Противоаварийное управление электроэнергетическими системами

для линии ( которая контролируется)

Здесь i, i+1 - номера ступеней автоматики. Уставка КПР первой ступени равна начальной уставке, определяемой по приведенным выше выражениям.

Пример выбора настройки АРОЛ по условию обеспечения СУ ПАР

Дана МЭП (рис. 5.16), в сечение которой входят линии: 500 кВ, на которой устанавливается АРОЛ, а также линии 330 и 110 кВ.

Рис. 5.16 Упрощенная схема МЭП

Доаварийный режим (результаты расчетов СУ):

МВт;

МВт;

МВт.

Для сечения МВт ( как сумма);

ПАР (контролируемая линия 500 кВ отключена, результаты расчетов СУ ПАР):

МВт;

МВт.

Для сечения (без ЛЭП-500 кВ) МВт.

Определяется максимальный объем разгрузки (при этом принято, что =1,03; Р=120 МВт):

МВт.

Начальная уставка КПР по сечению определяется следующим образом:

МВт.

При КПР только по линии 500 кВ

МВт,

где , получен по результатам расчетов доаварийных

режимов (но не предельного режима).

По приведенным выше выражениям для определения текущего объема разгрузки для разных значений или можно построить зависимости требуемого объема разгрузки Р от суммарного перетока по сечению и от перетока по контролируемой линии (следует помнить, что речь идет о предшествующем режиме, когда линия 1 еще включена).

Эти зависимости приведены на рис.5.17

Рис. 5.17 Зависимости объемов разгрузки от перетоков мощности

При выполнении органов КПР на релейной аппаратуре и дискретном (ступенчатом) характере УВ (ОГ, ОН) приведенные характеристики аппроксимируются ступенчатыми линиями. При этом неизбежно появление в настройке области излишнего действия автоматики (заштрихованные площади на рис. 5.17). Автоматика работает при 2 условиях: работа КПР и отключение линии. Если передаваемая мощность по ЭП большая, т.е. сработаны все ступени КПР, при отключении линии все три ступени разгрузки должны реализоваться.

Количество ступеней определяется составом УВ в зоне досягаемости автоматики. В данном случае автоматика выполняется 3-ступенчатой.

Необходимый максимальный объем разгрузки 700 МВт может быть реализован ступенями (ступени заданы в соответствии с имеющимися возможностями их реализации):

170 МВт;

220 МВт;

310 МВт.

Уставки КПР ступеней определяются по приведенному выше выражению:

- для сечения

- для линии

Выбранная настройка ступеней автоматики показана на рис. 5.17.

На рис. 5.17 два КПР (по сечению или по контролируемой линии),. но их работа должна приводить к одному и тому же результату (к одной и той же разгрузке), т.к. авария одна и та же.

Это два ПО:

ПО-1 - это совокупность фиксации отключения линии (ФОЛ) плюс КПР;

ПО-2 - это ФОЛ плюс КПР-Л.

Они могут работать вместе для надежности, а может один из них.

При этом (рис. 5.17) при передаваемой мощности по сечению 720 МВт или по линии 410 МВт должна сработать 1-ая ступень разгрузки 170 МВт.

При передаваемой мощности по сечению 890 МВт или по линии 500 МВт должна сработать 2-я ступень разгрузки 220 МВт.

При передаваемой мощности по сечению 1100 МВт или по линии 610 МВт должна сработать 3-я ступень разгрузки 310 МВт.

2-й этап настройки АРОЛ (по условиям ДУ).

Предварительно рассмотрим ситуацию (для иллюстрации), когда ПАР существовать не может (рис. 5.18).

Рис. 5.18 Нарушение ДУ при несуществующем ПАР

Очевидно, что в данной ситуации ДУ нарушается при любом возмущении, т.е. если ПАР существовать не может, то никакие меры, повышающие собственно ДУ и не влияющие на ПАР, не будут достаточными.

Итак, выбранные по условию СУ уставки КПР и УВ (объемы разгрузки) принимаются в качестве исходных на 2-м этапе расчетов, когда проверяется сохранение ДУ.

При расчетах ДУ в качестве расчетных рассматриваются следующие аварии:

- однофазное КЗ на линии с успешным и неуспешным ОАПВ;

- трехфазное КЗ на землю с успешным и неуспешным ТАПВ;

- отключение линии тремя фазами без КЗ («простой переход»).

Расчеты при этих возмущениях проводятся в наиболее тяжелых режимах:

вне зоны действия АРОЛ (т.е. при перетоке, меньшем начальной уставки КПР);

при максимально допустимом перетоке с действием АРОЛ в полном объеме.

Если расчеты показывают, что ДУ не обеспечивается при каких- либо условиях, то должны быть определены и затем предусмотрены в АПНУ дополнительные воздействия. Это может быть:

- повышение быстродействия тех же объемов разгрузки, что предусмотрены для СУ;

- увеличение объемов разгрузки;

- использование УВ снимающегося типа, например КРТ, ЭТ.

8.4.2 Автоматика разгрузки при отключении генератора

АРОГ предназначена для предотвращения перегрузки и нарушения устойчивости по связям при внезапных отключениях по любой причине мощных генераторов в дефицитной части ЭЭС (рис.5.19).

Автоматика измеряет предшествующую мощность отключающегося генератора и суммарную предшествующую предаваемую мощность в контролируемом сечении .

Фиксируя аварийное отключение генератора, автоматика осуществляет дозированные УВ в зависимости от значений этих величин. Уставки и воздействия выбираются по условию обеспечения СУ с нормативным запасом в ПАР, вызванном отключением контролируемого генератора и набросом мощности в сечении (имеется в виду, что в ЭЭС-1 есть вращающийся резерв мощности).

Рис. 5.19 Упрощенная схема ЭЭС

Рис. 5.20 Определение объема разгрузки АРОГ

Максимальный объем разгрузки (при самых тяжелых условиях), который должна обеспечить автоматика, определяется следующим образом (рис. 5.20):

,

где - максимальная мощность по сечению в ПАР;

- максимально допустимое значение перетока мощности

в контролируемом сечении;

- максимальная мощность генератора, которая может

быть отключена;

- значение перетока в той же схеме, соответствующее

8 %-му запасу СУ (в ПАР).

Следует обратить внимание на то, что при определении и используется одна и та же :

;

- коэффициент, характеризующий долю мощности отключившегося генератора, набрасываемую на контролируемое сечение, приближенно =1, если не учитывается отклонение частоты ,т.е. не учитываются регулирующие эффекты нагрузки и генерации, не учитывается регулирование мощности оставшихся генераторов в обеих частях ЭЭС.

При выполнении автоматики на аналоговой или цифровой аппаратуре необходимый (фактический) объем разгрузки:

где - суммарный переток мощности в текущем режиме,

предшествующем отключению генератора (в доаварийном режиме);

- мощность отключившегося генератора.

Для автоматики на релейной аппаратуре необходимо выбрать уставки реле КПР по мощности в контролируемом сечении и по мощности генератора. Уровень перетока в сечении, начиная с которого должна быть готова к действию автоматика,

Это начальная уставка органа КПР. Здесь имеет место избыточность действия автоматики, но это неизбежно из-за дискретности самих УВ и дискретности характеристик органов КПР.

При выполнении контроля перетока только по одной линии сечения

Начальная уставка КПР по мощности генератора

Для уменьшения избыточности дозировки автоматика на релейной аппаратуре выполняется с двумя или более ступенями. В общем случае n-ступенчатая АРОГ имеет «n» реле КПР в контролируемом сечении и «n» реле контроля мощности генератора.

Первые реле КПР и КПР-Г имеют начальные уставки (определенные выше). Уставки остальных реле разбиваются равномерно в диапазоне соответственно:

от до ,

от до .

8.4.3 Автоматика разгрузки при статической перегрузке электропередачи

Этим термином объединяются два вида устройств АПНУ:

- АРСП по мощности (АРПМ);

- АРСП по углу (АРПФУ).

Контроль загрузки ЭП осуществляется по Р или по д.

Автоматика действует на разгрузку ЭП, когда мощность по контролируемой линии (или сечению) либо угол между векторами напряжений по концам ЭП достигают заданной уставки срабатывания (Р>, д>).

Причинами статической перегрузки ЭП могут быть:

- возникновение дефицита Р в приемной части ЭЭС;

- медленное увеличение перетока Р по ЭП, например при увеличении нагрузки в приемной части;

- отключение шунтирующей связи.

Если АРСП должна действовать при появлении небаланса, максимальный объем разгрузки определяется

или

где - расчетная величина максимального наброса мощности;

- расчетное значение небаланса;

К - доля мощности небаланса, набрасываемая на контролируемое сечение.

Величина небаланса равна наибольшему из возможных небалансов.

При отключении шунтирующей связи максимальный объем разгрузки АРСП принимается равным максимальному объему разгрузки АРОЛ:

Если на рассматриваемой связи есть АРОЛ или АРОГ, АРСП является резервной автоматикой.

Выбор уставок срабатывания АРСП

Уставки срабатывания АРСП по мощности определяются по выражению

(отстройка от рабочих режимов и запас по отношению к предельной мощности),

где - наибольшее значение перетока Р (чаще всего )

- коэффициент запаса;

- коэффициент, учитывающий погрешности реле,

каналов ТМ;

- коэффициент чувствительности.

АРСП по углу имеют ряд преимуществ:

- угол лучше характеризует запас СУ;

- при утяжелении режима и последующем нарушении устойчивости угол продолжает расти (мощность - нет).

Измерение угла между векторами напряжений в контролируемых узлах ЭП может производиться:

а) непосредственно путем получения по телеканалу фазы вектора напряжения удаленного узла и сравнения ее с фазой вектора напряжения в узле на месте;

б) путем моделирования вектора напряжения удаленного узла с помощью фантомной схемы.

Уставка срабатывания АРСП по углу

где - наибольшее значение угла между контролируемыми

точками в рабочих режимах;

- коэффициент запаса;

- погрешность измерения угла (град.).

8.4.4 Автоматика разгрузки при близких или затяжных коротких замыканиях

Автоматика предназначена для сохранения ДУ при самых тяжелых КЗ. Наиболее правильно тяжесть КЗ может быть оценена по значению сброса мощности при КЗ. Однако при выполнении ПО по сбросу мощности на релейной аппаратуре возникает трудность из-за того, что в предаварийных режимах мощность может иметь различные значения. Устройства ПО получаются многоступенчатыми, громоздкими.

Поэтому более широкое распространение получили ПО, фиксирующие в момент КЗ глубину снижения напряжения прямой последовательности , которая приблизительно пропорциональна сбросу электрической мощности.

Чаще всего автоматика выполняется как простейшая одноступенчатая. При этом у нее:

- одна ступень КПР Р;

- одна уставка пуска по ;

- одна ступень воздействия.

Необходимая дозировка УВ определяется подбором, путем проведения серии расчетов переходных режимов (ДУ) с учетом УВ. Управляющие воздействия реализуются обычно без выдержки времени.

8.4.5 Реализация разгрузки электропередач

Необходимая для обеспечения СУ разгрузка сводится к снижению перетоков мощности по ЭП.

Найденные для разных устройств автоматики объемы разгрузок реализуются обычно за счет применения следующих УВ:

1) ОГ (или ДРТ) в избыточных частях ЭЭС;

2) ОН в дефицитных частях;

3)совместным применением ОГ в избыточной части и ОН в дефицитной части. Иногда применяется ДС, по своим последствиям ДС аналогично выше перечисленным УВ.

Эффективность ОГ и ОН с целью снижения перетока мощности по ЭП зависит от параметров связываемых частей ЭЭС. Один и тот же объем разгрузки может быть получен в общем случае при различных соотношениях мощности ОГ и ОН.

Это зависит от соотношения мощностей передающей и приемной ЭЭС и коэффициентов крутизны частотных характеристик обеих частей, а при приблизительном равенстве последних - только от соотношения мощностей. Коэффициенты крутизны определяют зависимость мощностей генерации и нагрузок от частоты. Иными словами, как изменяются мощности при изменении частоты.

Практика показывает: чем меньше мощность приемной ЭЭС, тем эффективнее ОН, чем меньше мощность передающей ЭЭС, тем эффективнее ОГ. Более предпочтительным является применение сбалансированного воздействия, когда в передающей части равна в приемной части. При этом, если допустить неизменность напряжений и пренебречь изменением потерь мощности, то можно считать, что частота в энергообъединении не изменяется. Тогда объем разгрузки

В некоторых случаях применяются несбалансированные воздействия. Например, ОГ или ОН отсутствуют. Иногда на это идут для уменьшения объема ОН. В этом случае при (т.е. ) имеет место отклонение частоты в энергообъединении и соотношения между объемом разгрузки и более сложные (определяются специальными расчетами). Это связано с тем, что появляющийся небаланс мощности вызывает реакцию оставшихся в работе агрегатов и нагрузок при изменении частоты в соответствии с крутизной их статических характеристик, (т.е. и изменяются в зависимости от изменения частоты).

Применение несбалансированного воздействия требует дополнительных расчетов для его обоснования. При этом учитывается ряд ограничений. Например, максимально допустимое отклонение частоты (чтобы не срабатывали устройства АЧР).

9. Система противоаварийного управления на базе вычислительной техники

9.1 Особенности применения вычислительной техники

Элементная база устройств ПАА все время совершенствуется: релейная, микроэлектронная, интегральные микросхемы, микропроцессорные (МП) устройства. Постоянно возрастающие требования к системам ПАА заставили все шире применять вычислительную технику, и перспективы развития ЦС ПА связаны именно с ней.

При этом ставится цель повысить:

а) надежность систем ПАА;

б) экономичность;

в) удобство эксплуатации;

г) точность;

д) быстродействие.

По мере развития этого процесса применялись разные типы ЭВМ. На первых этапах даже пришлось создавать специализированные вычислительные устройства, например ТА-100, ТА-100М, которые длительное время выполняли возложенные на них функции. Позднее - ТА-101, ТА-102.

Параллельно с развитием ЦС ПА совершенствуются и локальные устройства ПАА. При этом предполагается полный переход на МП технику, что дает возможность реализации более сложных и совершенных алгоритмов, неограниченные возможности интеграции с другими устройствами, позволяет реализовать самодиагностику. В настоящее время на базе МП устройств разработаны системы ФОЛ, фиксации перегрузки линий, АЛАР, АОПН.

9.2 Способы применения ЭВМ в устройствах автоматической дозировки управляющих воздействий

Самым сложным и ответственным элементом ПАА является устройство АДВ. Именно для осуществления функций АДВ в первую очередь применяются управляющие ЭВМ.

Преимущества создания АДВ на базе ЭВМ связаны с их большими вычислительными возможностями, способностью перерабатывать большой объем информации, развитой логикой управления. Это позволяет:

- обеспечить более рациональный выбор вида УВ и повышение точности их дозировки, что дает главный эффект - уменьшается ущерб вследствие отключения генераторов и нагрузки;

- обеспечить экономию затрат труда на изменение настройки АДВ;

- обеспечить экономию затрат труда за счет того, что значительная часть вычислений производится непосредственно в устройстве АДВ;

- осуществлять модернизацию и расширение ПАА программным способом без аппаратной перестройки АДВ.

Возможны различные способы применения ЭВМ в качестве устройств АДВ.

Первый способ соответствует классу «ДО». Расчет дозировки выполняется до возникновения аварийного возмущения (до срабатывания ПО). Расчеты дозировки производятся для намеченного набора возмущений, каждое из которых фиксируется своим ПО. Расчеты ведутся непрерывно циклически в доаварийном режиме для каждого ПО: расчет по исходной информации на начало цикла, затем расчет по исходной информации на начало следующего цикла и т.д.

Второй способ соответствует классу «ПОСЛЕ». ЭВМ приступает к расчету УВ только при срабатывании ПО. В доаварийном режиме расчеты не ведутся. В этом способе от ЭВМ требуется очень большое быстродействие. Время работы ЭВМ должно составлять 0,02 - 0,05 с. Кроме этого, в этом способе ЭВМ работает в аварийных условиях, поэтому к ней предъявляются повышенные требования надежности. В то время, как в 1-м способе ЭВМ во время аварии выводится из работы. УВ реализуются по подготовленным выходным цепям АДВ или АЗД.

Второй способ в настоящее время пока не применяется. Во всех существующих комплексах ЦСПА применяется первый способ. При этом результаты расчета дозировки устройством АДВ для каждого ПО должны быть запомнены до получения новых результатов расчета в следующем цикле.

Возможны два варианта запоминания дозировок:

первый вариант - с помощью специального устройства АЗД, внешнего по отношению к АДВ;

второй вариант - запоминание в оперативном запоминающем устройстве (ОЗУ) ЭВМ АДВ.

Структура взаимодействия устройств ПАА для первого варианта запоминания показана на рис. 6.1. Для упрощения приведены цепи дозировки лишь для двух ПО: 1ПО и 2ПО, использующих три ступени (или вида) УВ.

Дозировки УВ для каждого ПО выводятся на внешние реле дозировки и запоминаются с их помощью. При возникновении аварийного возмущения срабатывает соответствующий ПО, который через подготовленные цепи реле дозировки подает команду на ИУ, реализующие выбранные УВ. Число реле дозировки для каждого ПО соответствует числу видов и ступеней УВ. Общее число реле дозировки пропорционально числу ПО и числу видов и ступеней УВ.

Рис. 6.1 Вариант запоминания дозировок с устройством АЗД

На рис. 6.2 показана структура второго варианта запоминания дозировок УВ. В данном варианте дозировки УВ, рассчитанные для всех ПО, хранятся в ОЗУ устройства АДВ. При возникновении аварийного возмущения срабатывает соответсвующий ПО, по сигналу которого пускается программа выбора дозировки из ОЗУ на выходное реле дозировки. В этом варианте одна группа реле дозировки обслуживает все ПО. В этом состоит преимущество данного варианта.

Рис. 6.2 Вариант запоминания дозировок в ОЗУ

Однако есть недостатки, в частности:

вывод дозировки из ОЗУ в момент возникновения повреждения предъявляет повышенные требования к надежности функционирования устройства АДВ, т.к. в условиях повреждения в ЭЭС вероятность отказов и сбоев ЭВМ повышается;

вывод дозировки в момент повреждения требует дополнительного времени;

при выходе из действия устройства АДВ не сохраняются дозировки, рассчитанные в предыдущем цикле расчета.

В связи с этими недостатками первый вариант запоминания дозировок с помощью устройства АЗД обеспечивает большую надежность функционирования и в настоящее время применяется гораздо чаще.

9.3 Алгоритмы централизованных систем противоаварийной автоматики на базе ЭВМ

Применяемые в настоящее время, а также вновь разрабатываемые алгоритмы ПАА пока используют только принцип предварительного расчета дозировок УВ для всей совокупности аварийных возмущений, которые могут быть зафиксированы ПО. Рассчитанные дозировки запоминаются в устройствах АЗД. Это соответствует принципу «ДО», когда расчеты дозировок проводятся до срабатывания ПО, т.е. в доаварийном режиме.

Расчеты выполняются последовательно для каждого ПО. После окончания расчета для последнего ПО расчетный цикл повторяется, т.е. расчеты выполняются непрерывно с определенной цикличностью. При этом цикл - это время обновления дозировок для всех рассматриваемых аварийных нарушений, т.е. время, через которое происходит перенастройка АЗД. Следует иметь в виду, что за это время происходит устаревание дозировок, поэтому одним из главных требований является максимально возможное уменьшение продолжительности цикла. На рис. 6.3 показана упрощенная схема расчета дозировок.

Рис. 6.3 Реализация циклов расчетов дозировок УВ

В каждом цикле расчеты дозировок выполняются по информации о схеме и режиме ЭЭС, поступившей от ИО на начало данного цикла. В течение цикла информация от ИО не воспринимается (не обновляется).

Если аварийное нарушение происходит во время цикла 2, то реализуются УВ, подготовленные в предыдущем цикле 1. И если при этом информация о схеме и режиме в продолжении цикла 2 существенно изменилась, то заготовленные УВ ошибочны. С этим обстоятельством связан один из недостатков современных ЦС ПА.

При рассмотрении алгоритмов АДВ ЦС ПА надо иметь в виду следующее: поскольку реализуется принцип «ДО», возможные аварийные нарушения необходимо прогнозировать. Это сводится к прогнозу ПАР, которые могут возникнуть при соответствующих нарушениях.

Таким образом, любой алгоритм по принципу «ДО» должен содержать блок прогноза:

а) некоторых параметров ПАР для «2 ДО» или

б) всего ПАР для модели ЭЭС для «1 ДО».

Рассмотрим два основных алгоритма ЦС ПА для обеспечения СУ ПАР. Пока считается, что для обеспечения ДУ могут использоваться локальные (децентрализованные) системы ПАА.

Алгоритм 1. Используется в системах класса «2 ДО».

Основной особенностью этого алгоритма является то, что вычисления в управляющей ЭВМ производятся с использованием результатов предварительно проведенных расчетов устойчивости, введенных в память ЭВМ. Предварительно задаются учитываемые ремонтные схемы, перечень учитываемых аварийных возмущений, опасные сечения ЭЭС, а также список УВ для каждого сечения.

Впервые данный алгоритм был реализован в ОДУ Урала для централизованной ПАА кольцевой сети 500 кВ ОЭС Урала. Приведем некоторые иллюстрации для этой системы.

Предварительно для каждого из контролируемых сечений в нормальной и ремонтных схемах должны быть определены границы областей устойчивости с учетом взаимного влияния перетоков и в двух смежных сечениях. По результатам многочисленных расчетов строились области устойчивости, границы которых аппроксимировались уравнением второго порядка

(6.1)

где A, B ,C, D, E, F - коэффициенты уравнения.

При подстановке значений перетоков и в уравнение (6.1) знак полученного числа указывает на устойчивость или неустойчивость режима (положительный знак - режим неустойчив).

В текущем режиме для каждого из учитываемых аварийных нарушений прогнозировались значения перетоков в контролируемых сечениях в ПАР. Эти значения затем подставлялись в уравнение вида (6.1) для получения ответа об устойчивости ПАР.

Прогнозирование осуществляется приближенно. Например, при отключении одной из линий принимается, что мощность , протекающая по j-й линии перед ее отключением, распределяется по оставшимся линиям данного сечения пропорционально постоянным коэффициентам распределения.

Тогда послеаварийное значение перетока по i-й линии, входящей в то же сечение, равно:

(6.2)

где - доаварийное значение перетока по i-й линии.

Например, при аварийных небалансах мощности изменение мощности по i-й линии рассчитывается по формуле:

(6.3)

где - коэффициент распределения, характеризующий долю изменения мощности i-й линии при изменении мощности в j-м узле;

- величина небаланса мощности, который может возникнуть в ПАР.

Тогда

(6.4)

Коэффициенты определяются на основе предварительных расчетов установившихся режимов для всех схем: нормальной, ремонтных.

Для обеспечения нормативного запаса СУ ПАР значения мощностей, определенные по выражениям (6.2), (6.4), умножаются на коэффициент 1,08.

Итак, при реализации алгоритма 1 с помощью ЭВМ АДВ решаются следующие основные задачи:

ввод ТИ параметров режима и ТС о состоянии схемы ЭЭС; определение их достоверности с привлечением программ оценивания состояния, которые используются в ОИК АСДУ;

ввод ТИ о текущем располагаемом объеме УВ на конкретных объектах;

формирование значений текущих режимных параметров, входящих в выражение типа (6.1), описывающее границу области устойчивости (по данным ТИ);

прогнозирование значений этих параметров в ПАР для каждого из заданных аварийных нарушений;

проверка устойчивости всех ПАР, которые могут возникнуть при всех заданных аварийных нарушениях. Оценка устойчивости осуществляется по знаку выражения типа (6.1), в которое подставляются спрогнозированные значения необходимых параметров. Если в текущей схеме для какого-либо ПО знак этого выражения окажется положительным, то устойчивость не обеспечивается;

определение УВ для тех аварийных нарушений, при которых устойчивость не сохраняется (или сохраняется с запасом менее нормативного). Это осуществляется следующим образом: в соответствии с записанным заранее в памяти ЭВМ приоритетом привлечения воздействий принимается первая ступень дозировки. С учетом действия этой ступени снова рассчитываются перетоки мощности в ПАР, и эти новые значения подставляются в выражение типа (6.1). Если знак остается положительным, то принимается следующая ступень дозировки и т.д. до тех пор, пока не будет обеспечиваться устойчивость;

формирование выходных сигналов, соответствующих рассчитанным дозировкам, и выдача их на устройство АЗД (настройка АЗД - установление связи между входными цепями (ПО) и выходными (ИУ) ).

Процедура повторяется для каждого ПО. Цикл расчетов дозировок завершается после расчета для всех ПО. Затем цикл повторяется, и так происходит непрерывно.

Таким образом, для реализации данного алгоритма необходимо решить две подзадачи.

Первая подзадача решается с помощью универсальной большой ЭВМ вне комплекса ПАА в любом вычислительном центре. При этом с помощью многократных расчетов СУ создаются модели границ областей устойчивости ЭЭС в пространстве параметров, наиболее представительно характеризующих ее устойчивость для всего разнообразия схем, режимов и возмущений.

Вторая подзадача - это непосредственное определение УВ по полиноминальным функциональным зависимостям. Она решается с помощью ЭВМ АДВ, в память которой модели границ устойчивости введены заранее, а текущая информация о предаварийной схеме и режиме вводится автоматически с заданной цикличностью в соответствии со способом «ДО».

Достоинством 1-го алгоритма являются относительная простота и быстродействие непосредственного расчета дозировок УВ: для одного ПО расчет дозировки занимает 0,2 - 0,5 с, общая длительность цикла до 20 с.

Однако ЦС ПА на основе этого алгоритма имеют существенные недостатки:

а) необходимость выполнения большого количества предварительных расчетов;

б) при изменении схемы, например вводе новой ЛЭП, необходим почти полный перерасчет всей заданной исходной информации;

в) невозможно заранее предусмотреть и рассчитать все схемно-режимные условия, которые могут возникнуть в нормальных и аварийных режимах (это приводит к погрешности).

Алгоритм 2. Используется в системах класса «1 ДО».

Недостатки алгоритма 1 заставили разрабатывать адаптивные алгоритмы ПАА, в которых идентификация текущей схемы, расчет (прогноз) ПАР и оценка устойчивости производились бы непосредственно в ЭВМ АДВ в темпе изменения режима ЭЭС. Примером подобного алгоритма является алгоритм 2. Особенности его применения следующие.

В памяти ЭВМ хранятся два вида моделей ЭЭС: условно полная модель («полная» схема) и совокупность упрощенных разомкнутых моделей (их количество равно количеству узлов в «полной» схеме).

По условно «полной» схеме ЭЭС на основе телеинформации о параметрах режима и о составе включенных элементов с помощью программы оценивания состояния моделируется текущий режим ЭЭС. Далее для каждого аварийного нарушения (ПО) производится прогнозирование ПАР в цикле расчета в «полной» модели.

Упрощенные модели в виде эквивалентных звездообразных схем замещения для каждого из узлов полной схемы используются для оценки устойчивости ПАР.

Устойчивость режима в целом оценивается по сходимости итерационного процесса расчета режима в каждой упрощенной звездообразной модели. Если итерационный процесс расчета режима в какой-либо «звезде» расходится или не сходится за заданное количество итераций, то это воспринимается как признак неустойчивости режима.

В этом случае выбирается первая ступень УВ, рассчитываются перетоки мощности в новом ПАР, после чего снова проверяется сходимость расчета в той же упрощенной схеме «звезды». В случае несходимости итерационного процесса расчет повторяется с привлечением все более интенсивных ступеней УВ - и так до сходимости расчета.

Затем проверяется существование режима в следующей «звезде» (упрощенной схеме). После обеспечения сходимости режима во всех упрощенных моделях проверка устойчивости и выбор УВ для данного ПО закончены. Согласно выбранным УВ формируются выходные сигналы, выдаваемые на устройства АЗД. Производится расчет ПАР для следующего ПО и выбор УВ. И так далее для всех ПО.

Таким образом, при реализации алгоритма 2 решаются следующие основные задачи:

· ввод ТИ параметров режима и ТС о состоянии схемы ЭЭС; определение их достоверности с привлечением программ оценивания состояния ЭЭС;

· ввод ТИ о текущем располагаемом объеме УВ на конкретных объектах;

· моделирование (расчет) текущего режима в «полной» модели ЭЭС.

· прогнозирование ПАР в «полной» модели ЭЭС.

· оценка устойчивости спрогнозированных ПАР (во всех упрощенных моделях);

· определение УВ для тех аварийных нарушений, при которых устойчивость не сохраняется.

· формирование выходных сигналов, соответствующих рассчитанным дозировкам, и выдача их на устройства АЗД.

Недостатками данного алгоритма являются:

а) использование эквивалентных простых схем для оценки устойчивости приближенным методом, что является причиной погрешностей;

б) увеличение длительности циклов расчетов по дозировке УВ до 2 - 3 минут.

Несмотря на это, вновь разрабатываемые ЦС АПНУ базируются на алгоритме 2, т.к. он лишен недостатков алгоритма 1.

Изложенное свидетельствует о том, что в настоящее время ЦС АПНУ функционируют на основе результатов непрерывно производимых циклически расчетов устойчивости прогнозируемых ПАР с помощью ЭВМ АДВ. При этом определяются необходимые УВ для каждого из фиксируемых возмущающих воздействий. После каждого цикла расчетов в соответствии с этими УВ настраиваются цепи АЗД, которые в общем случае могут быть расположены на соответствующих объектах.

Настроенные АЗД являются готовыми к немедленной реализации намеченных УВ по сигналу ПО о возникшем возмущающем воздействии.

Наряду с рассмотренными выше ЦС АПНУ на базе полнокомплектной вычислительной техники разрабатываются, в частности, устройства АДВ на основе современной микропроцессорной элементной базы. Примером служит программно-технический комплекс автоматической дозировки управляющих воздействий (ПТК АДВ), разработанный институтом «Энергосетьпроект».

ПТК АДВ может работать в одном из двух режимов:

- режиме автоматического определения УВ в соответствии с алгоритмом 1;

- режиме АЗД под управлением АДВ ЦС АПНУ.

Заключение

Управление аварийными режимами ЭЭС призвано не допускать тяжелых отрицательных последствий для потребителей и экономики системных аварий и является неотъемлемой частью общей проблемы управления электроэнергетикой. Изучение этих вопросов базируется на знании, а главное, на понимании основ всех специальных дисциплин подготовки инженеров-электроэнергетиков.

Одной из целей настоящего учебного пособия является выработка системного подхода при решении задач противоаварийного управления ЭЭС. Идеальной представляется ситуация, когда будущие специалисты научатся видеть и чувствовать ЭЭС и происходящие в ней процессы как бы с большой высоты. Это позволит им успешно решать вопросы разработки, проектирования, эксплуатации и совершенствования систем противоаварийного управления ЭЭС, что в свою очередь обеспечит нормальное функционирование энергетического хозяйства страны в условиях развития экономики.

Библиографический список

1. Овчаренко Н.И. Автоматика электрических станций и электроэнергетических систем: Учеб. для вузов/ Под ред. А.Ф. Дьякова ? М.:НЦ ЭНАС, 2000. ? 504 с.

2. Совалов С.А., Семонов В.А. Противоаварийное управление в энергосистемах. ? М.:Энергоатомиздат, 1988. ? 394 с.

3. Окин А.А., Семенов В.А. Противоаварийное управление в ЕЭС России/ Под ред. А.Ф. Дьякова/МЭИ. ? М., 1996. ? 156 с.

4. Окин А.А. Противоаварийная автоматика/МЭИ. ? М., 1996. ? 112 с.

5. Любарский Д.Р. Программно-технические средства противоаварийного управления локального уровня. ? М.: Энергоатомиздат, 2005. ? 104 с.

Размещено на Allbest.ru

...