Актуальность темы
работы.
Решение задачи надежной работы ЭЭС основывается на результатах большого комплекса работ советских и российских ученых и исследователей. Фундаментальные исследования В. А. Баринова, В. А. Веникова, Н.И. Воро-пая, А. З. Гамма, Ю. Е. Гуревича, А. Ф. Дьякова, П. С. Жданова, П. Я. Каца, В. Д. Ковалева, Ф. Л. Когана, JI.A. Кощеева, С. А. Лебедева, Д. П. Ледянкин, В. Л. Невельского, В. Г Неуймина, В. А. Семенова, С. А. Совалова, В. А. Строева, Ю. А. Тихонова, С. А. Ульянова, A.M. Федосеева, А. Г. Фишова, A.A. Хачату-рова, Ю. Г. Шакаряна и других советских и российских ученых и инженеров привели к получению детального представления о характере процессов в ЭЭС, разработке методов моделирования, аналитических представлений и численных способов расчёта электромеханического движения ЭЭС, разработке методов анализа устойчивости и определения состава опасного сечения асинхронного режима.
Вместе с тем, рост энергопотребления, развитие и усложнение электроэнергетических систем, внедрение возобновляемых источников электроэнергии усложняет управление энергосистемой, повышает опасность каскадного развития аварий. Системные аварии последних десятилетий свидетельствуют о том, что исследование и совершенствование методов и средств обеспечения устойчивой работы ЭЭС по-прежнему сохраняет свою актуальность. Исследования этих вопросов продолжаются в настоящее время в ряде научно-исследовательских институтов, высших учебных заведениях и других организациях.
Одной из важных проблем является надежное выявление состояния, при котором возникает опасность перехода ЭЭС в асинхронный режим (АР). Для предотвращения потери устойчивости, при возникновении возмущения в энергосистеме применяют комплекс устройств автоматики предотвращения нарушения устойчивости (АГТНУ). В случае, когда АПНУ не смогла обеспечить нормативный запас по заданным сечениям и предотвратить потерю устойчивости, в работу должна вступить автоматика ликвидации асинхронного режима (АЛАР), в задачи которой входит деление энергосистемы (ЭЭС) на две или более синхронные зоны по опасному сечению асинхронного хода.
Эффективность работы этих систем в значительной степени обусловлена качеством проектирования средств противоаварийного управления и, в частности, полнотой определения возможных опасных сечений асинхронного режима в ЭЭС. Для выявления таких сечений выполняют комплекс расчетов (в статике и динамике) для всех сочетаний схем, режимов и аварийных возмущений. Выполнение этих расчетов требует высокой квалификации и значительного количества времени.
Определение опасных сечений и состава слабых связей, формирующих эти сечения, является актуальной задачей и для специалистов проектных организаций, и для специалистов диспетчерских служб, управляющих системой в режиме реального времени.
Современные достижения техники и технологии позволяют существенно автоматизировать процесс выявления опасных сечений на этапе проектирования и обеспечить мониторинг опасных сечений в процессе эксплуатации ЭЭС. Следствием такой автоматизации должно быть снижение вероятных ошибок, связанных с человеческим фактором, сокращение времени на расчеты, увеличение времени для содержательного анализа результатов.
Для проектирования систем противоаварийного управления целесообразно разработать метод автоматического выявления всех возможных в данной энергосистеме вариантов опасных сечений, в нормальных и ремонтных режимах.
Для мониторинга опасных сечений в режиме реального времени целесообразно использовать данные ОИК и, в особенности, новые возможности, связанные с появлением устройств синхронизированных векторных измерений (СВИ). Появление средств СВИ создает предпосылки для разработки новых методов и алгоритмов анализа состояния энергосистемы, в том числе методов выявления слабых связей и опасных сечений, базирующихся исключительно на величинах параметров, получаемых от ОИК, и не требующих 5 предварительного анализа схемы и режима работы энергосистемы.
Цель работы.
Исследование, разработка, и реализация новых методов выявления слабых связей и опасных сечений асинхронного режима для мониторинга состояния электроэнергетической системы и повышения качества проектирования систем и средств противоаварийного управления.
Задачи исследования.
Для достижения поставленной цели решены следующие основные задачи:
1. Уточнено понятие опасного сечения. Рассмотрены особенности нарушения устойчивости работы электроэнергетических систем, проанализированы известные методы определения слабых связей и опасных сечений. Рассмотрены новые перспективные технологии использования средств синхронизированных векторных измерений для целей мониторинга и ведения режима ЭЭС. Определены задачи, требующие решения при разработке нового метода определения опасных сечений.
2. Выполнен обобщённый анализ характеристик точек минимального напряжения на линиях электропередачи. Исследовано влияние структуры сети и параметров режима на местоположение точек минимального напряжения и опасных сечений.
3. Разработан метод, особенностью которого является наличие однозначного признака принадлежности выявленной слабой связи опасному сечению. Исходной для анализа информацией являются данные о векторах напряжения в узлах энергосистемы, которые могут быть получены при расчете режима в процессе анализа и проектирования или от средств ОИК и устройств СВИ в режиме реального времени. Разработан и реализован прототип программного обеспечения для целей мониторинга опасных сечений в режиме реального времени.
4. Разработан метод определения полного перечня возможных опасных сечений энергосистемы в автоматизированном режиме. Метод реализо6 ван в прототипе программного обеспечения для целей проектирования средств противоаварийного управления.
5. Метод апробирован на модели энергосистемы «Норильскэнерго» выявлены возможные опасные сечения, определены места, требующие размещения устройств AJIAP. Полученные результаты сопоставлены с известными результатами, полученными сторонними разработчиками с использованием традиционных методов анализа.
6. Разработаны и обоснованы технические решения по размещению устройств СВИ для системы мониторинга переходных режимов в ОЭС Урала и в ОЭС Сибири. Определение мест размещения устройств выполнено с учетом выявленных опасных сечений. Полученные результаты сопоставлены с известными в ОЭС контролируемыми сечениями.
Методика исследования.
Разработанные в диссертации научные положения используют системный подход к анализу режимов ЭЭС и основываются на комплексном использовании теоретических и экспериментальных методов исследования в этой области. Решение поставленных в работе задач базируется на доказанных выводах фундаментальных и прикладных наук, таких как математический анализ, теоретические основы электротехники. Расчеты, реализация алг горитмов и прототипирование программных комплексов выполнено с помощью средств разработки «Matlab», «Maple», «RastrWin», «Delphi».
Достоверность и обоснованность результатов работы.
Разработанные в соответствии с предложенными теоретическими положениями новые методы опробованы экспериментально. Полученные результаты совпадают с известными результатами, полученными в этой области другими авторами традиционными средствами.
Научная новизна н значимость полученных результатов, по мнению автора, заключается в следующем:
1. Основываясь на результатах анализа методов определения слабых связей, формирующих опасное сечение, разработана классификация типов существующих методов, позволяющая провести систематизацию методов и определить пути развития новых методов. Уточнено определение опасного сечения.
2. Установлена связь точки минимального напряжения (ТМН) с электрическим центром качания (ЭЦК). Показано, что ЭЦК является частным случаем точки минимального напряжения. При утяжелении режима напряжение в ТМН снижается до нуля и совмещается с ЭЦК. Данное обстоятельство позволяет использовать факт наличия ТМН на линии в качестве признака того, что данная линия является слабой и при дальнейшем утяжелении режима может войти в состав опасного сечения.
3. На основе обобщённого анализа характеристик ТМН и стока реактивной мощности с обоих концов линии сформирован критерий выявления слабых линий электропередачи. Показано, что наличие или отсутствие нагрузки в узлах линии электропередачи не изменяет принадлежности ТМН (также как и ЭЦК) некоторой определенной линии.
4. Разработан и исследован базирующийся на представлениях о ТМН метод определения опасного сечения асинхронного режима энергосистемы. Сечение определяют на основе результатов расчета статических режимов, без необходимости выполнения расчетов нарушения динамической устойчивости. В методе могут быть использованы как расчетные данные режима, так и данные измерений напряжения в узлах энергосистемы в реальном времени. В первом случае метод может быть использован, например, в процессе проектирования систем противоаварийного управления, а во втором — для оперативной поддержки принятия решений при управлении электроэнергетической системой.
5. Разработан метод автоматизации получения полного перечня всех возможных в рассматриваемой энергосистеме опасных сечений. Такой метод 8 может быть применен, например, при проектировании системы противоава-рийного управления энергосистемы или при оптимизации размещения средств СВИ в энергосистеме.
Практическая ценность работы, по мнению автора, заключается в следующем:
1. Алгоритм и прототип программного обеспечения, позволяет в автоматизированном режиме выполнять анализ энергосистемы с выявлением полного перечня опасных сечений. Использование результатов работы при выполнении проектов модернизации средств противоаварийного управления позволяет существенно повысить качество получаемых результатов и сократить время определения полной совокупности возможных опасных сечений в энергосистеме.
2. Алгоритм и прототип программного обеспечения, позволяет на основе параметров текущего режима энергосистемы выявлять слабые связи энергосистемы и, в случае ухудшения ситуации, определять опасное сечение и синхронные зоны, на которые разделится энергосистема при возникновении асинхронного режима. Использование результатов работы при мониторинге состояния энергосистемы в режиме реального времени позволяет существенно улучшить наблюдаемость слабых линий и опасных сечений и, тем самым, повысить безопасность ведения режима работы энергосистемы.
3. Использование разработанного метода определения слабых связей, формирующих опасные сечения, позволяет определять места размещения устройств СВИ на объектах электроэнергетической системы и оптимизировать количество устройств при реализации проектов по развитию СМПР в ЕЭС России.
Реализация результатов работы.
Результаты работы были использованы при разработке и реализации проектов:
— Развитие системы мониторинга переходных режимов (СМПР) в ЕЭС для оценки тяжести режима. Системный проект развития СМПР в опе9 рационной зоне ОДУ Урала. (2010г.).
— Развитие системы мониторинга переходных режимов (СМПР) в ЕЭС России для оценки тяжести режима. Системный проект в операционной зоне ОДУ Сибири. (2011г.).
Личный вклад соискателя.
Приведенные в диссертации результаты являются составной частью НИОКР, выполняемых в ОАО «Институт «Энергосетьпроект» при участии автора, а также инициативных работ. В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежит развитие теоретических и разработка методических положений, реализация алгоритмических решений, обобщение и анализ результатов и рекомендаций по их применению.
Апробация результатов диссертации.
Основные положения и результаты диссертации докладывались и обсуждались на семинарах, в том числе на:
— Выставке и XX конференции «Релейная защита и автоматика энергосистем 2010», 1−4.06.2010 г., г. Москва;
— VIII Международной научно-технической конференции «Интеллектуальная электроэнергетика. Автоматика и высоковольтное коммутационное оборудование», 9−10.11 2010 г., г. Москва;
— 3-й Международной научно-технической конференции «Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем». Исследовательского комитета СИГРЭ, секция В5 «Релейная защита и автоматика», 30.05−03.06.2011 г., г. Санкт-Петербург;
— Международной научно-технической конференции «Состояние и перспективы развития электротехнологии», XVI Бенардосовские чтения, 13.06.2011 г., г. Иваново;
— 2-й Международной конференции по инновациям в электроэнергетике, 6−8.09.2011 г., г. Москва.
Публикации.
По теме диссертации автором опубликовано 9 печатных работ, в том числе 4 работы в центральных журналах, входящих в список ВАК.
Структура и объем диссертации
.
Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, библиографического списка. Общий объем работы составляет 113 страниц, в том числе основного текста 113 страниц, включая 44 рисунка 4 таблицы и 6 страниц библиографического списка (54 наименования).
4.4 Выводы.
1. Анализ схемы Норильскэнерго подтвердил достоверность результатов, получаемых разработанным методом и привел к выявлению дополнительных опасных сечений, не обнаруженных на предыдущем этапе реконструкции противоаварийной автоматики. Таким образом показано, что использование разработанного метода повышает полноту выявления опасных сечений.
2. Использование метода выявления ТМН для определения «слабых» связей при реализации проектов по развитию СМПР позволило сформировать требования к размещению регистраторов СМПР, уменьшить необходимое количество устанавливаемых регистраторов.
3. Анализ исходных режимов ОЭС Сибири показал, что контроль режима по ТМН является более чувствительным, чем контроль по максимально допустимому перетоку, т.к. наличие «слабых» связей можно выявить на более раннем этапе утяжеления режима.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
.
1. В работе рассмотрены методы и средства выявления опасных сечений в электроэнергетической системе. Проанализированы нормативные документы и работы, связанные с данной проблематикой. По результатам анализа уточнено понятие опасного сечения асинхронного режима, определены пути развития новых методов.
2. Новый, представленный в работе, метод выявления опасных сечений в энергосистеме применим к задачам проектирования систем и средств противоаварийного управления и мониторинга энергосистемы в режиме реального времени.
3. При разработке метода использовано понятие точки минимального напряжения. Показано, что слабая линия электропередачи, характеризующаяся наличием ТМН и стока реактивной мощности в эту линию, при утяжелении режима войдет в состав опасного сечения. Указанные признаки позволяют осуществлять раннее выявление слабой линии в энергосистеме задолго до наступления потери устойчивости.
4. Разработанный метод позволяет выявить полный перечень слабых линий, подлежащих при определенных обстоятельствах защите системой ликвидации асинхронного режима. Одновременно метод позволяет сформировать перечень линий, защита которых такой автоматикой не потребуется ни в каких режимах при данной структуре сети.
5. Использование разработанного метода для поддержки принятия решений в диспетчерских центрах позволит повысить надежность ведения режима. Определение сечений по данным измерений величин векторов напряжений в узлах электроэнергетической системы средствами телеметрии, в том числе с использованием информации от устройств синхронизированных векторных измерений, позволяет контролировать состояние сечений в режиме реального времени и выявлять опасное развитие ситуации задолго до момента действительного нарушения устойчивости энергосистемы.
6. На основе разработанных методов реализованы алгоритмы и прототипы программного обеспечения для проектирования системы противоава-рийного управления и мониторинга опасных сечений в энергосистеме.
7. Апробация методов была проведена на схеме энергосистемы Но-рильскэнерго. Определение опасных сечений Норильской энергосистемы и сравнение полученных результатов с результатами, полученными традиционным методом анализа, подтверждает достоверность результатов, получаемых разработанным методом.
8. Использование разработанного метода позволяет в автоматизированном режиме получить полную совокупность возможных опасных сечений и их состав. Это избавляет проектировщика от необходимости выполнения большого объема сложных вычислений, сокращает время решения задачи, обеспечивает полноту и эффективность выявления возможных опасных сечений асинхронного режима.
9. Разработанный метод использован при формировании критериев оптимизации мест размещения устройств СВИ при выполнении проектов по развитию СМГГР в ЕЭС России в операционных зонах ОЭС Урала и ОЭС Сибири. Использование метода позволяет уточнять требования к размещению устройств СВИ и оптимизировать необходимое количество устанавливаемых устройств.
