НИР. 1. Описание решаемых задач программновычислительными комплексами
 Скачать 33.85 Kb.
|
|
Введение Расчет режимов электроэнергетических систем позволяет обеспечить устойчивое энергоснабжение и качество электроэнергии, в соответствии с требованиями технических регламентов. Ежедневно производится планирование режимов для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России. Это достигается путем осуществления: − расчетов электроэнергетических режимов; − анализа устойчивости энергосистемы; − расчета допустимых перетокoв активной мощности по контролируемым сечениям; − планирования электроэнергетических режимов работы энергообъектов и энергосистем; Существует множество различных программно-вычислительных комплексов, предназначенных для решения различных задач. В России основными комплексами являются RastrWin 3 и Eurostag. 1. Описание решаемых задач программно-вычислительными комплексами 1.1 Расчет режимов электроэнергетических систем Управление и планирование режимов энергосистемы – весьма сложная задача. Её трудность заключается в невозможности накапливания большого количества электроэнергии, так как в каждый момент времени выработанное электричество сразу же должно быть потреблено нагрузкой. Другой проблемой является огромное количество элементов электроэнергетической системы. Так, на сегодняшний день только лишь в зоне обслуживания ПАО «ФСК ЕЭС» находится более 900 подстанции в сетях выше 110 кВ и более 650 электростанций. Поэтому задача эффективного и безопасного управления энергосистемой может быть рассмотрена только с использованием специальных программно-вычислительных комплексов, на которых осуществляются расчеты допустимых электроэнергетических режимов, как всей Единой Энергосистемы России, так и её составных частей. Составными частями ЕЭС являются объединенные и региональные энергосистемы, также отдельные энергорайоны и энергоузлы. Программно-вычислительные комплексы для расчета электроэнергетических режимов должны обладать высокой точностью, так как именно от этого зависит надежная и устойчивая работа электрооборудования и всей энергосистемы в целом. Расчет режимов представляет собой математическое моделирование событий и реальных физических процессов, которые происходят в энергосистеме. Организация, обладающая наибольшим экспертным опытом в расчетах режимов работы энергосистемы является открытое акционерное общество «Системный оператор Единой энергетической системы» (ОАО «СО ЕЭС»). Специалисты системного оператора ежедневно актуализируют расчетную модель энергосистемы, которая учитывает топологию электросетей, состав и характеристики электросетевого оборудования, состав и параметры генерирующего оборудования, токовые нагрузки данного оборудования, а также величины перетоков активной мощности в контролируемых сечениях. По состоянию на 01.02.2021 расчетная модель оптового рынка электроэнергии включает в себя количество: - узлов – 10 201; - ветвей – 15 976; - сечений – 1 408; - агрегатов (режимных генерирующих единиц) – 1 864; - электростанций – 850; - энергоблоков – 2 663. При расчете установившихся режимов специалисты Системного оператора используют программный комплекс RastrWin 3, а при расчете переходных режимов применяют программный комплекс Eurostag, причем начальными параметрами являются результаты расчета в комплексе RastrWin 3. Модель используется для расчета установившихся режимов и статической устойчивости. На основании результатов определяется возможность возникновения перегрузок электроэнергетического оборудования, недопустимых отклонений напряжения на шинах электростанций, подстанций и нагрузки потребителей. Проверяется устойчивость параллельной работы генерирующего оборудования с энергосистемой путем расчета электромеханических переходных процессов и динамической устойчивости с учетом систем регулирования и управления. Данная информация используется для разработки мероприятий по обеспечению допустимых параметров режимов и выработки рекомендаций по действиям диспетчеров. В контролируемых сечениях определяются максимально допустимые и аварийно допустимые перетоки активной мощности, разрабатывается логика действий устройств противоаварийной автоматики и релейной защиты, формируется инструктивные материалы и диспетчерская документация. Кроме того, по результатам расчетов принимаются решения о перспективе развития ЕЭС России. Прогнозируемые электроэнергетические режимы позволяет обеспечить надежное функционирование ЕЭС при присоединении новых потребителей, строительстве электростанций и сетей. 1.2 Аварии в энергосистемах Одной из основных задач программно-вычислительных комплексов является расчет аварийных и послеаварийных режимов. Цель таких расчетов – установить, в каких границах режимных параметров может эксплуатироваться энергосистема. Для этого моделируются различные схемно-режимные ситуации, которые могут возникнуть при эксплуатации энергосистемы, и для данных ситуаций определяются границы запасов устойчивости, время ликвидации возмущений, условия обеспечения критерия динамической устойчивости, параметры послеаварийного режима. По результатам данных расчетов разрабатываются мероприятия по предотвращению возникновения аварий, и их ликвидации. Авария в энергосистеме – нарушение нормального режима всей или значительной части энергетической системы, связанное с недопустимыми режимами ее работы или режимами работы оборудования, повреждением оборудования, временным недопустимым ухудшением качества электрической энергии или перерывом в электроснабжении потребителей. Аварии в энергосистемах происходят нередко, но также иногда случаются крупные аварии, приводящие к отключению большего количества потребителей, что приводит к большим экономическим издержкам. 1.3 Восстановление энергосистемы Программно-вычислительные комплексы используют не только при планировании режимов, но и при ликвидации аварий. При аварии срабатывают устройства релейной защиты и противоаварийной автоматики, все результаты изменения схемы отображаются на диспетчерском щите. Задачей диспетчера при восстановлении энергосистемы является восстановление питания отключенного потребителя в минимально короткие сроки. В первую очередь распознается конфигурация ЭЭС сразу после аварии. Для этого анализируются положения выключателей и узлов под напряжением, оперативные сообщения о срабатывании релейной защиты. Таким образом, устанавливается отключенный объект и нормально работающая часть энергосистемы. Следующим этапом является поиск маршрута восстановления. Цель данного мероприятия – приблизиться к первоначальной конфигурации схемы с минимумом переключений. Для большинства возмущений у диспетчера имеется заранее составленные блоки переключений. В общем последовательность восстановления выглядит следующим образом: виде в дефицитном энергорайоне производят запуск генераторов, участвующих в восстановлении, и загружают уже подключенные. Приоритет отдается наиболее короткому маршруту. Также при разработке маршрута учитывается приоритет восстановления потребителей. Точка подключения выбирается с как можно более высоким уровнем напряжения, для восстановления большего количества потребителей. После того, как маршрут определен, подготавливаются связи, по которым будут производиться подключения. На данном этапе могут быть использованы системы мониторинга переходных процессов (СМПР). Данные системы обеспечивают синхронизированные по времени измерения параметров, характеризующих режим работы энергосистемы в различных ее точках с высокой дискретностью. Также используются результаты расчетов заранее смоделированных послеаварийных режимов. Последним этапом восстановления энергосистемы является выполнение переключений и возобновление электроснабжения потребителей. 1.4 Устойчивость энергосистем Расчет устойчивости производится как при планировании режимов, в случаях изменения схемно-режимной ситуации, так и при контроле запасов устойчивости в реальном времени. Данные мероприятия направлены на повышения надежности электроснабжения. В энергосистемах различают два вида устойчивости: статическая устойчивость и динамическая устойчивость энергосистемы. Статической устойчивостью называется способность энергосистемы возвращаться к исходному или близкому к нему установившемуся режиму после малых возмущений. Под малым возмущением режима энергосистемы понимается такое возмущение, при котором изменение параметров режима энергосистемы несоизмеримо малы по сравнению со значениями этих параметров. Примерами возмущений могут быть: − отключение одной или двух ЛЭП; − отключение системы шин; − отключение энергоблока; − отключение трансформатора; − близкое к шинам электростанции или затяжное КЗ; − превышение перетока активной мощности по контролируемому сечению заданной величины. Динамическая устойчивость энергосистемы – способность энергосистемы возвращаться к установившемуся режиму после значительных возмущений без перехода в асинхронный режим. При расчете динамической устойчивости определяют предельное время снятия возмущения, при котором не будет нарушена синхронная работа энергоблоков. В соответствии с этим задаются уставки срабатывания защит и автоматики. Нарушение устойчивости возникает вследствие небалансов активной мощности, отклонений напряжения, возникновения асинхронных режимов и режимов синхронных качаний. Причинами данных нарушений могут быть внезапные отключения нагрузки или генерации, перегрузки линий электропередачи, отказы защит, устройств противоаварийной автоматики, несинхронного включения линий или генераторов, потери возбуждения генератора. Нарушение устойчивости может привести к асинхронному режиму. Асинхронный режим – режим энергосистемы, характеризующийся устойчивыми глубокими периодическими колебаниями напряжений, токов и мощностей, периодическим изменением взаимного угла ЭДС генераторов электростанций и наличием разности частот между частями синхронной зоны при сохранении электрической связи между ними. Устойчивость энергосистем характеризуется запасом устойчивости – показателем, количественно характеризующим «удаленность» значений параметров режима энергосистемы от их значений в предельном по устойчивости режиме. Запас устойчивости разделяют на два вида: запас по активной мощности и запас по напряжению. Коэффициент запаса статической (апериодической) устойчивости по активной мощности в сечении вычисляется по формуле:  (1)где Pпр – предельный по апериодической статической устойчивости переток активной мощности в рассматриваемом сечении; Р – переток в сечении в рассматриваемом режиме, Р > 0; ΔPнк – амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности в этом сечении (принимается, что под действием нерегулярных колебаний переток изменяется в диапазоне Р ± ΔPнк). Значение амплитуды нерегулярных колебаний активной мощности устанавливается для каждого сечения энергосистемы (в том числе, частичного) по данным измерений. При отсутствии таких данных расчетная амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности сечения может быть определена по выражению:  (2)где Pн1, Pн2, МВт, – суммарные мощности нагрузки с каждой из сторон рассматриваемого сечения. Коэффициент K, МВт, принимается равным 1,5 при ручном регулировании и 0,75 при автоматическом регулировании (ограничении) перетока мощности в сечении. Значения коэффициента запаса по напряжению (KU) относятся к узлам нагрузки и вычисляются по формуле:  (3)где U – напряжение в узле в рассматриваемом режиме; Uкр – критическое напряжение в том же узле, соответствующее границе статической устойчивости электродвигателей. Критическое напряжение в узлах нагрузки 110 кВ и выше при отсутствии более точных данных принимается равным большей из двух величин: 0,7·Uном и 0,75·Uнорм, где Uнорм – напряжение в рассматриваемом узле нагрузки при нормальном режиме энергосистемы Таблица 1− Коэффициенты запаса по активной мощности
При нарушении устойчивости возможен переход возмущения из одного вида в другой, что повлечет за собой развитие аварии. Поэтому, сохранение статической и динамической устойчивости позволит не допустить развитие аварии. 1.5 Предотвращение развития и ликвидация аварий в энергосистемах Основными средствами предотвращения крупных аварий является противоаварийная автоматика (ПА) и действия, предпринимаемые оперативно-диспетчерским персоналом в послеаварийных режимах. Противоаварийной автоматикой называется совокупность устройств, обеспечивающих измерение и обработку параметров электроэнергетического режима энергосистемы, передачу информации и команд управления и реализацию управляющих воздействий в соответствии с заданными алгоритмами и настройкой для выявления, предотвращения развития и ликвидации аварийного режима энергосистемы. Автоматическое противоаварийное управление предназначено для выявления, предотвращения развития и ликвидации аварийного режима энергосистемы. Настройка устройств и комплексов ПА (уставки и алгоритмы функционирования) осуществляется: − при вводе в работу новых (модернизированных) устройств и комплексов ПА; − в процессе эксплуатации существующих устройств и комплексов ПА; − при изменении схемно-режимных условий в энергосистеме. Проектными решениями для новых (модернизированных) устройств и комплексов ПА должны быть определены: проектные уставки, алгоритмы функционирования (принципиальные, функционально-логические схемы, схемы программируемой логики), параметры параметрирования и конфигурирования. Изменение уставок и алгоритмов функционирования в процессе эксплуатации существующих устройств и комплексов ПА производится на основании расчетов в программно-вычислительных комплексах при планировании режимов и являются объектами диспетчеризации, осуществляющимися по заданию ОАО «СО ЕЭС» или по согласованию с ОАО «СО ЕЭС». При возникновении аварии, негативные последствия могут распространиться за доли секунды. Человеку не под силу предпринять действия за столь короткий промежуток времени. Противоаварийная автоматика предотвращает развитие нарушения нормального режима работы всей энергосистемы. Дальнейшие действия предпринимаются оперативно-диспетчерским персоналом. Диспетчер диспетчерского центра - работник, уполномоченный субъектом оперативно-диспетчерского управления от имени диспетчерского центра отдавать команды и разрешения диспетчерам других диспетчерских центров, центров управления сетями и оперативному персоналу субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии по управлению электроэнергетическим режимом энергосистемы в операционной зоне соответствующего диспетчерского центра. Основными задачами диспетчера электрических сетей являются: − обеспечение надежного и бесперебойного электроснабжения потребителей при экономичной работе электрических сетей; − организация работ по выводу оборудования в ремонт для технического обслуживания и по вводу его в работу; − организация работы по ликвидации аварий и других отклонений в работе электрооборудования. 1.6 Совместное использование с информационными комплексами Для управления режимом энергосистемы, предотвращения и ликвидации аварии диспетчеру необходима информация о параметрах режима. Приём, обработка, передача и хранение телеметрической информации о режиме работы энергетической системы, поступающей в реальном времени, и предоставление оперативно-диспетчерскому персоналу доступа к ней осуществляется с помощью оперативно-информационного комплекса (ОИК). В ОАО «СО ЕЭС» в эксплуатацию введен программно-аппаратный комплекс «Автоматизированная система сбора, достоверизации и формирования плановой и оперативной, отчетной информации» (ПАК АС «Энергия»). Данный комплекс предназначен для унификации процесса сбора, достоверизации и формирования оперативной и отчетной информации, предоставляемой субъектами электроэнергетики в диспетчерские центры ОАО «СО ЕЭС». Результаты, полученные в ПАК АС «Энергия», представляются в органы исполнительной власти Российской Федерации, используются при подготовке ежесуточных и ежемесячных справок и отчетов о результатах функционирования ЕЭС России. Еще одной системой телеметрии, используемой в ЕЭС России, является система мониторинга переходных режимов (СМПР). Анализируя выводы об аварии в московской энергосистеме, был издан приказ ОАО "РАО "ЕЭС России"" № 344 от 1 июня 2005 г., согласно которому в России должна быть создана собственная специализированная система мониторинга параметров переходных режимов. СМПР позволяет: − наблюдать переходные процессы в энергосистеме; − оценивать текущие режимы работы всей энергосистемы; − эффективно анализировать причины и последствия технологических нарушений и системных аварий; − проверить и уточнить динамическую модель энергосистемы; − более точно настроить автоматику защиты. Информация, полученная с помощью данных комплексов, структурируется и используется в последующих расчетах при планировании режимов. 1.7 Обзор программно-вычислительных комплексов В настоящее время используется большое количество различных программ для расчета и моделирования установившихся, переходных режимов. Программные комплексы разрабатываются в разных странах и отличаются спектром решаемых задач. Основными ПВК являются: Космос, PSS/E, DigSilent PowerFactory, Дакар, RastrWin 3, Eurostag. Среди данных программ можно выделить зарубежные комплексы: PSS/E, DigSilent PowerFactory, Eurostag. ПК RastrWin 3 создан в России, а Космос и Дакар в Украине. В странах Европы и в США широкое применение нашли комплексы PSS/E, DigSilent PowerFactory. В России наиболее популярными являются RastrWin 3 и Eurostag. В данной работе рассматриваются RastrWin 3. Так, RastrWin 3 имеет удобный интерфейс и поддерживает функцию оптимизации режима, что отсутствует в Eurostag, но в RastrWin 3 не предусмотрено расчета переходных процессов. Производителем программного комплекса RastrWin является РОО «Фонд кафедры АЭС им. Д.А. Арзамасцева» г. Екатеринбург. Программный комплекс RastrWin предназначен для решения задач по расчету, анализу и оптимизации установившихся режимов электрических сетей и систем Достоинствами RastrWin можно назвать: − простой и удобный интерфейс; − возможность создания однолинейной графической схемы сети с отображением необходимых параметров; − расчет установившегося режима электрических сетей произвольного размера и сложности; − оптимизация электрических сетей по уровням напряжения, потерям мощности и распределению реактивной мощности; − возможность создания моделей современных средств силовой электроники (СТК, УШР, СТАТКОМ, ВПТ); − расчет положений регуляторов трансформатора под нагрузкой (РПН) и положений вольтодобавочных трансформаторов. Первоначальным недостатком программного комплекса RastrWin 3 являлось отсутствие возможности рассчитывать переходные режимы, но для этого в RastrWin была предусмотрена возможность экспортирования режима в другие программные комплексы, например, такие как Mustang и Eurostag. В настоящее время в RastrWin 3 можно интегрировать специальное расширение – RUStab, которое позволяет рассчитывать переходные процессы. 1.8 Вывод Функционирование Единой энергетической системы невозможно без применения программно-вычислительных комплексов для расчета режимов. Благодаря им решается обширный комплекс задач управления режимами энергосистем: планируется работа основного электрооборудования, прогнозируется изменение параметров режима энергетической системы, исследуется устойчивость параллельной работы генерирующего оборудования, рассматриваются различные сценарии возможных аварий, расчет которых позволяет разработать мероприятия по их предотвращению и ликвидации. Для решения данных задач производится ежедневная актуализация расчетной модели. Для решения определенных задач (расчет установившихся режимов, переходных процессов) применяются соответствующие программные комплексы. Используемые сегодня комплексы имеют свои преимущества и недостатки, так как каждый комплекс изначально создается для решения конкретных задач. В RastrWin 3 имеется качественная графическая составляющая, Eurostag поддерживает возможноть детального моделирования электрооборудования при расчете переходных процессов. |