Противоаварийное управление электроэнергетическими системами

Размещено на http://www.allbest.ru/

КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ ПО ДИСЦИПЛИНЕ

ПРОТИВОАВАРИЙНОЕ УПРАВЛЕНИЕ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ

1. Цели и задачи противоаварийного управления

1.1 Надежность и живучесть энергосистемы

Основными целями противоаварийного управления являются обеспечение требуемого уровня надежности электроснабжения потребителей и живучести энергосистемы.

Под надежностью электроснабжения потребителей понимается надежность параллельной работы (устойчивоспособность), которая характеризуется ущербом у потребителя, связанным с аварийным недоотпуском электроэнергии в течение заданного промежутка времени (обычно - года).

Под термином живучесть понимается способность энергосистемы противостоять аварийным возмущениям, не допуская каскадного развития аварий с массовым нарушением электроснабжения потребителей.

Устойчивоспособность и живучесть как важнейшие категории функционирования энергосистемы обеспечиваются совокупностью мероприятий:

1. резервированием генерирующих мощностей и пропускных способностей линий электропередачи;

2.оптимизацией электрических режимов с учетом балансов топлива и гидроресурсов;

3.рациональным размещением энергообъектов;

4 углублением и совершенствованием автоматизации диспетчерского управления; 5.повышением квалификации и производственной дисциплины эксплуатационного персонала и др.

В этом ряду находится и система автоматического противоаварийного управления.

Особая значимость ее в условиях энергосистемы нашей страны определяется рядом объективных условий: среди которых в качестве важнейших следует назвать следующие. Рассредоточенность населения и промышленности на большой территории страны, что в сочетании с высокой степенью концентрации производства электроэнергии влечет за собой необходимость транспорта и обмена мощностью между весьма удаленным источниками и потребителями. Этому же в значительной степени способствует резко выраженная неравномерность распределения населения и промышленности с одной стороны и энергоресурсов - с другой. В этих условиях обеспечение требуемого уровня надежности и живучести за счет повышения резервирования генераторных мощностей и электрических сетей является весьма дорогостоящим. Поэтому, прежде всего, обращается внимание на максимальное использование таких мероприятий, как оптимизация режимного управления и максимальное повышение эффективности автоматического противоаварийного управления.

В нашей стране снабжение потребителей электроэнергией осуществляется преимущественно от электрических сетей, объединяющих несколько электростанций.

Необходимость такого объединения вызвана тем, что электрические станции, находящиеся даже на территории одного региона, работают с неодинаковой нагрузкой, т. е. одни электростанции могут быть перегружены, а в то же время другие могут работать в основном с недогрузкой. Разница в степени загрузки электростанций становится более ощутимой при значительном отдалении районов потребления электроэнергии друг от друга в направлении с востока на запад, что объясняется разновременностью утренних и вечерних максимумов нагрузки.

Чтобы обеспечить надежность электроснабжения потребителей и возможно полнее использовать мощности электростанций, работающих в разных режимах, их объединяют в электроэнергетические системы.

Представление о системе производства, передачи и распределения электрической энергии дает схема электроснабжения потребителей. Электрическая энергия, вырабатываемая на электрической станции генераторами, передается при напряжении более высоком, чем генераторное по линии электропередачи высокого напряжения на подстанцию промышленного предприятия. Для изменения напряжения в энергетической системе применяются трансформаторы.

Отдельные электростанции не могут обеспечить бесперебойную подачу электроэнергии потребителям, поэтому по мере развития энергетики их объединяют в системы, в которых они работают параллельно на общую нагрузку.

Объединение электростанций в энергосистемы имеет большое значение для обеспечения согласованной работы станций различных типов, особенно тепловых и гидростанций.

Мощность гидроагрегатов ГЭС в период паводка и в зимнее время различна, поэтому весной основную нагрузку в энергосистеме несут гидростанции, на тепловых же станциях в это время часть агрегатов основного назначения останавливают, что обеспечивает экономию топлива и проведение плановых ремонтных работ. В зимнее время роли тепловых и гидростанций меняются.

Таким образом, появляется возможность создания экономически выгодных режимов работы разных типов электростанций.

Создание энергосистем повышает надежность электроснабжения и улучшает качество электроэнергии, обеспечивает постоянство напряжения и частоты вырабатываемого тока, поскольку колебания потребления воспринимаются одновременно многими электрическими станциями.

1.2 Общие задачи противоаварийного управления

На пути достижения основных целей противоаварийным управлением должны решаться следующие задачи:

1.предотвращение нарушения устойчивости параллельной работы энергосистемы;

2.прекращение асинхронного хода, если предотвратить нарушение устойчивости не удалось;

3.предотвращение выхода за допустимые границы частоты, напряжения и тока Р4

2. Режимы работы энергосистем

Режим ЭЭС - это физическое состояние системы в любой момент времени. Режим характеризуется параметрами режима (рис. В.1).

Рис. В.1. Модель элемента ЭЭС

Всего параметров режима семь:

- напряжения во всех узлах системы;

- токи во всех элементах системы;

- полные мощности во всех элементах системы;

- активные мощности во всех элементах системы;

- реактивные мощности во всех элементах системы;

f - частота (это общесистемный параметр).

д - углы между векторами напряжений в разных узлах ЭЭС или между векторами электродвижущих сил (ЭДС) разных генераторов (т.е. между осями роторов этих генераторов);.

Режимы подразделяются на установившиеся и переходные.

Установившиеся режимы (УР) - это нормальные (доаварийные) и послеаварийные режимы (ПАР).

УР - это как бы мгновенный срез состояния системы. В нём параметры режима неизменны. Реальный процесс в ЭЭС, когда при изменении мощностей потребителей изменяются режимы во времени, - это есть последовательность множества УР.

Нормальные изменения режима во времени рассматриваются как последовательность УР.

В переходных режимах параметры изменяются существенно и быстро. Переходные режимы возникают в результате изменения условий работы, вызванных какими-либо причинами. Эти причины называются возмущающими воздействиями (ВВ). Ими могут быть:

1. короткие замыкания,

2.плановые или непредвиденные отключения элементов системы из-за их повреждения или ошибочных действий защиты, автоматики и персонала.

Возмущающие воздействия приводят к появлению начальных отклонений параметров режима - возмущений режима (В).

В переходных режимах система переходит из одного установившегося состояния в другое.

Переходный режим состоит из ряда переходных процессов: 1. Волновой 2.электромагнитный 3.механических и электромеханических, 4.тепловых.

Указанные переходные процессы различаются, прежде всего, по скоростям протекания (рис. В.2).

Переходные режимы, как и установившиеся, могут быть нормальными и аварийными.

Аварийным называется режим, при котором отдельные параметры режима достигают опасных значений с точки зрения дальнейшего развития аварии и повреждения оборудования.

Рис. В.2. Переходные процессы в ЭЭС

3. Устойчивость энергосистем

Одним из главных условий надёжной работы ЭЭС является её устойчивость, т.е. способность ЭЭС восстанавливать исходный или близкий к исходному установившийся режим после его нарушения и после соответствующего переходного режима. Иными словами, устойчивость - это способность ЭЭС сохранять синхронную работу.

Различают два вида неустойчивости:

1. «Самораскачивание», которое проявляется в нарастающих колебаниях параметров режима, так называемая колебательная неустойчивость.

2. «Сползание» - апериодический уход от положения равновесия, так называемая апериодическая неустойчивость.

Причины раскачивания (колебательной неустойчивости): Э4

· Неправильная настройка АРВ СГ, когда регулирование возбуждения вместо демпфирования раскачивает режим.

· Неудачный выбор параметров системы регулирования мощности турбин.

· Работа генераторов на сеть с большой емкостью: линии с высокой степенью УПК, протяженные линии в режимах холостого хода или малых нагрузок.

Основной причиной апериодической неустойчивости является перегрузка электропередач.

Различают следующие три вида устойчивости:

· Статическая устойчивость (СУ) - это способность ЭЭС сохранять синхронную работу после малого возмущения режима.

· Динамическая устойчивость (ДУ) - это способность ЭЭС сохранять синхронную работу после большого возмущения режима. В тех случаях, как правило, когда возникает небаланс активных мощностей на валу хотя бы одного из генераторов.

· Результирующая устойчивость (РУ) - это способность ЭЭС восстанавливать синхронную работу после кратковременного её нарушения (после кратковременного, допустимого по условиям эксплуатации асинхронного режима).

Исследование статической устойчивости имеет обычно целью определение параметров предельного по устойчивости режима. Зная эти параметры и параметры исходного (планируемого) режима, легко можно определить запас статической устойчивости.

Характер нарушения апериодической СУ и ее обеспечения определяется с помощью характеристик генератора и турбины (рис. В.3).

д -Угол нагрузки

Рис. В.3 Характеристики мощности генератора и турбины

Как отмечалось, устойчивы только те режимы, рабочие точки которых находятся на восходящей ветви характеристики генератора (точка «а»).

Наоборот, в точке «в» работа невозможна, режим неустойчив. Например, при малом увеличении угла д на валу ротора появляется ускоряющий небаланс. Под его действием ротор еще больше ускоряется, угол продолжает увеличиваться и т.д., процесс необратим. При уменьшении угла также возвращение в исходную точку не происходит, а угол продолжает уменьшаться.

Таким образом, падающая ветвь характеристики генератора является зоной апериодической неустойчивости.

Действительно, при этом малое увеличение угла Дд (точка а1) приведет к увеличению тормозящей электрической мощности. На валу генератора появляется тормозящий небаланс мощности. Под его действием скорость вращения уменьшится и угол уменьшится (т.е. исходный режим восстановится). Аналогично происходит при уменьшении угла.

В установившемся режиме работы генератора механический момент M₁ на валу первичного двигателя (паровая или гидротурбина) равен электромагнитному моменту M, развиваемому генератором (рис. 17.3). Момент М₁ не зависит от угла поворота ротора и поэтому изображен горизонтальной прямой, которая пересекается с характеристикой M = f(и) в точках 1 и 2. 

В этих точках М₁ = М. Это необходимое условие для установившегося движения, но не всегда для устойчивого. Устойчивая работа будет только в точке 1 потому, что если ротор по какой-то причине повернется на угол больший чем и₁ и станет и₁ + Ди (точка 1'), то электромагнитный момент возрастает до значения M+ДM, что будет больше чем момент у первичного двигателя (M+ДM)> M₁, это заставит ротор затормозиться и вернуться в положение 1 с углом и₁. Если при работе в точке 1 угол и в результате случайного возмущения уменьшится, то при прекращении действия этого возмущения генератор также вернется в режим работы в точку 1.

В точке 2 работа будет неустойчивой. Если при работе в точке 2 угол и увеличится на Ди (точка 2”), то момент генератора уменьшится и станет меньше момента первичного двигателя (M-ДM) < M₁, ротор будет ускоряться, угол и еще больше возрастет и т. д. В результате генератор выйдет из синхронизма, перейдет в двигательный режим и т. д. Если же при работе в точке 2 угол и уменьшится, то вследствие нарушения баланса моментов будет уменьшаться и далее, пока этот баланс M = M₁ не восстановится в точке 1.

Таким образом, работа неявнополюсного генератора устойчива в области 0 < и < 90° и неустойчива в области 90 < и < 180°. Поэтому угол 

и = 90° является критическим углом, и_кр = ±90°.

Расчеты устойчивости ЭЭС имеют следующие основные цели:

1.Определение уровня устойчивости ЭЭС и сопоставление его с желаемым. При этом выявляется та область исходных режимов и те повреждения, при которых требуется противоаварийное управление.

2.Обеспечить и повысить устойчивость ЭЭС можно путём воздействия на переходные режимы за счёт так называемых управляющих воздействий (УВ), исходящих от устройств автоматики: 1.релейной защиты, автоматического повторного включения (АПВ), АВР, 2.противоаварийной автоматики (ПАА) или 3.персонала.

Системы релейной защиты и АПВ обеспечивают простейшие УВ: отключение повреждённых элементов системы, различные виды повторных включений. Однако в современных сложных ЭЭС лишь эти простейшие УВ часто не обеспечивают устойчивость, поэтому приходится использовать более сложные УВ, обеспечиваемые системой ПАА, такие, как отключение генераторов, отключение нагрузки и другие, которые будут рассмотрены далее.

Характер протекания переходных режимов непосредственно влияет на условия работы ЭЭС, определяя надёжность её работы, устойчивость и живучесть. При отсутствии надлежащего управления или неправильном управлении переходными режимами в ЭЭС развивается системная авария, являющаяся самой тяжёлой, поскольку приводит к нарушению электроснабжения большого числа потребителей, погашению электростанций.

4. Общая характеристика методов и средств противоаварийного управления в электроэнергетических системах

При решении проблемы управления решаются два вида задач:

а) задачи анализа, когда определяется характер протекания процессов, т.е. зависимости параметров режима от времени, y = f(t), и далее по виду этих зависимостей находится необходимое управление;

б) задачи более высокого уровня - задачи синтеза, когда непосредственно находятся такие способы и средства воздействия, которые придают переходному режиму желательный характер.

В общем случае конечной целью ПАУ является сведение до минимума ущерба, связанного с аварией за счёт обеспечения требуемого уровня надёжности электроснабжения и живучести ЭЭС.

Надёжность - свойство ЭЭС сохранять работоспособность и обеспечивать энергоснабжение.

Живучесть - способность ЭЭС противостоять цепочечному развитию аварий.

Практические цели ПАУ - предотвращение возникновения аварий в ЭЭС; прекращение аварий и их каскадного развития. Для достижения этих целей созданы и постоянно совершенствуются системы противоаварийного управления:

а) система противоаварийного оперативного управления (ПАОУ);

б) система противоаварийного автоматического управления (ПААУ).

Поскольку основная причина развития системных аварий - это нарушение устойчивости параллельной работы ЭЭС, главным в ПАОУ и ПААУ является обеспечение устойчивости.

Основными элементами ПААУ являются релейная защита совместно с АПВ и АВР и противоаварийная автоматика (ПАА).

ПАА представляет собой совокупность сложных автоматических устройств, охватывающих ЭЭС, и предназначена для предотвращения, локализации и ликвидации системных аварий, то есть для сохранения устойчивости и прекращения каскадного развития аварий.

Создание и эксплуатация систем ПААУ требует решения широкого круга вопросов, которые подразделяются на следующие группы:

- расчёты и анализ электромеханических переходных процессов и установившихся режимов;

- разработка принципов управления;

- определение возможностей, методов и средств управления;

- выбор видов ПАА;

- организация систем управления;

- определение наиболее эффективных управляющих воздействий (их вида, мест приложения и оптимальной дозировки), а также уставок срабатывания или законов управления;

- разработка схем и конструкций автоматики.

4.1 Задачи управления

В ЭЭС функционируют две взаимосвязанные системы управления:1. система управления нормальными режимами 2.система ПАУ.

Основные задачи системы управления нормальными режимами - обеспечение требуемого качества электроэнергии на шинах потребителей и обеспечение экономичности работы ЭЭС.

Основные задачи ПАУ: 1) предотвращение возникновения аварий; 2) локализация аварий, предотвращение их каскадного развития; 3) возможно более быстрая ликвидация аварий при наименьших отключениях потребителей; 4) обеспечение скорейшего перехода к нормальному режиму с восстановлением электроснабжения потребителей.

Эти задачи должны решаться по возможности наиболее простыми и дешёвыми средствами при получении наилучшего (из возможных) установившегося ПАР. Указанные задачи решаются всем комплексом устройств ПААУ: релейной защитой (РЗ), АПВ, АВР и системой ПАА.

Задачи РЗ и АПВ известны.

Конкретные задачи, которые возлагаются на ПАА, следующие:

- обеспечение статической устойчивости в нормальном и послеаварийном режимах;

- обеспечение динамической устойчивости;

- предотвращение асинхронного хода путём превентивного деления энергосистем при неизбежном нарушении устойчивости;

- прекращение асинхронного хода;

- ограничение опасного для паровых турбин и механизмов потребителей повышения частоты;

- ограничение длительного опасного повышения напряжения;

- ограничение опасного снижения напряжения;

- ограничение опасного снижения частоты.

Эти задачи решаются системой ПАА за счёт соответствующего управления переходными режимами ЭЭС. Успешное функционирование систем ПАА при выполнении требований быстродействия, чувствительности, селективности, надёжности позволяет обеспечивать живучесть отдельных ЭЭС и всей ЕЭС страны.

Важнейшая роль при этом принадлежит диспетчерскому и оперативному персоналу, который должен осуществлять контроль работы автоматики и при необходимости должен вмешиваться в управление происходящими процессами.

4.2 Режимные принципы противоаварийного управления

Характер протекания переходных режимов ЭЭС можно определить с помощью анализа решения дифференциальных уравнений, описывающих переходные процессы. Самой приближенной моделью при этом является уравнение относительного движения ротора генератора. Для генераторов ЭС-1 системы (рис. 1.1) это уравнение в упрощённом виде может быть представлено в виде двух дифференциальных уравнений:

,

, (1.1)

где д1 - собственный (абсолютный) угол ротора генератора ЭС-1;

s1 - скольжение генератора;

РТ1 - мощность турбины (вращающая мощность или вырабатываемая мощность);

Р1 - электромагнитная мощность генератора (тормозящая мощность или отдаваемая мощность);

ТJ1 - постоянная инерции генератора (агрегата).

Электромагнитная мощность генератора определяется равенством

Р1 = Р11+Р12+Р1АС = Е12Y11sinб11 + E1E2Y12sin(д12-б12)+P1АС (1.2)

В простейшем случае sin д,

где Р11 - собственная мощность генератора, зависящая от мощности нагрузки на шинах;

Р12 - взаимная мощность генератора;

Р1АС - асинхронная мощность генератора, появляющаяся при ненормальных режимах, когда скольжение отлично от нуля;

Е1, Е2 - ЭДС генераторов;

д12 = д1 - д2 - взаимный угол генераторов ЭС-1 и ЭС-2;

Y11, Y12, б11, б12 - модули и дополнительные углы собственных и взаимных проводимостей сети. Этими проводимостями описывается сеть.

Зависимость (1.2) называется характеристикой мощности генератора.

Приближенный вид этой характеристики представлен на рис. 1.2.

Предел передаваемой по передаче мощности составляет (по условиям статической устойчивости)

Рпр = Р11 + Р12пр = Е12Y11sinб11+E1E2Y12. (1.3)

Нормальный (установившийся) синхронный режим ЭЭС характеризуется тем, что скорости вращения всех генераторов одинаковы и равны номинальной (скольжение s=0) и углы роторов не изменяются во времени (д = const).

Из выражений (1.1) следует, что для существования установившегося режима требуется обеспечение на валу каждого агрегата равенства (баланса) вырабатываемой и отдаваемой активных мощностей.

Рис. 1.1 Схема ЭЭС с указанием средств воздействия на режимы

Рис. 1.2 Характеристика мощности генератора

Действительно, при Рт1 = Р1 скорость изменения скольжения равна нулю = 0, то есть скольжение не изменяется и остаётся равным нормальному s1 = 0 (частота не изменяется). Следовательно, и скорость изменения угла равна нулю, = 0, а значит, угол генератора остаётся неизменным.

Как следует из рис. 1.2, имеются две точки, в которых обеспечивается указанный баланс Рт = Р, точки «а» и «в». Однако лишь одна из них является точкой устойчивого равновесия. Это точка «а», которая находится на восходящей ветви характеристики мощности. Во всех точках этой ветви характеристики мощности обеспечивается статическая устойчивость, т.е. возможна нормальная работа ЭЭС.

Таким образом, условием существования нормального режима является обеспечение балансов активных мощностей на валу каждого генератора, соответствующих точкам восходящих ветвей характеристик мощности. Для всех этих точек выполняется условие , которое является практическим критерием СУ.

Запас СУ определяется коэффициентом запаса СУ:

, (1.4)

где Ро - мощность генератора (или передаваемая по связи) в рассматриваемом режиме;

РД - значение нерегулярных колебаний мощности (в частном случае РД= 0).

Для сравнения коэффициент запаса динамической устойчивости может определяться по одному из трех выражений:

а) ;

б);

где tоткл макс - максимально допустимое время отключения короткого замыкания (КЗ), не вызывающее нарушения устойчивости;

в)

Выражение (1.1) показывает, что При нарушении баланса между Рт1 и Р1, то есть при появлении небаланса на валу агрегата в результате какого-либо возмущения, начинается ускорение или торможение одного генератора по отношению к другим. При этом угол силы изменяется. Это значит, что возник переходный режим, который может привести к нарушению устойчивости.

Причём если Рт1 > Р1, то это значит, что возникает избыток активной мощности. Под действием избытка мощности скорость ротора генератора возрастает, угол д увеличивается. Если Рт1<Р1, то это значит, что возникает дефицит активной мощности. Под действием дефицита мощности скорость ротора снижается, угол д уменьшается. Опасность ускорения или торможения ротора хотя бы одного из генераторов заключается в том, что может нарушиться ДУ.

Причиной возможного нарушения ДУ является появление на валу хотя бы одного из генераторов небаланса активных мощностей Рт ? Р.

Главной причиной появления указанных небалансов являются различные КЗ в ЭЭС и обрывы сваязей. Следует помнить также о том, что причинами нарушения ДУ могут быть асинхронные режимы (АР) по другим сечениям.

Необходимо обратить внимание, что указанные балансы и небалансы активной мощности на валах отдельных генераторов надо обязательно отличать от общесистемных балансов или небалансов этой мощности. Если первые, как показано, связаны с проблемой ДУ, то вторые определяют частоту. В свою очередь, общесистемные (или для частей ЭЭС) небалансы реактивной мощности являются причинами изменений напряжения.

Запас СУ уменьшается при увеличении передаваемой мощности Рт (Ро) или при уменьшении предельной мощности Рпр.

Причинами возможного нарушения СУ являются перегрузка связей или уменьшение пропускной способности этих связей, а также предельная загрузка генераторов. При этом уменьшается коэффициент запаса СУ, а при превышении передаваемой мощности Р значения Рпр режим существовать не может, т.е. СУ не обеспечивается.

Основными причинами перегрузок связей являются: 1.увеличение мощности потребителей в приёмной части ЭЭС, 2.потеря части генерации в приёмной части, 3.отключение параллельных линий, при которых происходит наброс мощности на оставшиеся линии. 4. Появление паразитного перетока мощности за счёт разности частот ЭЭС.

Главной причиной уменьшения величины Рпр сечения в целом является отключение части параллельных линий или отдельных участков параллельных линий.

Система ПАУ призвана устранять последствия перечисленных нарушений за счёт:

1. Ликвидация избытка активной мощности.

2. Ликвидация дефицита активной мощности.

3. Гашение избыточной кинетической энергии генераторов, накопленной при ускорении.

4. Разгрузка перегружаемых связей или увеличение их пропускной способности (т.е. увеличение Рпр).

5. Ликвидация избытка или дефицита реактивной мощности, приводящих к опасному повышению или понижению напряжения.

Система ПАА строится в соответствии с двумя главными требованиями:

1. ПАА должна быть "балансирующего действия".

2. ПАА должна быть "координированного действия".

Основные режимные принципы ПАА балансирующего действия состоят в следующем:

1. Каждая ЭЭС (или её часть) охватывается системой автоматики, которая контролирует внутренние и внешние перетоки, схему сети и сбалансировано воздействует на отключение генераторов (и / или разгрузку турбин), отключение перегрузки (и, или загрузку генераторов) внутри данной ЭЭС при возникновении в ней опасного небаланса мощности (избытка или дефицита) или существенного ослабления схемы, которая действует на восстановление баланса мощности при возникновении небаланса, т.е. ликвидирует небаланс.

2. Межсистемные связи имеют разгрузочную автоматику, которая при перегрузке или ослаблении схемы этих связей в опасном по условиям устойчивости режиме производит понижение мощности генераторов в передающей части ЭЭС и отключение нагрузки в приёмной части ЭЭС.

В случае недостаточности перечисленных мероприятий ПАА должна осуществлять автоматическое деление ЭЭС на отдельные части.

Принцип "координированного действия" предусматривает использование информации о режимах во всех районах ЭЭС и ЕЭС. Это позволяет увеличить эффективность управления и, в частности, уменьшить в ряде случаев количество управляющих воздействий (например, уменьшить количество отключаемых потребителей).

4.3 Способы и средства противоаварийного управления

Для управления ДУ необходимо устранить небаланс активных мощностей на валу каждого генератора Рт? Р.

Для управления СУ необходимо увеличить коэффициент запаса, устраняя перегрузку связей или повышая их пропускную способность.

Для достижения указанных целей требуется воздействовать на Рт, Рг, Рпр.

Изменение мощности Рт можно обеспечить следующими способами:

а) с помощью аварийного регулирования;

б) отключением части генераторов на электростанциях избыточной части ЭЭС;

в) подключением резервных генераторов и переводом агрегатов из режима синхронных компенсаторов в режим выдачи активной мощности на электростанциях дефицитной части;

г) путём деления шин электростанций, работающих на несколько направлений.

При этих мероприятиях также изменяется запас статической устойчивости (1.4).

На величину электромагнитной мощности генератора Рг можно воздействовать посредством:

а) регулированием напряжения возбуждения генераторов, изменяющих величины ЭДС Е1,;

б) изменения собственного электромагнитного момента генератора Р11 с помощью электрического торможения и изменения нагрузки Рс на шинах генераторов (поз. 3, рис. 1.1);

в) управление элементами сети (изменением количества цепей линий, включением и отключением шунтирующих реакторов, изменением сопротивления УПК), влияющих прежде всего на величину Y12 и тем самым на величину взаимной мощности генератора Р12;

г) отключения части нагрузки потребителей, корректирующего мощность за счёт изменения величин Y11,;

д) фазового управления, заключающегося в изменении фазовых соотношений режимных параметров (изменения углов).

Часть этих мероприятий влияет на величину Рпр и тем самым на коэффициент запаса статической устойчивости.

5. Система противоаварийного управления электроэнергетическими системами

управление противоаварийный система электроэнергетический

5.1 Общая характеристика аварийных процессов в электроэнергетических системах

Переходный режим в ЭЭС начинается с нарушения нормального режима при единичном отказе и может приводить к эскалации нарушений - утяжелению аварии и распространению её на все большую территорию, что определяется как каскадно развивающееся нарушение или каскадно (цепочечно) развивающаяся авария.

Развитие аварийной ситуации в ЭЭС - процесс чрезвычайно сложный, зависящий от многих конкретных условий.

В простейшем представлении возможны следующие характерные пути развития аварии:

а) КЗ, отключение КЗ и повреждённого элемента, нарушение ДУ, деление ЭЭС на несинхронно работающие части, возникновение избытка активной мощности в передающей части ЭЭС и возникновение дефицита активной мощности в приёмной части ЭЭС, повышение частоты в избыточной части и снижение частоты в дефицитной части ЭЭС;

б) КЗ, отключение КЗ и повреждённого элемента, ДУ не нарушается, переход к ПАР, перегрузка линии в результате отключения параллельной линии, нарушение СУ, деление ЭЭС на несинхронно работающие части, возникновение избытка активной мощности в передающей части ЭЭС и возникновение дефицита активной мощности в приёмной части ЭЭС, повышение частоты в избыточной части и снижение частоты в дефицитной части ЭЭС.

Перечислим дополнительно ряд причин нарушений режимов и их последствий: 1.потеря генерирующей мощности, что приводит к снижению частоты; 2.аварийное отключение узлов нагрузки, что приводит к повышению частоты; 3. отключение линий, в том числе и в результате действия РЗ, что приводит к перегрузке параллельных связей и возможному нарушению СУ. 4. нарушение СУ может произойти и без предварительной перегрузки связей, например в результате самораскачивания.

Отделение района и переход его на несинхронную работу может произойти и без предварительного АР в результате отключения всех линий, связывающих его с ЭЭС.

Необходимо помнить о событиях, приводящих к дефициту или избытку реактивной мощности, которые могут быть причинами опасных повышения или снижения напряжения.

Предотвращение, локализация и ликвидация аварий в ЭЭС осуществляется с помощью систем ПАОУ и ПААУ.

5.2 Основы противоаварийного оперативного управления

ПАОУ реализуется согласованными действиями диспетчерского персонала разных ступеней территориальной иерархии управления и оперативным персоналом ПС: 1.диспетчера предприятий электросетей (ПЭС) и начальники смен электростанции, 2.диспетчера региональной энергосистемы (РДУ), 3.диспетчера объединенного диспетчерского управления (ОДУ), 4.диспетчера центрального диспетчерского управления (ЦДУ).

Следует отметить, что вследствие быстрого протекания аварийных процессов диспетчерский и оперативный персонал подключается к управлению аварийными режимами лишь в редких случаях, но в ликвидации аварий принимает участие всегда.

При необходимости привлекается весь дежурный персонал объектов энергосистем.

Условия реализации оперативного управления.

Цели оперативного управления (ОУ), характер оперативных решений, необходимая быстрота их реализаций зависит от режима, в котором находится ЭЭС: 1.нормальный,

2.утяжелённого,

3. аварийного.

Наибольшую часть времени ЭЭС находится в нормальном режиме (Н), в котором все значения параметров режима находятся в пределах, допустимых для длительной работы по критериям качества электроэнергии, исправности отдельных элементов ЭЭС (термической стойкости ЛЭП, трансформаторов и др.), надёжности, устойчивости.

Основной задачей ОУ в нормальном режиме является обеспечение энергоснабжения потребителей при минимальных затратах (т.е. оптимизация режима) на производство электроэнергии при соблюдении требуемого ее качества, уровня надёжности.

При этом оперативный персонал должен принимать меры, чтобы уменьшить вероятность развития аварийных процессов.

Несмотря на это, ЭЭС может перейти из Н в утяжелённый режим, в котором хотя бы один из параметров достигают значений, допустимых лишь в течение ограниченного времени.

Основная задача ОУ в утяжелённом режиме - не допустить его дальнейшего утяжеления (что может привести к переходу в аварийный режим), устранить причину, вызвавшую утяжелённый режим, восстановить Н.

Рис. 2.4 Связи между режимами ЭЭС: Н - нормальный; НО - нормальный оптимальный; У - утяжелённый; А - аварийный; ПАР - послеаварийный.

Режим называется аварийным, если один или несколько его параметров достигают значений, недопустимых даже кратковременно.

Основная задача оперативного управления ЭЭС в аварийном режиме - выявить причину и локализовать район аварии, предотвратить ее развитие и распространение, ускорить восстановление Н.

Вследствие быстроты протекания аварийных процессов оперативно-диспетчерский персонал подключается непосредственно к ПАУ лишь в редких случаях. Однако ясно, что от действий оперативно-диспетчерского персонала, в том числе и до аварии, очень многое зависит.

После устранения причин аварийного режима ЭЭС переходит к ПАР. Он может быть нормальным или утяжелённым.

Различают также ремонтный режим при выводе из работы одного или нескольких элементов сети или устройств ПААУ.

В зависимости от места возникновения аварии, тяжести, возможных последствий основная роль в ПАУ принадлежит диспетчерскому персоналу соответствующей ступени иерархии диспетчерского управления.

Чем крупнее авария, тем больше ступеней диспетчерского управления участвуют в ПАУ. При этом обязательными являются согласованные действия диспетчерского персонала разных ступеней диспетчерского управления при чётком распределении функций и строгом соблюдении диспетчерской дисциплины.

Далее рассматриваются некоторые характерные аварийные ситуации и действия оперативного-диспетчерского персонала.

Следует отметить, что оперативно-диспетчерский персонал действует строго по инструкциям - местным или общим.

Все перечисленные ниже действия необходимо рассматривать под тем углом зрения, что «вышестоящие диспетчеры дают команды, а нижестоящие выполняют».

Понижение частоты

Диспетчер соответствующего уровня выявляет факт понижения частоты и даёт диспетчерам нижестоящих уровней указания о восстановлении частоты. Прежде всего, даются команды начальникам смен ЭС (дежурным инженерам ЭС) об использовании вращающегося резерва с учётом допустимой загрузки межсистемных связей между ОЭС и энергосистемами.

Оперативный персонал ЭС принимает меры к повышению мощности ЭС путём использования вращающегося резерва, контролируя загрузку линий.

При дальнейшем снижении частоты диспетчеры высших ступеней управления дают распоряжения начальникам смен ЭС о полном использовании вращающегося резерва и пуске резервных гидрогенераторов (ГГ), а при недостаточности этих мер - об увеличении мощности агрегатов до значений, соответствующих допустимым перегрузкам (с учётом загрузки контролируемых связей).

Оперативный персонал ЭС повышает мощность путём полного использования вращающегося резерва, осуществляет пуск резервных ГГ, переводя работающие в режиме синхронных компенсаторов (СК) в генераторный режим, увеличивая электрическую мощность теплофикационных агрегатов за счёт допустимого изменения параметров режима теплосети, используя разрешённые аварийные перегрузки оборудования.

Следует иметь в виду, если достигаются уставки, работает АЧР.

Устройства АЧР разделяют на категории:

1. АЧР I (быстродействующая АЧР)

Задача АЧР-I: быстрое отключение части потребителей с целью остановить лавинообразный процесс падения частоты в системе. Диапазон уставок АЧР-I лежит от 48,5 Гц до 46,5 Гц с шагом в 0,1 Гц. Мощность отключаемых потребителей равномерно распределяют по ступеням. Выдержка по времени у АЧР I лежит в пределах от 0,3 до 0,5 секунды.

2.АЧР II

Задача АЧР II - поднять частоту в системе после остановки «лавины частоты» выполненной АЧР I до значений выше 49 Гц. Она начинает срабатывать после того, как частота установится на уровне 47,5-48,5 Гц. Выдержка времени между ступенями АЧР II больше, чем у АЧР I и выбирается в диапазонах от 5-10 до 70-90 секунд. Такая большая выдержка времени обусловлена тем, что система может длительно работать при частоте выше 49,2 Гц, поэтому быстро доводить значение частоты до номинального путем отключения потребителей, которые могут получать электроэнергию без особого вреда для системы, не имеет смысла.

Если, несмотря на работу АЧР частота остаётся сниженной на 1 Гц в течение 5 минут, диспетчеры дают распоряжения об отключении потребителей. Это реализуется оперативным персоналом ЭС и электрических сетей (ПЭС).

При значительных потерях генерирующей мощности, несмотря на работу АЧР, отключении потребителей, частота остаётся сниженной на 1,5 Гц и более, все запрещения самостоятельных действий оперативного персонала ЭС снимаются, а диспетчеры энергосистем по истечении 5 мин самостоятельно производят отключение нагрузки.

При глубоком снижении частоты (около 45 Гц) на теплостанциях (ТЭС) выделяются собственные нужды на несинхронное питание (при отсутствии или отказе соответствующей автоматики). В некоторых случаях оперативный персонал самостоятельно отделяет ЭС с местной нагрузкой.

Устранение опасной перегрузки линий электропередач

Диспетчер ЦДУ при перегрузке межсистемных линий электропередач (МЭП) между ОЭС устраняет перегрузку путём увеличения генерируемой мощности в приёмной части и снижения мощности в передающей части единой энергосистемы (ЕЭС).

При необходимости (отсутствии резерва мощности в приёмной части) даётся распоряжение диспетчерам ОДУ приёмной части об отключении части потребителей.

Диспетчеры ОДУ и энергосистем РДУ проводят аналогичные меры для разгрузки связей в ОЭС и энергосистемах. При этом используются также возможности изменения схем электрических сетей.

Понижение напряжения в контролируемых точках до установленных аварийных пределов

Диспетчеры принимают все меры для устранения причин понижения напряжения:

-дают указания об использовании средств регулирования U (возбуждение генер, коэфф. тр.), разрешая повышение U на шинах ЭС и ПС до максимально допустимых уровней;

- использование резервов Q (включают резервные источники Q, отключают шунтирующие реакторы (ШР)).

- если, несмотря на принятые меры U остаётся сниженным, диспетчеры дают команды на отключение нагрузки в частях ЭЭС с наиболее низкими значениями U.

При этом разрешается идти на аварийную перегрузку генераторов и СК для подъёма U.

Неотключившиеся короткие замыкания

Диспетчерский персонал на основании показаний приборов, анализа действия РЗ и опроса оперативного персонала определяет место КЗ. Если выключатель повреждённого элемента не отключается, персонал по команде диспетчера осуществляет отключение участка с КЗ с помощью смежных выключателей питающих присоединений.

Асинхронный режим в энергосистеме

Диспетчеры определяют примерное положение центра качаний и принимают меры к выравниванию значений частот в несинхронно работающих ЭЭС. При отсутствии резерва мощности в дефицитной части и снижении частоты ниже 48,5 Гц дают команду на немедленное отключение части потребителей. Если восстановить синхронизм не удаётся, разделяют несинхронно работающие части ЭЭС.

Повышение частоты

Диспетчеры выявляют причины повышения частоты, принимают меры к снижению частоты путём разгрузки в первую очередь гидроэлектростанций (ГЭС), затем ТЭС, не допуская перегрузки межсистемных и внутрисистемных связей.

Оперативный персонал ЭС самостоятельно - на ГЭС и специально выделенных для этой цели ТЭС - уменьшает генерируемую мощность для снижения частоты до 50,5 Гц.

Если значение частоты превышает 51,5 Гц, персонал отключает часть агрегатов.

5.3 Автоматизированная система диспетчерского управления электроэнергетическими системами (АСДУ)

Управление такими сложными объектами, как энергетические системы, возможно только с помощью современной управляющей техники. Для этого созданы и развиваются автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ), которые реализуют все стадии управления: сбор информации, её обработку, помощь в принятии управляющих решений, передачу управляющих команд, ведение режима.

АСДУ ЕЭС представляет собой сложную систему, объединяющую все ступени оперативно-диспетчерского управления и обеспечивающую решение задач разных временных уровней (рис. 2.5).

Рис. 2.5 Укрупнённая структура состава АСДУ: КТС - комплекс технических средств; ИВС - информационно-вычислительная система; ОИУК - оперативный информационно- управляющий комплекс (работает в реальном времени); ВК - вычислительный комплекс (работает вне темпа процесса); ИУП - информационно-управляющая подсистема; ИВП - информационно-вычислительная подсистема.

В состав АСДУ ЕЭС входят АСДУ ОЭС, районные энергосистемы, ЭС с мощными энергоблоками, ПЭС, крупные ПС.

АСДУ включает в себя обеспечивающую часть, состоящую из комплекса технических средств (КТС) - средств сбора информации, вычислительного комплекса, средств отображения информации, программного обеспечения - и функциональную часть, включающую в себя комплекс экономико-математических методов решения задач оперативного и автоматического управления, планирования режимов.

В состав КТС АСДУ входят:

- средства диспетчерского и технологического управления (СДТУ):

датчики информации, устройства телемеханики, устройства передачи информации, каналы связи;

- средства обработки и отображения информации:

ЭВМ оперативных информационно-управляющих комплексов (ОИУК) и вычислительных комплексов (ВК), устройства печати, дисплеи, видео стены, цифровые и аналоговые приборы;

- устройства стандартного и прикладного математического и информационного обеспечения;

- вспомогательные системы (электропитания, кондиционирования воздуха и др.).

Основу КТС АСДУ представляют ЭВМ. Многообразие функций АСДУ заставило использовать много машин для информационно-вычислительных систем. АСДУ ИВС разделены на два комплекса: ОИУК и ВК.

Оперативный информационный управляющий комплекс (ОИУК) решает задачи краткосрочного планирования, оперативного и автоматического управления режимами энергосистем.

ОИУК работает в режиме реального времени. Он обеспечивает автоматический ввод и обработку телемеханической и алфавитно-цифровой информации, управление средствами отображения информации (т.е. дисплеями, табло, приборами и видеостеной диспетчерского щита), проведение оперативных расчётов для управления режимами, автоматическое регулирование частоты, перетоков мощности, напряжения и др.

На рис. 2.6 представлена структура технических средств ОИУК.

ОИУК состоит из 2 подсистем: информационно-управляющей (ИУП) и информационно-вычислительной (ИВП).

Рис. 2.6 Структура технических средств ОИУК: АУ - аппаратура уплотнения каналов связи; АТС - автоматическая телефонная станция; ДТС - диспетчерская телефонная станция; ТТС - технологическая телефонная станция; СППИ - средства приёма и передачи информации; СОИ - средства отображения информации

ИУП реализуется на базе 3 ЭВМ, к которым подключены устройства телемеханики, дисплеи, диспетчерский щит и другие средства отображения информации. ИУП обеспечивает автоматический сбор и обработку телеинформации, управление средствами отображения информации, выполнение оперативных расчётов, автоматическое управление.

ИВП реализуется на базе 3 универсальных ЭВМ большой производительности, позволяющих создавать большие архивы данных. ИВП обеспечивает выполнение расчётов по оперативному и краткосрочному управлению по информации из первой подсистемы, решение задач оперативного учёта и анализа использования энергоресурсов, состояния оборудования, технико-экономических показателей и др.

Между подсистемами осуществляется обмен необходимыми массивами информации.

Средства приёма и передачи информации (СППИ-I) для ИУП и (СППИ-II) для ИВП имеют основные функции: обмен информацией с соответствующими подсистемами «своего» ОИУК, а также ОИУК смежного и других уровней управления.

Средства отображения информации СОИ-I и СОИ-II предназначены для отображения режима и диалога диспетчера с ЭВМ.

ОИУК является многомашинной системой Обычно в состав ОИУК входят две универсальные и две мини-ЭВМ, что определяется высокими требованиями к надёжности комплекса.

Особенно жёсткие требования по надёжности предъявляются к ИУП, т.к. именно она обеспечивает диспетчера оперативной информацией и в ряде систем осуществляет функции автоматического управления.

ВК предназначены для решения вне темпа процесса задач долгосрочного планирования, организационно-экономических и других задач. Технической базой ВК является либо автономная универсальная ЭВМ, либо одна из универсальных ЭВМ ОИУК, на которой эти задачи решаются в фоновом, низкоприоритетном режиме.

Программное обеспечение АСДУ подразделяется на информационное (входные и выходные массивы, базы данных, классификаторы и кодовые словари) и программное, которое состоит из трёх видов обеспечения:

- машинного, поставляемого заводом-изготовителем ЭВМ;

- специального - для решения конкретных технологических задач;

- общесистемного (компьютерного), организующего взаимодействие нескольких ЭВМ и периферийных устройств. С4

Функциональная часть автоматизированной системы диспетчерского управления

Функциональная часть АСДУ состоит из трёх подсистем.

Подсистема планирования режимов - с помощью ЭВМ решаются задачи планирования режимов: 1.прогноз нагрузок; 2.расчёт всех режимов, 3. расчёт токов короткого замыкания; 4.расчёт устойчивости; 5.выбор параметров настройки РЗ и ПАА; 6. оптимизация режимов и др.

Подсистема оперативного управления - 1.контроль за работой энергосистемы, 2. представление диспетчеру оперативных данных, 3.документирование информации. С помощью дисплеев диспетчеру представляются схемы отдельных элементов и участков системы с указанием отключенных элементов, значения мощностей, напряжений, параметры, выходящие за установленные пределы, ретроспективная информация о предшествующем режиме, о ходе развития аварии и т.п.

Подсистема автоматического управления состоит из 2 звеньев: 1.автоматического управления нормальными режимами (АУНР) 2.противоаварийного автоматического управления (ПААУ).

В состав АУНР входят системы: 1. автоматическое регулирование частоты и активной мощности (АРЧМ), 2. автоматическое регулирование напряжения и реактивной мощности (АРН и Q), 3. автоматическое регулирование возбуждения (АРВ).

В состав ПААУ входят: 1.релейная защита (РЗ), автоматическое повторное включение (АПВ), автоматическое включение резерва (АВР), 2.противоаварийная автоматика (ПАА).

5.4 Функции противоаварийного оперативного управления, реализуемые автоматической системой диспетчерского управления

В настоящее время АСДУ работают в режиме «советчика» диспетчера. Упрощённо порядок работы АСДУ сводится к следующему: 1.АСДУ собирает информацию, 2. обрабатывает, 3.оценивает 4.отображает её 5. формирует советы диспетчеру 6. ведёт режим. С учётом этих советов диспетчер формирует управляющие команды. Указанные команды передаются на объекты с помощью средств АСДУ.

На рис. 2.7 приведена структура комплекса функций противоаварийного оперативного управления (ПАОУ), реализуемых АСДУ в режиме реального времени. С помощью этого комплекса осуществляется контроль за схемой и режимом работы энергосистемы, формируются управляющие команды, передаваемые диспетчером на энергообъекты или оперативному персоналу подчинённых диспетчерских пунктов. Цель этих управляющих команд - предотвращение возникновения аварийных ситуаций, ограничение их распространения, ускорение восстановления нормального режима.

Как следует из рисунка управляющие команды формируются диспетчером на основании информации, предварительно обработанной ЭВМ ОИУК. Эти команды передаются на объекты также с помощью средств АСДУ.

Рис. 2.7 Структура комплекса функций ПАОУ, реализуемых АСДУ

Далее приводится краткая характеристика некоторых отмеченных функций.

Первая функция - сбор и первичная обработка текущей информации.

Исходная информация для решения задач ПАОУ формируется на основании:

а) данных, поступающих в ЭВМ ОИУК от устройств телемеханики (ТМ);

б) данных суточной ведомости, вводимых в ЭВМ каждый час;

в) данных о выработке электроэнергии;

г) прихода, расхода запасов топлива, гидроресурсов и т.д.;

д) данных о состоянии коммутирующих аппаратов (ТС).

Телеинформация, поступающая в ОИУК, проходит первичную обработку: проверяется её достоверность, масштабирование телеизмерений (ТИ); формируются вторичные (исправленные) параметры режима, т.е. суммарные, усреднённые, интегральные значения.

Большое внимание уделяется повышению точности ТИ. Используются два основных способа: 1.внедрение новых, более точных систем передачи информации, цифровой формы её отображения 2. повышение точности систем измерения за счёт применения приборов с более высокими классами точности (класс точности не ниже 1,0).

В рассматриваемом комплексе предусмотрена разная глубина переработки информации о состоянии контролируемой ЭЭС перед тем как соответствующие данные будут представлены диспетчеру:

А. При наиболее простом анализе предусматривается использование текущих данных в сочетании с сигнализацией о нарушении установленных предельных значений параметров режима. Диспетчер при этом, анализируя полученные данные (данные о текущем режиме и сигналы о нарушениях), принимает решение о реализации соответствующих УВ.

Б. В результате более детального анализа информации диспетчеру наряду с данными о текущем режиме предоставляется дополнительная информация: оценка текущего и перспективного режима (запас устойчивости в утяжелённом режиме, перегрузка элементов сети в возможных ПАР и т.д.).

В. Наиболее полная обработка информации позволяет формировать и выдавать советы диспетчеру.

Советы - это рекомендации по корректировке текущего или возможного ПАР с целью устранения фактических или предотвращения возможных перегрузок, по восстановлению нормального уровня напряжений в контрольных точках сети и т.д.

Разнообразные расчёты, связанные с оценкой надёжности и устойчивости, осуществляются для текущего режима на основании сформулированной по ТИ и ТС модели текущего режима, а также для перспективных режимов на основании моделей этих режимов, сформированных по результатам прогнозирования нагрузок и генерации в узлах сети, а также с учётом изменений её топологии.

...