Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010
Подождите немного. Документ загружается.
280
для районов, питание которых осуществляется от нескольких АТГ 500/220, со-
вмещение ремонтов АТГ либо ВЛ, питающих этот район, является недопусти-
мым. В случае аварийного отключения ещё одного элемента (критерий N–1)
возможна перегрузка оставшихся элементов.
Связь Березниковско-Соликамского узла (рисунок 3) с ОЭС осуществляется по ВЛ
500 кВ Пермская ГРЭС–Северная и ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС–Калино. В случае одно-
временного вывода в ремонт одного АТГ 500/220 кВ на ПС Калино и Северная, при ава-
рийном отключении АТГ ПС Северная произойдёт перегрузка оставшегося АТГ ПС Ка-
лино;
вывод в ремонт ВЛ, СШ или АТГ в районах со связями с малой пропускной спо-
собностью с системообразующей сетью в период максимальных нагрузок воз-
можен только с разворотом всего генерирующего оборудования для обеспечения
критерия N–1.
Вывод в ремонт ВЛ 500 кВ «Пермская ГРЭС–Северная» (рисунок 3) возможен
только при максимальном составе генерирующего оборудования Яйвинской ГРЭС.
Одно из учитываемых условий при планировании ремонтов – безопасность прове-
дения работ. При планировании ремонтов необходимо обязательно учитывать особенно-
сти компоновки распределительных устройств. Иногда вывести в ремонт оборудование
невозможно без вывода из работы находящегося рядом оборудования. Так, например, на
ПС 500 кВ Тагил (Таг) при выводе в ремонт ВЛ 500 кВ необходимо отключать СШ
500 кВ. Аналогичная ситуация на ПС 500 кВ Бекетово (Б).
Выводы
1. Процесс планирования и реализации ремонтов основного и вспомогательного
оборудования энергосистем чрезвычайно сложен, зависит от множества, зачастую проти-
воречивых условий и поэтому не формализован до уровня универсального алгоритма, по-
зволяющего его автоматизировать.
2. В настоящей работе систематизированы и описаны основные принципы органи-
зации ремонтов, повышающие прозрачность многокритериальных и сложно формализуе-
мых деловых процессов организации и реализации ремонтов. При формировании принци-
пов в качестве основополагающего критерия обеспечения надежности энергосистемы ис-
пользован критерий «N–1».
Список использованных источников
1. Постановление Правительства РФ № 484 от 26.07.07 «О выводе объектов электроэнер-
гетики в ремонт и из эксплуатации» (в ред. от 24.02.10).
2. Гончуков В.В., Горнштейн В.М., Крумм Л.А., под ред. С.А. Совалова. Автоматизация
управления энергообъединениями. М.: Энергия, 1979. 432 с.
3. Алексеев Ю.П., Кузьмин В.Г., Мелехин В.Г., Савашинская В.И., под ред. В.Г. Кузьми-
на. Организация, планирование и управление в энергетике. Учебник. М.: Высшая шко-
ла, 1982. 408 с.
4. Бондаренко А.Ф., Герих В.П. О трактовке критерия надёжности N–1 // Электрические
станции 2005. №6. С. 40–43.
5. Методические указания по устойчивости энергосистем / Утверждены приказом Мин-
энерго России от 30.06.2003 № 277. М.: РАО ЕЭС России.
281
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ГРАФИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ
С УЧЕТОМ ПОГОДОЗАВИСЯЩИХ И ПОГОДОНЕЗАВИСЯЩИХ
СОСТАВЛЯЮЩИХ
Е.А. Кротков, А.Ю. Алексеев
СамГТУ
Решение задач повышения эффективности и надежности работы систем электро-
снабжения тесно связано с вопросами расчета и прогнозирования электрических нагрузок.
Применение более точных методов расчета электрических нагрузок позволяет рациональ-
нее использовать элементы электрических сетей [1, 2].
Специальные статистические исследования подтвердили, что имеется статистиче-
ски значимая зависимость изменения графиков электрической нагрузки (ГЭН) систем
электроснабжения от происходящих с некоторым опережением изменений на территории
энергосистемы компонентов погоды: температуры, влажности воздуха, облачности, ско-
рости ветра, осадков [3, 4].
Типичный фрагмент графика температуры окружающей среды, используемый в
работе, изображен на рисунке 1.
Рисунок 1 – График температуры окружающей среды
на исследуемом промежутке времени
В качестве объекта исследования рассматривается ГЭН системы электроснабжения
крупного мегаполиса,
построенный на основе экспериментальных данных автоматизиро-
ванной системы учета электроэнергии. Фрагмент этого ГЭН представлен сплошной лини-
ей на рисунке 2. По оси ординат отложена электрическая нагрузка , по оси абсцисс время
. Временной базой служат первые две недели апреля 2007 года.
Прогнозирование ГЭН в данной работе осуществляется на последующие три дня. В
качестве
модели краткосрочного прогнозирования группового ГЭН предлагается модель
вида:
, (1)
где
– заранее известные (определенные) компоненты нагрузки;
– погодонеза-
висимые компоненты (в данной работе моделируются рядами Фурье);
– погодозави-
симые компоненты (в нелинейной форме учитывается температура);
– случайная
составляющая.
282
Рисунок 2 – Графики экспериментальной и аппроксимирующей функций
на временной базе для определения коэффициентов модели
Случайная составляющая, представляющая собой погрешность при вычислении
погодонезависимых и погодозависимых компонент, может моделироваться после иссле-
дования остатков.
Компоненты нагрузки
, представляющие собой плановые изменения в работе
оборудования, энергоснабжающей организации обычно заранее известны и поэтому не
требуют моделирования. Будем считать, что заранее известные компоненты нагрузки рав-
ны нулю.
Погодонезависимые компоненты зависят от социальных и географических факто-
ров и моделируются рядами Фурье:
cosω
sinω
, (2)
где
и
– параметры модели; ω
– частота, определяемая при помощи спектрального
анализа.
Приведенные в [3, 4] результаты исследований позволяют сделать вывод, что изме-
нение нагрузки в момент времени зависит от предыдущих значений температуры. Для
моделирования зависимости нагрузки от погодных условий предложено использовать
квадратичный полином вида
1
1
, (3)
где
1, 2, 3
– коэффициенты модели;
1
– температура в момент времени
1
.
После того как определены частотные характеристики ω
, параметры
и
моде-
ли (2) и коэффициенты
,
и
можно определить методом наименьших квадратов, то
есть путем минимизации ошибки целевой функции
min , (4)
где – измеренная нагрузка.
283
Относительная погрешность построенной аппроксимирующей функции рассчиты-
валась по формуле:
δ
∑
∑
, (5)
где
– экспериментальные значения нагрузки в дискретные значения времени
;
– значения аппроксимирующей функции.
При аппроксимации экспериментальных значений, представленных на рисунке 2,
моделью (2) и (3) получаем погрешность в 0,07 %. График аппроксимирующей функции
ГЭН представлен на рисунке 2 пунктирной линией.
Используя экспериментальные данные, изображенные на рисунках 1 и 2, как вре-
менную базу для идентификации параметров
,
1,
,
,
и
модели (2), (3),
выполнялся прогноз электрической нагрузки на последующие три дня (72 часа) Получен-
ная погрешность, вычисленная по формуле (5) для 72, составила величину менее 2 %.
Выводы
1. Предложена и реализована математическая модель, описывающая электрические
нагрузки с учетом погодозависящих и погодонезависящих составляющих, и разработана
методика идентификации её параметров на основе методов спектрального анализа.
2. Реализация разработанной
математической модели применительно к реальным
экспериментальным данным позволяет осуществлять прогноз расчетных данных на вре-
менную базу 72 часа (при базе идентификации параметров 336 часов) с погрешностью ме-
нее 2 %, что свидетельствует о возможности ее практического использования в кратко-
срочном прогнозировании ГЭН систем электроснабжения мегаполисов.
3. Разработано соответствующее алгоритмическое и программное обеспечение для
реализации метода.
Список использованных источников
1. Жежеленко И.В., Кротков Е.А., Степанов В.П. Методы вероятностного моделирования
в расчётах характеристик электрических нагрузок потребителей. М.: Энергоатомиздат,
2007. 258 с.
2. Макоклюев Б.И. Анализ и планирование электропотребления. М.: Энергоатомиздат,
2008. 296 с.
3. Михайлов В.М., Тарнижевский М.В., Тимченко В.Ф. Режимы коммунально-бытового
электропотребления. М
.: Энергоатомиздат, 1993. 288 с.
4. Pardo A.,Vicente M., Enric V. Temperature and seasonality influences on Spanish electricity
load. // Energy Economics 24, 2002.
284
ПРОГРАММНЫЙ КОМПЛЕКС «ТОKО» ДЛЯ РАСЧЕТА ТОКОВ
КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ
СИСТЕМАХ НАПРЯЖЕНИЕМ СВЫШЕ 1000 В
Ю.В. Коровин, К.Е. Горшков, Е.И. Пахомов
ЮУрГУ
Программные методы расчета токов короткого замыкания (КЗ) в электроэнергети-
ческих системах (ЭЭС) и схемах электроснабжения промышленных предприятий широко
применяются для расчета и оценивания состояния режимов как на стадии проектирования,
при выборе электрооборудования, так и в условиях эксплуатации. Повышение надежности
работы энергосистем с помощью устройств релейной защиты и автоматики (РЗА), выпол-
ненных на микропроцессорной базе, требует совершенствования расчетных методов, реа-
лизуемых с помощью соответствующих программных средств.
Проводимая в стране реформа электроэнергетики перераспределила функции элек-
троэнергетических компаний и промышленных предприятий и привела к формированию
нового, соответствующего времени, рынка прикладного программного обеспечения (ПО)
в данной области. Основными требованиями к прикладному ПО, наряду с точностью и
функциональностью расчета, становятся удобство, простота использования и доступность
специалистам разного уровня [1].
Следует заметить, что многие программы, разработанные более десяти лет назад,
устарели и не отвечают современным требованиям и возможностям ЭВМ («ТКЗ-3000»,
«GUFAULTS», «RTKZ»), в то время как использование новых программных комплексов,
отличающихся широкой функциональностью («ТКЗ-МЭИ», «АРМ
СРЗА», «РТП-3»,
«EnergyCS», «ПВК АНАРЭС»), не всегда удобно и выгодно при решении ряда прикладных
задач. Сложность и трудоемкость освоения, а также высокая стоимость делают не выгод-
ным их применение для нужд небольших сетевых компаний, предприятий и электроэнер-
гетических хозяйств. В связи с этим становится актуальной разработка «малых» про-
граммных комплексов, отличающихся простотой и легкостью освоения, минимумом ис-
ходной информации, а также максимальным использованием потенциала современных
ЭВМ.
Ниже рассматриваются возможности и некоторые особенности программного ком-
плекса «ToKo: Расчет токов короткого замыкания» (далее «ToKo»), разработанного на
кафедре электрических станций сетей и систем Южно-Уральского государственного уни-
верситета в период 2004–2010 г.г. для выполнения расчетов токов КЗ в ЭСС и схемах
электроснабжения промышленных предприятий напряжением свыше 1000 В [2].
Комплекс реализован в среде программирования Borland Delphi 6.0 и ориентирован
на работу в операционных системах семейства Microsoft Windows. Алгоритмы расчетных
модулей оптимизированы для ускорения вычислений в системах с многоядерной (много-
поточной) микропроцессорной архитектурой. В состав комплекса входят:
графический редактор расчетных схем;
встроенная база данных каталожных параметров электрооборудования;
наборы типовых кривых для генераторов и двигателей;
встроенная интерактивная справочная система.
Ввод и редактирование расчетных схем, а также просмотр результатов расчета
осуществляется в графическом редакторе. Редактор обладает дружественным, интуитивно
понятным графическим интерфейсом. Расчетная схема формируется пользователем из
мнемонических изображений элементов, соответствующих основным объектам ЭЭС.
285
Электрические соединения между элементами задаются графическими связями между
контактами мнемонических изображений. Такой подход обеспечивает наглядность вво-
димых исходных данных и снижает трудоемкость при их редактировании. На рисунке 1
показано главное окно графического редактора с набранной в качестве примера расчетной
схемой сети 500 кВ Тюменской энергосистемы и схемой развития Нижневартовской
ГРЭС.
Рисунок 1 – Главное окно графического редактора расчетных схем
Параметризация элементов выполняется непосредственно в графическом редакторе
в специальных окнах. Все запрашиваемые параметры являются общедоступными или ка-
таложными. Значения параметров могут вводиться пользователем вручную или подстав-
ляться из встроенной базы данных в зависимости от типа электрооборудования. Для неко-
торых элементов предусмотрен альтернативный ввод параметров
, когда пользователь са-
мостоятельно формирует список параметров текущего элемента, исходя из имеющейся у
него информации. В процессе работы программный комплекс автоматически рассчитает
значения недостающих параметров по исходным данным. Базовый набор элементов
включает в себя модели синхронного генератора, синхронного и асинхронного двигате-
лей, синхронного компенсатора, обобщенной нагрузки, эквивалентной энергосистемы,
двух- и трехобмоточных трансформаторов, автотрансформатора, реакторов, воздушной и
кабельной линии электропередачи, сборные шины. На рисунке 2 приведены окна ввода
параметров синхронного генератора и двухобмоточного трансформатора, а также показа-
но окно помощника ввода информации при параметризации элементов. «Помощник вво-
да» содержит рекомендации разработчиков, техническую и справочную информацию, что
значительно упрощает как работу с программой, так и процесс обучения пользователя.
Комплекс «ToKo» позволяет рассчитывать трехфазные, двухфазные, двухфазные на
землю и однофазные КЗ, а также токи замыкания на землю в сетях с изолированной ней-
тралью в любом узле расчетной схемы для начального и произвольного моментов време-
286
ни. Расчет проводится в соответствии с требованиями работ [3, 4]. В процессе расчета ав-
томатически из схем замещения элементов, заложенных в программе, формируется ком-
плексная схема замещения сети. Алгоритмы, разработанные авторами, позволяют форми-
ровать и рассчитывать схемы замещения любой конфигурации, при этом размерность
схем в большинстве случаев ограничена только возможностями ЭВМ. При составлении
схем замещения могут по выбору учитываться:
активные сопротивления элементов;
емкостные проводимости линий электропередачи;
реальные коэффициенты трансформации;
схемы и группы соединения обмоток трансформаторов;
регулирование напряжения трансформаторов отпайками ПБВ и РПН;
предшествующий режим работы электрических машин.
Рисунок 2 – Ввод параметров синхронного генератора и трансформатора
На основе схемы замещения сети формируются матрицы узловых проводимостей и
узловых токов. Расчет напряжений узлов выполняется в комплексной форме и представ-
ляет собой решение системы линейных алгебраических уравнений с LU-разложением
матрицы узловых проводимостей. Данный подход обеспечивает хорошее быстродействие
и высокую точность результатов. Процесс расчета
сопровождается индикатором хода
операций, что делает его более наглядным. В ходе расчета вычисляются:
действующее значение и фазу периодической составляющей тока КЗ в заданный
момент времени в точке КЗ и во всех элементах расчетной схемы;
действующее значение и фазу остаточного напряжения в заданный момент времени
в точке КЗ и
во всех узлах расчетной схемы;
287
апериодическую составляющую и ударный ток КЗ в точке короткого замыкания, а
также их распределение по примыкающим ветвям;
кривые изменения действующего значения периодической составляющей и мгно-
венного значения апериодической составляющей тока в точке КЗ на рассчитывае-
мом интервале времени.
Апериодическая составляющая и ударный ток рассчитываются отдельно для каж-
дой независимой части схемы, на которые ее делит точка КЗ. Программа вычисляет экви-
валентные постоянные времени и ударные коэффициенты, после чего в ветвях, примы-
кающих к точке КЗ, находятся мгновенные значения апериодических составляющих и
ударные токи. Если расчет проводится без учета активных сопротивлений, то пользовате-
лю в ходе расчета предлагается самостоятельно ввести значения эквивалентных постоян-
ных времени примыкающих к точке КЗ ветвей.
Для расчета действующих значений периодической составляющей тока КЗ в про-
извольный момент времени используются типовые кривые [3, 4], наборы которых пред-
ставлены в виде графических зависимостей. Управление наборами осуществляется через
редактор расчетных схем. При этом пользователь может самостоятельно добавлять новые
наборы или редактировать существующие (рисунок 3).
Рисунок 3 – Управление наборами типовых кривых
При несимметричных КЗ программный комплекс первоначально рассчитывает то-
ки элементов и остаточные напряжения узлов прямой, обратной и нулевой последова-
тельностей. Затем определяются действительные токи всех трех фаз и фазные и линейные
напряжения узлов. В качестве поврежденных фаз принимаются: фаза «А» – при однофаз-
ном замыкании, фазы «B» и «C» – при двухфазном и двухфазном на землю КЗ. Значения
величин отображаются в именованных единицах в комплексной форме в окне «Результа-
ты расчета».
Реализован поэлементный просмотр результатов на расчетной схеме или в отдель-
ном окне – «Менеджере схемы». «Менеджер схемы» позволяет представить исходную
информацию и результаты расчета в табличной форме. Для документирования информа-
ции, кроме собственного формата данных, предусмотрен экспорт исходных данных и ре-
зультатов расчета в файлы формата XLS, XML, CSV и файлы формата УБД ЦДУ, а также
экспорт расчетной схемы в файлы графических форматов (рисунок 4).
288
Рисунок 4 – Экспорт исходных данных и результатов расчета в Microsoft Excel
Применение комплекса в учебном проектировании на стадии выбора и проверки
электрооборудования по условиям КЗ, а также успешное внедрение комплекса на электро-
энергетическом предприятии OOO «Энергонефть-ЮГРА» для расчета и проверки уставок
РЗА показали, что программа отличается компактностью, простотой, легкостью в освое-
нии и удобством в использовании, а также позволяет значительно сократить время, затра-
чиваемое пользователем при решении прикладных задач. В связи с этим ее можно реко-
мендовать в качестве не только основного средства для расчета токов КЗ, но и как вспо-
могательное ПО для совместного использования с многофункциональными расчетными
комплексами.
Продолжаются исследования по дальнейшему совершенствованию «ToKo», на-
правленные на расширение его функциональных возможностей и повышение быстродей-
ствия. В частности, рассматриваются вопросы введения иерархии расчетных схем, учета
индуктивных связей линий электропередачи на основе геометрии и взаимного расположе-
ния проводов, а также замены типовых кривых математическими моделями электрических
машин.
Список использованных источников
1. Беляков Ю.С. Вопросы создания новых программ расчета токов короткого замыкания //
Современные программные средства для расчета надежности и оценивания состояния
режимов электроэнергетических систем: сборник докладов IV научно-практического
семинара. Иркутск: Изд-во ИДУЭС, 2004. С. 55–58.
2. Свидетельство об отраслевой регистрации разработки №6626. Программный комплекс
«ТоКо: Расчет токов короткого замыкания». Информационный фонд РФ №50200601384.
Зарег. 18.07.2006 / К.Е. Горшков, Ю.В. Коровин, Е.И. Пахомов // Компьютерные учеб-
ные программы и инновации. 2007. №5.
3. Национальный стандарт Российской Федерации. ГОСТ Р 52735–2007. Короткие замы-
кания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока на-
пряжением свыше 1 кВ. М.: Стандартинформ, 2007. 35 с.
4. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрообору-
дования / под ред. Б.Н. Неклепаева. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. 152 с.
289
РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОГО АЛГОРИТМА АЛАР И ЧДА
ДВУХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИ СВЯЗАННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Т.М. Абдушукуров
1
, Н.П. Серов
2
1
Филиал ОАО «СО ЕЭС» Курганское РДУ,
2
Филиал ОАО «СО ЕЭС» Челябинское РДУ
В реальных условиях работы двух электростанций (рисунок 1), находящихся неда-
леко (20–50 км) друг от друга, которые обеспечивают электроснабжение энергоёмких и
среднеёмких потребителей агропромышленного комплекса через прилегающую сеть по
станционно-сетевым ВЛ, могут возникать значительные возмущения в прилегающей
электрической сети, а также резкие отключения генерируемой или потребляемой нагруз-
ки, иначе говоря, нарушения
электрического баланса мощностей. Они вызывают электро-
механические переходные процессы, связанные с кратковременным небалансом крутящих
механических моментов на валу турбин и тормозящих электромагнитных моментов на ва-
лу генераторов электростанций.
Благодаря системам технологического регулирования АРС данные электромехани-
ческие колебания постепенно затухают. Однако, по прямым связям ВЛ между станциями
эти колебания могут распространятся на
ближайшую сеть, и вектора ЭДС генераторов, а
также вектора напряжений на шинах этих электростанций могут «провернуться». При
этом «провороте» по ВЛ между станциями возникает практически двойной ток КЗ, от ко-
торого до 2–4 проворотов должна быть отстроена работа автоматики ликвидации асин-
хронного режима (АЛАР) между станциями (ТЭЦ1 и ТЭЦ2).
Предварительно рассчитывается ток качания между станциями на базе статической
модели электрической сети энергосистемы в программной среде АРМ РЗА для после-
дующей разработки АЛАР, которая может действовать как перед работой, так и при рабо-
те частотной делительной автоматики (ЧДА) ТЭЦ1 и ТЭЦ2, в случае понижения частоты
в объединенной энергосистеме Урала (ОЭС Урала) до величины 47,5–48 Гц, когда требу-
ется выделение данных электростанций на автономную работу.
Очередность работы автоматик АЛАР и ЧДА в каждом конкретном случае зависит
от того, какой из режимных параметров (критериев) работы – частота () или ток качания
(
кач
) – наступит раньше: превышение уставок по
кач
или выход из диапазона допустимых
значений по .
Следует отметить, что рассчитанный в среде АРМ РЗА ток качания проверяется и
подтверждается расчетами по программе расчета и анализа динамической устойчивости
«Мустанг» по соответствующей методике динамического утяжеления электроэнергетиче-
ского режима в прилегающей к ТЭЦ1 и ТЭЦ2 электрической сети путем отключения час-
ти
генераторов на ТЭЦ и некоторых станционно-сетевых ВЛ.
Определяются эквивалентные активные и реактивные сопротивления прямых свя-
зей между ТЭЦ (рисунок 1).
Для случая двух прямых параллельных связей из ВЛ с промежуточными потреби-
тельскими или сетевыми подстанциями ПС3 и ПС4 на каждой параллельной связи общее
активное сопротивление первой параллельной связи между ТЭЦ1
и ТЭЦ2 равно:
, (1)
где
– активное сопротивление 1-го участка первой линии ТЭЦ1–ТЭЦ2, Ом;
–
активное сопротивление 2-го участка первой линии ТЭЦ2–ТЭЦ1, Ом.