель синхронной машины с параметрами, определяемыми в эксплуатационных режимах работы / А. С. Бердин [и др.] // Известия НТЦ Единой энергетической системы. — 2020. — № 2. — С. 74—84.

88. Bliznyuk, D. Defining the equivalent inertia constant of generating unit based on electromechanical transient measurements / D. Bliznyuk, A. Berdin, A. Gerasi-mov // 2016 57th International Scientific Conference on Power and Electrical Engineering of Riga Technical University (RTUCON). — 2016. — P. 1—5.

89. Defining the damping properties of synchronous generator using disturbance measurements / D. Bliznyuk [et al.] //2017 9th International Conference on Information Technology and Electrical Engineering (ICITEE). — 2017. — P. 1—5.

90. Илюшин, П. В. О функционировании распределенных источников энергии с силовыми преобразователями в составе энергосистем и изолированных энергорайонов / П. В. Илюшин, А. В. Симонов // Релейная защита и автоматизация. — 2020. — № 2. — С. 30—38.

91. Дубонос, В. Р. Точка минимального напряжения на длинных линиях и её использование для выявления слабой связи энергосистемы / В. Р. Дубонос, В. В. Курмак, В. Г. Наровлянский // Электрические станции. — 2013. — № 10.-С. 31-35.

92. Методические указания по определению устойчивости энергосистем. Часть I / Д. И. Азарьев [и др.]. — М.: СПО Союзтехэнерго, 1979. — 184 с.

93. Hu, D. Optimal Control Design of Generator Systems for Marine Current Turbine Applications Using Economic Model Predictive Control / D. Hu, Y. Teng, F. Wu // IEEE Access. — 2020. — Vol. 8. — P. 208368—208377.

94. Бердин, А. С. Определение результирующих характеристик нагрузки энергорайонов для выполнения расчетов электромеханических переходных процессов / А. С. Бердин, Д. И. Близнюк, И. Б. Романов // Известия НТЦ Единой энергетической системы. — 2016. — № 1. — С. 35—41.

95. Open data IEEE test systems implemented in SimPowerSystems for education and research in power grid dynamics and control / A. Moeini [et al.] //2015 50th International Universities Power Engineering Conference (UPEC). — 2015. — P. 1-6.

96. Baadji, B. SMIB power system model with PSS for transient stability studies / B. Baadji, H. Bentarzi, A. Bouaoud// 2017 5th International Conference on Electrical Engineering - Boumerdes (ICEE-B). — 2017. — P. 1—5.

97. Chaturvedi, D. K. Modeling and simulation of systems using MATLAB® and Simulink® / D. K. Chaturvedi. — CRC press, 2017.

98. Булатов, Ю. Методика согласованной настройки систем АРВ и АРЧВ генератора / Ю. Булатов, И. Игнатьев // Труды Братского государственного университета. Серия: Естественные и инженерные науки. — 2009. — Т. 1. — С. 3-7.

99. Обзор методов определения параметров моделей синхронных генераторов / А. С. Бердин [и др.] //ВестникЮжно-Уральского государственного университета. Серия: Энергетика. — 2020. — Т. 20, № 4. — С. 103—111.

100. Верификация цифровых моделей ЕЭС/ОЭС / Б. И. Аюев [и др.] // электричество. — 2008. — № 5. — С. 2—7.

101. Герасимов, А. С. О критериях достоверности динамических моделей сложных электроэнергетических систем. / А. С. Герасимов, А. Х. Есипович, А. Н. Смирнов // Известия НИИ постоянного тока. — 2010. — № 1. — С. 58-73.

102. Веников, В. А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах: Учебник для вузов / В. А. Веников. — Высшая школа, 1985.

103. Илюшин, П. В. Инновационный адаптивный комплекс автоматики ликвидации асинхронного режима электроэнергетического объекта / П. В. Илюшин, А. В. Мокеев, В. Г. Наровлянский// Электрические станции. — 2019. — № 1. — С. 52-59.

104. Применение автоматики деления электрической сети для сохранения динамической устойчивости генераторов при затяжных трехфазных КЗ / С. А. Абакумов [и др.] // Известия НТЦ Единой энергетической системы. — 2015.-С. 109-117.

105. Report, I. C. Dynamic Models for Steam and Hydro Turbines in Power System Studies /1. C. Report // IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems. — 1973. - Vol. PAS—92, no. 6. - P. 1904-1915.

106. Черномзав, И. З. Математическая модель турбины К-200-130 для исследования процессов противоаварийного управления / И. З. Черномзав // Теплоэнергетика. — 1994. — № 4. — С. 19—22.

107. Глускин, И. З. Управление маховиковым накопителем с целью повышения динамической устойчивости станции / И. З. Глускин, Д. Г. Ефремов // Релейная защита и автоматизация. — 2017. — № 2. — С. 38—46.

108. Карапетян, И. Г. Справочник по проектированию электрических сетей. Т. 320 / И. Г. Карапетян, Д. Л. Файбисович, И. М. Шапиро. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005.

109. Илюшин, П. В. Современные подходы к ликвидации асинхронных режимов объектов распределенной генерации с учетом их конструктивных особенностей / П. В. Илюшин, П. В. Чусовитин // Релейная защита и автоматизация. — 2014. — № 4. — С. 16—23.

110. Sauer, P. W. Power system dynamics and stability: with synchrophasor measurement and power system toolbox / P. W. Sauer, M. A. Pai, J. H. Chow. — John Wiley, Sons, 2017.

111. Detection Event Inception Point Algorithms Based on Instantaneous Point-on-wave Measurements / P. Y. Kovalenko [et al.] // 2020 Ural Smart Energy Conference (USEC). — 2020. — P. 151—154.

112. Zografos, D. Power system inertia estimation by approaching load power change after a disturbance / D. Zografos, M. Ghandhari // 2017 IEEE Power Energy Society General Meeting. — 2017. — P. 1—5.

113. Power systems signal processing for smart grids / P. F. Ribeiro [et al.]. — John Wiley, Sons, 2013.

114. The flexible algorithm for identifying a disturbance and transient duration in power systems / P. Y. Kovalenko [et al.] // 2016 International Symposium on Industrial Electronics (INDEL). — 2016. — P. 1—4.

115. Rahman, K. M. Largest blackouts around the world: Trends and data analyses / K. M. Rahman, M. M. Munnee, S. Khan //2016 IEEE International WIE Conference on Electrical and Computer Engineering (WIECON-ECE). — 2016. — P. 155—159.

116. Phadke, A. Synchronized phasor measurements-a historical overview / A. Phadke // IEEE/PES Transmission and Distribution Conference and Exhibition. Vol. 1. — 2002. — P. 476—479.

117. Chapter 3 - Algorithms for Synchrophasors, Frequency, and ROCOF // Pha-sor Measurement Units and Wide Area Monitoring Systems / ed. by A. Monti, C. Muscas, F. Ponci. — Academic Press, 2016. — P. 21—51.

118. Harris, F. J. On the use of windows for harmonic analysis with the discrete Fourier transform / F. J. Harris // Proceedings of the IEEE. — 1978. — Vol. 66, no. 1.—P. 51—83.

119. Derviskadic, A. Iterative-Interpolated DFT for Synchrophasor Estimation: A Single Algorithm for P- and M-Class Compliant PMUs / A. Derviskadic, P. Romano, M. Paolone // IEEE Transactions on Instrumentation and Measurement. — 2018. — Vol. 67, no. 3. — P. 547—558.

120. Romano, P. Enhanced Interpolated-DFT for Synchrophasor Estimation in FP-GAs: Theory, Implementation, and Validation of a PMU Prototype / P. Romano, M. Paolone // IEEE Transactions on Instrumentation and Measurement. — 2014. - Vol. 63, no. 12. - P. 2824-2836.

121. Derviskadic, A. Iterative-Interpolated DFT for Synchrophasor Estimation: A Single Algorithm for P- and M-Class Compliant PMUs / A. Derviskadic, P. Romano, M. Paolone // IEEE Transactions on Instrumentation and Measurement. — 2018. — Vol. 67, no. 3. — P. 547—558.

122. Romano, P. An enhanced interpolated-modulated sliding DFT for high reporting rate PMUs / P. Romano, M. Paolone // 2014 IEEE International Workshop on Applied Measurements for Power Systems Proceedings (AMPS). — 2014. — P. 1-6.

123. Belega, D. Accuracy of synchrophasor measurements provided by the sine-fit algorithms / D. Belega, D. Petri // 2012 IEEE International Energy Conference and Exhibition (ENERGYCON). — 2012. — P. 921—926.

124. IEEE Standard for Digitizing Waveform Recorders // IEEE Std 1057-2017 (Revision of IEEE Std 1057-2007) - Redline. — 2018. — C. 1—313.

125. Karimi-Ghartemani, M. Application of Enhanced Phase-Locked Loop System to the Computation of Synchrophasors / M. Karimi-Ghartemani, B.-T. Ooi, A. Bakhshai // IEEE Transactions on Power Delivery. — 2011. — Vol. 26, no. 1. — P. 22-32.

126. A phasor estimation algorithm based on Hilbert transform for P-class PMUs / J. R. Razo-Hernandez [et al.] // Advances in Electrical and Computer Engineering. — 2018. — Vol. 18, no. 3.—P. 97—105.

127. IEEE Standard for Synchrophasor Measurements for Power Systems // IEEE Std C37.118.1-2011 (Revision of IEEE Std C37.118-2005).-2011.-P. 1-61.

128. O Serna, J. A. de la. Dynamic phasor estimates for power system oscillations / J. A. de la O Serna // IEEE Transactions on Instrumentation and Measurement. — 2007. — Vol. 56, no. 5. — P. 1648—1657.

129. Taylor-Fourier PMU on a real-time simulator: Design, implementation and characterization / G. Frigo [et al.] //2019 IEEE Milan PowerTech. — IEEE. 2019. — P. 1-6.

130. O Serna, J. A. de la. Synchrophasor estimation using Prony's method / J. A. de la O Serna // IEEE Transactions on Instrumentation and Measurement. — 2013.— Vol. 62, no. 8.—P. 2119—2128.

131. Мокеев, А. В. Повышение надежности и эффективности работы энергосистем на основе технологии синхронизированных векторных измерении / А. В. Мокеев // Электричество. — 2018. — № 3. — С. 4—10.

132. Мокеев, А. В. Совершенствование алгоритмов устройств синхронизированных векторных измерений / А. В. Мокеев // Электрооборудование: эксплуатация и ремонт. — 2017. — № 9. — С. 10—18.

133. Toscani, S. Design and Performance Prediction of Space Vector-Based PMU Algorithms / S. Toscani, C. Muscas, P. A. Pegoraro // IEEE Transactions on Instrumentation and Measurement. — 2017. — Vol. 66, no. 3. — P. 394—404.

134. Seferi, Y. Review of PMU algorithms suitable for real-time operation with digital sampled value data / Y. Seferi, R. G. Q. Cetina, S. M. Blair // 2021 IEEE 11th International Workshop on Applied Measurements for Power Systems (AMPS). — IEEE. 2021. —P. 1—6.

135. Kovalenko, P. Y. Acceleration Energy Analysis of Synchronous Generator Rotor During a Disturbance Taking into Account Current Transformer Saturation / P. Y. Kovalenko, M. D. Senyuk, V. I. Mukhin // 2021 IEEE Conference of Russian Young Researchers in Electrical and Electronic Engineering (ElConRus). — 2021.-P. 1458-1461.

136. Bessolitsyn, A. V. Experimental study of current error of up to 50 hz current-measuring transformer / A. V. Bessolitsyn, A. V. Golgovskich, A. V. Novikov // 2017 International Conference on Industrial Engineering, Applications and Manufacturing (ICIEAM). — 2017. — P. 1—4.

137. Dashti, H. Fast and Reliable CT Saturation Detection Using a Combined Method / H. Dashti, M. Sanaye-Pasand, M. Davarpanah // IEEE Transactions on Power Delivery. — 2009. — Vol. 24, no. 3. — P. 1037—1044.

138. Hooshyar, A. CT Saturation Detection Based on Waveshape Properties of Current Difference Functions / A. Hooshyar, M. Sanaye-Pasand, E. F. El-Saadany // IEEE Transactions on Power Delivery. — 2013. — Vol. 28, no. 4. — P. 2254-2263.

139. A new method of current transformer saturation detection in the presence of noise / B. Schettino [et al.] //2014 IEEE PES General Meeting | Conference Exposition. — 2014. — P. 1—1.

140. A Scheme for Detection and Assessment of Current Transformer Saturation / C. Hong [et al.] //2017 9th International Conference on Measuring Technology and Mechatronics Automation (ICMTMA). — 2017. — P. 90—93.

141. Bahari, S. A New Stabilizing Method of Differential Protection Against Current Transformer Saturation Using Current Derivatives / S. Bahari, T. Hasani, H. Sevedi // 2020 14th International Conference on Protection and Automation of Power Systems (IPAPS). — 2019. — P. 33—38.

142. Transmission Line Distance Protection Under Current Transformer Saturation / Y. Zheng [et al.] // Journal of Modern Power Systems and Clean Energy. — 2021.—Vol. 9, no. 1.—P. 68—76.

143. Анализ математических методов снижения погрешности трансформатора тока в режиме насыщения / И. Н. Одинаев [и др.] // Электротехнические системы и комплексы. — 2020. — 2 (47). — С. 11—18.

144. Kucuksari, S. Experimental Comparison of Conventional and Optical Current Transformers / S. Kucuksari, G. G. Karady // IEEE Transactions on Power Delivery. — 2010. — Vol. 25, no. 4. — P. 2455—2463.

Список рисунков

1.1 Принципиальная схема построения ПА по способу «П-До»..............13

1.2 Пример определения уставок срабатывания АРБКЗ......................15

1.3 Упрощенная схема алгоритма выбора УВ с целью обеспечения ДУ разработки АО «НТЦ ЕЭС»..................................................17

1.4 Упрощенная схема алгоритма выбора УВ с целью обеспечения ДУ разработки АО «ИАЭС»......................................................18

1.5 Общая блок-схема алгоритма ПА по способу «После»..........20

2.1 Пояснение необходимости радиального подключения защищаемой станции к ЭЭС для оценки ДУ предлагаемым методом ..................34

2.2 Блок-схема алгоритма оценки ДУ СГ...................35

2.3 Графическое представление закона сохранения энергии в СГ......37

2.4 Результат аппроксимации угловой характеристики СГ..........39

2.5 Графическая интерпретация выражений (2.11) и (2.12)..........42

2.6 Параметры режима тестовой модели....................43

2.7 Графика тестовой модели ЭЭС.......................45

2.8 Параметры режима СГ на интервале времени 4,8 - 6,0 с.........46

2.9 Параметры режима СГ на интервале времени 5,2-5,5с.........48

2.10 Результаты аппроксимации угловой характеристики СГ ..................49

2.11 Распределение ошибки определения площадки торможения ......49

2.12 Результаты аппроксимации Д^.......................50

2.13 Распределение величины Д Wd в зависимости от величины интервала обучения ......................................................................50

2.14 Зависимость активной мощности СГ от времени для рассмотренных возмущений ..................................................................53

3.1 Положение отсечного клапана паровой турбины во время ИРТ.....56

3.2 Угловые характеристики СГ при реализации ИРТ............60

3.3 Пример определения характеристик закона ИРТ.............62

3.4 Упрощенная схема одновальной турбины с промежуточным перегревом 63

3.5 Математическая модель одновальной паровой турбины и ИРТ.....64

3.6 Математическая модель АРЧВ.......................65

3.7 Влияние расходной характеристики клапана на процесс ИРТ......65

3.8 Мощность турбины во время ИРТ.....................66

3.9 Параметры режима работы СГ во время ИРТ...............66

3.10 Значения углов нагрузок СГ различной мощности в переходном процессе с учётом реализации ИРТ....................67

3.11 Изменение угла нагрузки СГ во времени для рассмотренных переходных процессов ........................... 69

3.12 Изменение угла нагрузки СГ во времени для рассмотренныйх переходных процессов ........................... 70

3.13 Изменение угла нагрузки СГ во времени для рассмотренных переходных процессов ........................... 71

3.14 Схема тестовой модели 1ЕЕЕ39.......................72

3.15 Изменение углов нагрузок СГ для рассмотренного возмущения .... 74

3.16 Изменение угловой скорости роторов СГ4 и СГ5.............75

3.17 Угловые характеристики СГ4 и СГ5....................75

3.18 Зависимость ошибок определения площадки торможения от

величины окна аппроксимации ....................... 76

3.19 Исходные угловые характеристики СГ 4 и 5 и их аппроксимации по выражению 3.4 ................................ 77

3.20 Распределение значений ДWd в зависимости от величины окна аппроксимации скорости ротора и активной мощности СГ 4 и 5 . . . . 77

3.21 Значения углов нагрузок СГ в переходном процессе с учётом реализации ИРТ на СГ 4 и отключении СГ 5...............79

3.22 Значения мощности СГ 4 и турбины в процессе ИРТ ..........80

3.23 Сравнение законов ИРТ...........................80

3.24 Значения углов нагрузок СГ 5 и СГ 4 при реализации ИРТ

и отключении выключателя между узлами 19 и 19'............81

3.25 Схема тестовой модели 1ЕЕЕ39 с выключателем между узлами 19 и 19' 83

4.1 Пример выброса частоты в начале переходного процесса........86

4.2 Пример формирования шарнира: (а) - без дублирования элементов расчётного окна, (б) - с дублированием элементов расчётного окна . . 89

4.3 Результаты определения времени возмущения .............. 92

4.4 Схематичное изображение алгоритмических задержек методов вычисления начала переходного процесса ................. 93

4.5 Сравнение результатов оценки мгновенной частоты при постоянной

и адаптивной базисной угловой скорости.................99

4.6 Пример восстановления сигнала тока, частота дискртизации сигнала

60 кГц, величина расчётного окна 5 мс .................. 99

4.7 Результаты расчёта, стационарный процесс................103

4.8 Результаты расчёта, процесс с модуляцией амплитуды..........103

4.9 Результаты расчёта, процесс с линейным изменением частоты.....104

4.10 Результаты расчёта, процесс с апериодической составляющей.....104

4.11 Результаты расчёта, переходный процесс в МайаЬ Smulink®......105

4.12 Модель ТТ с учётом насыщения магнитной системы...........106

4.13 Вторичные токи идеального ТТ и с учётом насыщения магнитной системы....................................106

4.14 Искажение сигнала активной мощности СГ при насыщении магнитной системы ТТ...........................107

4.15 Восстановление сигнала тока при насыщении магнитной системы ТТ . 108

А.1 Блок-схема предлагаемого алгоритма АРБКЗ без изменения

топологии сети................................134

А.2 Блок-схема предлагаемого алгоритма АРБКЗ с изменением

топологии сети ................................ 135

Б.1 Блок-схема Алгоритма 1...........................136

Б.2 Блок-схема Алгоритма 2 ........................... 137

Б.3 Блок-схема Алгоритма 3 ........................... 138

Список таблиц

1 Временные задержки при выборе УВ по способу «После» .......20

2 Сравнение методов определения времени возмущения .........25

3 Сравнение методов синтеза закона ИРТ..................30

4 Анализ моделей аппроксимации угловой характеристики СГ......40

5 Характеристики ошибки аппроксимации угловой характеристики ... 41

6 Результат проверки выражений (2.11) и (2.12)...............44

7 Параметры тестовой модели........................45

8 Результат оценки ДУ СГ ..........................52

9 Параметры ИРТ...............................65

10 Параметры модели паровой турбины и АРЧВ...............68

11 Параметры рассмотренных возмущений ....................................69

12 Результаты синтеза закона ИРТ.......................70

13 Режим работы и параметры СГ тестовой ЭЭС ............................73

14 Рассмотренные возмущения в тестовой ЭЭС ..............................73

15 Результаты оценки ДУ и синтеза закона ИРТ...............78

16 Результаты оценки ДУ и синтеза закона ИРТ СГ 4 и 5 при превентивном отключении выключателя между узлами 19 и 19' .... 82

17 Сравнение результатов определения времени возмущения ..............91

18 Сравнение алгоритмов оценки ПЭР ........................................97

19 Результаты определения величины энергии ускорения ротора СГ

и турбины по выражению 2.6........................107

20 Статистические характеристики ошибки коррекции вторичного тока ТТ 108

21 Результаты определения величины энергии ускорения ротора СГ

и турбины по выражению 2.6 при коррекции вторичного тока ТТ . . .109

Приложение А Блок-схема предлагаемого алгоритма АРБКЗ

Рисунок А.1 — Блок-схема предлагаемого алгоритма АРБКЗ без изменения топологии сети

Рисунок А.2 — Блок-схема предлагаемого алгоритма АРБКЗ с изменением топологии сети

Приложение Б

Блок-схемы алгоритмов определения времени возмущения

Рисунок Б.1

— Блок-схема Алгоритма 1

Рисунок Б.2

— Блок-схема Алгоритма 2

Рисунок Б.3

— Блок-схема Алгоритма 3