Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010
Подождите немного. Документ загружается.
90
Рассмотрим рисунок 2. При увеличении уставок АОПО от 100 до 110 %
доп
(где
доп
– длительно допустимый ток через элемент энергорайона) устойчивость режима по-
вышается. Но выставляя уставку АОПО со значением
уст
110 %
доп
и выше, существу-
ет риск перегруза элементов сети и последующего выхода их из строя, что является суще-
ственным недостатком повышенных уставок АОПО.
Каскадный процесс в Уфимском энергорайоне запускается отключением по какой-
либо причине одной цепи ВЛ-110 кВ Уфа-Южная–Глумилино 1,2. Если АОПО установить
с действием на отключение «собственного» элемента при достижении тока, равного току
уставки, то автоматическое отключение этой ВЛ приведет к набросу мощности и после-
дующему отключению ВЛ сечения Уфимского энергорайона. Применение таких управ-
ляющих воздействий (УВ) АОПО на ВЛ-110 кВ Уфа-Южная–Глумилино 1,2 недопустимо.
Рассмотрим результаты расчетов нескольких режимов с целью определения управ-
ляющих воздействий АОПО для разгрузки ВЛ-110 кВ Уфа-Южная–Глумилино 1,2, после
отключения одной цепи. Результаты представлены в таблицах 1, 2.
Таблица 1 – Управляющие воздействия АОПО
Номер
режима
Летний режим
ген
520 МВт,
потр
933 МВт
Схема УВ
Эффективность,
%
Загрузка остав-
шейся в работе
цепи до УВ, %
Загрузка остав-
шейся в работе
цепи после УВ, %
1 Нормальная Т2 17,5 106,7 89,2
2
Ремонт АТ-1 на
ПС НПЗ
Т3+Т4 11,1 108,7 96,7
3
Ремонт ВЛ-500
Уфимская-
Кропачево
Т1+Т3+Т4 36,1 134,9 98,8
ТЭЦ-1=10, ТЭЦ-2=120, ТЭЦ-3=40, ТЭЦ-4=150, ПУТЭЦ=100, ПГЭС=100 МВт
Таблица 2 – Управляющие воздействия АОПО
Номер
режима
Зимний режим
ген
520 МВт,
потр
1336 МВт
Схема УВ
Эффек-
тивность,
%
Загрузка остав-
шейся в работе
цепи до УВ, %
Загрузка остав-
шейся в работе
цепи после УВ, %
1 Нормальная Т5+ЗГ+ПН 68,8 % 165,5 % 96,7 %
2
Ремонт АТ-1
на ПС НПЗ
Т5+ЗГ+ПН+ОН 40 70,5 % 168,5 % 98 %
3
Ремонт ВЛ-500
Уфимская-
Кропачево
Т5+ЗГ+ПН+ОН 60 128,2 % 225,2 % 97 %
ТЭЦ-1=10, ТЭЦ-2=160, ТЭЦ-3=40, ТЭЦ-4=120, ПУТЭЦ=140, ПГЭС=50 МВт
Условные обозначения управляющих воздействий:
Т1 – замыкание транзита 110 кВ СПП – НПЗ;
Т2 – замыкание транзита 110 кВ ТЭЦ-3 – ТЭЦ-4;
Т3 – замыкание транзита 110 кВ ТЭЦ-4-Сосновка-Западная;
Т4 – замыкание транзита 110 кВ Тюльди–Бирск;
Т5 – Т1+Т2+Т3+Т4;
ЗГ – загрузка генераторов на ПГЭС до 150 МВт;
91
ПН – перевод нагрузки 20 МВт по распределительным сетям;
ОН – отключение нагрузки (ОН 40 – отключение нагрузки на 40 МВт и т.д.);
Графа «Эффективность» показывает, на сколько процентов управляющие воздей-
ствия АОПО разгружают ВЛ.
Из приведенных в таблицах данных видно, что перераспределение генерирующей
мощности между электростанциями внутри узла, при неизменном потреблении и дефици-
те, влияет на выбор управляющих воздействий АОПО [5]. Для каждого конкретного ре-
жима работы Уфимского энергорайона УВ АОПО существенно различаются. Для разгруз-
ки ВЛ-110 кВ Уфа-Южная–Глумилино 1,2, в различных режимах работы энергоузла, не-
обходимо выполнять выбор УВ под конкретный режим работы, то есть не одно из рас-
смотренных УВ АОПО не является действенным для разных режимов и возмущений. И
для того, чтобы защитить ВЛ-110 кВ Уфа-Южная–Глумилино 1,2 в различных режимах
работы энергорайона, нужно иметь несколько вариантов действия АОПО, а выполнить это
практически невозможно.
Выводы:
рассчитанные и экспериментально определенные области допустимой работы
можно использовать для формирования режимов и настройки средств автоматики;
не существует единой (с одинаковыми УВ) реализации устройства АОПО для
ВЛ-110 кВ Уфа-Южная–Глумилино 1,2 – для каждого режима необходимо
иметь свой вариант действия АОПО;
предпочтительно участие АОПО в ПА интеллектуального типа с автоматиче-
ским выбором УВ для конкретного режима работы сети, которая позволит рас-
ширить диапазон допустимых режимов, снизить сетевые ограничения, более
полно загрузить генерирующее оборудование, а также успешно производить ре-
монтные мероприятия, сохранив параллельную работу энергосистемы при ава-
рийных возмущениях.
Список используемых источников
1. Войтов О.Н., Воропай Н.И., Гамм А.З. Анализ неоднородностей электроэнергетических
систем – Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 1999. 256 с.
2. Шахмаев И.З. О способах предотвращения каскадных процессов в энергосистемах //
Вестник УГАТУ. Т.13, №1(34). Уфа 2009, с. 176–179.
3. Шахмаев И.З. Влияние противоаварийной автоматики на живучесть энергосистем //
Мавлютовские чтения: Всерос. молодеж. конф. «Сборник трудов» УГАТУ Т. 2. Уфа
2008, с. 11–12.
4. Гуревич Ю.Е. Либова Л.Е. Окин А.А. Расчеты устойчивости и противоаварийной авто-
матики в энергосистемах. М.: Энергоатомиздат, 1990. 390.
5. Методические указания по выбору логики действия и уставок срабатывания автомати-
ки ограничения перегрузки оборудования. Дата введения 02.12.2008 г.
6. Промежуточный отчет аварии в энергосистеме UCTE 04.11.2006 г.
7. Методические указания по устойчивости энергосистем. Утверждены приказом Мин-
энерго России 30.06.2003 г. № 277.
92
АНАЛИЗ СХЕМНО–РЕЖИМНЫХ МЕРОПРИЯТИЙ ПРИ РЕШЕНИИ
ЗАДАЧ ВЕДЕНИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ И ПЛАНИРОВАНИЯ
РЕМОНТОВ ОБОРУДОВАНИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМ
И.В. Кравченко, С.В. Леонов, А.С. Карпов, Д.А. Дмитриев
Филиал ОАО «СО ЕЭС» Ленинградское РДУ
Задачи ведения режимов работы и планирования ремонтов оборудования электро-
энергетических систем являются важнейшими составляющими обеспечения надежной ра-
боты энергосистемы в целом. В условиях крупных городов – наличие сетей различного
класса напряжений и, соответственно, значительное количество электросетевого и энерге-
тического оборудования – внедрение комплексного программного обеспечения позволит
существенно сократить время рассмотрения и согласования графиков ремонтов и повы-
сить качество проводимого анализа совместимости ремонтных режимов и режимов, отве-
чающих критерию надежности «1» [1].
Задача оценки совместимости ремонтных режимов сводится к сопоставлению за-
планированных субъектами электроэнергетики ремонтов с существующей базой данных
недопустимых по условиям надежности режимов и к последующей корректировке сроков
вывода в ремонт оборудования. Задача обеспечения режима в соответствии с критерием
надежности «1» является более трудоемкой. На примере обобщенной эквивалентной
схемы района мегаполиса, представленной на рисунке 1, рассмотрим мероприятия по ог-
раничению тока в любом элементе схемы электрической сети.
1
R
2
R
3
R
элем
Х
.попер
Е
.прод
Е
Ш
Х
Е
вн
Х
с
U
Рисунок 1 – Эквивалентная схема энергосистемы района
На представленной схеме:
с
– напряжение шин бесконечной мощности;
вн
–
внешнее сопротивление связи с системой бесконечной мощности;
элем
– сопротивление
исследуемого элемента схемы района;
ш
– шунтирующее эквивалентное сопротивление
прочих элементов сети района;
прод
– продольная составляющая э.д.с. генераторов элек-
тростанции в цепи рассматриваемого элемента;
попер
– поперечная составляющая э.д.с.
трансформатора связи или устройств FACTS; – эквивалентная э.д.с. прочих генераторов
электростанций;
,
…. – сопротивления, моделирующие нагрузку района и отключе-
ние потребителей вводом графиков аварийного ограничения потребителей, действием
АОПО, АОСН и – при потере связи с системой – АЧР.
Применительно к схеме рисунка 1 рассмотрим схемно-режимные мероприятия для
ликвидации перегрузки оборудования в ремонтных и аварийных режимах при практиче-
ски неизменной мощности района (), т.е. в условиях надежного электроснаб-
жения.
93
I. Снижение генерации (
прод
) электростанций (при их наличии) в цепи рассматри-
ваемого элемента. На рисунке 2 проиллюстрированы процессы при устранении перегруз-
ки ВЛ 110 кВ в часы ночного минимума нагрузки в одном из районов сети, имеющих не-
сколько источников питания на напряжении 110–220 кВ. Возникшая перегрузка должна
быть немедленно устранена действиями оперативно-диспетчерского персонала, либо
средствами противоаварийной автоматики во избежание превышения допустимого тока
воздушной линии. В данном случае перегрузка по линии была связана с повышенным по-
током активной мощности, и его ограничение было реализовано снижением генерации ак-
тивной мощности на близлежащей ТЭЦ.
Рисунок 2 – Процессы при перегрузке ВЛ 110 кВ (перегрузка активным током)
и последующем ограничении мощности электростанции
II. Повышение генерации () прочих электростанций района. Аналогичная аварий-
ная ситуация при перегрузке линии по активной мощности проиллюстрирована на рисун-
ке 3. В данном случае введение режимных параметров ВЛ в допустимую область осуще-
ствляется загрузкой по активной мощности прочих электростанций района.
Рисунок 3 – Процессы при перегрузке ВЛ 110 кВ (перегрузка активным током)
и последующем регулировании мощности электростанции
Выбор мероприятий по ограничению длительно допустимого тока линии по вари-
анту I или варианту II определяется располагаемым диапазоном регулирования станций по
активной мощности, а также, в условиях рыночных отношений, экономическими сообра-
150
200
250
300
350
400
450
500
t, мин
I, [A],
P, [МВт]
I доп л-3
I л-3
P тэц
12345678910
300
320
340
360
380
400
420
t, мин
I, [A],
P, [МВт]
12345678 9 10
Pтэц
Iл-2
I доп л-2
94
жениями при планировании режима работы на сутки вперед или штрафными санкциями
при оперативном изменению генерации.
III. Регулирование реактивной мощности генераторами (,
прод
) и трансформато-
рами для минимизации ее потока по перегружаемому элементу.
Ликвидация перегрузки по элементу схемы, связанной с повышенным потоком ре-
активной мощности, осуществляется регулированием уровней напряжений на перегру-
жаемом элементе. Для исключения перегрузки элемента схемы реактивным током преду-
сматривается соответствующий график напряжений, разрабатываемый, в случае необхо-
димости, на сутки вперед. Разгрузка линии по реактивной мощности с помощью регули-
рования напряжения представлена на рисунке 4.
Рисунок 4 – Оперативная ликвидация перегрузки по линии с помощью регулирования
уровней напряжения по ее концам генерацией реактивной мощности ТЭЦ
IV. Уменьшение сопротивления
ш
за счет ввода/вывода элементов схемы сети.
Существующая, как правило, в условиях мегаполиса структурная избыточность элементов
схемы «ввод/вывод элемента» позволяет в ряде случаев обеспечить требуемый по услови-
ям надежности критерий «1». Из представленного на рисунке 5 графика тока по ли-
нии Л-4 видно, что перегрузка легко устраняется отключением междушинного выключа-
теля (МШВ-110 кВ) на подстанции, в которую направлена активная мощность по Л-4. От-
ключение МШВ-110 кВ, по сути, является изменением шунтирующего сопротивления
ш
(см. рисунок 1).
V. Регулирование активной мощности за счет использования поперечного регули-
рования (
попер
) автотрансформаторов или устройств FACTS. В условиях рыночных от-
ношений оперативное изменение генерации электростанций в аварийных режимах, ра́вно
как и отключение элементов сети, существенно снижающих надежность при перегрузке
оборудования, не могут рассматриваться как оптимальные.
405
410
415
420
425
430
435
440
445
12345678910
t, мин
I доп Л-3
I Л-3
I, [A]
114,5
115
115,5
116
116,5
117
117,5
118
12345678910
t, мин
U ТЭЦ-21
U, [кВ]
95
Рисунок 5 – Ликвидация перегрузки на ВЛ-110 кВ отключением МШВ-110 кВ
Наиболее эффективными являются мероприятия по регулированию актив-
ной/реактивной мощности, как традиционными средствами, так и фазоповоротными уст-
ройствами. В качестве иллюстрации на рисунке 6 представлены графики изменения тока в
контролируемом сечении при изменении поперечного коэффициента трансформации
вольтодобавочным трансформатором (ВДТ), который установлен в нейтрали трансформа-
торов связи.
Рисунок 6 – Изменение величины тока в контролируемом сечении при поперечном
регулировании АТ 750/330кВ на АЭС (1) и на АТ-1,2 330/110кВ на ПС Счастливая (2)
VI. Отключение перегружаемого элемента сети при структурной избыточности се-
ти района. Также как и для варианта IV, в случае структурной избыточности схемы, с уче-
том выполнения критерия надежности «1», перегружаемый элемент просто может
быть отключен. Опыт эксплуатации энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской
области показал, что в зависимости от энергорайона применение того или иного меро-
приятия, рассмотренного в статье, позволит расширить область допустимых ремонтных
режимов при выполнении критерия надежности «1» на 10-30 % в зависимости от ге-
нерации и потребления района.
Список использованных источников
1. Особенности управления электроэнергетическими режимами работы энергосистем ме-
гаполисов / Шульгинов Н.Г. // Энергетик, 2007, №6.
-100% -80% -60% -40% -20% 0% 20% 40% 60% 80% 100%
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
I,A
1
2
250
300
350
400
450
500
t, час
I л-4
I доп л-4
1 2345678 9
I, [A]
96
АПРИОРНОЕ ОБНАРУЖЕНИЕ ГРУБЫХ ОШИБОК ТЕЛЕМЕТРИИ
ДЛЯ ОЦЕНИВАНИЯ СОСТОЯНИЯ ЭЭС
П.И. Бартоломей, Е.Н. Котова, Е.М Лебедев
УрФУ
Для эффективного управления режимами энергосистемы необходимо располагать
по возможности точной и полной информацией о параметрах, характеризующих режим
энергосистемы. Однако данные телеметрии зачастую имеют значительную погрешность.
В настоящее время основными способами обнаружения недостоверных данных и
получения оценок параметров режимов остаются процедуры оценивания состояния (ОС).
Такую процедуру назовем апостериорной. При этом, как правило, обнаружение ошибоч-
ных телеизмерений осуществляется после выполнения шага ОС, а не до него, что было бы
более верным. Обнаружение ошибки и ее подавление часто требуют дополнительного ша-
га «переоценки».
Поэтому предлагаются методы, которые можно назвать априорными, основанные
на обнаружении недостоверных данных и выполняемые «до» процедуры ОС.
Структурно существующую схему достоверизации можно представить так, как по-
казано на рисунке 1–а. Поступающая первичная телеметрия (ТМ) подвергается некоторой
обработке, в результате которой отбраковываются параметры с явными (грубыми) ошибка-
ми. В случае ненаблюдаемости ЭЭС телеизмерения дополняются псевдоизмерениями (ПИ).
(а) существующая схема (б) предлагаемая схема
Рисунок 1 – Структурные схемы достоверизации информации
В свете новых технологий сбора и обработки ТМ, основанных на использовании
системы WAMS [1, 2], предлагается перейти к структуре достоверизации ТИ, представ-
ленной на рисунке 1–б. Здесь вводится дополнительная программная фильтрация, приме-
няемая до решения задачи ОС. Эта априорная отбраковка основана на анализе информации
об отдельных ветвях и узлах и, чаще всего, позволяет избавиться от повторного цикла ОС.
Объект (ЭЭС)
Первичная
ТМ
Грубая отбраковка и
получение «сырой» ТМ
Оценивание состояния
Апостериорная
отбраковка ТМ
Оперативно–диспетчерские
расчеты
Формирова-
ние ПИ
Объект (ЭЭС)
Первичная
ТМ
Грубая отбраковка и
получение «сырой»
Т
М
О С
Апостериорная отбраковка ТМ
Оперативно – диспетчерские
расчеты
Формирова-
ние ПИ
Априорная фильтрация
грубых ошибок
97
В основу предложенных алгоритмов положен принцип мажоритарности. Пусть,
имеется некоторое телеизмерение П
ТИ
параметра П в заданный момент k. Предполо-
жим, величину параметра можно рассчитать через значения телеизмерений других
влияющих параметров несколькими способами, то есть существует возможность получить
совокупность некоторых оценок данного параметра П
р
,П
р
… П
р
. Для идеально-
го случая, когда все телеизмерения не содержат ошибок, полученные значения должны
быть близки друг к другу, однако на практике это не так. Применив принцип обнаружения
значения, выпадающего из общей совокупности, можно определить элемент, содержащий
ошибку.
Рассмотрим предварительное обнаружение грубых ошибок на примере линии элек-
тропередачи (рисунок 2). В
этом случае исходным для локальной отбраковки является
следующее множество телеизмерений:
нач
,
кон
ти
,
ти
,
ти
,
ти
,
ти
,
ти
. (1)
Рисунок 2 – Схема замещения участка сети
Функциональный статический фильтр [3] позволяет обнаружить аномальные вы-
бросы согласно мажоритарному принципу, исходя из значений анализируемой функции
активных потерь мощности. На основании данных телеизмерений рассчитываются значе-
ния следующих функций, определяющих величину потерь активной мощности на участке
сети:
∆
ти
,
ти
,
ти
ти
, (2)
∆
ти
,
ти
,
ти
ти
, (3)
∆
ти
,
ти
, (4)
∆
ти
,
ти
, (5)
∆
ти
,
ти
,δ
ти
ти
ти
2
ти
ти
cosδ
р
. (6)
Определение значения δ
р
представлено ниже. Обнаружение аномального выброса
основано на том факте, что телеизмерение параметра режима входит в выражения только
для двух функций (например, телеизмерение перетока активной мощности в начале участ-
ка используется для расчета
и
). Следовательно, те значения двух функций, которые
значительно отличаются от оставшихся значений, однозначным образом определят пара-
метр, телеизмерение которого содержит аномальный выброс (рисунок 3). Исследования
показали, что недостатком способа является различная чувствительность функций
j
,
i
ти
,
ти
ти
,
ти
,
ш
ш
ш
98
,…,
к ошибке в параметре электрического режима. Весьма эффективной оказалась
другая разновидность статического параметрического фильтра [4].
Рисунок 3
Данный метод основан на вычислении параметров электрического режима не-
сколькими способами, один из которых заключается в решении квадратного уравнения,
причем в качестве неизвестных выступают значения перетоков активной или реактивной
мощности. Одно и тоже телеизмерение входит в несколько расчетных выражений, для ко-
торых характерна различная чувствительность к ошибке, содержащейся в данном ТИ. По-
этому измерение может признаваться либо ошибочным, либо подозрительным в зависи-
мости от того, какое элементарное множество анализируется.
Для каждого оцениваемого параметра записывается несколько независимых функ-
ций, каждая из которых получается по измерениям других параметров. На первом шаге
рассматриваются три значения активной мощности, полученные следующим образом:
ти
, (7)
ти
∆
ср
ти
ш
ти
ш
, (8)
ти
ти
ш
, (9)
где
∆
ср
1
2
ти
ти
. (10)
Согласно мажоритарному принципу и блок-схеме, показанной на рисунке 4, при-
нимается соответствующее решение:
1) если
выделяется из совокупности двух других величин, то значение
ти
признается недостоверным и заменяется расчетным:
ти
2
⁄
; (11)
2) если
выделяется из совокупности двух других величин, то значение
ти
признается недостоверным и заменяется значением, полученным следующим образом:
ти
ти
∆
ср
ти
ш
ти
ш
; (12)
3) если
выделяется из совокупности двух других величин, то ТИ реактивной
мощности начала и конца и напряжения начала и конца рассматриваются как подозри-
тельные. Таким образом, необходимо определить, какое из подозрительных ТИ является
ошибочным. Для этого используются функции реактивной мощности, во-первых, для на-
чала линии
ти
; (13а)
ТИ
0
99
ти
ти
ти
cosδ
р
ти
ш
, (13б)
во-вторых, для конца
ти
; (14а)
ти
ти
ти
cosδ
р
ти
ш
. (14б)
ТИ
j
ТИ
i
ТИ
ij
ТИ
ji
ТИ
ij
ТИ
ji
UUQQPP ,,,,,
)9(),8(),7(),10(
321
jijijiср
PPPP
321
jijiji
PPP
321
jijiji
PPP
312
jijiji
PPP
213
ннн
PPP
)14(),14(
),13(),13(
21
21
бQаQ
бQаQ
ijij
jiji
21
jiji
QQ
21
ijij
QQ
2:
32
jiji
ТИ
ji
PPP
ТИ
ji
P
ТИ
ij
P
)14(: бQ
ТИ
ij
ТИ
ij
Q
)13(: бQ
ТИ
ji
ТИ
ji
Q
ТИ
i
U
ТИ
j
U
)12(:
ТИ
ij
P
Рисунок 4 – Блок-схема алгоритма
В (13б) и (14б) присутствует угол фазового сдвига между напряжениями по концам
линии. Для определения фазового угла используется следующая тригонометрическая
функция, наиболее устойчивая к ошибкам в ТИ:
δ
р
arctg
δ
ти
∆
arctg
δ
ти
∆
2
. (15)
Далее, для логического алгоритма анализируются значения, полученные в (13 а, б)
и (14 а, б), что позволяет выявить ошибку ТИ в напряжении начала или конца линии.
Если в рассматриваемой системе имеется устройство PMU, тогда можно использо-
вать измерения параметров режима, обладающие высокой точностью (погрешность в ТИ
тока и напряжения не более 0,02 %) и не требующие проверки на достоверность.
Рассмотрим случай, когда PMU установлено в соседнем с анализируемой линией
узле (рисунок 5). Тогда появляется возможность рассчитать значение напряжения начала
рассматриваемой линии с более высокой точностью и использовать его далее, как изна-
чально верное измерение. В этом случае на третьем шаге работы алгоритма можно с уве-
ренностью сказать, что ошибочным является ТИ напряжения конца линии, и оно заменяется
расчетным: