Моделювання електроенергетичних систем з урахуванням мікропроцесорних засобів для забезпечення стійкості ЕЕС

Размещено на http://www.allbest.ru/

Національна академія наук України

Інститут електродинаміки

УДК 621.311.001.57

Спеціальність 05.14.02 - електричні станції, мережі і системи

АВТОРЕФЕРАТ

дисертації на здобуття наукового ступеня

кандидата технічних наук

МОДЕЛЮВАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИЧНИХ СИСТЕМ З УРАХУВАННЯМ МІКРОПРОЦЕСОРНИХ ЗАСОБІВ ДЛЯ ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ СТІЙКОСТІ ЕЕС

Юнєєва Наталія Тахірджанівна

Київ - 2011

Дисертацією є рукопис.

Роботу виконано у відділі моделювання електроенергетичних об'єктів та систем Інституту електродинаміки НАН України, м. Київ.

Науковий керівник - доктор технічних наук Авраменко Володимир Миколайович, провідний науковий співробітник відділу моделювання електроенергетичних об'єктів та систем Інституту електродинаміки НАН України.

Офіційні опоненти:

- доктор технічних наук, професор Лежнюк Петро Дем'яновнч, завідувач кафедри електричних станцій та систем Вінницького національного технічного університету МОНмолодьспорту України;

- кандидат технічних наук, доцент Бардик Євген Іванович, завідувач кафедри електричних станцій НТУУ "КПІ" МОНмолодьспорту України.

Захист дисертації відбудеться "08 " листопада 2011 р. об 11 годині на засіданні спеціалізованої вченої ради Д 26.187.03 в Інституті електродинаміки НАН України за адресою: 03680, Київ-57, проспект Перемоги, 56, тел. 456-91-15.

З дисертацією можна ознайомитися в бібліотеці Інституту електродинаміки НАН України за вищевказаною адресою.

Автореферат розіслано "07" жовтня 2011 р.

Вчений секретар спеціалізованої вченої ради О.В. Бібік

Анотації

Юнєєва Н.Т. Моделювання електроенергетичних систем з урахуванням мікропроцесорних засобів для забезпечення стійкості ЕЕС. - Рукопис.

Дисертація на здобуття наукового ступеня кандидата технічних наук за спеціальністю 05.14.02 - електричні станції, мережі та системи. - Інститут електродинаміки НАН України, Київ, 2011.

Дисертаційна робота присвячена актуальній темі вдосконалення моделювання електроенергетичних систем з урахуванням мікропроцесорних засобів для забезпечення стійкості ЕЕС.

У результаті проведених досліджень запропоновано метод моніторингу поточного запасу статичної стійкості в перетині ЕЕС на основі критерію існування режиму з використанням синхронізованих вимірів фаз напруги у віддалених вузлах електричної мережі з візуалізацією траєкторії обважнення. Сформована адаптовану математичну модель теплофізичних процесів АЕС з реакторами типу ВВЕР для використання в розрахунках тривалих перехідних процесів у складних ЕЕС і виконано програмну реалізацію та верифікацію сформованої моделі з використанням натурно зареєстрованих процесів. Розроблено і реалізовано обчислювальну процедуру взаємодії моделі ЕЕС (програма off-line) з моделлю системи МП регулювання турбіни АЕС ХПЗ ім. Т.Г. Шевченка, реалізованої як on-line структура. Розроблено математичну модель МП пристрою АЛАР з прямокутними характеристиками органів опору. Алгоритм реалізовано в промисловому програмному комплексі розрахунку і аналізу стійкості, за допомогою якого виконано налаштування АЛАР на лінії зв'язку Ташлицької ГАЕС з Південноукраїнською АЕС. Сформовано і програмно реалізовано математичну модель динамічного тренажера диспетчерів енергосистеми на основі одночастотної моделі динаміки ЕЕС з урахуванням теплофізичних процесів в устаткуванні АЕС і ТЕС.

Ключові слова: об'єднана енергосистема, стійкість, мікропроцесорні засоби, моделювання електроенергетичних систем.

Юнеева Н.Т. Моделирование электроэнергетических систем с учетом микропроцессорных средств для обеспечения устойчивости ЭЭС. - Рукопись.

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук по специальности 05.14.02 - электрические станции, сети и системы. - Институт электродинамики НАН Украины, Киев, 2011.

Диссертационная работа посвящена актуальной теме совершенствования моделирования электроэнергетических систем с учетом микропроцессорных средств для обеспечения устойчивости ЭЭС.

Надежность электроснабжения наряду с экономической эффективностью производства и качеством электроэнергии является одной из основных характеристик функционирования электроэнергитических систем (ОЭС), а обеспечение устойчивости - одним из важнейших требований при эксплуатации ЭЭС. Новые возможности для повышения эффективности решения этой задачи открываются благодаря новым микропроцессорным (МП) средствам регистрации, управления и регулирования. Это и МП регуляторы, позволяющие существенно повысить уровень устойчивости, и МП устройства защиты и автоматики, и МП средства регистрации электрических параметров ЭЭС, и системы обучения и тренировки диспетчерского персонала, построенные с использованием современной электронной информационной техники. Использование этих средств требует разработки соответствующего математического и программного обеспечения.

В результате проведенных исследований предложен метод мониторинга текущего запаса статической устойчивости в сечении ЭЭС на основе критерия существования режима с использованием синхронизированных измерений фаз напряжения в удаленных узлах электрической сети с визуализацией траектории утяжеления. Использование синхронизированных фазовых углов напряжения с помощью предложенного метода повышает точность оперативного определения величины запасов (в различных сечениях) статической устойчивости ОЭС Украины благодаря тому, что определение запаса выполняется для конкретной схемно-режимной ситуации на данный момент времени (по топологии сети, нагрузке и покрытию), а в качестве исходного режима используется режим, полученный в результате оценивания состояния ЭЭС методом взвешенных наименьших квадратов по совокупности телеизмерений, с необходимой точностью и отбраковкой грубых ошибок (программный комплекс КОСМОС), что дает более точные значения режимных параметров, чем их прямое измерение. Переток мощности в сечении представляется в функции оптимально выбранных взаимных углов векторов напряжения, с достаточно высокой точностью аппроксимирующей эту зависимость, полученную по траектории утяжеления, и позволяющей определить переток по величине углов также внутри десятиминутного интервала между последовательным выполнением оценивания состояния и выполнять визуализацию процесса загрузки сечения, с практически непрерывным контролем величины запаса устойчивости. Предложенный метод и функции аппроксимации обеспечивают среднеквадратичное отклонение от точек, соответствующих измерениям, на уровне 0,15-0,7% предельной мощности. Метод реализован в программе, обеспечивающей использование фазных углов напряжения в противоаварийном управлении энергосистем для обеспечения статической устойчивости ЭЭС, с использованием критерия существования режима в условиях утяжеления определенных сечений.

Разработана адаптированая математическая модель теплофизических процессов АЭС с реакторами типа ВВЭР для расчетов длительных переходных процессов в сложных ЭЭС, выполнены её программная реализация и верификация с использованием натурно зарегистрированных процессов. Разработана и реализована вычислительная процедура взаимодействия модели ЭЭС (программа off-line) с моделью системы МП регулирования турбины АЭС ХПЗ им. Т.Г. Шевченко, реализованной как on-line структура. Расчетные исследования для реальных условий ОЭС Украины показали, что с помощью быстрого кратковременного снижения мощности турбин энергоблоков Запорожской АЭС можно существенно повысить уровень её динамической устойчивости. Полномасштабное включение цифровой модели микропроцессорного регулятора мощности турбин АЭС в программный комплекс расчета устойчивости сложных ЭЭС позволяет: с одной стороны, выполнить настройку регулятора мощности турбин АЭС с учетом реального электросетевого окружения и динамики электростанций ОЭС Украины, а с другой - выполнять расчеты устойчивости ОЭС Украины с учетом адекватного моделирования регуляторов турбин АЭС и проверять в реальных условиях быстрой импульсной разгрузки турбин по сигналу регулятора, не достигают ли теплофизические параметры уставок технологических защит реакторной установки АЭС.

Разработана математическая модель МПУ АЛАР с прямоугольными характеристиками органов сопротивления. Алгоритм реализован в промышленном программном комплексе расчета и анализа устойчивости, с помощью которого произведена настройка АЛАР на линии связи Ташлыкской ГАЭС с Южноукраинской АЭС.

Сформирована и программно реализована математическая модель динамического тренажера диспетчеров энергосистемы на основе одночастотной модели динамики ЭЭС с учетом теплофизических процессов в оборудовании АЭС и ТЭС. Модифицирован алгоритм реализации одночастотной модели динамики ЭЭС, в котором благодаря дополнительному итерационному процессу обеспечивается равенство на интервале расчета переходного процесса частоты вращения генераторов системы. Использование ОЧМ позволяет применять весьма крупный шаг расчета переходного процесса, адекватный скорости изменения частоты при реальных больших возмущениях. Учет динамики первичного регулирования частоты - автоматических регуляторов частоты вращения турбоагрегатов, имеющих сравнительно малые постоянные времени серводвигателей, делает совокупную систему дифференциальных уравнений динамики достаточно жесткой и требует применения неявных методов численного интегрирования. Тренажерный комплекс реализован в составе программного комплекса КОСМОС, разработанного в ИЭД НАНУ и используемого при оперативном управлении режимов энергосистем на основе телеметрической информации, что открывает путь к интегрированию тренажера в состав средств оперативного управления энергосистемой, в том числе интеллектуализированных средств поддержки опперативно-диспетчерской деятельности "советчиков диспетчера". На нем были выполнены расчеты динамических и послеаварийных режимов ЭЭС для характерных сценариев тренировок диспетчеров энергосистемы с возникновением небалансов активной мощности.

Ключевые слова: объединенная энергосистема, устойчивость, микропроцессорные средства, моделирование электроэнергетических систем.

N.T. Yunyeyeva. Simulation of electrical power systems (EPS) with microprocessor devices to ensure EPS stability. - Manuscript.

Dissertation on the competition of graduate degree of candidate of technical sciences on the speciality 05.14.02 - Electric Power Plants, Networks and Systems. - Institute of Electrodynamics of National Academy of Sciences of Ukraine, Kyiv, 2011.

The thesis deals with the topical subject of improvement of simulation of electrical power systems (EPS) with microprocessor devices to ensure the EPS stability.

As the result of the fulfilled research, the method of monitoring of the current static margin in the EPS based on the existence criterion of the phase synchronized measurement mode in the remote sites of the electrical network with the visualization of the loading path is proposed. The simplified mathematical model of thermophysical processes in NPS with VVER for long-term dynamics calculations in complex EPS is created and software implementation and verification of the formed model is performed by using the full-scale processes. The algorithm of simulation of microprocessor device for automatics for elimination of asynchronous operation (AEAO) with rectangular characteristics of resistance elements is developed. The algorithm is performed in the design and analysis of stability of industrial software system by means of which the adjustment of AEAO on the communications links of the Tashlyk HPSPP with the South Ukraine NPS is made. The mathematical model of dynamic power simulator of power-system operators based on the EPS single-frequency dynamic model considering the thermophysical processes in NPS and TPS equipment is created and implemented by the software.

Keywords: interconnected power system, stability, microprocessor devices, electric power system simulation.

Загальна характеристика роботи

Актуальність теми. Надійність електропостачання поряд з економічною ефективністю виробництва і якістю електроенергії є однією з основних характеристик функціонування електроенергетичних систем (ЕЕС), а забезпечення стійкості - однією з найважливіших вимог в експлуатації ЕЕС. Нові можливості для підвищення ефективності вирішення цього завдання відкриваються завдяки новим мікропроцесорним (МП) засобам реєстрації, керування і регулювання. Це і МП регулятори, що дають змогу підвищити рівень стійкості, і МП пристрої захисту та автоматики, і МП засоби реєстрації електричних параметрів ЕЕС, і системи навчання та тренування диспетчерського персоналу, побудовані з використанням сучасної електронної інформаційної техніки. Використання цих засобів вимагає розробки відповідного математичного та програмного забезпечення. У колишньому Радянському Союзі провідними вченими, які заклали фундамент теорії моделювання ЕЕС для вирішення задач стійкості енергетичних систем і об'єднань із застосуванням електронної цифрової обчислювальної техніки, були В.А. Веніков, Е.С. Лукашов, Л.Г. Маміконянц, С.А. Совалов, Л.В. Цукерник. Значний внесок у розвиток теорії моделювання ЕЕС з тематики дисертації внесли В.М. Авраменко, Є.І. Бардик, О.Ф. Буткевич, В.В. Бушуєв, Н.І. Воропай, Ю.Є. Гуревич, В.О. Гурєєв, І.П. Заболотний, Б.І. Іоф'єв, О.В. Кириленко, М.В. Костерєв, Л.А. Кощєєв, П.Д. Лежнюк, Н.Н. Лізалек, Є.К. Лоханін, Г.В. Меркур'єв, Р.С. Рабинович, М.А. Рабинович, Б.С. Стогній та інші.

Згідно з нормативними вимогами до стійкості ЕЕС допустима в експлуатації потужність найбільшої в Україні Запорізької АЕС обмежена в порівнянні з номінальною на 700 МВт; видача на схід максимально можливої потужності Хмельницької та Рівненської АЕС вимагає постійного моніторингу запасу стійкості Об'єднаної енергосистеми України (ОЕС). В ОЕС України є також інші напружені перетини. Таким чином, моделювання електроенергетичних систем з урахуванням мікропроцесорних засобів, розробка нових методів оцінки запасу стійкості режимів ЕЕС і вдосконалення підготовки оперативно-диспетчерського персоналу енергооб'єднань шляхом подальшої розробки режимних тренажерів залишаються актуальними завданнями підвищення надійності електропостачання та забезпечення стійкості електроенергетичних систем.

Зв'язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Дослідження, результати яких представлені в роботі, проводилися в Інституті електродинаміки НАН України за планами фундаментальних досліджень у рамках науково-дослідних робіт: "Розробити методи математичного моделювання і програмне забезпечення АСДУ для підвищення надійності, живучості та енергоефективності енергетичних систем та енергооб'єднання України в сучасних умовах" (шифр "Система-3", №ДР 0101U003090, 2001 - 2005 рр.); "Розробити методи математичного моделювання та програмні засоби для забезпечення надійності та живучості об'єднаної енергосистеми України з використанням нових можливостей інформаційної та телекомунікаційної техніки" (шифр "Система-4", №ДР 0106U002434, 2006 - 2010 рр.); наукового проекту "Науково-технічні основи та програмні засоби забезпечення надійності та стійкості паралельної роботи ОЕС України з європейським енергооб'єднанням в аварійних ситуаціях" у рамках комплексної програми НАН України "Інтеграція" "Науково-технічні проблеми інтеграції енергетичної системи України в Європейську енергетичну систему", шифр роботи 311-06,323-07,349-08; наукового проекту "Розробка і впровадження у виробництво моделей та програмних засобів для забезпечення стійкості і надійності ОЕС України з використанням нових мікропроцесорних засобів захисту і протиаварійного керування" програми "Об'єднання" - "Науково-технічні та економічні проблеми забезпечення спільної роботи Об'єднаної енергетичної системи України з об'єднанням енергосистем європейських країн", №ДР 0110U004372.

Мета і завдання досліджень. Метою дисертаційної роботи є розробка математичних моделей та удосконалення програмного забезпечення для протиаварійного керування електроенергетичними системами, оснащеними мікропроцесорними засобами реєстрації параметрів, протиаварійного керування та регулювання для забезпечення стійкості ЕЕС. Це означає підвищення точності та розширення функціональних можливостей базового програмного комплексу розрахунку стійкості складних ЕЕС.

Для досягнення поставленої мети потрібне вирішення наступних основних завдань:

- аналіз стану та перспектив використання для забезпечення стійкості ЕЕС нових мікропроцесорних засобів вимірювання та реєстрації електричних параметрів, автоматичного та диспетчерського керування;

- розробка методу і програмних засобів оцінки запасу статичної стійкості в заданих перетинах для поточного режиму ОЕС України з використанням синхронізованих фазних кутів напруги у віддалених вузлах електричної мережі (WAMS - технології);

- удосконалення програмного комплексу розрахунку перехідних процесів у складних ЕЕС за рахунок використання програмного блока on-line моделювання мікропроцесорного регулятора потужності турбіни АЕС;

- розробка і реалізація в програмному комплексі розрахунку стійкості складних ЕЕС математичної моделі мікропроцесорного пристрою автоматики ліквідації асинхронного режиму ЕЕС з прямокутною формою характеристик дистанційних органів опору;

- формування та програмна реалізація моделі динаміки ЕЕС у режимному тренажері диспетчерського персоналу енергосистеми на основі персональних комп'ютерів.

Об'єкт дослідження - стаціонарні та перехідні процеси в електроенергетичних системах.

Предмет дослідження - математичні моделі електроенергетичних систем з мікропроцесорними засобами.

Методи дослідження - теорія електричних ланцюгів, елементи регресійного аналізу, математичне моделювання динамічних процесів, чисельні методи вирішення задач динаміки, імітаційне моделювання, апарат аналітичної геометрії, методи програмування в середовищі розробки програмного забезпечення Microsoft Visual Studio.

Наукова новизна одержаних результатів.

1. Вперше запропоновано метод моніторингу поточного запасу статичної стійкості в перетині ЕЕС з використанням синхронізованих вимірів фаз напруги у вузлах електричної мережі, який на відміну від існуючих базується на оперативних розрахунках поточних режимів ЕЕС, що забезпечує достовіризацію вимірювальної інформації і визначення залежності потужності в перетині від фазових кутів векторів напруги для конкретної схемно-режимної ситуації та дає змогу здійснити візуалізацію траєкторії обважнення. Використання методу підвищує точність і оперативність визначення поточного запасу стійкості і дає змогу збільшити перетоки потужності у перетинах ЕЕС.

2. Удосконалена модель енергоблока АЕС для комп'ютерних розрахунків стійкості складних ЕЕС за рахунок використання програмного блоку мікропроцесорного регулятора потужності турбін АЕС, що забезпечує адекватність моделювання.

3. Розроблена удосконалена версія одночастотної моделі ЕЕС, в якій на відміну від базової ітераційним методом забезпечується рівність частоти обертання генераторів системи на кожному кроці чисельного інтегрування, що підвищує точність розрахунків перехідних режимів ЕЕС.

4. Вперше розроблена математична модель мікропроцесорного пристрою АЛАР з прямокутними, на відміну від традиційних еліптичних, характеристиками органів опору, програмна реалізація якої забезпечує розрахунки перехідних процесів та аналіз стійкості ЕЕС, оснащених такими пристроями.

Практичне значення одержаних результатів полягає в наступному:

1. Розроблено програмні засоби визначення поточного запасу статичної стійкості в перетинах ОЕС, використання яких в оперативному диспетчерському керуванні ОЕС дозволить збільшити перетоки потужності до рівня, який допустимий для конкретної схемно-режимної ситуації.

2. Удосконалено Програмний комплекс розрахунку стійкості складних ЕЕС, до якого включено блок моделювання МП регулятора потужності турбін АЕС, що забезпечує коректне врахування такого регулятора і налаштування протиаварійної автоматики для підвищення динамічної стійкості АЕС.

3. Удосконалено Програмний комплекс розрахунку стійкості ЕЕС за рахунок реалізації алгоритму АЛАР на базі МПП "Діамант", що забезпечує налаштування автоматики ліквідації асинхронного режиму. З використанням програмного комплексу виконано налаштування АЛАР на лініях зв'язку Ташлицької ГАЕС з енергосистемою.

4. Розроблена модель динаміки ЕЕС застосована для режимного тренажера, що підвищує якість моделювання і, в кінцевому підсумку, якість протиаварійної підготовки оперативного диспетчерського персоналу енергосистеми.

Особистий внесок здобувача. Наукові та практичні результати, представлені до захисту, отримані здобувачем самостійно. У роботах, опублікованих у співавторстві, здобувачеві належать такі результати: [3] - алгоритм моделювання АЛАР з прямокутною характеристикою органів опору; [4,5,10] - визначення зв'язку незалежних змінних і потужності в перетині ЕЕС, алгоритм автоматизації розрахунків за визначенням граничних перетоків у перетині ОЕС, програма, аналіз результатів; [7] - адаптивна модель теплофізичних процесів АЕС, програма, аналіз результатів; [1,2,6] - алгоритм одночастотної моделі розрахунку динаміки ЕЕС у динамічному тренажері диспетчерського персоналу енергосистеми, програма, аналіз результатів.

Апробація результатів дисертації. Основні результати за темою дисертаційної роботи доповідалися і обговорювалися на міжнародних і всеукраїнських конференціях, наукових і науково-технічних семінарах: Проблеми сучасної електротехніки ПСЕ-2002 (Київ, Україна, 2002 р.), Проблеми сучасної електротехніки ПСЕ-2004 (Київ, Україна, 2004 р.), Проблеми сучасної електротехніки ПСЕ-2006 (Київ, Україна, 2006 р.), Контроль і управління в складних системах КУСС-2010 (Вінниця, Україна, 2010 р.), Математичні методи в техніці і технологіях ММТТ-22 (Псков, Росія, 2009 р.), Математичні методи в техніці і технологіях ММТТ-24 (Саратов, Росія, 2011 р.).

Публікації. За темою дисертації опубліковано 10 друкованих праць, з них 7 статей у фахових наукових виданнях (у тому числі 1 у збірнику наукових праць), 2 у збірниках матеріалів конференцій, 1 у періодичному виданні.

Структура та обсяг дисертаційної роботи. Дисертація складається зі вступу, п'яти розділів, загальних висновків, списку використаних джерел, двох додатків. Загальний обсяг роботи становить 181 сторінку, у тому числі 136 сторінок основного тексту, 54 рисунка, 20 таблиць, список використаних джерел з 65 найменувань.

Основний зміст роботи

У вступі обгрунтовано актуальність теми дисертаційної роботи, сформульовано мету і завдання дослідження, наведено результати проведених досліджень та їх практичне значення, сформульовано наукову новизну роботи, наведено інформацію про апробацію результатів дисертаційної роботи та їх опублікування у друкованих наукових виданнях.

У першому розділі описано основні етапи розвитку WAMS / WACS технології, наведено аналіз стану вітчизняних і зарубіжних публікацій щодо питання використання в енергооб'єднання нових мікропроцесорних засобів автоматики і реєстрації електричних параметрів.

Сучасна система вимірювань параметрів режиму в енергосистемах і заснована на цих вимірах технологія управління великими енергооб'єднаннями, або WAMS / WACS технологія (Wide Area Measurement & Control System) знаходить все більш широке застосування в різних країнах: Сполучених Штатах Америки, Франції, в країнах центральної Європи, Данії, Скандинавії, Кореї, Китаї, Японії. WAMS технологія полягає в організації обчислення взаємних кутів векторів напруги і струму в однозначно визначені моменти часу. Таку можливість надають спеціальні пристрої PMU (Phasor Measurement Units) - один з компонентів WAMS - завдяки синхронізації з точністю до 1 мкс виконуваних ними вимірювань. В Україні проводиться активна робота зі створення та подальшого вдосконалення пристроїв PMU (вітчизняна абревіатура СМПР - система моніторингу перехідних режимів). В Інституті електродинаміки НАН України під керівництвом академіка НАН України Б.С. Стогнія розроблені узагальнюючі принципи побудови точних засобів моніторингу параметрів перехідних режимів енергосистем, які реалізовані при створенні спеціалізованого високоточного реєструючого приладу "Регіна-Ч". На цей момент прилад встановлено на 24 об'єктах ОЕС України. реактор теплофізичний моніторинг напруга

Виходячи з того, що взаємні фазні кути є системним параметром, який несе інформацію про стійкість ЕЕС, природним є намір використовувати їх для оперативного контролю рівня стійкості (запасу стійкості) енергосистеми. Однак розрахункові дослідження показують неможливість безпосереднього використання фазних кутів як кількісної міри рівня стійкості. Необхідне перетворення цієї вимірюваної інформації в таку, яку повинен використовувати диспетчер для забезпечення потрібного рівня стійкості енергосистеми. Аналіз літературних джерел з проблеми використання синхронізованих вимірів фаз напруги у вузлах електричної мережі для управління режимами ЕЕС показує обмежену кількість конкретних пропозицій щодо процедур згаданого перетворення.

Галузевий керівний документ "ГКД 34.20.575-2002 Стійкість енергосистем. Керівні вказівки" передбачає перевірку нормативних вимог щодо статичної та динамічної стійкості. Коли область статичної стійкості близька до області існування сталого режиму, допускається обмежуватися перевіркою існування режиму. Тому підходи, в основі яких визначення межі існування режиму, слід розглядати як допустимі та доцільні для нового напрямку контролю статичної стійкості ЕЕС - з використанням синхронізованих фазних кутів напруги.

Об'єднана енергосистема України непогано оснащена системами мікропроцесорної реєстрації параметрів електричного режиму нового покоління. Це відкриває можливості для підвищення точності та надійності визначення рівня стійкості енергосистеми в поточних режимах і за рахунок цього підвищення надійності видачі потужності з надлишкових регіонів ОЕС. Реалізація цих можливостей вимагає виконання робіт з модифікації існуючих програмних засобів моделювання ЕЕС, які використовуються для здійснення диспетчерського управління ОЕС, в напрямку використання можливостей нових технічних засобів реєстрації.

У другому розділі описано метод оцінки запасу стійкості поточного режиму на основі використання синхронізованих вимірів напруг у вузлах електричної мережі, результати досліджень зв'язку взаємних кутів векторів напруги з запасом статичної стійкості в перетині при змінах параметрів схеми електричної мережі, запропоновано методику вибору незалежних параметрів і виду функції апроксимації потужності в перетині, досліджено можливості оперативного моніторингу потужності в перетинах ОЕС України з використанням синхронізованих фазових кутів напруги шляхом визначення максимально допустимої передачі потужності в основних перетинах ОЕС України та побудови апроксимуючих функцій залежності потужності в перетині від обраних взаємних фазових кутів.

Для дослідження зв'язку запасу стійкості в перетині ЕЕС з взаємними кутами векторів напруги була прийнята наступна методика. В якості кількісної міри стійкості визначалася (шляхом послідовного обважнення режиму) статична границя потужності, тобто максимальна потужність, яку можна передати через досліджуваний перетин у мережі змінного струму. Обважнення перетину здійснювалося шляхом перерозподілу покриття (генерації) між станціями по різні боки перетину у два етапи. На першому етапі збільшувалася потужність станцій (у межах номінальної з незначним перевантаженням) у надлишковій частині ОЕС з відповідним зменшенням потужності станцій, перш за все, ГЕС у дефіцитній частині. На другому етапі обважнення здійснювалося шляхом послідовного збільшення кутів ЕРС генераторів, потужність яких планується підвищити. Для цього розроблена модифікація програми розрахунку стаціонарного режиму в лінеаризованій постановці. Оскільки розрахунок для такої моделі виконується прямим (безітераційним) методом, у такому підході відсутня проблема збіжності ітераційного процесу. Було обрано величину збільшення кута , яка дає бажане збільшення електричної потужності.

Визначення режиму, граничного за умовами статичної стійкості, як граничного за критерієм існування режиму в мережі змінного струму, вимагає розрахунку цього стаціонарного режиму. Традиційний запис рівнянь усталеного режиму ЕЕС через потужності навантаження і генерації призводить до нелінійних рівнянь відносно напруги у вузлах. Для розрахунку використовуються ітераційні методи розв'язання нелінійних систем алгебраїчних рівнянь. Однак, якщо поблизу границі існування режиму перейти на лінеаризовану модель, то розрахунок можна виконати прямим безітераційним методом - методом виключення Гауса. У розробленій програмі використовується лінеаризація моделі ЕЕС шляхом заміни навантажень у вузлах провідностями, а генеруючих вузлів - постійними електрорушійними силами (ЕРС). Лінійна система алгебраїчних рівнянь, яка при цьому виникає, розв'язується методом послідовного виключення невідомих, за допомогою ефективного алгоритму операцій лише з ненульовими елементами матриці, беручи до уваги, що вихідна матриця заповнена дуже не щільно. Використання такої моделі дає змогу виконувати обважнення за кутом векторів ЕРС і безітераційно досягати граничного режиму й переходити точку максимуму потужності, збільшуючи кути і далі.

У ході досліджень визначено, що в складній багатомашинній системі не існує взаємних кутів між векторами напруги для граничних режимів зі зміненим рівнем навантаження і топології, а також в умовах використання регулювання під навантаженням (РПН) і трансформаторів з поперечним регулюванням (ТПР) АТ 750/330, які є інваріантними і можуть бути використані як кількісна міра запасу стійкості в автоматиці запобігання порушенню стійкості. Більш продуктивним є порівняння не кутів, а потужностей. На рис. 1 наведено графік залежності потужності в перетині від взаємного фазного кута напруги у вузлах 808 (Хмельницька АЕС) і 599 (Південноукраїнська АЕС).

Рис. 1. Залежність потужності в перетині Захід- Вінниця від взаємного кута

Прийнятий у роботі підхід передбачає орієнтацію на контроль статичної стійкості ОЕС за критерієм існування режиму за умови обважнення певних перетинів. Практично це означає, що на траєкторії обважнення потрібно знайти режим, який має найбільшу потужність Р у досліджуваному перетині, щодо якого обчислюється і нормується "Керівними вказівками" по стійкості енергосистем коефіцієнт запасу статичної стійкості за активною потужністю в перетині:

=( - - ,

де - активна потужність в перетині (сума потужностей по лініях перетину) у граничному режимі; - потужність в перетині у досліджуваному режимі; - амплітуда нерегулярних коливань активної потужності в перетині.

Потрібно знайти залежність потужності в перетині

,

де x_i - вимірювані режимні параметри, склад яких ще потрібно визначити. Якщо сформована функція буде з високою точністю апроксимувати знайдену розрахунком сукупність

=,

де j - номер кроку обважнення, це дасть змогу, використовуючи функцію апроксимації, з підвищеною (проти прямого вимірювання потужностей в лініях) точністю визначити , яка в умовах оперативного управління відповідає виміряним з високою точністю кутам. Зрозуміло, що вузли, для яких буде обчислюватися взаємний кут, мають бути по різні боки перетину. Існує залежність потужності не тільки від кутів, але і від напруги, хоча діапазон зміни напруги менший, ніж кута.

У порівняннях варіантів використовуваних режимних параметрів кутів і напруги та форми функції апроксимації використовується середньоквадратичне відхилення у значень функції апроксимації від розрахованих по траєкторії обважнення. Функцією апроксимації є степеневий поліном

=?a_i^k•x_i^k + a_ij•x_i•x_j,

де i, j - номер режимного параметра; =0,1,2 - показник степеня. Виходячи з фізичних міркувань (і цей висновок підтвердили розрахунки), можна обмежитися найбільшим k =2, але обов'язково серед членів суми має бути нелінійний член - х або х х.

Для режиму зимового максимуму 2004 р. найкраща функція апроксимації (при х=и-и, х=и-и) має вигляд

Р=2473,9-28,9х+24,65хх-188,13х+293,85х,

середньоквадратичне відхилення у=10,81 МВт (0,26% від P); якщо х=и-и, х=и-и, отримуємо

Р=1102,7+48,67х+123,8х-2,053х,

середньоквадратичне відхилення 6,11 МВт, (0,15% від P).

Таким чином, кращі результати, які можна вважати задовільними (0.15 % від Р), має функція з використанням одного нелінійного (х_i² або х_i•х_j) і двох лінійних членів. Взаємні кути напруги доцільно вибирати так: з одного боку перетину - це шини станцій, з яких видається потужність у перетин, а протилежний вузол знаходиться на кордоні перетину. Вибір вузла для врахування напруги - на початку перетину або на кінці - не суттєво змінює результат. Для конкретної форми врахування напруги може на 20% зменшити у, проте кращий результат практично не залежить від врахування напруги.

Для виконання поставленого завдання у складі програмного комплексу розрахунку стійкості складних електроенергетичних систем АВР - 74/06 був створений додатковий модуль визначення взаємних фазових кутів напруги та апроксимації функції залежності потужності в перетині від них.

У рамках інноваційного проекту для НЕК "Укренерго" були визначені кращі функції апроксимації для основних перетинів для режиму 15.04.2008 р. 10:29.

1. Захід-Вінниця (у напрямку на схід) и_985-827 = и_{РАЕС-Вн} = и_1, и_808-827 = и_{ХАЕС-Вн} = и₂, Р=4164 МВт,

P_пер = 604,45 - 2,3 ·и²₁ + 133,16·и₁ + 78,55·и_2,

у=8.64 МВт (0.207% від P).

На рис. 2 показана траєкторія обважнення як функція узагальненого кута перетину у відносних одиницях:

х(о.е.)= и_пер./ и_max,

де и_пер - узагальнений кут перетину, град.; и_{max ідеал} - відстань до границі області існування режиму в ідеальній схемі,

и_пер= (и₁²+ и₂²).

Застосування для цього перетину комбінаторного алгоритму МГУА з використанням критерію регулярності як критерію селекції регресійних моделей дає можливість визначити оптимальну модель з середньоквадратичним відхиленням, рівним 0,103% граничної потужності.



Рис. 2. Траєкторія обважнення для перетину Захід - Вінниця

2.ОЕС-Одеса+Молдова (Р=1172,5 МВт, х=и₁ (822-523), х=и₂ (805-601), 822 - Ладижинська ТЕС 330 кВ, 601- Молдавська ГРЕС 330 кВ, 805- Дністровська ГЕС 330 кВ, 523- ПС Аджалик 330 кВ)

Р= 94,53 - 0,73•х•х+ 89,37•х₂,

у=3,85 МВт (0.33% від P).

3. ОЕС-Крим: (Р=923,6 МВт, х=и₁ (522-480), х=и₂ (354-415), 354- ПС Мелітополь 330 кВ, 415- ПС Островська 330 кВ, 522- ПС - Каховський ГПП 330 кВ, 480- ПС Сімферополь 330 кВ)

Р=30,2 -1,04•х•х- 95,83•х₁+ 122,56•х₂,

у=3,38 МВт (0,4% від P).

4. Вінниця - ПУАЕС на схід (Р=4071,7 МВт, х=и₁ (822-611), х=и₂ (720-344), 822 - Ладижинська ТЕС 330 кВ, 611- Бєльци 330 кВ, 720- Трипільська ТЕС 330 кВ, 344 - ПС Побужжя 330 кВ)

Р= 2260,1 - 4,25•х₂² + 7,94•х•х+ 71,7•х₁ + 18,48•х₂,

у=17,2 МВт (0.4% від P).

5. Південний перетин (Р=3457,3 МВт, х=и₁ (313-301), х=и₂ (501-522), 313- ЗАЕС 750 кВ, 301- ПС ДД 330 кВ, 501- ПС Трихати 330 кВ, 522 ПС Каховський ГПП 330 кВ)

Р= -2324,7 + 12,09•х₁² - 35,27•х•х + 754,02•х₂,

у=26,69 МВт (0.7% від P).

Таким чином, з використанням імітаційного моделювання визначені принципові положення методу моніторингу поточного запасу статичної стійкості з використанням синхронізованих вимірів фаз напруги у вузлах електричної мережі, який на відміну від існуючих базується на оперативних розрахунках поточних режимів ОЕС, для визначення граничного значення потужності в перетині в ньому використовується лінеарізація моделі ЕЕС, що дає змогу виконати обважнення за кутом і уточнювати запас статичної стійкості в перетині ЕЕС. Метод дає можливість виконати візуалізацію траєкторії обважнення на інтервалі виконання оцінювання стану комплексу КОСМОС. Запропонований метод і функції апроксимації забезпечують середньоквадратичне відхилення від точок відповідних вимірювань на рівні 0,15 -0,7% граничної потужності. Метод реалізовано у програмі, яка забезпечує використання фазних кутів напруги в оперативному управлінні енергосистемами для забезпечення статичної стійкості ЕЕС з використанням критерію існування режиму в умовах обважнення визначених перетинів.

У третьому розділі сформована адаптована математична модель теплофізичних процесів АЕС з реакторами типу ВВЕР для використання в розрахунках тривалих перехідних процесів у складних ЕЕС. Виконані програмна реалізація та верифікація сформованої моделі з використанням натурно зареєстрованих процесів. Розроблена і реалізована обчислювальна процедура взаємодії моделі ЕЕС (програма off-line) з моделлю електрогідравлічної системи регулювання турбіни (ЕГСР) АЕС ХПЗ ім. Т.Г. Шевченка, реалізованої як on-line структура.

Для розрахунків електромеханічних перехідних процесів в ОЕС України необхідне досить повне врахування теплофізичних процесів в устаткуванні АЕС, які покривають більше половини навантаження ОЕС. Модель АЕС повинна враховувати основні системи регулювання реактора, що дає змогу контролювати основні фізичні параметри процесів у обладнанні реактора, зокрема, підвищення тиску пари в парогенераторі, спричинене швидким закриттям регулюючих клапанів турбіни під дією ЕГСР при різкому зниженні електричної потужності енергоблока під час короткого замикання поблизу шин АЕС. Для реакторів типу ВВЕР для процесів в активній зоні реактора використовується так звана модель "миттєвого стрибка", яка не враховує динаміки нейтронної потужності залежно від зміни концентрації нейтронів, тобто обмежуються лише диференціальним рівнянням

,

, ,

де С - концентрація еквівалентного джерела запізнілих нейтронів; N - нейтронна потужність, відносних одиниць (в.о.); - постійна розпаду ядра-випромінювача, 1/c; - частка запізнілих нейтронів; - реактивність реактора; - середня температура теплоносія, град; - величина переміщення регулюючих стержнів, см; - еквівалентний температурний коефіцієнт реактивності, в.о./град; - коефіцієнт реактивності регулюючої групи стержнів, в.о./см.

Для автоматичного регулятора потужності реактора використовуються рівняння

,

де , якщо або , , якщо . Тут позначено: - швидкість переміщення стержнів, см/с; - максимальна швидкість переміщення стержнів; - змінювана регулятором швидкість переміщення стержнів; - уставка релейного керуючого блока.

Верифікація сформованої моделі теплофізичних процесів в устаткуванні АЕС була виконана з використанням зареєстрованого 8.08.2009 р. випадку помилкового сигналу ЕГСР на розвантаження блока № 2 Південноукраїнської АЕС на 50%. Порівняння зареєстрованих даних з розрахунковими показало їх задовільну близькість: у зареєстрованому процесі максимальне значення тиску пари в парогенераторі 1,134 в.о. при t=14 с, а за результатами розрахунку 1,128 в.о. при t=16,3 с.

Інтегрування рівнянь динаміки теплофізичних процесів АЕС при описаному вище впливі на турбіну, необхідному для забезпечення динамічної стійкості станції, показує максимальне підвищення тиску пари в парогенераторі на 2,3% при t = 6 с, що свідчить про допустимість для реакторної установки одноразової дії такої величини і тривалості.

Для виконання імпульсного розвантаження від ПА (І) турбіна має бути забезпечена системою регулювання з вбудованим електрогідравлічним перетворювачем, який забезпечує швидке перетворення електричного сигналу в гідравлічний вплив на головні сервомотори турбіни. Рішення задачі розрахунку перехідних процесів складних ЕЕС з урахуванням МП регулятора потужності турбін АЕС вимагає організації спільної роботи двох програмних комплексів (ПК) і розробки основних алгоритмів взаємодії та технічних вимог до обміну інформацією між ПК математичної моделі енергосистеми і ПК математичної моделі системи регулювання. Математична модель енергосистеми (ММЕС) і математична модель системи регулювання (ММСР) є два незалежні програмні комплекси.

Для обміну даними комплекс ММЕС повинен передавати комплексу ММСР початкове значення потужності (P) і поточні значення частоти обертання ротора (f), у відповідь ММЕС повинна отримувати від ММСР значення моменту обертання ротора турбіни (M).

Проведені розрахунки щодо спільної роботи двох комплексів з урахуванням системи ЕГСР, яка встановлена на Запорізькій АЕС, підтвердили коректність узгодження моделі динаміки ЕЕС і моделі ЕГСР турбін АЕС за допомогою розробленого в Інституті електродинаміки НАН України програмного комплексу. На рис. 3 показані результати розрахунку відповідного перехідного процесу при постійній потужності турбін ЗАЕС, взаємний кут генераторів ЗАЕС узятий по відношенню до віддаленої станції в ЕЕС Росії - Калінінської АЕС.

Рис. 3. Результати розрахунку перехідного процесу при постійній потужності ЗАЕС

Як розрахункове збурення прийнято двофазне коротке замикання на землю у районі шин 750 кВ тривалістю 0.1 с з неуспішним АПВ лінії 750 кВ. Ступінчатою по 100 МВт зміною потужності ЗАЕС у доаварійному режимі був знайдений граничний за стійкістю режим при потужності ЗАЕС 5600 МВт.

Альтернативний варіант при тому ж збуренні - вплив ЕГСР за фактом КЗ на лінії на швидке розвантаження блоків 1 і 2. З урахуванням постійних часу сервомоторів регулюючих клапанів - 0,6 с на закриття і 1,2 с на відкриття сформований можливий графік зміни потужності турбіни за імпульсом на розвантаження і наступне завантаження: за інтервал часу dt=0,64 с зниження потужності на 33% і потім відразу ж, за інтервал часу dt=3,6 с підйом потужності до початкового значення. При такому впливі ЕГСР на два блоки при повній потужності ЗАЕС 6000 МВт при вказаному вище розрахунковому збуренні зберігається стійкість системи. Вона зберігається навіть при збільшенні потужності станції на 5%, до 6300 МВт (рис. 4).

Рис. 4. Результати розрахунку при впливі ЕГСР на два блоки при повній потужності ЗАЕС 6000 МВт

Статистика аварійних відключень трьох ПЛ-750 кВ, які відходять від ЗАЕС, показує, що за сім останніх років було вісім таких відключень (максимально три протягом одного року), отже, очікувана частота впливів на турбіну, а через неї на реакторну установку, викликана імпульсним розвантаженням турбіни від дії протиаварійної автоматики на два блоки при повній потужності станції, знаходиться в межах допустимого регламентом реакторної установки, що робить можливим використання таких впливів без загрози зниження рівня безпеки реакторної установки.

Таким чином, повномасштабне включення цифрової моделі мікропроцесорного регулятора потужності турбін АЕС у програмний комплекс розрахунку стійкості складних ЕЕС дає змогу, з одного боку, виконувати налаштування регуляторів потужності турбін АЕС з урахуванням реального електромережевого оточення і динаміки електростанцій ОЕС України, а з іншого - виконувати розрахунки стійкості ОЕС України з урахуванням адекватного моделювання регуляторів турбін АЕС і перевіряти в реальних умовах швидкого імпульсного розвантаження турбін за сигналом регулятора: чи не досягають теплофізичні параметри уставок технологічних захистів реакторної установки АЕС.

У четвертому розділі описано моделювання мікропроцесорного пристрою автоматики ліквідації асинхронного режиму ЕЕС "Діамант" розробки НПП "Хартрон ІНКОР" (м. Харків), який виконує функції автоматики запобігання порушенню стійкості (АЗПУ) і автоматики ліквідації асинхронного режиму (АЛАР), які є найважливішими елементами системи забезпечення стійкості і живучості сучасних енергооб'єднань. В МПП "Діамант" реалізовано три органи опору (ОО), що виконують функції чутливого і грубого реле опору та реле, яке визначає місце електричного центру коливань (ЕЦК). Характеристиками ОО в комплексній площині є прямокутники, орієнтовані вздовж напрямку максимальної чутливості, що дає змогу застосувати традиційні підходи до налаштування АЛАР. Перший ступінь діє в 1-му циклі асинхронного ходу, другий - з 2 до 4-го циклу включно, третій ступінь виконує перевірку заданої кількості циклів після додаткової витримки часу (dt₃). У другому і третьому ступенях перевіряється ЕЦК - попадання у відповідну зону. Попадання в першу зону (чутливий ОО) - початок циклу; кінець циклу - це початок наступного циклу. Додаткова умова спрацювання пристрою - зміна знака активної потужності по лінії Р і |Р|> Р, коли вектор опору знаходиться в зоні ОО. Керуючими впливами можуть бути не тільки відключення лінії, а й такі дії, які можуть забезпечити ресинхронізацію (відключення або розвантаження генераторів у надлишковій частині або відключення навантаження у дефіцитній визначається за знаком Р, що визначає знак ковзання). Може бути задане блокування перевірки знака ковзання та контролю ЕЦК. Задаються параметри зон ОО: кут максимальної чутливості, відстань до верхньої та нижньої межі прямокутних зон і її ширина. Крім параметрів зон ОО задаються такі параметри: dt_min - min час для відстройки від КЗ; P_min - min потужність при зміні знака Р_л; T_ц - тривалість циклу АР, n_ц - кількість циклів АР; t_в - час повернення АЛАР; dt_{3 -} додаткова витримка 3-го ступеня; так/ні - контроль ЕЦК; так/ні - врахування знака ковзання.

Для кожного моменту часу перехідного процесу (точки годографа комплексного опору Z) перевіряється, чи не потрапила точка Z_k в зону годографа Z₁ (перевірка Z_k <Z_ср1). Після входу в зону (Z₁, Z₂, Z₃), яка фіксуються ознаками, з використанням Z±d_в перевіряється вихід із зони, і коли це відбувається, ознака (кожна індивідуально) змінюється і знову виконується перевірка на вхід у зону. При повторному вході в зону до поточного лічильника циклів додається 1.

Модель МПП "Діамант" реалізована у двох варіантах: як елемент програми розрахунку стійкості при заданих збуреннях і в автономній програмі налаштування пристрою при заданих (визначених попереднім розрахунком перехідного процесу) годографах комплексного опору і повної комплексної потужності по лінії в місці установки пристрою.

Правильність програмної реалізації роботи АЛАР при порушеннях стійкості через виникнення ЕЦК на лініях перевірена на схемі ОЕС Україні 794 вузла, 1327 лінії.

Таким чином, вперше розроблено математичну модель МПП АЛАР з прямокутними характеристиками органів опору; здійснено її програмну реалізацію, яка забезпечує розрахунки стійкості ЕЕС з урахуванням МПП "Діамант".

У п'ятому розділі описана математична модель динамічного тренажера диспетчерів енергосистеми на основі одночастотної моделі динаміки ЕЕС з урахуванням теплофізичних процесів в устаткуванні АЕС і ТЕС; модифікований алгоритм реалізації одночастотної моделі динаміки ЕЕС, в якому завдяки додатковому ітераційному процесу забезпечується рівність на кроці чисельного інтегрування перехідного процесу частоти обертання генераторів системи; виконані розрахунки динамічних і післяаварійних режимів ЕЕС для характерних сценаріїв тренувань диспетчерів енергосистеми з виникненням небалансів активної потужності.

Автоматизовані засоби навчання і тренування диспетчерського персоналу - режимні тренажери на основі персональних ЕОМ є важливим засобом підвищення надійності енергосистем і енергооб'єднань. Ефективність тренажера значною мірою залежить від адекватності моделювання об'єкта управління - енергосистеми та інформаційної інфраструктури тренажера.

Єдиним режимним параметром, реальну динаміку якого може спостерігати диспетчер в аварійній ситуації, є частота в електричній мережі. Швидкість зміни частоти при аварійних збуреннях характеризує їх інтенсивність, а вона характеризує ефективність управляючих впливів, які виконуються по команді диспетчера в процесі післяаварійного відновлення режиму енергосистеми.

Динаміка енергосистеми при великих аварійних збуреннях - короткому замиканні і відключенні лінії, порушенні стійкості та ліквідації асинхронного режиму дією протиаварійної автоматики (АЛАР), яка здійснює поділ енергосистеми, роботи автоматики частотного розвантаження (АЧР), частотного ділення (АЧД), частотного пуску гідрогенераторів (АЧП) - характеризується сукупністю процесів різної фізичної природи і різної швидкості протікання. Найбільш швидкі електромагнітні процеси в ланцюгах статора синхронних машин і в цілому в електричній мережі зазвичай не розглядаються навіть при аналізі динамічної стійкості енергосистем. Приймається, що електричний режим у цих ланцюгах змінюється стрибком, миттєво.

Виникаючі в результаті поділу електрично не зв'язані підсистеми характеризуються значними небалансами генерованої і споживаної потужності, які є причиною змін частоти в цих підсистемах, швидкість яких така, що вони можуть спостерігатися диспетчером. Аналогічна ситуація виникає при раптовому, аварійному відключенні потужного енергоблока. Частота ЕРС визначається швидкістю обертання роторів синхронних генераторів. Якщо знехтувати взаємними коливаннями синхронних машин, то швидкість обертання і відповідно частота ЕРС і напруги буде однаковою для всіх генераторів, а її динаміка опишеться рівнянням:

,

де - частота системи; ,- механічна і електрична потужність i-ro генератора; - номінальна потужність генератора; - постійна інерції агрегату; - номинальна частота; n - кількість синхроних машин.

...