Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010
Подождите немного. Документ загружается.
105
тимая длительность форсировки зависит от конструкции и способа охлаждения обмоток
генератора и варьируется в пределах 10…50 c. Основываясь на значениях таблицы 1 оп-
ределим допустимую кратность форсировки по току при сохранении нормированной дли-
тельности форсировки.
Таблица 1 – Разгрузка тиристорного преобразователя (%)
N
m
3 4 5 6 7 8 9 10
1 33
25 20 16 14 12 11 10
2 – – 40 33
28 25 22 20
3 – – – – – 37 33 30
Допустимая кратность форсировки по току при условии, что ток наиболее нагру-
женного вентиля преобразователя не превышает максимального допустимого значения
длительного режима работы, может быть найдена следующим образом:
1
2
1 ∆
. (2)
Кривые приведены на рисунке 2. Из сравнения кривых следует, что при выходе из
строя одного «рабочего» вентиля допустимая кратность форсировки лежит в пределах
1,33…1,8 в зависимости от мощности преобразователя. В связи с этим можно сделать вы-
вод, что введение запрета на форсировку в ряде случаев приводит к значительному недо-
использованию перегрузочной способности тиристорного преобразователя.
Рисунок 2 – Зависимость допустимой кратности форсировки по току от числа
вышедших из строя параллельных вентилей с учетом разгрузки
преобразователя в предшествующем режиме
Таким образом, более эффективным будет алгоритм управления тиристорным пре-
образователем, учитывающий число вышедших из строя и оставшихся в работе вентилей.
В этом случае автоматический регулятор возбуждения (АРВ) должен самостоятельно рас-
считывать величину ограничения режимов работы СГ по току возбуждения согласно (1) и
допустимую кратность форсировки по току в соответствии с (2).
Для сравнительной оценки алгоритмов на рисунке 3 приведены кривые напряжения
в канале АРВ СГ ТГВ-200-2М при различных видах КЗ за повышающим трансформато-
ром
вн
и при двукратном удалении
вн
2
. Кривые получены математическим
моделированием переходных процессов в СГ с ССВ. Из сравнения кривых можно заклю-
0 1 2 3
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
1.8
1.9
2
106
чить, что предлагаемый алгоритм управления позволяет значительно повысить характери-
стики ССВ в режиме форсировки КЗ при выходе из строя параллельных тиристоров.
Рисунок 3 – Напряжение на входе автоматического регулятора возбуждения ССВ при
близких
вн
(а, б) и удаленных
вн
2
(в, г) коротких замыканиях
1 –
ном
и cоsφ1,
1,0; 2 –
ном
и cоsφ1,
1,5; 3 –
ном
и cоsφ0,95,
1,0; 4 –
ном
и cоsφ0,95,
1,5
Список использованных источников
1. Кириенко Б.Г., Логинов А.Г., Фадеев А.В. Новое поколение статических систем возбу-
ждения турбо- и гидрогенераторов // Электросила. 2000. № 39. С. 43–52.
2. Логинов А.Г. Системы возбуждения турбо- и гидрогенераторов ОАО «Электроси-
ла» // Электротехника. 2003. № 5. С. 43–48.
3. ГОСТ 21558-2000. Системы возбуждения турбогенераторов, гидрогенераторов и син-
хронных компенсаторов. Общие технические условия. М.: Стандартинформ, 2000. 16 с.
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
0.6
0.65
0.7
0.75
0.8
0.85
0.9
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
0.7
0.8
0.9
1
1.1
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
0.2
0.35
0.5
0.65
0.8
107
ФОРМИРОВАНИЕ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ЭЭС
ПРИ РЕШЕНИИ ЗАДАЧ УПРАВЛЕНИЯ ПОСЛЕАВАРИЙНЫМИ
РЕЖИМАМИ ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЙ
О.В. Захаркин, Е.Ю. Попова
ЗАО «ИАЭС»
Устройства противоаварийной автоматики (ПА) имеют высокую значимость для
Единой Энергетической Системы (ЕЭС) России. Переход систем управления в энергетике
на новую элементную базу – микропроцессорную технику, – обладающую значительно
более широкими возможностями, создал условия для совершенствования алгоритмов
управления режимами работы ЭЭС. В связи с этим особенно возросла актуальность задач
моделирования энергосистем, совершенствования методов
противоаварийного управле-
ния режимами работы ЕЭС России для разработки и настройки устройств автоматики
предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ).
В статье рассматриваются особенности алгоритма формирования математической
модели энергорайона, который реализован в составе технологических алгоритмов центра-
лизованной координирующей противоаварийной автоматики (ЦКПА) ОЭС Сибири [1].
ЦКПА ОЭС Сибири запущена в опытную эксплуатацию в конце 2008 года и
включает
следующие уровни управления:
уровень энергообъединения (ЦКПА);
уровень района управления (централизованная ПА – ЦПА).
В настоящее время в состав ЦКПА ОЭС Сибири включены три ЦПА с центрами
управления на ПС Алтай, Итатская, Таврическая. Всего, по результатам исследований ус-
ловий устойчивости и взаимозависимостей режимов работы сечений схемы, в ОЭС Сиби-
ри выделено 11 районов противоаварийного управления (ПАУ).
Задачей ЦКПА является координация работы региональных (и локальных) систем
ПА с целью повышения надёжности работы ОЭС Сибири, уточнения управляющих воз-
действий (УВ) ПА и увеличения эффективности использования пропускной способности
межсистемных связей. Для выполнения перечисленных задач в ЦКПА реализованы сле-
дующие функции:
оценка текущего состояния ОЭС Сибири;
формирование математической модели энергосистемы;
определение эквивалентов энергорайона и их коррекция для текущего режима;
расчёт УВ для районов управления;
настройка ЦПА районов управления.
Выбор дозировки УВ в ЦКПА для всех районов управления выполняется по адап-
тивному алгоритму I-ДО в условиях подробной математической модели системы. Выбор
дозировки УВ в ЦПА в зависимости от развитости системы сбора и передачи информации
(ССПИ) может выполняться по алгоритму I-ДО (АДВ на ПС Итатская) или II-ДО (АДВ на
ПС Алтай, Таврическая). Принципиально система управления задачами ЦПА позволяет
вести расчет по нескольким алгоритмам с последующим выбором УВ в соответствии с
принятыми приоритетами. В случаях применения алгоритма I-ДО используются матема-
тические модели районов управления, сформированные в ЦКПА.
Основные затруднения при решении задачи формирования математической модели
энергорайона на уровне ЦПА вызваны ограниченными возможностями систем телеизме-
рений, используемых в ЦПА районов управления. Ввиду того, что в ОДУ Сибири имеется
достаточно полная информация о режиме всей энергосистемы, поставляемая ОИК, задача
108
Экв
РУ1
Экв
РУ2
Экв
РУ3
Экв
РУ4
Экв
РУ5
Экв
РУ6
Конечная структура схемы сети
РУ1 РУ2 РУ3
РУ4 РУ5 РУ6
Исходная структура схемы сети
формирования математических моделей энергорайонов решается на основе этой инфор-
мации в ЦКПА.
Алгоритм по принципу I-ДО при выборе УВ использует математическую модель
района управления в виде системы уравнений узловых напряжений, применяемую при
расчете установившихся режимов. Такая математическая модель энергорайона содержит
системообразующую сеть, источники и приемники электрической энергии в основных уз-
лах, а также эквивалент шунтирующей сети более низкого напряжения и эквиваленты
примыкающих энергосистем. Присутствие эквивалентов соседних частей системы объяс-
няется необходимостью правильного учёта реакции системы на изменение частоты и на-
пряжения при авариях, что весьма важно при выборе дозировки УВ.
Задача формирования математической модели энергорайона разделена на следую-
щие этапы:
1) задание базовой информации о структуре и параметрах учитываемой сети, пус-
ковых органах, местах приложения и ступенях УВ. Параметры сети задаются в виде пара-
метров схем замещения ее отдельных элементов (линий электропередачи, трансформато-
ров и реакторов) и зависимостей мощностей генераторов и нагрузок узлов от напряжения
и частоты;
2) определение параметров внешних эквивалентов энергорайона;
3) определение параметров внутренних эквивалентов энергорайона;
4) уточнение состава включенного оборудования, значений мощностей генерато-
ров и нагрузок в узлах расчетной схемы на основе данных системы телеизмерений района
управления;
5) определение параметров (дорасчет) текущего режима математической модели
энергорайона.
Задача определения внешних эквивалентов энергорайона решается путем свора-
чивания полной схемы сети ОЭС Сибири до границ района управления и расчета пара-
метров эквивалентов в граничных узлах. Для более быстрого решения поставленной зада-
чи используется алгоритм одновременной свертки схемы сети относительно граничных
узлов всех районов управления [2]. Алгоритм получения параметров внешних эквивалентов
районов управления состоит из трёх этапов: получение эквивалентной схемы системы от-
носительно узлов примыкания всех районов управления, формирование расчётных схем
для определения параметров внешних эквивалентов каждого района управления и опреде-
ление параметров внешних эквивалентов районов управления. Схематично такой процесс
изображен на рисунке 1.
Рисунок 1 – Сворачивание схемы относительно узлов примыкания
районов управления
На первом этапе полученный эквивалент схемы имеет вид многоугольника связей
между узлами примыкания. Далее полученная эквивалентная схема из исходного состоя-
ния (каждый раз заново) сворачивается относительно узлов примыкания одного из рай-
онов управления, в результате чего получается эквивалентная схема, содержащая эквива-
лент выделенного района управления и эквивалент остальной части системы (рисунок 2).
109
Рисунок 2 – Формирование расчетных схем для определения внешних
эквивалентов районов управления
Для получения параметров внешнего эквивалента района управления из парамет-
ров полученной схемы удаляются параметры эквивалента самого района управления.
Особенностью приведенного алгоритма является то, что внутренние узлы районов
управления всей энергосистемы исключаются лишь один раз.
Еще одной особенностью методики, применяемой в алгоритме эквивалентирова-
ния, является представление внешних эквивалентов энергорайонов в виде задающих мощ-
ностей генераторов и нагрузок, коэффициентов их статических характеристик по частоте
и напряжению, пределов по реактивной мощности эквивалентных генераторов и дополни-
тельных шунтов на землю в граничных узлах энергорайона [3].
рас
Для получения перечисленных характеристик эквивалентов составляется расши-
ренная матрица параметров схемы сети (
рас
), содержащая матрицу сетевых параметров
схемы
сет
, матрицу режимных параметров схемы
реж
и матрицу дополнительных пара-
метров схемы
доп
. В качестве матрицы сетевых параметров
сет
используется матрица
собственных и взаимных проводимостей узлов , в качестве матрицы режимных парамет-
ров
реж
– матрица задающих токов узлов
зад
. Матрица дополнительных параметров
доп
содержит параметры узлов, преобразование которых осуществляется по формулам, от-
личным от формул преобразования элементов матрицы
реж
по схеме Гаусса. В число та-
ких параметров входят: пределы регулирования реактивной мощности генераторов в уз-
лах
г
min
,
г
max
, допустимые пределы изменения активной мощности генераторов в узлах
г
min
,
г
max
, номинальные мощности генераторов и коэффициенты статизма турбины
г
ном
,
σ
, коэффициенты статических характеристик нагрузки по частоте
,
.
Конечная структура схемы сети
Экв
РУ1
Экв
РУ2-6
Экв
РУ1
Экв
РУ2
Экв
РУ3
Экв
РУ4
Экв
РУ5
Экв
РУ6
Экв
РУ6
Экв
РУ1-5
Экв
РУ2
Экв
РУ1,3-6
Экв
РУ3
Экв
РУ1-2,4-6
Экв
РУ4
Экв
РУ1-3,5-6
Экв
РУ5
Экв
РУ1-4,6
110
В качестве составляющих задающего тока узла рассматривается ток генератора и
ток нагрузки, учитываемой по квадратичной статической характеристике относительно
напряжения. При этом задающий ток i-го узла представлен в виде
зад
г
н
н
н
,
где составляющие задающего тока определяются по формулам:
г
г
г
;
н
н
н
;
н
н
н
;
н
н
н
.
Здесь
н
,
н
,
н
– составляющие активной мощности нагрузки, вычисляемые на основе
коэффициентов статических характеристик по выражениям:
н
н
ном
;
н
н
ном
ном
;
н
н
ном
ном
.
Аналогичным образом рассчитываются и составляющие реактивной мощности на-
грузки. Преобразование задающего тока выполняется по отдельным составляющим.
В результате подключения внешнего эквивалента к узлам примыкания изменяются
соотношения между составляющими мощности нагрузки, вследствие чего изменяются и
коэффициенты статических характеристик нагрузки.
Номинальные мощности эквивалентных нагрузок в узлах примыкания рассчиты-
ваются по формулам:
н
Эном
н
Э
н
Э
ном
н
Э
ном
;
н
Эном
н
Э
н
Э
ном
н
Э
ном
;
Коэффициенты статических характеристик эквивалентных нагрузок определяются
по выражениям:
Э
н
Э
н
Эном
ном
;
Э
н
Э
н
Эном
ном
;
Э
1
Э
Э
;
Э
н
Э
н
Эном
ном
;
Э
н
Э
н
Эном
ном
;
Э
1
Э
Э
.
Номинальная активная мощность эквивалентного генератора определяется путем
разнесения номинальных мощностей исключаемых генераторов в той же пропорции, что
при разнесении их рабочей активной мощности:
г
ном
г
ном
г
Э
∑
г
,
г
Э
,
где
г
Э
– число эквивалентируемых генераторов.
Аналогично определяются пределы активной и реактивной мощности генерации:
∆
г
Эmin
г
min
г
Э
∑
г
, ∆
г
Эmаx
г
mаx
г
Э
∑
г
,
г
Э
.
111
Пределы активной и реактивной мощности генерации, а также номинальная мощ-
ность генератора в узле примыкания находятся как сумма предельного значения (номи-
нальной) мощности генератора в режиме и предельного (номинального) значения мощно-
сти от внешнего эквивалента:
г
Эmax
г
max
∆
г
Эmax
,
г
Эmin
г
min
∆
г
Эmin
,
г
Эmax
г
max
∆
г
Эmax
,
г
Эmin
г
min
∆
г
Эmin
,
г
Эном
г
ном
∆
г
Эном
.
Коэффициент статизма турбины эквивалентного генератора определяется по фор-
муле:
σ
Э
σ
г
ном
∆σ
Э
∆
г
Эном
г
ном
∆
г
Эном
,
где
∆σ
Э
∑
г
ном
σ
∑
г
ном
,
г
Э
.
Статические характеристики нагрузки по частоте определяются по следующим
формулам:
Э
н
∆
Э
∆
н
Э
н
∆
н
Э
,
Э
н
∆
Э
∆
н
Э
н
∆
н
Э
,
где
∆
Э
∑
н
ном
∑
н
ном
, ∆
Э
∑
н
ном
∑
н
ном
,
г
Э
.
Полученные для каждого района управления эквиваленты передаются по каналу
связи из ЦКПА в центр управления энергорайона, где пристыковываются к схеме контро-
лируемой сети энергорайона. Для более полного совпадения статических свойств эквива-
лентов и статических свойств замещаемой ими части схемы алгоритм эквивалентирования
обеспечивает сохранение в эквивалентах суммарных значений мощностей генераторов и
потребителей исключаемых узлов и определяет коэффициенты эквивалентных статиче-
ских характеристик генераторов и нагрузок по частоте и напряжению.
Задача определения внутренних эквивалентов состоит в расчёте параметров экви-
валента шунтирующей сети внутри энергорайона, которая не охвачена системой сбора
данных ЦПА района управления, но информация о состоянии и режиме работы которой
имеется в
ОИК. Решение этой задачи производится одновременно с определением внеш-
них эквивалентов путем сворачивания шунтирующей сети энергорайона относительно
внутренних узлов, входящих в состав его математической модели. Быстродействие алго-
ритмов эквивалентирования позволяет проводить формирование математических моделей
районов управления на каждом цикле расчета дозировки управляющих воздействий.
Корректировка полученных значений мощностей генераторов и нагрузок внешних
и внутренних эквивалентов в граничных узлах осуществляется по данным телеизмерений
текущего баланса мощностей в этих узлах, выполняемых системой сбора информации для
АДВ района управления [4]. Необходимость корректировки внешних эквивалентов вызва-
на тем, что параметры текущего режима сети, при которых рассчитывается внешний экви-
валент, не соответствуют параметрам режима, при которых внешний эквивалент присты-
ковывается к расчетной схеме района управления.
112
При значительном расхождении времени обработки данных блоком дорасчета ре-
жима расчетной схемы РУ и блоком эквивалентирования ЦКПА появляется «временная»
погрешность в параметрах внешних эквивалентов к расчётным схемам РУ. В результате
этой погрешности нарушается баланс мощностей в узлах примыкания эквивалентов, что
приводит к искажению текущего режима системы, отображаемого на математической мо-
дели РУ. Существенные искажения текущего режима могут сопровождаться неправиль-
ной дозировкой управляющих воздействий, рассчитываемых в АДВ ЦПА.
«Временная» погрешность в параметрах внешних эквивалентов может быть раз-
делена на две составляющие: «схемная» погрешность, возникающая из-за изменений схе-
мы сети в эквивалентируемой части системы, и «режимная» погрешность, появляющаяся
из-за изменения генерации и потребления в эквивалентируемой части системы. Схемные
изменения отражаются на параметрах, как эквивалентных узлов, так и эквивалентных свя-
зей. Режимные изменения отражаются на параметрах эквивалентных узлов. Серьезные
изменения схемы сети эквивалентируемой части системы вне цикла эквивалентирования
маловероятны и учесть их невозможно. Поэтому приходится идти на сохранение парамет-
ров эквивалентных связей вне цикла получения эквивалентов. Некоторая компенсация
«схемной» погрешности получается за счет коррекции параметров эквивалентных узлов,
направленной на сохранение баланса мощностей в расчетной схеме района управления,
соответствующего дорассчитанному текущему режиму. На основе такой коррекции одно-
временно может быть получена компенсация «режимной» погрешности.
Список использованных источников
1. Аржанников C.Г., Вторушин А.С., Захаркин О.В., Ивахненко Е.Ю., Лоцман Д.С. Ие-
рархическая система противоаварийного управления ОЭС Сибири // Сборник докладов
международной научно-технической конференции «Современные направления разви-
тия систем релейной защиты и автоматики энергосистем». Москва: 2009. С. 292–298.
2. Захаркин О.В., Ивахненко Е.Ю. Алгоритмы получения эквивалентов для районов
управления в КСПА // Технологии управления режимами энергосистем XXI века. Сб.
докладов Всерос. науч.-практ. конф. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2006. С. 135-141.
3. Захаркин О.В., Ивахненко Е.Ю. Особенности эквивалентирования электрической
схемы ЭЭС при формировании математических моделей районов управления //
Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока. Новосибирск: Изд-во
ФГОУ ВПО «НГАВТ», 2009. №1. С.26–31.
4. Захаркин О.В., Ивахненко Е.Ю. Коррекция параметров внешних эквивалентов
расчётной схемы по данным текущего режимаЭЭС // Научные проблемы транспорта
Сибири и Дальнего Востока. Новосибирск: Изд-во ФГОУ ВПО «НГАВТ», 2009. № 1.
С. 31–34
114