автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Моделирование электроэнергетической системы в иерархической противоаварийной автоматике

На правах рукописи

ПОПОВА ЕЛЕНА ЮРЬЕВНА

МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ В ИЕРАРХИЧЕСКОЙ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКЕ

Специальность 05.14.02 - Электрические станции и электроэнергетические системы

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Новосибирск - 2013 005532487

005532487

Работа выполнена в ФГБОУ ВПО «Новосибирский государственный технический университет» и ФБОУ ВПО «Новосибирская государственная академия водного транспорта» (ФБОУ ВПО «НГАВТ»)

Научный руководитель: доктор технических наук, старший научный

сотрудник

Лизалек Николай Николаевич Официальные оппоненты: Хрущёв Юрий Васильевич

Защита состоится 28 июня 2013 года в 10 часов (ауд. 227) на заседании диссертационного совета Д 223.008.01 при ФБОУ ВПО «Новосибирская государственная академия водного транспорта» по адресу: 630099, г. Новосибирск, ул. Щетинкина, 33, ФБОУ ВПО «НГАВТ» (тел/факс (383) 222-49-76; E-mail: nsawt_ese@mail.ru; ese_sovet@mail.ru).

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФБОУ ВПО «Новосибирская государственная академия водного транспорта».

Автореферат разослан 15 мая 2013 г.

доктор технических наук, профессор ФГБОУ ВПО «Национальный исследовательский Томский политехнический университет»

Тутундаева Дарья Викторовна

кандидат технических наук, Филиал ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Новосибирской области», начальник отдела «Устойчивость и противоаварийная автоматика»

Ведущая организация: ЗАО «Сибирский энергетический научно-

технический центр»

И.о. учёного секретаря диссертационного совета

Дёмин Юрий Васильевич

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Устройства противоаварийной автоматики (ПА) в существенной мере определяют надёжность работы Единой Энергетической Системы (ЕЭС) России. Высокая значимость автоматики по предотвращению нарушения устойчивости (АПНУ) обусловлена наличием протяжённых линий электропередачи высокого напряжения, сложностью электрической схемы и режимов работы энергообъединений.

Алгоритм работы АПНУ по принципу I-ДО (выбор управляющих воздействий осуществляется «до» возникновения аварии) использует в контуре управления математическую модель (ММ) контролируемой электроэнергетической системы (ЭЭС), на которой проигрываются возможные аварийные ситуации и определяются мероприятия по предотвращению нарушения устойчивости. Эффективность противоаварийного управления во многом зависит от степени адекватности ММ ЭЭС. Большой вклад в исследование и разработку различных аспектов проблемы построения математических моделей ЭЭС для целей противоаварийного управления внесли Баринов В.А., Бартоломей П.И., Бушуев В.В., Васин В.П., Веников В.А., Гамм А.З., Иофьев Б.И., Кац П.Я., Конторович A.M., Кощеев Л.А., Манусов В.З., Маркович И.М., Петров A.M., Портной М.Г., Семёнов В.А., Совалов С.А., Строев В .А., Тарасов В.И., Фишов А.Г., Хрущёв Ю.В., Чебан В.М., Шелухин H.H., Щербачёв О.В. и их коллеги.

В связи с развитием иерархической системы противоаварийной автоматики с функциональной и информационной интеграцией устройств, находящихся на разных уровнях управления, требуется развитие новых методических разработок в области математического моделирования ЭЭС. Основным вопросом становится задача построения и организации функционирования иерархической ММ в виде совокупности взаимодействующих математических моделей одного и того же объекта - ЭЭС, рассматриваемой с разных уровней иерархии противоаварийного управления.

Связь темы диссертации с общенаучными (государственными) программами и /таном работы академии. Работы по математическому моделированию и противоаварийной автоматике энергосистем являются составной частью направления «Развитие электрической сети ЕЭС России» в составе «Генеральной схемы размещения объектов электроэнергии до 2020 г.», утверждённой распоряжением Правительства РФ от 22.02.2008 г., а также научной целевой комплексной темы «Разработка мероприятий по повышению надёжности работы оборудования в условиях пониженных температур» (гос. регистр. № 0188.0004.137) ФБОУ ВПО «НГАВТ».

Цель работы состоит в создании математических моделей, методов и алгоритмов, обеспечивающих адекватное моделирование ЭЭС в

централизованных системах противоаварийного управления ЭЭС в темпе текущего режима.

Для достижения поставленной цели решены следующие задачи:

1 Предложена иерархическая модель ЭЭС в виде совокупности взаимодействующих ММ, предназначенных для использования на разных уровнях управления АПНУ. Определены задачи, требующие решения при реализации данной модели.

2 Сформулированы основные требования к ММ ЭЭС, используемым в контуре управления АПНУ при работе по алгоритму 1-ДО. Проведён анализ существующих методов эквивалентирования для выявления возможности их использования в задачах анализа статической устойчивости послеаварийных режимов.

3 Сформулированы требования к эквивалентным моделям ЭЭС, применяющимся в задачах анализа статической устойчивости послеаварийных режимов.

4 Разработаны быстродействующие алгоритмы эквивалентирования ЭЭС, используемые при построении АПНУ. Проведена оценка их быстродействия и адаптивности к структуре исходной схемы сети.

, 5 Разработан метод расчёта параметров эквивалентов, сохраняющих основные статические свойства исключаемой сети при исследовании установившихся режимов в широкой области.

6 Разработана методика коррекции параметров эквивалентов для актуализации их на ММ ЭЭС в автоматике предотвращения нарушения устойчивости при изменении текущего режима энергосистемы, основанная на сохранении баланса мощностей в узлах примыкания эквивалентов.

7 Определено место и описан принцип работы предложенных методов и алгоритмов в общей схеме взаимодействия технологических алгоритмов централизованной системы противоаварийной автоматики (ЦСПА) объединённой энергетической системы (ОЭС) Сибири.

8 Проведены сопоставительные расчёты запаса статической устойчивости в послеаварийных режимах ЭЭС, подтверждающие эффективность использования предложенной иерархической модели ЭЭС.

Методы исследования. Для решения поставленных задач в работе использовались методы математического моделирования электрических сетей ЭЭС, аппарат линейной алгебры, теория функций многих переменных, вычислительные эксперименты.

Проверка эффективности предложенных методов и алгоритмов основывалась на расчётах по промышленной программе анализа установившихся режимов электрических систем ЯАБТЛ и с помощью специализированного программного обеспечения для централизованной системы противоаварийной автоматики ОЭС Сибири.

Достоверность и обоснованность результатов работы. Корректность предложенных в диссертации методов и алгоритмов формирования ММ ЭЭС в иерархической системе АПНУ подтверждается строгостью их теоретических обоснований и результатами проведённых вычислительных экспериментов. Кроме того, обоснованность результатов работы подтверждает практика их успешного использования в централизованной системе противоаварийной автоматики ОЭС Сибири, что нашло отражение в актах о внедрении. Научные результаты докладывались на конференциях и семинарах.

Научная новизна и теоретическая значимость работы.

Теоретическая значимость работы заключается в развитии методов математического моделирования сложных ЭЭС. Научная новизна работы обусловливается тем, что впервые:

1 Предложена иерархическая модель ЭЭС в виде совокупности взаимодействующих ММ, предназначенных для разных уровней управления АПНУ, позволяющая за счёт информации верхнего уровня повышать адекватность модели каждого нижнего уровня управления в темпе текущего режима.

2 Сформулированы требования к эквивалентным моделям, применяющимся в задачах анализа статической устойчивости послеаварийных режимов.

3 Разработан быстродействующий алгоритм эквивалентирования электрической сети для текущего режима, основанный на однократном эквивалентированни исходной схемы сети относительно узлов примыкания входящих в неё районов, позволяющий определять параметры эквивалентов для всех районов управления одновременно.

4 Разработан метод расчёта параметров эквивалентной модели, учитывающей статические характеристики исключаемых узлов по частоте и напряжению, а также номинальные и граничные значения активной и реактивной мощностей эквивалентируемых генераторов и нагрузок. Особенностью метода является получение аналитического описания обобщённых статических характеристик эквивалентной нагрузки по напряжению в узлах примыкания за счёт представления тока нагрузки исключаемых узлов в виде трёх составляющих, соответствующих постоянству мощности, тока и проводимости нагрузки.

5 Доказана эффективность использования предложенной модели в задачах расчёта запаса статической устойчивости послеаварийных режимов.

Практическая полезность и реализация результатов работы.

Разработанные методы и алгоритмы формирования ММ ЭЭС в иерархической системе АПНУ позволяют: уменьшить объём передаваемой телеметрической информации за счёт представления внешней, относительно района управления, части ЭЭС в упрощенном виде с сохранением основных статических свойств; обеспечить требуемое быстродействие расчётному циклу

АПНУ; повысить адекватность оценки запаса статической устойчивости в широкой области режимов.

Разработанные в диссертации методические положения легли в основу научно-исследовательских работ ЗАО «Институт автоматизации энергетических систем» по разработке централизованной системы противоаварийной автоматики ОЭС Сибири в части формирования математических моделей ЭЭС.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности. Диссертация по своему содержанию соответствует научной специальности 05.14.02 — Электрические станции и электроэнергетические системы. Область исследования, в частности разработка метода формирования математических моделей ЭЭС в иерархической противоаварийной автоматике, соответствует пунктам 6 «Разработка методов математического и физического моделирования в электроэнергетике» и 7 «Разработка методов расчёта установившихся режимов, переходных процессов и устойчивости электроэнергетических систем» паспорта научной специальности 05.14.02 по техническим наукам.

На защиту выносятся следующие основные результаты.

1 Иерархическая модель ЭЭС, используемая в централизованной системной автоматике предотвращения нарушения устойчивости в послеаварийных режимах, позволяющая поддерживать адекватность моделей нижних уровней управления за счёт актуализации параметров эквивалентной модели неконтролируемой сети ЭЭС.

2 Быстродействующий алгоритм эквивалентирования при определении параметров эквивалентов для АПНУ нижних уровней управления.

3 Метод расчёта параметров эквивалентов, учитывающих основные статические свойства исключаемой части сети в широкой области установившихся режимов.

4 Методика коррекции параметров эквивалентов для актуализации их на ММ ЭЭС в автоматике предотвращения нарушения устойчивости при изменении текущего режима энергосистемы.

5 Результаты проверки эффективности применения предложенной эквивалентной модели в задачах оценки статической устойчивости послеаварийных режимов.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на: всероссийской научно-практической конференции «Технологии управления режимами энергосистем XXI века», Новосибирск, 2006; конференции на гранд факультета энергетики НГТУ, Новосибирск, 2007; техническом совещании в ОДУ Сибири, Кемерово, 2007; всероссийской научной конференции студентов, аспирантов и молодых учёных «Наука. Технологии. Инновации», Новосибирск, 2007; третьей Международной научно-практической конференции «Энергосистема: управление, конкуренция, образование», Екатеринбург, 2008; международной научно-технической

конференции «ЭНЕРГОСИСТЕМА: Исследование свойств, Управление, Автоматизация», Новосибирск, 2009; всероссийской научно-технической конференции «Электроэнергетика глазами молодёжи», Екатеринбург, 2010; конференции «Развитие противоаварийного управления ОЭС Сибири», Кемерово, 2010; пятой международной научной конференции «Либерализация и модернизация электроэнергетических систем: умные технологии в объединённой работе электроэнергетических систем», Иркутск, 2012.

Личный вклад. Автором самостоятельно разработаны: иерархическая модель ЭЭС в виде совокупности взаимодействующих ММ на разных уровнях управления АПНУ; алгоритмы эквивалентирования электрической сети при определении параметров эквивалентов для моделей ЭЭС АПНУ нижних уровней; пошаговая реализация алгоритма эквивалентирования, обладающего наибольшим быстродействием; метод расчёта параметров эквивалентов, учитывающий статические характеристики исключаемых узлов по частоте и напряжению, а также номинальные и граничные значения активной и реактивной мощностей эквивалентируемых генераторов и нагрузок; методика коррекции параметров эквивалентов для актуализации их на ММ ЭЭС в автоматике предотвращения нарушения устойчивости при изменении текущего режима энергосистемы.

В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежит разработка методических и алгоритмических решений, анализ результатов и рекомендаций по их применению.

Публикации. Результаты диссертационного исследования отражены в 13 научных трудах, в том числе, в пяти статьях периодических изданий по перечню ВАК.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка использованной литературы, состоящего из 114 наименований, и приложений. Работа содержит 161 страницу основного текста, в том числе 33 рисунка и одну таблицу.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулирована цель и выполнена постановка задач исследования, указывается научная новизна и практическая значимость работы.

В первой главе рассматривается моделирование ЭЭС в централизованной системе АПНУ с учётом современных требований.

Автоматика предотвращения нарушения устойчивости ЕЭС России имеет иерархическую структуру, в которой количество уровней управления определено конкретными условиями функционирования ЭЭС, её электрической схемой, сбалансированностью, способностью выдерживать воздействия аварийных возмущений без нарушения устойчивости, управляемостью, принятыми способами и методами управления. Согласно стандарту ОАО «СО

ЕЭС» от 2011 г. выделяют три уровня АПНУ: локальную АПНУ (ЛАПНУ), ЦСПА и координирующую систему противоаварийной автоматики (КСПА).

В настоящее время двухуровневая система АПНУ реализована в ОЭС Востока, Сибири, Средней Волги, Урала и Юга. Создание верхнего уровня, КСПА, планируется «СО ЕЭС» в 2013-2016 гг.

На верхних уровнях иерархии, а также в ЛАПНУ при выборе управляющих воздействий (УВ) по алгоритму І-ДО, в контур управления входит ММ района управления (РУ).

Математическая модель состоит из расчётной модели РУ, текущий режим которой идентифицируется по данным телеметрической информации, и эквивалента неконтролируемой сети (рисунок 1).

Рисунок 1 - Математическая модель района управления автоматики предотвращения нарушения устойчивости

Под эквивалентом ЭЭС понимается эквивалент шунтирующей сети низкого напряжения и эквиваленты примыкающих энергосистем. Границы района управления и математической модели определяются заранее в процессе подготовки АПНУ к функционированию.

Степень детализации ММ зависит от многих факторов, в том числе и от решаемых на рассматриваемом уровне задач. Проведённый обзор алгоритмов выбора УВ по принципу 1-ДО позволил сформулировать ряд требований, предъявляемых к ММ ЭЭС: полное описание защищаемой зоны, имеющей достаточную степень наблюдаемости; учёт требований, выдвигаемых другими технологическими алгоритмами АПНУ; учёт изменений частоты и использование моделей генераторов в виде РЦ-типа; учёт статических характеристик нагрузки (СХН) по частоте и напряжению, моментно-скоростных характеристик турбин, регулирования напряжений в узлах ЭЭС.

Эквиваленты ЭЭС являются частью ММ и должны адекватно отображать реакцию внешней (неконтролируемой) сети при анализе статической устойчивости моделируемых послеаварийных режимов. В связи с этим, можно сформулировать следующие, предъявляемые к ним, требования:

1 Эквиваленты внешней сети не должны изменять потокораспределение контролируемой схемы энергорайона в текущем режиме.

2 Статические характеристики эквивалентов по частоте и напряжению должны обеспечивать сохранение реакции внешней сети на возмущения в контролируемом районе.

3 Суммарная мощность эквивалентной генерации и потребления в граничных узлах должна совпадать с суммарной мощностью генерации и потребления внешней сети.

В настоящее время эквиваленты в ММ ЭЭС, используемой в автоматике предотвращения нарушения устойчивости, характеризуются постоянством состава эквивалентных связей и задающих мощностей узлов примыкания, а их параметры обновляются примерно раз в полгода. Это снижает адекватность модели и, следовательно, эффективность противоаварийного управления.

Для определения возможности устранения отмеченного недостатка проведён обзор методов эквивалентирования, которые потенциально могут быть использованы в задачах анализа статической устойчивости для работы в централизованных комплексах АПНУ.

Инженерные методы, заложенные в существующих программах эквивалентирования (например, ЯАЗТЯ), обеспечивают сохранение суммарной мощности генерации и потребления исключаемой части схемы. Однако полученные эквиваленты могут быть использованы для исследования режимов, только близких к базовому. Представление эквивалентной нагрузки в виде токов или проводимостей приводит к значительной погрешности при оценке запаса статической устойчивости послеаварийных режимов, характеризующихся значительными снижениями напряжения.

Эквивалентирование ММ ЭЭС инженерным методом используется также в ряде ЦСПА разработки ОАО «НИИПТ» для функционирования алгоритма выбора управляющих воздействий 1-ДО. О существовании послеаварийного режима, рассчитанного по полной линеаризованной ММ ЭЭС, судят по совокупности условий существования режимов простых узловых моделей ЭЭС в консервативной идеализации, полученных путём эквивалентирования полной схемы.

Функциональные методы эквивалентирования, совместно с линейными, позволяют более полно учесть реакцию внешней сети при изменении параметров района управления. Однако рассмотренные методы требуют либо моделирования дополнительных линий и узлов, примыкающих к граничным узлам, либо расчёта серии установившихся режимов для получения

обобщённых статических характеристик эквивалентируемой ЭЭС, которые необходимо пересчитывать при приближении режима к предельному.

Особое внимание заслуживает метод эквивалентирования, разработанный Крюковым A.B. и использованный для противоаварийного управления на Калининской АЭС. Он позволяет более строго учесть реальные свойства исключаемых генераторов и нагрузок с их регулирующими устройствами, однако полученная эквивалентная модель ЭЭС, в отличие от традиционных, не представима в виде какой-либо электрической сети.

Обзор работ по моделированию ЭЭС в задачах противоаварийного управления показал, что они посвящены отдельным, весьма важным, вопросам, однако в них не рассмотрена общая проблема создания и функционирования ММ ЭЭС как объекта иерархического управления. В связи с этим поставленная в настоящей работе задача является актуальной.

Во второй главе раскрыты предлагаемый принцип формирования иерархической модели ЭЭС для централизованной системы АПНУ, состав и математическое описание элементов, входящих в модель защищаемой зоны.

Формирование ММ ЭЭС для иерархической системы АПНУ предлагается осуществлять следующим образом.

На верхнем уровне иерархии, в КСПА, предполагается использование ММ ЕЭС в виде совокупности моделей энергообъединений и эквивалентов примыкающих энергосистем. Модель ЕЭС может быть представлена основной системообразующей сетью, режим которой идентифицируется по данным телеметрической информации оперативно-информационного комплекса (ОИК), либо сформирована из эквивалентных моделей энергосистем, переданных контролируемыми ЦСПА по каналу связи на верхний уровень. На основе ММ ЭЭС координирующей системы противоаварийной автоматики могут быть рассчитаны эквиваленты внешней, по отношению к модели ЦСПА, части ЭЭС, и переданы на нижний уровень управления. Таким образом, на этом уровне решается задача эквивалентирования электрической сети.

Район управления ЦСПА охватывает всё энергообъединение или его часть. Математическая модель состоит из сети (220 - 500) кВ, текущий режим которой идентифицируется по данным телеметрической информации ОИК диспетчерского центра, и эквивалентов внешних энергосистем, полученных от КСПА. В задачи ЦСПА входит приём эквивалентов с верхнего уровня управления, актуализация их на собственной ММ в случае изменения текущего режима ЭЭС, а также расчёт и передача параметров эквивалентов для модели ЛАПНУ. Таким образом, на этом уровне решаются задачи актуализации эквивалентов и эквивалентирования электрической сети.

В ЛАПНУ использование ММ района управления предусматривается при работе по алгоритму I-ДО. В этом случае модель состоит из основной сети энергорайона, режим которой идентифицируется по данным ССПИ, и

эквивалентов ЭЭС, полученных от ЦСПА. Таким образом, на этом уровне решается задача актуализации эквивалентов.

На рисунке 2 приведена структура АПНУ ЕЭС России с указанием информационных потоков между уровнями управления при формировании ММ в текущем режиме ЭЭС, а также источники телеметрической информации. Тёмными стрелками показаны направления передачи параметров эквивалентов ЭЭС.

кспа

Диспетчерские V центры ( ОАО «СО ЕЭС»

иксгаф Передача телеметрической информации шшшщф- Передача параметров эквивалентов

еййшф Передача максимально допустимых небалансов мощности (рля ЦСПА) или УВ (для ЦАПНУ}

Объекты V электроэнергетики

Рисунок 2 - Формирование математических моделей электроэнергетической системы для иерархической системы автоматики предотвращения нарушения устойчивости Единой энергетической системы России

Передача параметров эквивалентов, а также других данных для текущей настройки АПНУ, осуществляется по специально выделенному каналу связи. При потере связи между верхним и нижним уровнем управления, устройство АПНУ нижнего уровня работает автономно по собственному алгоритму выбора У В на основе ММ, в которой параметры эквивалентов фиксируются до момента восстановления связи.

Предложенная иерархическая модель ЭЭС для централизованной системы АПНУ требует разработки специальных методов и алгоритмов,

функционирующих в контуре управления АПНУ. Так как предельная величина расчётного цикла АПНУ не должна превышать 30 с. (стандарт ОАО «СО ЕЭС»), то разработанные методы и алгоритмы должны отличаться быстродействием.

В третьей главе представлен комплекс методов и алгоритмов формирования ММ ЭЭС в текущем режиме для централизованной системы АПНУ: быстродействующий алгоритм эквивалентирования сети, метод расчёта параметров эквивалентов, сохраняющих основные статические свойства исключаемой сети, метод коррекции эквивалентов для актуализации их на ММ.

Комплекс разработан для общего случая взаимодействия ЦСПА с несколькими ЛАПНУ, функционирующими по алгоритму 1-ДО. Аналогично, он может быть использован как для КСПА, при работе с контролируемыми ЦСПА, так и для ЦСПА, при обмене эквивалентами со смежными ОЭС.

Быстродействующий алгоритм эквивалентирования схемы ЭЭС. В работе рассмотрены три алгоритма эквивалентирования. Определены области применения алгоритмов и проведена оценка их быстродействия. Для использования в комплексах АПНУ предлагается один из алгоритмов, который обладает универсальностью и наибольшим быстродействием.

В исходной схеме сети выделяют РУ, для которых требуется определить эквиваленты внешней сети (рисунок 3).

Этап 1

Этап 2

Исходная схема сети

Рисунок 3 - Эквивалентирование схемы сети относительно узлов примыкания

района управления

Узлы схемы каждого РУ можно разделить на внутренние и граничные с внешней сетью (узлы примыкания).

На первом этапе алгоритма поочерёдно эквивалентируются внутренние узлы РУ до своих узлов примыкания. При этом запоминаются добавки в узлы примыкания от исключаемых внутренних узлов каждого РУ. Полученный эквивалент имеет вид многоугольника связей между узлами примыкания всех РУ. На втором этапе полученная схема каждый раз заново эквивалентируется относительно узлов примыкания одного из РУ, в результате чего получается схема, содержащая эквивалент самого РУ и эквивалент внешней части системы (общий эквивалент).

Для определения параметров внешнего эквивалента рассматриваемого РУ из общего эквивалента следует вычесть эквивалент от внутренних узлов РУ, сохранённый на первом этапе.

Помимо этого, к достоинствам алгоритма можно отнести его универсальность в части структуры используемых ММ, и возможность использования в оперативно-диспетчерском управлении и других задачах, где требуется упрощение электрической схемы или её частей.

Метод расчёта параметров эквивалентов. Параметры эквивалентов рассчитываются по описанному выше алгоритму путём эквивалентирования исключаемой сети РУ по схеме Гаусса с вынесением определяемых параметров эквивалентов в правую часть уравнений.

Рассчитываются следующие параметры эквивалентов:

• -активная и реактивная мощности нагрузки;

• Рц > £?Т°> ~ активная мощность и пределы регулирования реактивной мощности генератора;

• , Р""", Р'"'* - номинальная активная мощность и пределы изменения активной мощности генератора;

• сг , £,. - коэффициент статизма и зона нечувствительности регулятора скорости турбины;

• V, ах - коэффициенты минимального и максимального открытия направляющего аппарата турбины;

• ат,Ът, ап, Ь/; - параметры статических характеристик нагрузки по

напряжению и частоте.

В предложенном методе параметры эквивалентных связей определяются при представлении исключаемых элементов П-образными схемами замещения, а параметры эквивалентных узлов - при исключении из схем замещения всех шунтов на землю. При этом прямой ход метода Гаусса используется дважды. Данный приём обеспечивает сохранение суммарной генераторной и нагрузочной мощности исключаемой части схемы и позволяет учитывать

потери мощности в виде дополнительной нагрузки в узлах примыкания со статической характеристикой, соответствующей постоянству проводимости.

Эквиваленты исключаемых генераторных мощностей. Мощности генераторов исключаемой части схемы разносятся в узлы примыкания пропорционально проводимостям исключаемых связей

7е«гэ, (1)

—Л

где = АР? + - добавка к генераторной мощности в узле примыкания

от эквивалента внешней системы; п] - число эквивалентируемых генераторов.

Полная мощность генератора в узле примыкания рассчитывается по формуле

(2)

где Бг1 - мощность генератора в узле примыкания до эквивалентирования.

По аналогичным формулам определяются пределы регулирования реактивной мощности пределы изменения активной мощности

, Р",ах и номинальные мощности Р?"ом эквивалентных генераторов в узлах примыкания.

Коэффициент крутизны статической частотной характеристики эквивалентного генератора определяется как средневзвешенное значение крутизны статических частотных характеристик всех генераторов исключаемой части схемы

А (3)

/ : ном

Если в узле примыкания имеется реальный генератор со своим коэффициентом статизма турбины, то общий коэффициент, после объединения с эквивалентным генератором, находится по формуле

(Т. .р. + Д/т? • АР

о "I 'яштии| гл ном /Л\

<Т, =-—-• (4)

Р + ДР.

А ?1 ном гг ном

Аналогично определяются коэффициенты минимального и максимального открытия направляющего аппарата турбины эквивалентного генератора , У?тах и его зона нечувствительности г, .

Эквиваленты исключаемых нагрузочных мощностей. Мощности нагрузок узлов изменяются в соответствии со СХН по напряжению и в общем случае могут иметь три составляющие, первая из которых соответствует постоянству мощности, вторая - постоянству тока, а третья - постоянству проводимости. В соответствии с таким распределением мощности нагрузки, ток нагрузки может быть разложен на три составляющие

iH;=/i/+zL+zL (5)

S I Y

где L„i, L,,i > Lui - комплексные составляющие, соответствующие постоянству мощности, тока и проводимости нагрузки.

Вычисление этих составляющих тока нагрузки при задании СХН по напряжению полиномами второй степени осуществляется по формулам

Lui - {Ри пом ' а0i ~ JQui пом " i )/Û-i

lii={Pm„0M-au -jQniHOM-h\u* /û,; (6)

LÏ,i = (P„i ном • a2i - JQui нам ' hi )'Ui /Ûit где U* = ——--относительное значение напряжения узла; {/, - сопряжённый

^i ном

комплекс напряжения узла.

В процессе исключения узлов расчёт проводится по каждой составляющей тока нагрузки. По окончании эквивалентирования эти токи в узлах примыкания пересчитываются в мощности составляющих эквивалентных нагрузок

AS™ =/?;■£/,■.• AS?j =lL -¡¿¡; AS^ = IrHrUi+Stui, (7)

где мощность эквивалентного шунта в узле, определяемая по способу,

приведённому ниже.

Полная мощность нагрузки в узле примыкания определяется по формуле

S^=SHi+AS^ +AS3J, (8)

где S_Hj - мощность нагрузки в узле примыкания до эквивалентирования.

На основе составляющих эквивалентных мощностей нагрузок рассчитываются коэффициенты полиномов второй степени, аппроксимирующих статические характеристики эквивалентных нагрузок узлов примыкания.

Учёт СХН исключаемых узлов. Составляющие полной мощности нагрузки в узлах примыкания можно представить в виде суммы слагаемых, относящихся к режиму до эквивалентирования, и слагаемых, определяющих эквивалентную нагрузку.

Составляющие мощности нагрузки узлов примыкания до эквивалентирования рассчитываются по формулам

I * Y *^

Рц\ = P/ii ном ' а0 i > P„i = Phi ном ' a\i ' U i > P>ti ~ P}ii ном ' a2i ' ^ i •

Q'1 = Qhîhom ' bQi; o'm = QninnM • hi ' u, ; QL = QHÎHOM - bu ■ >

где Р„шш > От ном ~ номинальные мощности нагрузки в текущем режиме, определяемые по формулам

л,-

а,

«о¡+аи ■иI +ат,-и1 в*

К + К ■ и* + ьъ ■ и*

*2 '

(10)

Коэффициенты СХН принимаются независящими от текущего режима. Номинальные мощности нагрузок зависят от режима и их нельзя задавать как константы. После объединения с мощностью эквивалентной нагрузки значения составляющих полной мощности нагрузки в узле примыкания будут равны

рЭ5 р^ . лрЭБ . рЭ1 р! , ДрЭ1 . рЭГ рГ ДрЭУ . гт гт ^ 1лгш ' гт гш т ШН1 > 1 т 1 ш т ш т •

+да?,-

(11)

Теперь номинальная мощность полной нагрузки в узле примыкания может быть рассчитана по формулам

' - \2

рЭ рЭЯ , рЭ1 гт пом ш гм

' 1 Л

ос

к".; г 1 ^

+ р,

эг

_1_

(12)

+ в

эг

Коэффициенты СХН по напряжению для узлов примыкания определяются по выражениям

а 'о, ■

иэ -

0(М -

рЭ5" гт рЭ1 ш 4 рЭГ Н1

рэ ' х т ном ~ Р3 ' А Н1 ном Р3 Н1 НОМ

о38 Я о3' Оэу 2СН1

О3 ' хСш НОМ ~ о3 ' пом о3 ЗС-Н1 НОМ

= \-Ъ3-Ь3.

(13)

Коэффициенты СХН по частоте определяются по следующим формулам

аЛ ~—

р,„ + ар'!

где

Д =

АЬ3 =

(14)

Каждой СХН присваивается свой номер. Узлы примыкания, входящие в несколько РУ, будут иметь разные мощности и коэффициенты СХН.

Эквиваленты исключаемых шунтов. Перед эквивалентированием в исключаемой части схемы удаляются все шунты на землю. После расчёта

мощности эквивалентной нагрузки и генерации в узле примыкания и уточнения состава и параметров эквивалентных связей, мощность шунта в узле примыкания определяется из условия сохранения баланса мощности в узле. Найденная мощность шунта добавляется к составляющей мощности

ЭУ

нагрузки Д5Ш .

При таком способе учёта шунтов на землю суммарная мощность эквивалентных генераторов и нагрузок в узлах примыкания сопоставима суммарным мощностям генераторов и нагрузок исключаемой части схемы. В зависимости от того, к какой составляющей мощности узла примыкания -генераторной или нагрузочной - добавляется мощность шунта, можно добиться сохранения генераторных или нагрузочных мощностей исключаемой части схемы.

Эквиваленты исключаемых связей. Для получения параметров эквивалентных связей используется метод Гаусса с представлением элементов исключаемой части схемы П-образными схемами замещения.

Методика коррекции параметров эквивалентов. Коррекция эквивалентов нужна в том случае, если режим, при котором рассчитывались эквиваленты, отличается от текущего режима ЭЭС. При этом появляется небаланс мощностей в узлах примыкания эквивалентов, искажающий текущий режим на ММ. Корректировка позволяет устранить отмеченный недостаток, актуализируя модель ЭЭС для алгоритма 1-ДО.

Предлагаемая методика заключается в определении небаланса мощности в узлах примыкания ММ для текущего режима и суммировании его с мощностью эквивалентной нагрузки из предшествующего режима. При этом мощность эквивалентной генерации остаётся неизменной, а номинальная мощность эквивалентной нагрузки и СХН пересчитываются.

Корректировка параметров эквивалентов используется в двух случаях. В первом случае требуется актуализация эквивалентов для модели нижнего уровня управления, если за время их передачи с верхнего уровня режим ЭЭС изменился. Во втором случае коррекция эквивалентов используется на верхнем уровне управления при обновлении параметров эквивалентов для ММ ЭЭС автоматики предотвращения нарушения устойчивости нижнего уровня, если изменились только режимные параметры модели. Если же изменилось состояние элементов ММ, то используется эквивалентирование.

В четвертой главе приведено описание работы предложенных методов и алгоритмов в общей схеме взаимодействия технологических алгоритмов централизованной системы противоаварийной автоматики ОЭС Сибири с учётом состава низовых устройств - существующих и перспективных комплексов АПНУ, границ района управления ЦСПА и контролируемых локальных АПНУ. Проведена оценка адекватности предложенной эквивалентной модели.

Программно-технический комплекс верхнего уровня ЦСПА располагается в оперативном диспетчерском управлении (ОДУ) Сибири и введён в промышленную эксплуатацию. В его задачи входит оценка текущего состояния схемы и режима энергообъединения на основе данных ОИК, расчёт параметров эквивалентов для контролируемых ЛАПНУ, выбор дозировки УВ, настройка ЛАПНУ. Алгоритм работы ЦСПА при решении перечисленных

задач в укрупнённом виде показан на рисунке 4.

,--------------------------------,

БЛОК ВВОДА ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ

- I ~

БЛОК ОЦЕНКИ ТЕКУЩЕГО РЕЖИМА

БЛОК НАСТРОЙКИ ЛАПНУ

ЦИКЛ

Рисунок 4 - Укрупнённая блок-схема взаимодействия технологических алгоритмов централизованной системы противоаварийной автоматики

Предложенные в работе методы и алгоритмы лежат в основе блоков эквивалентирования и коррекции параметров эквивалентов, входящих в контур управления АПНУ.

Расчётный цикл ЦСПА состоит из следующих этапов. После передачи телеметрической информации от ОИК, блок «Оценки» рассчитывает текущий режим сети по ММ ЭЭС. Далее, на основе сбалансированного режима, начинают параллельно работать три технологических блока: блок эквивалентирования, коррекции эквивалентов и выбора УВ.

Блок эквивалентирования приступает к работе, если изменяется структура схемы сети (состав связей, генераторов, реакторов). Если. же изменяются только режимные характеристики сети (мощности генераторов и потребителей), то проводится коррекция уже найденных параметров эквивалентов (пересчёт мощностей нагрузки и коэффициентов СХН). Блок коррекции может начать свою работу в том случае, если параметры эквивалентов определены и в текущий момент времени не обновляются блоком эквивалентирования.

Параметры эквивалентов определяются для тех ЛАПНУ, которые работают по алгоритму I-ДО. Параллельно рассчитываются управляющие воздействия для всех пусковых органов (ПО), контролируемых ЛАПНУ, Полученные параметры эквивалентов и управляющие воздействия записываются в блок настройки и передаются по каналам связи в соответствующие районы управления.

Время работы блока эквивалентирования составляет 0,1 е., блока коррекции - 0,03 с. Общее время одного цикла в данном случае определяется блоком выбора управляющих воздействий.

Эффективность использования предложенной иерархической модели ЭЭС доказана на основе сопоставительных расчётов запаса статической устойчивости послеаварийных режимов по ММ ЭЭС централизованной системы противоаварийной автоматики и расчётной модели ЛАПНУ с использованием двух эквивалентных моделей неконтролируемой сети:

• Эквивалент RASTR - параметры эквивалентов, рассчитанные по программному комплексу RASTR (состав и параметры эквивалентных связей,

S^, S?). Все остальные параметры, учитываемые при оценке статической устойчивости, но не определяемые программным комплексом RASTR, приняты обобщёнными (в т.ч. учёт СХН постоянством мощности и пределов по реактивной мощности эквивалентных генераторов с cos ср = 0,85).

• Эквивалент ЦСПА - параметры эквивалентов, рассчитанные по специализированному программному обеспечению ЦСПА ОЭС Сибири, куда вошли предложенные в работе методы и алгоритмы.

В качестве эталонной схемы принята ММ ЭЭС централизованной системы противоаварийной автоматики, которая представлена сетью напряжением (500 - 220 - 110) кВ и содержит 204 узла и 348 связи. По ней определены параметры двух эквивалентных моделей ЭЭС для ЛАПНУ с центром управления на ПС 1150 кВ Итатская. Модель РУ состоит из 101 узла и 182 связей, из них 27 узлов примыкания и 23 эквивалентные связи.

Параметры эквивалентов определены для ряда режимов, отличающихся запасом статической устойчивости (hj). В этих режимах, на математических моделях ЭЭС ЦСПА и ЛАПНУ с разными эквивалентными моделями, смоделированы аварийные ситуации, соответствующие пусковым органам

рассматриваемого РУ. Адекватность эквивалентных моделей оценивалась по погрешности расчёта запаса статической устойчивости послеаварийных режимов (рисунок 6) А = [к, шшу - к;) ЦСПА )* 100% и напряжений узлов

примыкания (рисунок 7)

ЦСПА ~ Vі ЛАПНУ

К

ЦСПА |

математической модели ЛАПНУ с эталонной расчётной моделью.

400%

А, %

И эквивалент ЦСПА

® эквивалент КАвТЯ

Режим

Рисунок 6 - Погрешность математической модели электроэнергетической системы локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости по запасу статической устойчивости в текущем и послеаварийных режимах

52 73 76 94 95 113 121 141 142 145 211 214 260 261 264 266 281 282 289

53 эквивалент ЦСПА

з эквивалент

яАвте

Номер узла примыкания

Рисунок 7 - Погрешность математической модели ЭЭС локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости по напряжению узлов примыкания в послеаварийном режиме с отключением связи 500 кВ Назаровская ГРЭС - ПС Ново-Анжерская (пусковой орган №4)

Анализ полученных результатов показал, что:

1 Погрешность предложенной эквивалентной модели составляет:

• по напряжению в узлах примыкания— (0 - 2,8) %;

• по запасу статической устойчивости - (0,1 - 2,6) %.

Для эквивалентной модели, полученной по программному комплексу КА5Т11, эти величины составляют (0,01 - 6,1) % и (2,5 - 5,6) % соответственно.

2 Наибольшая погрешность в определении запаса статической устойчивости соответствует утяжелённому режиму, для которого к, в нормальной схеме менее 10%. Для режимов, имеющих запас в нормальной схеме 15 % и более, максимальная погрешность предложенной эквивалентной модели составляет 0,8 %, по программному комплексу КАЗТЯ- 4,1 %.

Таким образом, результаты расчётов подтверждают эффективность использования предложенной эквивалентной модели в задачах оценки запаса статической устойчивости послеаварийных режимов.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1 Предложена иерархическая модель ЭЭС в виде совокупности взаимодействующих ММ для разных уровней управления АПНУ, позволяющая поддерживать адекватность моделей каждого нижнего уровня. Определены задачи, требующие решения при реализации данной модели.

2 Сформулированы основные требования к математической модели ЭЭС, используемой в контуре управления АПНУ при работе по алгоритму 1-ДО, и к входящим в неё эквивалентам неконтролируемой сети.

3 Разработаны алгоритмы эквивалентирования электрической сети, используемые при формировании ММ ЭЭС на разных уровнях управления. Для работы в комплексах АПНУ предлагается использование алгоритма одновременной свёртки схемы сети относительно узлов примыкания всех районов управления, который обладает универсальностью и наибольшим быстродействием.

4 Разработан метод расчёта параметров эквивалентов, позволяющий определять статические характеристики эквивалентируемой сети по частоте и напряжению, а также другие параметры эквивалентов, в виде, возможном для использования в программах расчёта установившихся режимов и статической устойчивости. Полученный эквивалент может быть использован для исследования установившихся режимов в широкой области их изменения.

5 Разработана методика коррекции параметров эквивалентов для актуализации их на математической модели ЭЭС, используемой АПНУ, при изменении текущего режима энергосистемы, основанная на сохранении баланса мощностей в узлах примыкания.

6 Определено место и описан принцип работы предложенных методов и алгоритмов в общей схеме взаимодействия технологических алгоритмов централизованной системы противоаварийной автоматики ОЭС Сибири.

7 Сопоставление разработанных эквивалентных моделей, с эквивалентами, сформированными с помощью известных программных средств, показало, что применение предложенного метода уменьшает погрешность определения запасов в окрестности границы статической устойчивости в два - три раза (в зависимости от тяжести текущего режима).

8 Основным практическим результатом работы является повышение эффективности противоаварийного управления за счёт уменьшения погрешности определения запаса статической устойчивости послеаварийных режимов и повышения точности дозировки управляющих воздействий автоматики предотвращения нарушения устойчивости.

Список научных трудов по теме диссертации

Статьи, опубликованные в периодических научных изданиях, рекомендованных ВАК

1 Ивахненко, Е.Ю. Двухуровневая система противоаварийного управления ОЭС Сибири / Е.Ю. Ивахненко [и др.] // Науч. пробл. трансп. Сиб. и Дал. Вост. - 2009. - №1. - С. 140 - 143.

2 Ивахненко, Е.Ю. Особенности эквивалентирования электрической схемы ЭЭС при формировании математических моделей районов управления / Е.Ю. Ивахненко, О.В. Захаркин // Науч. пробл. трансп. Сиб. и Дал. Вост. -2009.-№1.-С. 26-31.

3 Ивахненко, Е.Ю. Коррекция параметров внешних эквивалентов расчётной схемы по данным текущего режима ЭЭС / Е.Ю. Ивахненко, О.В. Захаркин // Науч. пробл. трансп. Сиб. и Дал. Вост. - 2009. - № 1. - С. 31 - 35.

4 Попова, Е.Ю. Иерархическая система противоаварийного управления ОЭС Сибири / Е.Ю. Попова [и др.] // Энергетик. - 2011. - №4. - С. 5 - 8.

5 Попова, Е.Ю. Перспективы развития систем противоаварийного управления крупных энергообъединений / Е.Ю. Попова [и др.] // Электричество. - 2011. - №6. - С. 20 - 28.

Статьи, опубликованные в российских изданиях; материалах международных и всероссийских конференций

6 Ивахненко, Е.Ю. Алгоритмы получения эквивалентов для районов управления в КСПА / Е.Ю. Ивахненко, О.В. Захаркин / Сб. докладов Всероссийской науч.-практ. конф. «Технологии управления режимами энергосистем XXI века». - Новосибирск: НГТУ, 2006. - С. 135 - 141.

7 Ивахненко, Е.Ю. Формирование математических моделей районов управления электроэнергетической системы / Е.Ю. Ивахненко. О.В. Захаркин / Труды XIII Байкальской Всероссийской конференции «Информационные и математические технологии в науке и управлении». Часть I. - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2008. - С. 63 - 69.

8 Ивахненко, Е.Ю. Основные задачи координирующей системы противоаварийной автоматики ОЭС Сибири и пути их решения / Е.Ю. Ивахненко. О.В. Захаркин / Сб. докладов III межд. науч.-практ. конф. «Энергосистема: управление, конкуренция, образование». Т.1. - Екатеринбург, 2008.-С. 214-219.

9 Ivachnenko, Е. Prospects for Development of Power Automation Systems for Large Power Conjunctions / E. Ivachnenko [et al.] // Proceedings of 4th International Conference «Liberalization and Modernization of Power Systems: Coordinated Monitoring and Control towards Smart Grids (LMPS'09, IEEE)». -Irkutsk: Energy Systems Institute, 2009. - P. 193 - 200.

10 Попова, Е.Ю. Двухуровневая система противоаварийного управления ОЭС Сибири / Е.Ю. Попова [и др.] / Материалы XVI науч.-техн. конф. «Обмен опытом проектирования, наладки и эксплуатации устройств РЗА и ПА в энергосистемах Урала». - Екатеринбург. - 2010. - С. 60 - 61.

11 Попова, Е.Ю. Формирование математической модели ЭЭС при решении задач управления послеаварийными режимами энергообъединений / Е.Ю. Попова, О.В. Захаркин / Научные труды Всероссийской науч.-техн. конф. «Электроэнергетика глазами молодёжи». Т. 2. - Екатеринбург: УрФУ, 2010. -С. 107-112.

12 Popova, Е. The method of mathematical models formation for centralized emergency control in UPS of Siberia / E. Popova, N.N. Lizalek // Proceedings of 5th International Conference «Liberalization and Modernization of Power Systems: Smart Technologies for Joint Operation of Power Grid (LMPS'12, IEEE)». - Irkutsk: Energy Systems Institute, 2012. - P. 205 - 211.

Отчёт о научно-исследовательской работе

13 Актуализация математической модели электроэнергетической системы в составе задач иерархической противоаварийной автоматики: отчёт о НИР (промежуточн.), г/б - 11 / ФБОУ ВПО «Новосиб. гос. акад. вод. трансп.»; рук. Горелов В.П.; исполнитель Попова Е.Ю. [и др.]. - Новосибирск, 2011. -152 с.-Библиогр.: с. 139-152.-ГР№01.88.0004137.-Инв.№^с2^3ГШ!?'.

Личный вклад в статьях, опубликованных в соавторстве, составляет не менее 50 %.

Подписано в печать 23.04.2013 г. с оригинал-макета

Бумага офсетная № 1, формат 60 х 84 1/16, печать трафаретная - Riso.

Усл. печ. л. 1,3. Тираж 130 экз. Заказ № 33.

ФБОУ ВПО «Новосибирская государственная академия водного транспорта»

ФБОУ ВПО («НГАВТ»),

630099, г. Новосибирск, ул. Щетинкина, 33.

Отпечатано в издательстве ФБОУ ВПО «НГАВТ».

НОВОСИБИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ И НОВОСИБИРСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ

ВОДНОГО ТРАНСПОРТА

На правах рукописи

042СИ

ПОПОВА ЕЛЕНА ЮРЬЕВНА

МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ В ИЕРАРХИЧЕСКОЙ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКЕ

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ - 05.14.02 Электрические станции и электроэнергетические системы

Диссертация на соискание учёной степени кандидата технических наук

Научный руководитель: доктор технических наук, старший научный сотрудник

Лизалек Николай Николаевич

Новосибирск - 2013

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ.................................................................................................................5

ГЛАВА 1 МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ В ЦЕНТРАЛИЗОВАННОЙ СИСТЕМЕ ПРОТИВ О АВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ С УЧЁТОМ СОВРЕМЕННЫХ ТРЕБОВАНИЙ .. 12

1.1 Принципы построения систем противоаварийной автоматики, основные задачи и способы их решения...................................................12

1.2 Основные требования к математическим моделям электроэнергетической системы в противоаварийном управлении......24

1.3 Эквивалентирование схемы электроэнергетической системы при формировании математических моделей..................................................31

1.3.1 Методы эквивалентирования электроэнергетической системы... 34

1.3.2 Критерии эквивалентности...............................................................43

1.3.3 Учёт потерь мощности исключаемой части схемы.......................46

1.3.4 Погрешность эквивалентирования..................................................51

1.3.5 Существующие программы эквивалентирования для расчётов установившихся режимов.................................................................52

1.4 Выводы.........................................................................................................54

ГЛАВА 2 СОСТАВ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ МОДЕЛИРОВАНИЯ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ......................................58

2.1 Формирование иерархической модели электроэнергетической системы для централизованной системы автоматики предотвращения нарушения устойчивости..............................................58

2.2 Математическое моделирование электрической сети.............................61

2.2.1 Моделирование источников и потребителей активной мощности............................................................................................63

2.2.2 Моделирование источников и потребителей реактивной мощности............................................................................................67

2.2.3 Моделирование электрической сети...............................................69

2.3 Особенности формирования математической модели электроэнергетической системы для автоматики предотвращения нарушения устойчивости............................................................................72

2.4 Выводы.........................................................................................................73

ГЛАВА 3 МЕТОД ФОРМИРОВАНИЯ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ......................................76

3.1 Алгоритмы эквивалентирования схемы электроэнергетической системы при определении параметров эквивалентов для районов управления....................................................................................................77

3.2 Реализация быстродействующего алгоритма эквивалентирования электрической сети......................................................................................87

3.3 Метод расчёта параметров эквивалентов................................................100

3.3.1 Эквиваленты исключаемых генераторных мощностей...............101

3.3.2 Эквиваленты исключаемых нагрузочных мощностей................104

3.3.3 Учёт статических характеристик нагрузки исключаемых

узлов..................................................................................................105

3.3.4 Эквиваленты исключаемых шунтов..............................................107

3.3.5 Эквиваленты исключаемых связей................................................112

3.4 Методика коррекции параметров эквивалентов по данным текущего режима........................................................................................................114

3.5 Выводы.......................................................................................................119

ГЛАВА 4 ФОРМИРОВАНИЕ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ ДЛЯ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОЙ СИСТЕМЫ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ ОБЪЕДИНЁННОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

СИБИРИ.................................................................................................123

4.1 Характеристика централизованной системы противоаварийной

автоматики объединённой энергосистемы Сибири...............................123

4.2 Описание расчётной модели объединённой энергосистемы Сибири ..129

4.3 Определение параметров эквивалентов для района управления.........130

4.4 Оценка адекватности предложенной эквивалентной модели...............132

4.4 Выводы.......................................................................................................140

ЗАКЛЮЧЕНИЕ......................................................................................................142

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ..................................................................................145

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ........................................147

ПРИЛОЖЕНИЯ.....................................................................................................162

Приложение 1 Расчётные математические модели объединённой

энергосистемы Сибири.................................................................163

Приложение 2 Параметры эквивалентов для расчётной схемы района

управления Центральный-1..........................................................169

Приложение 3 Параметры послеаварийных режимов при разных

эквивалентных моделях................................................................183

Приложение 4 Акты внедрения научных результатов диссертации..................197

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Устройства противоаварийной автоматики (ПА) в существенной мере определяют надёжность работы Единой Энергетической Системы (ЕЭС) России. Высокая значимость автоматики по предотвращению нарушения устойчивости (АПНУ) обусловлена наличием протяжённых линий электропередачи высокого напряжения, сложностью электрической схемы и режимов работы энергообъединений.

Алгоритм работы АПНУ по принципу I-ДО (выбор управляющих воздействий осуществляется «до» возникновения аварии) использует в контуре управления математическую модель (ММ) контролируемой электроэнергетической системы (ЭЭС), на которой проигрываются возможные аварийные ситуации и определяются мероприятия по предотвращению нарушения устойчивости. Эффективность противоаварийного управления во многом зависит от степени адекватности ММ ЭЭС. Большой вклад в исследование и разработку различных аспектов проблемы построения математических моделей ЭЭС для целей противоаварийного управления внесли Баринов В.А., Бартоломей П.И., Бушуев В.В., Васин В.П., Веников В.А., Гамм А.З., Иофьев Б.И., Кац П.Я., Конторович A.M., Кощеев JI.A., Манусов В.З., Маркович И.М., Петров A.M., Портной М.Г., Семёнов В.А., Совалов С.А., Строев В.А., Тарасов В.И., Фишов А.Г., Хрущёв Ю.В., Чебан В.М., Шелухин H.H., Щербачёв О.В. и их коллеги.

В связи с развитием иерархической системы противоаварийной автоматики с функциональной и информационной интеграцией устройств, находящихся на разных уровнях управления, требуется развитие новых методических разработок в области математического моделирования ЭЭС. Основным вопросом становится задача построения и организации функционирования иерархической математической модели в виде совокупности взаимодействующих математических моделей одного и того же

объекта - ЭЭС, рассматриваемой с разных уровней иерархии противоаварийного управления.

Связь темы диссертации с общенаучными (государственными) программами и планом работы академии. Работы по математическому моделированию и противоаварийной автоматике энергосистем являются составной частью направления «Развитие электрической сети ЕЭС России» в составе «Генеральной схемы размещения объектов электроэнергии до 2020 г.», утверждённой распоряжением Правительства РФ от 22.02.2008 г., а также научной целевой комплексной темы «Разработка мероприятий по повышению надёжности работы оборудования в условиях пониженных температур» (гос. регистр. № 0188.0004.137) ФБОУ ВПО «НГАВТ».

Цель работы состоит в создании математических моделей, методов и алгоритмов, обеспечивающих адекватное моделирование ЭЭС в централизованных системах противоаварийного управления ЭЭС в темпе текущего режима.

Для достижения поставленной цели решены следующие задачи.

1 Предложена иерархическая модель ЭЭС в виде совокупности взаимодействующих ММ, предназначенных для использования на разных уровнях управления АПНУ. Определены задачи, требующие решения при реализации данной модели.

2 Сформулированы основные требования к ММ ЭЭС, используемым в контуре управления АПНУ при работе по алгоритму 1-ДО. Проведён анализ существующих методов эквивалентирования для выявления возможности их использования в задачах анализа статической устойчивости послеаварийных режимов.

3 Сформулированы требования к эквивалентным моделям ЭЭС, применяющимся в задачах анализа статической устойчивости послеаварийных режимов.

4 Разработаны быстродействующие алгоритмы эквивалентирования ЭЭС, используемые при построении АПНУ. Проведена оценка их быстродействия и адаптивности к структуре исходной схемы сети.

5 Разработан метод расчёта параметров эквивалентов, сохраняющих основные статические свойства исключаемой сети при исследовании установившихся режимов в широкой области.

6 Разработана методика коррекции параметров эквивалентов для актуализации их на ММ ЭЭС в автоматике предотвращения нарушения устойчивости при изменении текущего режима энергосистемы, основанная на сохранении баланса мощностей в узлах примыкания эквивалентов.

7 Определено место и описан принцип работы предложенных методов и алгоритмов в общей схеме взаимодействия технологических алгоритмов централизованной системы противоаварийной автоматики (ЦСПА) объединённой энергетической системы (ОЭС) Сибири.

8 Проведены сопоставительные расчёты запаса статической устойчивости в послеаварийных режимах ЭЭС, подтверждающие эффективность использования предложенной иерархической модели ЭЭС.

Методы исследования. Для решения поставленных задач в работе использовались методы математического моделирования электрических сетей ЭЭС, аппарат линейной алгебры, теория функций многих переменных, вычислительные эксперименты.

Проверка эффективности предложенных методов и алгоритмов основывалась на расчётах по промышленной программе анализа установившихся режимов электрических систем Б1А8ТЕ1 и с помощью специализированного программного обеспечения для централизованной системы противоаварийной автоматики ОЭС Сибири.

Достоверность и обоснованность результатов работы. Корректность предложенных в диссертации методов и алгоритмов формирования ММ ЭЭС в иерархической системе АПНУ подтверждается строгостью их теоретических

обоснований и результатами проведённых вычислительных экспериментов. Кроме того, обоснованность результатов работы подтверждает практика их успешного использования в централизованной системе противоаварийной автоматики ОЭС Сибири, что нашло отражение в актах о внедрении. Научные результаты докладывались на конференциях и семинарах.

Научная новизна и теоретическая значимость работы.

Теоретическая значимость работы заключается в развитии методов математического моделирования сложных ЭЭС. Научная новизна работы обусловливается тем, что впервые:

1 Предложена иерархическая модель ЭЭС в виде совокупности взаимодействующих ММ, предназначенных для разных уровней управления АПНУ, позволяющая за счёт информации верхнего уровня повышать адекватность модели каждого нижнего уровня управления в темпе текущего режима.

2 Сформулированы требования к эквивалентным моделям, применяющимся в задачах анализа статической устойчивости послеаварийных режимов.

3 Разработан быстродействующий алгоритм эквивалентирования электрической сети для текущего режима, основанный на однократном эквивалентировании исходной схемы сети относительно узлов примыкания входящих в неё районов, позволяющий определять параметры эквивалентов для всех районов управления одновременно.

4 Разработан метод расчёта параметров эквивалентной модели, учитывающей статические характеристики исключаемых узлов по частоте и напряжению, а также номинальные и граничные значения активной и реактивной мощностей эквивалентируемых генераторов и нагрузок. Особенностью метода является получение аналитического описания обобщённых статических характеристик эквивалентной нагрузки по напряжению в узлах примыкания за счёт представления тока нагрузки

исключаемых узлов в виде трёх составляющих, соответствующих постоянству мощности, тока и проводимости нагрузки.

5 Доказана эффективность использования предложенной модели в задачах расчёта запаса статической устойчивости послеаварийных режимов.

Практическая значимость и реализация результатов работы.

Разработанные методы и алгоритмы формирования ММ ЭЭС в иерархической системе АПНУ позволяют: уменьшить объём передаваемой телеметрической информации за счёт представления внешней, относительно района управления, части ЭЭС в упрощенном виде с сохранением основных статических свойств; обеспечить требуемое быстродействие расчётному циклу АПНУ; повысить адекватность оценки запаса статической устойчивости в широкой области режимов.

Разработанные в диссертации методические положения легли в основу научно-исследовательских работ ЗАО «Институт автоматизации энергетических систем» по разработке централизованной системы противоаварийной автоматики ОЭС Сибири в части формирования математических моделей ЭЭС.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности. Диссертация по своему содержанию соответствует научной специальности 05.14.02 - Электрические станции и электроэнергетические системы. Область исследования, в частности разработка метода формирования математических моделей ЭЭС в иерархической противоаварийной автоматике, соответствует пунктам 6 «Разработка методов математического и физического моделирования в электроэнергетике» и 7 «Разработка методов расчёта установившихся режимов, переходных процессов и устойчивости электроэнергетических систем» паспорта научной специальности 05.14.02 по техническим наукам.

На защиту выносятся следующие основные результаты.

1 Иерархическая модель ЭЭС, используемая в централизованной системной автоматике предотвращения нарушения устойчивости в

послеаварийных режимах, позволяющая поддерживать адекватность моделей нижних уровней управления за счёт актуализации параметров эквивалентной модели неконтролируемой сети ЭЭС.

2 Быстродействующий алгоритм эквивалентирования при определении параметров эквивалентов для АПНУ нижних уровней управления.

3 Метод расчёта параметров эквивалентов, учитывающих основные статические свойства исключаемой части сети в широкой области установившихся режимов.

4 Методика коррекции параметров эквивалентов для актуализации их на ММ ЭЭС в автоматике предотвращения нарушения устойчивости при изменении текущего режима энергосистемы.

5 Результаты проверки эффективности применения предложенной эквивалентной модели в задачах оценки статической устойчивости послеаварийных режимов.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на: всероссийской научно-практической конференции «Технологии управления режимами энергосистем XXI века», Новосибирск, 2006; конференции на гранд факультета энергетики НГТУ, Новосибирск, 2007; техническом совещании в ОДУ Сибири, Кемерово, 2007; всероссийской научной конференции студентов, аспирантов и молодых учёных «Наука. Технологии. Инновации», Новосибирск, 2007; третьей Международной научно-практической конференции «Энергосистема: управление, конкуренция, образование», Екатеринбург, 2008; международной научно-технической конференции «ЭНЕРГОСИСТЕМА: Исследование свойств, Управление, Автоматизация», Новосибирск, 2009; всероссийской научно-технической конференции «Электроэнергетика глазами молодёжи», Екатеринбург, 2010; конференции «Развитие противоаварийного управления ОЭС Сибири», Кемерово, 2010; пятой международной научной конференции «Либерализация

и модернизация электроэнергетических систем: умные технологии в объединённой работе электроэнергетических систем», Иркутск, 2012.

Личный вклад. Автором самостоятельно разработаны: иерархическая модель ЭЭС в виде совокупности взаимодействующих ММ на разных уровнях управления АПНУ; алгоритмы эквивалентирования электрической сети при определении параметров эквивалентов для АПНУ нижних уровней; пошаговая реализация алгоритма эквивалентирования, обладающего наибольшим быстродействием; метод расчёта параметров эквивалентов, учитывающий статические характеристики исключаемых узлов по частоте и напряжению, а также номинальные и граничные значения активной и реактивной мощностей эквивалентируемых генераторов и нагрузок; методика коррекции параметров эквивалентов для актуализации их на ММ ЭЭС в автоматике предотвращения нарушения устойчивости при изменении текущего режима энергосистемы.

В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежит разработка методических и а�