Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010

Подождите немного. Документ загружается.

270

методику предлагается использовать в целях противоаварийного управления, целесооб-

разно исследовать ее работоспособность при аварийных возмущениях. В данной работе

применяется возмущение в виде короткого замыкания в точке, показанной на рисунке 1.

Методика идентификации. В данной статье предлагается идентифицировать ди-

намический эквивалент в виде дискретной модели пространства состояний [4, 5]:













;













(1)

где  – вектор состояний системы







;  – вектор выходных переменных



1



;  –

вектор входных переменных



1



; , , ,  – матрицы системы;  – шаг расчета.

Эквивалентная структура в виде матричной передаточной функции для такой мо-

дели показана на рисунке 2.

Рисунок 2 – Структура динамической системы

Зная последовательность входных сигналов можно записать значения выходных

сигналов на интервале  [6]:













































 



























. (2)

Для определения матриц , , ,  в (2) необходимо для интервала наблюдения

 сформировать матрицы входных и выходных сигналов  и  соответственно:























 











, (3)

где













































, 































































(4)

В сжатой форме систему уравнений (3) можно записать следующим образом:

Ω   Ψ  . (5)

Зная Ω в (5) можно легко получить матрицы системы  и . Для получения матри-

цы Ω из (5) применяется ортогональное треугольное разложение и сингулярное разложе-

ние матриц [6]. Ортогональное треугольное разложение осуществляется для матрицы, со-

ставленной из матриц входных и выходных сигналов (4):



































, (6)

271

где 



, 



– нижние треугольные матрицы; 



– квадратная матрица; 



, 



– ортого-

нальные матрицы.

Из (6) выразим :











 









. (7)

Здесь первое слагаемое соответствует проекции пространства строк матрицы выходных

сигналов на пространство строк матрицы входных сигналов, а второе слагаемое это про-

екция пространства строк матрицы выходных сигналов на пространство, перпендикуляр-

ное пространству строк матрицы входных сигналов. Сравнивая (7) и (5) видим, что:

Ω









. (8)

Домножая (8) на 



справа и учитывая, что столбцы матрицы 



ортогональны, получаем:

Ω  









. (9)

C помощью сингулярного разложения матрицы 



получаем изображение матри-

цы Ω. Число сингулярных чисел полученной матрицы 



соответствует принимаемому

порядку динамической системы. В работе принят порядок системы 3. Разложение

осуществляется следующим образом:





Σ



, (10)

где ,  – ортогональные матрицы; Σ – диагональная матрица с сингулярными числами на

главной диагонали.

Из (9) и (10) определяем Ω:

Ω

√

Σ. (11)

Далее из матрицы Ω легко получить матрицы  и С. Подставив полученные значе-

ния  и С в (2), можно методом наименьших квадратов определить матрицы  и .

Результаты моделирования. На рисунках 3 и 4 изображено изменение модуля и

фазы напряжения на зажимах синхронных машин при трехфазном коротком замыкании.

Там же показаны спрогнозированные значения этих величин.

Как видно из рисунков особенно большие ошибки прогноза происходят при резких

изменениях прогнозируемых параметров. Это расхождение можно уменьшить, если осу-

ществлять прогнозирование параметров с учетом ошибки прогнозирования предыдущих

шагов. Однако при этом скорость реакции прогноза на изменение состояния объекта

уменьшается, поэтому этот вопрос требует дополнительного исследования.

Корме того, существуют рекуррентные методы оценки параметров модели, кото-

рые должны давать лучшие результаты. Этот вопрос также требует дополнительного ис-

следования.

Заключение. В статье изложена методика идентификации динамического эквива-

лента энергосистемы и прогнозирования переходного процесса на основе этого эквива-

лента. Главной целью исследования была оценка возможности использования математи-

ческого аппарата идентификации динамических систем для широкомасштабного управле-

ния энергосистемой на основе синхронизированных векторных измерений. Этот подход

показал хорошие результаты, и дальнейшие исследования будут вестись в направлении

улучшения численных результатов прогнозирования.

Прогноз изменения параметров энергосистемы дает возможность создания опти-

мальной широкомасштабной системы управления [7]. Структура предлагаемой системы

показана на рисунке 5. С помощью синхронизированных векторных измерений оценива-

ется динамический эквивалент всей управляемой энергосистемы и на основе поиска экс-

272

тремума целевой функции управления формируются оптимальные управляющие воздей-

ствия.

Рисунок 3 – Изменение модуля и фазы напряжения генератора1 при трехфазном к.з.:

а – изменение модуля напряжения на зажимах генератора;

б – изменение фазы напряжения на зажимах генератора

273

Рисунок 4 – Изменение модуля и фазы напряжения генератора 2

при трехфазном к.з.:

а – изменение модуля напряжения на зажимах генератора

б – изменение фазы напряжения на зажимах генератора

274

Рисунок 5 – Структурная схема системы управления

В качестве объектов управления для предлагаемой системы можно использовать

как традиционные (генераторы) так и современные устройства регулирования (устройства

FACTS). Предлагается осуществлять управление путем изменения уставок АРВ и регуля-

торов скорости генераторов и/или уставок систем управления устройствами FACTS.

Список использованных источников

1. Данилин А.В., Прихно В.Л., Жуков А.В., Демчук А.Т. Система мониторинга запасов

устойчивости энергосистемы на основе данных СМПР. Материалы конференции «Мо-

ниторинг параметров режимов электроэнергетической системы», Санкт-Петербург,

2008.

2. Тутундаева Д.В., Фишов А.Г. Новые возможности управления режимами ЭЭС при из-

мерении фаз напряжений в электрической сети. Оперативное управление в электро-

энергетике, 2009, вып. 1, с. 37–43.

3. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах.

М.: Высш. шк., 1985. 536 с.

4. Гроп Д. Методы идентификации систем. М.: Мир, 1979. 304 с.

5. Фомин В.Н., Фрадков А.Л., Якубович В.А. Адаптивное управление динамическими

объектами. М.: Наука, 1981. 448 с.

6. Katayama T. Subspace Methods for System Identification, 2005.

7. Чусовитин П.В., Паздерин А.В., Солодянкин С.А. Применение устройств регулируемой

передачи переменного тока для управления режимом энергосистемы. Материалы XVII

международной конференции молодых ученых по приоритетным направлениям разви-

тия науки и техники, Екатеринбург, УГТУ-УПИ, 2009.

275

ПРИНЦИПЫ ПЛАНИРОВАНИЯ РЕМОНТОВ

ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМ

Д.И. Валиков

, П.М. Ерохин, А.А. Смирнов, А.В. Юдин

УрФУ,

Филиал ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Урала

Важнейшими задачами планирования работы электрических сетей являются обес-

печение бесперебойного снабжения потребителей, надежная работа оборудования и мак-

симальная экономичность работы электростанций. Для этого необходимо проведение ре-

монтов оборудования – важнейшего мероприятия по обеспечению заданного уровня ре-

жимной надёжности.

В настоящее время большинство субъектов энергетики разделено между собой

границами балансовой принадлежности. При этом все элементы энергосистемы связаны

общностью электрического режима. Несогласованный вывод в ремонт оборудования мо-

жет приводить не только к неоптимальной работе энергосистемы, но и к возникновению

аварийных ситуаций.

Роль координатора ремонтной кампании в энергосистеме отводится Системному

оператору Единой энергетической системы [1], который обязан действовать в интересах

всех субъектов энергосистемы. Системному оператору законодательно предоставлено

право изменять плановые сроки ремонтов с учетом сложившейся схемно-режимной си-

туации, погодных условий, заявок субъектов энергетики на неотложные ремонты и возни-

кающих аварийных ситуаций. При формировании графика ремонтов Системный оператор

обязан обеспечить надёжность функционирования энергосистемы. Составление графика

ремонтов электротехнического оборудования является трудоёмким и многокритериаль-

ным процессом, требующим больших затрат времени и высокой квалификации работни-

ков.

Поскольку процесс формирования графика ремонта оборудования затрагивает ин-

тересы всех субъектов, необходимо сделать его максимально прозрачным и понятным.

Каждый субъект должен понимать принципы формирования графика ремонтов оборудо-

вания и использовать их с целью создания наиболее оптимального графика и скорейшего

его согласования.

Статья посвящена структурированию и формализации принципов планирования

ремонтов оборудования. Некоторые принципы описывались ранее [2], но не обобщались и

не структурировались. Настоящая работа будет полезна субъектам электроэнергетики при

планировании графиков вывода в ремонт оборудования и согласовании их с Системным

оператором ЕЭС.

Для компоновки графика ремонтов электротехнического оборудования необходима

следующая информация:

 наименование электротехнического оборудования (наименование объекта дис-

петчеризации (ЛЭП, ПС, электростанция, оборудование));

 даты начала и окончания работ;

 вид ремонта, содержание работ, аварийная готовность.

В качестве дополнительной информации необходимы:

 проект графика ремонта генерирующего оборудования;

 балансовые показатели энергосистемы;

 графики вывода в ремонт устройств передачи аварийных сигналов и команд,

устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики.

276

В конце каждого года субъекты электроэнергетики составляют перечни оборудова-

ния, ремонт которого должен быть выполнен в следующем году в соответствии с норма-

тивными сроками и фактическим состоянием оборудования. Эти перечни предварительно

корректируются, увязываются с имеющимися ресурсами. В результате формируются гра-

фики ремонта оборудования [3], которые направляются на рассмотрение в Системный

оператор, где проводится анализ допустимости совмещения ремонтов в масштабах

ОЭС/ЕЭС. Затем формируется сводный план ремонта основного и вспомогательного обо-

рудования на следующий год. Отметим, что утвержденный годовой план ремонтов поме-

сячно корректируется с учетом отклонений фактических показателей от плановых.

Целью координации ремонтной кампании является установление сроков ремонтов

электроэнергетического оборудования таким образом, чтобы генерирующие и сетевые

компании, предприятия потребителей могли осуществлять ремонт оборудования без сни-

жения надёжности электроснабжения потребителей.

Для оценки режимной надёжности в мировой и отечественной практике широко

применяется критерий N–1, который обычно трактуется, как способность энергосистемы

противостоять потере самого мощного сетевого элемента или энергоблока с сохранением

устойчивости энергосистемы, электроснабжения потребителей, с обеспечением допусти-

мых уровней напряжения. В нормативно-технической документации определение крите-

рия N–1 отсутствует, но в ней указаны требования для соблюдения данного критерия.

Наиболее полно критерий N–1 трактуется в [4]. Там же выделены основные условия для

его выполнения.

При формировании графика ремонтов Системный оператор, учитывая поданные

субъектами сроки заявок на ремонт оборудования, выполняет:

 разнесение сроков ремонта оборудования, одновременный вывод которого из

работы снижает надежность работы энергосистемы, ухудшает показатели каче-

ства электроэнергии, приводит к ограничению и/или отключению от сети объек-

тов генерации и потребления;

 совмещение ремонтов оборудования, одновременное выполнение которых целе-

сообразно по технологии, например, совмещение ремонтов оборудования блоч-

ных схем, основного и вспомогательного оборудования и т.п.;

 определение приоритетности системообразующего оборудования с наибольшим

классом напряжения;

 определение первоочередности при возникновении противоречий в процессе

формирования графиков. Приоритет отдаётся генерирующему оборудованию,

т.к. графики ремонта генерирующего и электросетевого оборудования форми-

руются параллельно;

 контроль токовой загрузки сетей 220/110 кВ в ремонтных схемах с

учётом воз-

можных аварийных отключений оборудования;

 учёт критерия N–1, как основного критерия оценки режимной надёжности.

Для соблюдения критерия N–1 в рассматриваемой схеме требуется:

 определить нормативное возмущение, т.е. наиболее тяжёлое возмущение, кото-

рое учитывается в требованиях к устойчивости энергосистем [5];

 определить области допустимых режимов с учётом нормативных возмущений,

предусмотреть необходимые первичные резервы активной мощности;

 определить области допустимых режимов в каждой из схем, возникающих после

нормативных возмущений, предусмотреть вторичные резервы активной мощно-

сти в энергорайонах, ограниченных контролируемыми сечениями, и реактивной

мощности вблизи контрольных пунктов по напряжению, достаточные по объёму

и качеству для восстановления за нормативное время нормальных режимных

параметров, включая перетоки

активной мощности;

277

 планировать и обеспечивать третичные резервы активной и реактивной мощно-

сти для восстановления вторичных резервов.

При составлении графика на вывод в ремонт оборудования всегда проводится мно-

гокритериальный анализ. Так, в филиале ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Урала делают схемный и

режимный анализ возможности вывода оборудования в ремонт. Схемный анализ предна-

значен для недопущения отключения невыводимого в ремонт оборудования. Допусти-

мость параметров режима в ремонтных схемах с учётом аварийных возмущений произво-

дится в процессе режимного анализа. При этом необходимо учитывать безопасность про-

ведения работ. Следует отметить, что в случае разрешения неотложных и аварийных ре-

монтов возможно отклонение от рассматриваемых ниже принципов, при этом энергосис-

тема работает с пониженным запасом устойчивости и надёжности. Рассмотрим упомяну-

тые принципы более подробно.

Принципы схемного анализа

А) Принципы, рационализирующие вывод оборудования в ремонт:

 ремонт линейного оборудования, такого как линейные разъединители, транс-

форматоры тока, трансформаторы напряжения и оборудование связи, целесооб-

разно совмещать с ремонтом линии;

 ремонт шинных разъединителей, трансформаторов напряжения, секционных вы-

ключателей при планировании совмещается с ремонтом системы шин;

 вывод в ремонт АТГ связи на станциях, в обмотку низкого напряжения которых

подключёно генерирующее оборудование, планируется с учётом предваритель-

ного графика ремонта генерирующего оборудования. Аналогичным образом со-

вмещаются ремонты устройств компенсации реактивной мощности и АТГ.

Рисунок 1 – Схема распределительных устройств и участок сети 500 кВ

Б) Принципы, на основе которых происходит изменение сроков ремонта или отказ

в его проведении:

 ремонт нескольких ЛЭП, отходящих от одного объекта не допускается. Этим

обеспечивается более надёжное проведение переключений и включение в работу

оборудования в аварийных ситуациях;

 разнесение по срокам ремонтов, совмещение которых невозможно из-за ограни-

чений, накладываемых при переключениях, например, при необходимости от-

ключения ЛЭП отключение системы шин 500 кВ недопустимо;

 вывод в ремонт выключателя в сети 500 кВ на одном конце ЛЭП, если он со-

вмещается с ремонтом выключателя на другом конце этой же ЛЭП и ЛЭП вклю-

чена только через 1 выключатель по обоим концам, не допускается. Таким обра-

зом, вывод в ремонт выключателя В-7 на подстанции №1 будет разнесён по сро-

кам с ремонтом выключателя В-1 и В-2 на подстанции №2 (рисунок 1);

 вывод в ремонт оборудования недопустим, если это приводит к разделению рас-

пределительного устройства на несколько

частей. Одновременный вывод в ре-

278

монт выключателей В-9 и В-10 на подстанции №1 не допустим, т.к. это приведёт

к разделению распределительного устройства на две части (рисунок 1).

Принципы режимного анализа

Рассмотрим режимные критерии на примере системообразующей сети 500 кВ ОЭС

Урала. На рисунке 2 представлены контролируемые сечения.

Рисунок 2 – Системообразующая сеть 500 кВ ОЭС Урала

А) Принципы совмещения ремонтов:

 вывод в ремонт оборудования, влияющего на ограничение мощности станций,

совмещается с выводом в ремонт генерирующего оборудования.

Так, вывод ВЛ 500 кВ «Калино–Тагил» (Клн – Таг) и ВЛ 500 кВ «Буйская–Калино»

(Буй–Клн) влияют на выдачу мощности Пермской ГРЭС (ПГРЭС). Ремонт электротехни-

ческого оборудования, приводящий к вынужденному простою генерирующего оборудо-

вания, проводится совместно с генерирующим оборудованием. При планировании ремон-

тов на Рефтинской ГРЭС (РФ) вывод в ремонт автотрансформаторов, выключателей

220 кВ, разъединителей, находящихся на связи 500/220 кВ, осуществляется совместно с

блоками 300 МВт. Блоки мощностью 300 МВт присоединены к обмоткам низкого напря-

жения автотрансформаторов связи 500/220 кВ;

 вывод в ремонт шунтирующих реакторов осуществляется при условии совмеще-

ния с ремонтом ЛЭП.

Для снижения рисков повышения напряжения в сети 500 кВ сверх максимального

рабочего значения (525 кВ) ремонт устройств компенсации реактивной мощности прово-

дится совместно с ЛЭП. Например, вывод в ремонт реакторов 500 кВ на ПС Тюмень (Т) в

летний период производится совместно с ВЛ 500 кВ «Тюмень–Нелым» (Т–Нел), ВЛ

500 кВ «Тюмень–Луговая» (Т–Луг) или ВЛ 500 кВ «Тюмень–Рефтинская ГРЭС» (Т-РФ).

В период высокого потребления допустим вывод в ремонт реакторов отдельно от

ЛЭП, т.к. генерация реактивной мощности по линии компенсируется перетоками актив-

ной мощности в ЛЭП;

 ремонт тупиковых ЛЭП совмещается с ремонтом трансформаторных мощностей

и устройств компенсации реактивной мощности на тупиковых подстанциях.

Рассмотрим Березниковско-Соликамский узел Пермской энергосистемы в качестве

типичного примера района, в котором при планировании ремонтов руководствуются дан-

ным принципом. Схема питания узла приведена на рисунке 3. Вывод в ремонт ВЛ 500 кВ

279

«Пермская ГРЭС–Северная» был совмещён с выводом в ремонт обеих АТГ 500/220 при

проведении реконструкции ПС 500 кВ Северная .

Рисунок 3 – Схема питания Березниковско-Соликамского узла Пермской энергосистемы

Б) Принципы переноса сроков ремонта или отказа по заявке на вывод в ремонт:

 ремонты ВЛ, входящих в одно контролируемое сечение, не совмещают для

обеспечения минимального снижения пропускной способности системообра-

зующей сети в планируемой ремонтной и послеаварийной схеме.

Так, например, недопустим одновременный вывод в ремонт ВЛ 500 кВ «Костром-

ская АЭС–Звезда» (КАЭС–Зв) и ВЛ 500 кВ «Нижнекамская ГЭС–Удмуртская» (НК–УД),

входящих в сечение «Урал-Запад», ВЛ 500 кВ «Костромская АЭС–Звезда» (КАЭС–Зв) +

ВЛ 500 кВ «Нижнекамская ГЭС–Удмуртская» (НК–УД) + ВЛ 500 кВ «Бугульма–Бекето-

во» (Буг–Б);

 в случаях, когда ЛЭП используются в качестве каналов связи для передачи сиг-

налов пусковых органов, максимально исключается наложение ремонтов ЛЭП,

если при этом в отключённом состоянии происходит потеря сигналов от пуско-

вых органов по отключению аварийных ВЛ и управляющих воздействий на от-

ключение генерации (ОГ) и отключение нагрузки(ОН).

Например, ВЛ 500 кВ «Воткинская ГЭС–Емелино» (

В–ЕМ) и ВЛ 500 кВ «Тагил–

Южная» (Таг–Ю) не входят в одно контролируемое сечение, и при выводе в ремонт одной

из ВЛ 500 кВ в Централизованной системе противоаварийной автоматики (ЦСПА) ОЭС

Урала не пропадают каналы связи выдачи команд на ОГ и ОН. Но при одновременном

выводе в ремонт данных ВЛ пропадают

как основной канал, так и резервный канал пере-

дачи данных в ЦСПА ОЭС Урала. Потеря функционала ЦСПА приводит к работе со сни-

женными максимально допустимыми перетоками;

 совмещение ремонтов АТГ связи 500/220/110 кВ двух узлов связанных ВЛ

500 кВ не допускается, если в послеаварийной схеме происходит превышение

токовой загрузки шунтирующей сети 220–110 кВ. Аварийное отключение одной

из оставшихся в работе АТГ приводит как к токовой перегрузке сети низкого

напряжения, так и к недопустимому снижению напряжения в ней. Этот принцип

также применим для длинных транзитов со слабо шунтирующей сетью.

Данная ситуация складывается на протяжённом транзите 500 кВ «Златоуст (Зл)–

Приваловская (П)–Кропачёво (Кр)». На всём своём протяжении транзит 500 кВ шунтиру-

ется сетью 110 кВ. Одновременное отключение нескольких трансформаторов связи

500/110 кВ приводит к загрузке питающих район сетей 110 кВ энергосистем выше допус-

тимых величин, что может привести к каскадному развитию аварии с погашением питае-

мого района;