автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.03, диссертация на тему:Повышение эффективности предотвращения развития аварий в системах электроснабжения средствами противоаварийной автоматики

На правах рукописи

КРАВЧЕНКО Илья Владимирович

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ РАЗВИТИЯ АВАРИЙ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СРЕДСТВАМИ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ

Специальность 05.09.03—Электротехнические

комплексы и системы

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

О 4 ОКТ 2012

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2012

005052942

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования Национальном минерально-сырьевом университете «Горный».

Научный руководитель -кандидат технических наук, доцент

Костин Владимир Николаевич

Официальные оппоненты:

Бочаров Юрий Николаевич доктор технических наук, профессор, федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Санкт-Петербургский государственный политехнический университет», профессор кафедры «Электроэнергетика, техника высоких напряжений»

Герасимов Сергей Евгеньевич кандидат технических наук, доцент, федеральное государственное автономное образовательное учреждение дополнительного профессионального образования «Петербургский энергетический институт повышения квалификации», заведующий кафедрой «Диспетчерское управление электрическими сетями и станциями»

Ведущая организация - ОАО «Научно-технический центр Единой энергетической системы».

Защита состоится 23 октября 2012 г. в 14 ч 30 мин на заседании диссертационного совета Д 212.224.07 при Национальном минерально-сырьевом университете «Горный» по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2, ауд.7212.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Национального минерально-сырьевого университета «Горный».

Автореферат разослан 21 сентября 2012 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ диссертационного совета д-р техн. наук, профессор

ГАБОВ В.В.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. За последнее десятилетие в системах электроснабжения крупных городов произошли аварии, имевшие системный характер (Москва, 2005 г., Санкт-Петербург, 2010 г.). В частности, системное развитие аварии в Москве привело к потере генерации более чем десяти электростанций Московской и Тульской энергосистем с массовым нарушением электроснабжения потребителей, в том числе и потребителей системы жизнеобеспечения города. Большой экономический, политический и социальный ущерб от системных аварий обусловил необходимость разработки дополнительных мероприятий по предотвращению развития аварии после локального возмущения в системе электроснабжения.

Для предотвращения развития аварийных ситуаций важную роль играют электротехнические комплексы и системы противоава-рийной автоматики, благодаря которым без участия человека должны осуществляться локализация аварии и восстановление нормального электроснабжения потребителей.

Если вопросам построения систем противоаварийной автоматики при аварийном дефиците мощности посвящен стандарт по автоматическому ограничению снижения частоты (АОСЧ), то единого нормативного документа, регламентирующего принципы построения автоматического ограничения снижения напряжения (АОСН) в настоящее время нет. А, именно, глубокие снижения напряжения, вызванные перегрузкой оборудования, предшествуют развитию системной аварии, лавине напряжения и массовому нарушению электроснабжения потребителей.

В условиях крупных систем электроснабжения возникает необходимость в темпе реального времени изменять настройки комплексов и систем противоаварийной автоматики. Поэтому достоверная оценка текущего баланса мощности районов потенциального выделения действием частотной делительной автоматики (ЧДА) является важной задачей. Автоматизация этого процесса обеспечит принятие обоснованных решений по выбору направления действия противоаварийной автоматики.

Важными моментами повышения эффективности систем про-тивоаварийной автоматики являются перевод ее на микропроцессорную базу, разработка алгоритмов и схем работы, позволяющих в темпе реального времени идентифицировать изменение режима и формировать оптимальные управляющие воздействия с целью обеспечения наиболее благоприятного качества протекания переходных процессов при возмущениях в системе электроснабжения.

Большие возможности современных систем регулирования паровых турбин, в частности, автоматическая система аварийной разгрузки блоков (АСАРБ), обуславливает целесообразность применения этой разгрузки для повышения эффективности работы систем противоаварийной автоматики, уменьшения объема нагрузки, отключаемой в аварийной ситуации.

Таким образом, задачи исследования аварийных процессов в системах электроснабжения при глубоких снижениях напряжения и частоты, разработки и внедрения новых решений, алгоритмов и схем в электротехнические комплексы противоаварийной автоматики с целью повышения эффективности предотвращения развития аварий представляются актуальными.

В основу исследований легли работы Баркана Я.Д., Горева A.A., Гуревича Ю.Е., Жданова П.С., Кощеева JI.A., Павлова Г.М., Рабиновича P.C., Совалова С.А., Шульгинова Н.Г. и др.

Цель работы: повышение эффективности функционирования электротехнических комплексов и систем противоаварийной автоматики для предотвращения развития аварий в системах электроснабжения при глубоких снижениях напряжения и частоты.

Основные задачи исследования:

- анализ особенностей протекания аварийных процессов в системах электроснабжения с выявлением характера изменения режимных параметров, приводящих к возникновению лавины напряжения;

- выявление эффективности отключения нагрузки очередями для введения режима напряжения в допустимую область и повторного включения нагрузки при восстановлении режима напряжения, а также выделения электростанций на изолированную работу для пре-

дотвращения полного их останова при возникновении угрозы лавины напряжения;

- оценка диапазонов мощностей генерации и нагрузки районов потенциального выделения с электростанциями различного типа и разработка методики контроля эффективности действия ЧДА для районов потенциального выделения электростанций на изолированную работу на базе данных оперативно-измерительного комплекса и интерполяции результатов ежегодных контрольных замеров нагрузки;

- разработка алгоритма построения ЧДА, позволяющего автоматически осуществлять выбор оптимального направления действия в различных схемно-режимных условиях работы электростанции;

- экспериментальные исследования по импульсной разгрузке мощных турбоагрегатов электростанций для повышения эффективности противоаварийной автоматики и уменьшения объема отключаемой нагрузки при частотной аварии.

Идея работы. Предотвращение развития локальной аварийной ситуации в системную аварию с массовым нарушением электроснабжения потребителей на основе применения новых решений, алгоритмов и схем в комплексах противоаварийной автоматики.

Методы исследований. В диссертационной работе использованы методы теории автоматического противоаварийного управления в системах электроснабжения и математического моделирования переходных процессов, связанных с глубоким снижением напряжения и частоты с использованием программного комплекса MUSTANG.

Научная новизна работы:

- разработан алгоритм построения АОСН, позволяющий за счет очередности отключения нагрузки минимизировать ее объем при введении режима напряжения в допустимую область, повторно включать нагрузку при восстановлении режима напряжения, выделять станцию на район, сбалансированный по нагрузке, при угрозе возникновения лавины напряжения;

- впервые разработаны методика и принципы построения автоматизированной системы контроля эффективности действия ком-

плексов ЧДА, позволяющие в темпе реального времени производить достоверный анализ баланса мощности в районах потенциального выделения и обеспечивать выбор оптимального направления действия ЧДА в различных схемно-режимных условиях работы системы электроснабжения;

- установлено, что оснащение турбоагрегатов электростанций системами АСАРБ позволяет эффективно задействовать импульсную разгрузку турбины для функций противоаварийной автоматики, а при частотной аварии значительно уменьшить объем отключаемой нагрузки в районе выделения действием ЧДА.

Защищаемые научные положения:

1. Предотвращение развития аварии в системе электроснабжения следует проводить с использованием разработанных комплексов автоматики ограничения снижения напряжения, позволяющих при глубоких снижениях напряжения минимизировать объем отключаемой нагрузки, повторно включать нагрузку при восстановлении режима напряжения и выделять станции на изолированный район нагрузки при угрозе лавины напряжения.

2. Повышение эффективности функционирования комплексов частотной делительной автоматики достигается оперативной оценкой текущего баланса мощности в районах потенциального выделения, позволяющей выбрать оптимальное направление действия этой автоматики, и применением импульсной разгрузки турбогенераторов электростанций.

Достоверность выводов и рекомендаций, изложенных в диссертации, подтверждена имеющимися статистическими данными, результатами натурных испытаний, сходимостью результатов математического моделирования и экспериментальных данных и практической реализацией результатов исследований.

Практическая ценность работы:

1. Разработаны алгоритм и принципиальные схемы комплекса АОСН, позволяющие минимизировать объем отключаемой нагрузки при введении параметров режима напряжения в допустимую область, автоматически включать нагрузку при восстановлении напряжения, выделять электростанцию на район изолированной нагрузки при угрозе возникновения лавины напряжения.

2. Разработана методика контроля эффективности действия ЧДА для районов потенциального выделения системы электроснабжения Санкт-Петербурга и Ленинградской области.

3. Подтверждена результатами натурных испытаний АС АРБ, проведенных на Киришской ГРЭС, техническая возможность реализации импульсной разгрузки турбоагрегатов ГРЭС для функций противоаварийной автоматики и уменьшения объема отключаемой нагрузки при частотной аварии.

Реализация результатов работы. Методика контроля эффективности действия ЧДА положена в основу программного комплекса «Система контроля эффективности действия ЧДА» и включена в Предложение Инвест-программы Филиала ОАО «СО ЕЭС» Ленинградское РДУ по её реализации в 2012-13 гг.

Алгоритм построения ЧДА электростанции, позволяющий в темпе реального времени производить анализ гарантированной генерации в различных схемно-режимных условиях, может быть применен для электростанций системы электроснабжения Санкт-Петербурга и Ленинградской области: Центральной ТЭЦ, Первомайской ТЭЦ-14 и Автовской ТЭЦ-15.

Рекомендации по использованию АСАРБ для повышения эффективности действия ЧДА применены при модернизации системы противоаварийной автоматики Киришской ГРЭС.

Личный вклад автора. Определение и постановка задачи. Исследование переходных процессов в системах электроснабжения, связанных с глубоким снижением напряжения и частоты. Разработка методики контроля эффективности действия ЧДА для районов потенциального выделения системы электроснабжения Санкт-Петербурга и Ленинградской области. Разработка алгоритма комплекса ЧДА электростанции. Руководство натурными испытаниями на Киришской ГРЭС с последующим их анализом и разработкой рекомендаций для внедрения.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и получили положительную оценку на конференциях: XVI Международной научно-

практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Современные техника и технологии» (Томск, ТПУ, 2010); Всероссийской научно-технической конференции «Электроэнергия: от получения и распределения до эффективного использования» (Томск, ТПУ, 2010); Всероссийской научно-технической конференции «Электроэнергетика глазами молодежи» (Екатеринбург, УрФУ, 2010); Международной научно-практической конференции «XXXV неделя науки СПбГПУ (Санкт-Петербург, СПбГТУ, 2011); X заочной научно-практической конференции «Технические науки - от теории к практике» (Новосибирск, 2012).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ, в том числе 3 работы в научных изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки России.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из списка сокращений, введения, пяти глав, заключения, списка литературы из 101 наименования. Работа изложена на 168 страницах и включает в себя 67 рисунков и 13 таблиц.

Основное содержание работы:

Во введении дана общая характеристика работы, обоснована ее актуальность, сформулированы цель и задачи исследования.

В главе 1 рассматриваются перспективы развития системы электроснабжения Санкт-Петербурга, основные особенности и проблемы систем электроснабжения крупных городов. Выполнен анализ существующих технических средств и решений, направленных на предотвращение развития локальных возмущений в системные аварии. Особое внимание уделено современному состоянию комплексов противоаварийной автоматики в системах электроснабжения крупных городов.

В главе 2 рассмотрены способы математического моделирования элементов систем электроснабжения для расчета переходных процессов при глубоких снижениях напряжения, реализованные в различных программных комплексах (ПК). Для проведения дальнейших исследований переходных процессов в системе электроснабжения мегаполиса при глубоких снижениях напряжения и час-

тоты выбран ПК MUSTANG, широко доступный и доминирующий на рынке отечественных программных продуктов.

В главе 3 показано, что требования к комплексам АОСН целесообразно строить по аналогии со стандартом, регламентирующим автоматическое ограничение снижения частоты. Разработаны алгоритм и принципиальная функциональная схема микропроцессорного комплекса АОСН рекомендуемого для установки на подстанциях и электростанциях системы электроснабжения мегаполиса.

На примере аварии в энергосистеме Санкт-Петербурга (август 2010 г.) показано, что при аварийном выделении энергорайона с большим дефицитом активной мощности, обуславливающим скорость снижения частоты более 2 Гц/с, работа комплексов дополнительной автоматической разгрузки (ДАР) может оказаться неэффективной. В этих условиях для повышения эффективности ЧДА целесообразно использование ДАР для выделения электростанции на сбалансированную нагрузку.

В главе 4 для районов потенциального выделения с различными типами электростанций предложена оценка диапазонов мощностей генерации и нагрузки и получены условия, обеспечивающие эффективное действие ЧДА. Разработаны принципы и алгоритм построения автоматизированной системы контроля эффективности действия ЧДА.

Разработаны принципы построения ЧДА электростанции, позволяющей в темпе реального времени: производить анализ гарантированной генерации, как в установившихся режимах, так и режимах синхронных электромеханических качаний, выполнять оценку величины нагрузки отходящих присоединений, осуществлять автоматический выбор отключаемой нагрузки.

В главе 5 на примере Киришской ГРЭС показано, что оснащение турбоагрегатов мощных электростанций современными комплексами импульсной разгрузки турбин позволит использовать эти комплексы для повышения эффективности функционирования системы противоаварийной автоматики, сохранять динамическую устойчивость генераторов, а также уменьшить объем отключаемой нагрузки при частотной аварии.

Заключение отражает обобщенные выводы по результатам исследований в соответствии с целью и решаемыми задачами.

ЗАЩИЩАЕМЫЕ НАУЧНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Предотвращение развития аварии в системе электроснабжения следует проводить с использованием разработанных комплексов автоматики ограничения снижения напряжения, позволяющих при глубоких снижениях напряжения минимизировать объем отключаемой нагрузки, повторно включать нагрузку при восстановлении режима напряжения и выделять станции на изолированный район нагрузки при угрозе лавины напряжения.

Характерной причиной начала возникновения аварии, является ослабление связи крупного энергоузла с единой энергосистемой, что не создает на начальном этапе развития аварии дефицита активной мощности из-за наличия оставшихся связей с системой и, следовательно, не приводит к снижению частоты. Оставшиеся в работе линии связи и оборудование подвергаются перегрузкам по току, а на подстанциях аварийного района возникает глубокое снижение напряжения. Отклонение от установленных значений этих режимных параметров может быть использовано для запуска устройств, отключающих нагрузку или выделяющих электростанцию на сбалансированную нагрузку района.

При глубоком снижении напряжения существующие принципы организации системы противоаварийного управления не позволяют задействовать в энергосистеме автоматики, пуск которых осуществляется по факту снижения частоты, и тем самым предотвратить неблагоприятное развитие аварии, возникновение лавины напряжения, связанной с нарушениями устойчивости, остановом электростанций и прекращением электроснабжения потребителей.

Для локализации аварии в начальной стадии ее возникновения, целесообразно внедрение комплексов автоматик, работающих по факту снижения напряжения (АОСН) и не требующих значительных материальных затрат. В виду отсутствия подробных нормативных документов, регламентирующих организацию принципов построения АОСН, требования к этой автоматике целесообразно построить по аналогии со стандартом по АОСЧ. В связи с этим работу ком-

плексов локальных автоматик, действующих по факту снижения напряжения, целесообразно реализовать за счет:

- отключения нагрузки очередями по аналогии с автоматической. частотной разгрузкой (АЧР) с целью повышения напряжения в узле нагрузки;

- последующего автоматического включения нагрузки очередями при нормализации режима напряжения (аналогично автоматическому повторному включению после АЧР);

- выделения электростанций на сбалансированную нагрузку при возникновении угрозы лавины напряжения (аналогично ЧДА).

Поскольку под АОСН подводится та же нагрузка, что и под АЧР, количество очередей АОСН должно быть равно или пропорционально меньше количества очередей АЧР.

Принципиальная функциональная схема комплекса АОСН состоит из двух блоков (рис. 1).

Сч(—»- УВ на вкл. С?! УВ на откл. 01

U.

Сч(—»УВ на вкл. Q2

УВ на откл. (Ь Ub_

Uc

Сч|—*■ УВ на вкл. Q3

УВ на откл. Q3 j

ifcr

и<

Т^О^-^ЖМЁНН ув на вкл-Qi

1 ^--* УВ на откл. Qi L-pKt)-

Sign

&

►УВ

Д-ЦСч}->-УВ на вкл. о,, Ц]-и УВ на откл.

а) б)

Рис. 1. Функциональная схема блока АОСН с очередями отключаемой нагрузки (а) и блок отключения нагрузки при лавине напряжения (б)

Первый блок (рис. 1 ,а) в зависимости от глубины симметричного по фазам снижения напряжения формирует управляющие воздействия (УВ) на выключатели отключающие очередями нагрузку в соответствии с уставками реле минимального напряжения [/< и

выдержками времени и ((„<...Эти выдержки времени должны быть отстроены от времени срабатывания релейных защит при коротких замыканиях с последующим АГТВ линий.

При восстановлении напряжения до допустимого уровня этот блок выполняет повторное включение нагрузок с выдержками времени Уставки по времени увеличиваются по мере уменьшения индекса очереди АОСН (/'„<•••Л,-..<?',), что обеспечит последовательность включения нагрузки в направлении от нижних очередей к верхним. Уставки f\ должны быть на 1-2 порядка больше соответствующих уставок /¡. Большая величина уставок обеспечит повторное включение потребителей при увеличении и стабилизации напряжения в системе электроснабжения. Для предотвращения процесса многократного включения-отключения /-Й очереди АОСН предусмотрены счетчики (Сч.) допустимого числа коммутаций.

Использование предлагаемого алгоритма позволяет минимизировать объем отключаемой нагрузки для введения режима напряжения в допустимую область.

Проведенные расчеты и их анализ показали достаточно высокую эффективность очередности действия АОСН на отключение нагрузки. В качестве примера на рис. 2 показаны изменения напряжения в сетях 110 и 220 кВ одного из районов энергосистемы Санкт-Петербурга при ослаблении связи с энергосистемой.

а) б)

Рис. 2. Изменение напряжений при отключении нагрузки одной ступенью (а) и очередями (б)

Зависимости рис. 2,а иллюстрируют процесс отключения нагрузки одной ступенью, при этом напряжение восстанавливается практически до номинального значения. На рис. 2,6 показаны аналогичные зависимости, полученные при делении этой же нагрузки на пять очередей, приблизительно равных по мощности. После отработки трех очередей (/=4, 3, 2) напряжения сетей вошли в допустимую область.

Таким образом, очередность действия АОСН позволит уменьшить объем отключаемой нагрузки примерно на 40 % по сравнению со случаем, приведенным на рис. 2,а.

Второй блок (рис. 1,6), предназначенный для предотвращения лавины напряжения, формирует управляющее воздействие на отключение без выдержки времени нагрузки подстанции или выделение станции на изолированный район нагрузки при выполнении следующих условий: глубокое (ниже аварийно допустимого уровня) симметричное снижение напряжения, изменение знака производной реактивной мощности по напряжению, отсутствие в сети КЗ.

2. Повышение эффективности функционирования комплексов частотной делительной автоматики достигается оперативной оценкой текущего баланса мощности в районах потенциального выделения, позволяющей выбрать оптимальное направление действия этой автоматики, и применением импульсной разгрузки турбогенераторов электростанций.

Для районов потенциального выделения крупных систем электроснабжения с различными типами электрических станций выполнена оценка диапазонов мощностей генерации и нагрузки, обеспечивающих эффективное действие ЧДА (таблица 1).

Приведённые соотношения, подтвержденные статистическими данными, положены в основу при оценке эффективности действия ЧДА для потенциально выделяемых районов системы электроснабжения Санкт-Петербурга и Ленинградской области.

Разработаны принципы и алгоритм построения автоматизированной системы контроля эффективности действия ЧДА с оценкой текущей генерирующей мощности, мощности нагрузки и объёма АЧР в районах потенциального выделения действием ЧДА. Оценка

мощности нагрузки основана на результатах телеизмерений, а при отсутствии таковых - на результатах интерполяции ежегодных контрольных замеров нагрузки, осуществляемых два раза в год в июне и декабре.

Таблица 1

Тип оборудования Условия, определяющие эффективность действия ЧДА

Агрегаты, не участвующие в общем первичном регулировании частоты Р ■ > Р ■ • Р = Р ' г min — 1 тех. пит ' г послеав г доавар Рнагр. р-на ~ Рг доавар РАЧР

Энергоагрегаты, участвующие в общем первичном регулировании частоты р . > р . ■ р ~ р 1 гтш — 1 тех. nun > * г послеав max г доавар Рнагр. р-на /'г доавар РАЧР

Энергоагрегаты, оснащённые АСАРБ ^rmin^-P'ri, где P'Ti — величина разгрузки блока, возможная на 20-30 мин. Рчяго. о-на — Р г1 ^АЧР

Агрегаты, участвующие в нормированном первичном регулировании частоты Prtnm — Р-кх. min, Рг послеав ~ 1 > 12/^ доавар Рнагр. р-на — 1»12РГ доавар ^АЧР

Агрегаты ТЭЦ с маневренными турбинами Р ■ > Р ■ ■ Р ~ 1 1 1 гтш— тех.тш? 1 гпослеав гдоавар Рцагр. р-на 1,15 |- д0аВар + ^АЧР-1

Показано, что интерполяция сплайнами дает наименьшее отличие результатов интерполирования и экспериментальных данных (внеочередных замеров нагрузки) по сравнению с другими видами интерполяции.

Сплайновая функция представляет собой кусочную функцию, описываемую на каждом интервале отдельным полиномом

Коэффициенты полинома а[, ¿¡, с,-, ^ определяются из условий в узлах, в соответствии с которыми многочлен должен принимать заданные значения функции

Я=(р{Г.) = а. + Ь.И1+с#+с1.}1:*, Л. (2)

Поскольку число этих уравнений вдвое меньше числа неизвестных коэффициентов, для определенности задачи следует ввести условия непрерывности производных функции во всех точках

Ъ , =Ь +2сИ + 3ан2, 1 </<ЛГ-1

1+1 < 11 11

с = с+ЪсИг, 1</<ЛМ. • .11 > > •*

¿ + 1

/ I

I I

1 I

(3)

Недостающие два условия следует получить из предположения о нулевой кривизне функции на концах каждого интервала интерполяции

Решение полученной системы уравнений выполняется, например методом Гаусса.

Разработанные принципы и алгоритм контроля эффективности действия ЧДА, а также интерфейс пользователя, позволяющий в удобной форме осуществлять этот контроль в режиме реального времени, положены в основу одноименного программного комплекса и включены в Предложение Инвест-программы Филиала ОАО «СО ЕЭС» Ленинградское РДУ по её реализации в 2012-13 гг. Принципиальная схема взаимодействия модулей этого комплекса показана на рис. 3.

Оснащение турбин генераторов современными автоматическими системами аварийной разгрузки блоков (АСАРБ) позволяет улучшить качество переходных процессов и сохранить динамическую устойчивость генераторов. Показана целесообразность использования АСАРБ и для повышения эффективности действия противоаварийной автоматики и надежности электроснабжения потребителей.

На примере Киришской ГРЭС, включающей в себя КЭС и ТЭЦ, показано, что оснащение турбоагрегатов КЭС современными автоматическими системами аварийной разгрузки блоков (АСАРБ) позволит обеспечить при частотной аварии выделение этих турбоагрегатов на собственные нужды и часть нагрузки района выделения. При этом появляется возможность: в режиме, предшествующем частотной аварии, существенно снизить минимальную генерацию ТЭЦ, что позволит ей экономично работать по графику тепловой нагрузки.

\<Р"Ц0) = СХ =0, = + =0.

1

(4)

Аутентификация /авторизация

Отображение состояния всех ЧДА

£

Отображение схемы действия выбранной ЧДА

Графическое отображение состояния ЧДА

Редактирование формул

Схема взаимодействия различных частей системы в составе комплекса

Отображение

Администрирование пользователей

Модуль аутентификационных данных

ш

Модуль получения и анализа Ехсе1-файла с данными

Модуль расчета

Модуль для работы со схемами

Модуль генерации отчетов

Уровень доступа к БД

Л—

Рис. 3. Принципиальная схема взаимодействия модулей ПК

Кроме того, применение АСАРБ на Киришской ГРЭС позволит при частотной аварии в энергосистеме сохранить нагрузку, как первой, так и второй очередей Киришского нефтеперерабатывающего завода (до ввода рекомендуемой автоматики сохранялось только 60-70% первой очереди) и тем самым обеспечить технологический процесс завода, не допуская риска техногенной аварии.

Техническая возможность реализации такой автоматики подтверждается результатами испытаний АСАРБ на Киришской ГРЭС, которые показали, что система регулирования турбины успешно справляется со сбросом полной нагрузки до величины холостого хода, технологические защиты, переводящие энергоблок на нагрузку собственных нужд, совместно с регуляторами и блокировками обеспечивают в процессе разгрузки блока и на пониженных нагрузках поддержание в допустимых пределах основных параметров энергоблока, запаздывание изменения мощности не превышает 0,2 с, скорость изменения мощности турбины может достигать 1000 МВт/с.

Результаты расчетов и натурных испытаний показали, что применение импульсной разгрузки турбины на одном из шести агрегатов Киришской ГРЭС, а также действие автоматических регуляторов скорости вращения оставшихся агрегатов, позволяют сохранить динамическую устойчивость генераторов ГРЭС при КЗ вблизи шин 330 кВ (рис. 4).

300

200

100

Р, МВт 2 3 ,4

/__ =5=2

Чг У /

0

180

140

100

60

8, гр ад 4- -2 3 Л

6 1-

1

4с 0 1 2 3 4 £ с

а) б)

Рис. 4. Изменение механической мощности турбин (а) и абсолютных углов роторов (б) генераторов Киришской ГРЭС при КЗ вблизи шин 330 кВ (цифрами указаны номера соответствующих энергоблоков)

В настоящее время при возникновении асинхронного режима действие противоаварийной автоматики направлено, как правило, на отключение генератора. Для сохранения в работе генератора необходимо, чтобы автоматика фиксировала асинхронный ход в самой ранней стадии его возникновения. В этой связи целесообразно реализовать алгоритм действия автоматики ликвидации асинхронного режима по следующему трехступенчатому принципу:

- первая ступень с направлением действия на импульсную разгрузку турбины (параметры разгрузки определяются расчетом);

- вторая ступень с направлением действия на отключение генератора при недостаточности действия первой ступени;

- третья ступень с направлением действия на отключение линий, по которым возник асинхронный ход, в случае сохранения асинхронного режима после действия первых двух ступеней.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Диссертация является законченной научно-квалификационной работой, в которой содержатся научно-обоснованные решения актуальной задачи повышения эффективности предотвращения развития аварии в системах электроснабжения за счет применения автоматик ограничения снижения напряжения, повышения достоверности оценки баланса мощности в районах потенциального выделения и импульсной разгрузки турбогенераторов.

Основные результаты диссертационной работы заключаются в следующем:

1. На основе анализа крупных аварий в системах электроснабжения выявлены основные закономерности их развития. Показано, что характерной причиной возникновения аварии является ослабление связи крупного района с единой энергосистемой, что не создает на начальном этапе аварии дефицита активной мощности из-за наличия оставшихся связей с системой и, следовательно, не приводит к снижению частоты, однако вследствие перегрузки оставшихся в работе связей обуславливает снижение напряжения в энергоузле, способное привести к лавине напряжения и массовому нарушению электроснабжения потребителей.

Для предотвращения развития таких аварий необходимо внедрение локальных комплексов автоматик ограничения снижения напряжения (АОСН) на объектах систем электроснабжения.

2. Разработаны алгоритм и функциональная схема комплекса АОСН, позволяющего минимизировать объем отключения нагрузки при введении режима напряжения в допустимую область, повторно включать нагрузку при восстановлении напряжения, без выдержки времени отключать нагрузку или выделять станцию на изолированный район при угрозе лавины напряжения.

3. Впервые разработан алгоритм контроля эффективности комплексов частотной делительной автоматики (ЧДА), позволяющий достоверно оценивать текущий баланс мощности в районах потенциального выделения при различных схемно-режимных условиях системы электроснабжения и автоматически изменять направление действия ЧДА.

Разработанный алгоритм контроля эффективности действия комплексов ЧДА положен в основу одноименного программного комплекса и включен в Предложение Инвест-программы Филиала ОАО «СО ЕЭС» Ленинградское РДУ по её реализации в 2012-13 гг.

4. Разработана и реализована на Киришской ГРЭС система ЧДА с применением автоматической аварийной разгрузки блока №1, позволяющая при частотной аварии уменьшить объем отключаемой нагрузки.

Разработанная система автоматики позволит при частотной аварии сохранить нагрузку обеих очередей Киришского нефтеперерабатывающего завода (до ввода рекомендуемой автоматики сохранялось только 60-70% первой очереди), обеспечить технологический процесс завода, не допуская риска техногенной аварии.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Кравченко И.В. Некоторые особенности реализации автоматики ограничения снижения напряжения в энергосистемах / A.B. Зайцев, И.В. Кравченко, A.C. Карпов, В.Н. Костин // Современные проблемы энергетики: сборник трудов. - СПб.: Северо-Западный заочный технический университет, 2009. - С. 257-259.

2. Кравченко И.В. Направления совершенствования противо-аварийной автоматики энергосистем / М.С. Артемьев, A.B. Зайцев, И.В. Кравченко, H.H. Магдеев, В.Н. Костин // Современные проблемы энергетики: сборник трудов. - СПб.: Северо-Западный заочный технический университет, 2009. - С.242-256.

3. Кравченко И.В. Преимущества применения автоматической разгрузки паротурбинных блоков для функций противоаварийной автоматики энергосистем / И.В. Кравченко, A.C. Карпов // Научно-технические ведомости Санкт-Петербургского государственного политехнического университета. Серия «Наука и образование» — 2010. - № 2-2 (100). - С. 82-87.

4. Кравченко И.В. Возможности применения автоматической разгрузки блоков для функций автоматики ликвидации асинхронного режима / A.C. Карпов, И.В. Кравченко // Современные техника и технологии: сборник трудов XVI Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых уче-

ных. В 3 т. - Томск: Томский политехнический университет, 2010. — С. 60-62.

5. Кравченко И.В. Анализ режимных мероприятий по повышению надежности электроснабжения мегаполисов / И.В. Кравченко, C.B. Леонов // Современные техника и технологии: сборник трудов XVI Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. — Томск: Томский политехнический университет, 2010. - С. 74-75.

6. Кравченко И.В. Анализ схемно-режимных мероприятий при решении задач ведения режимов работы и планирования ремонтов оборудования энергосистем / И.В. Кравченко, C.B. Леонов, A.C. Карпов, Д.А. Дмитриев // Электроэнергетика глазами молодежи: научные труды всероссийской научно-технической конференции: Екатеринбург: Уральский федеральный университет, 2010. - С. 92-95.

7. Кравченко И.В. Мероприятия по повышению эффективности действия противоаварийной автоматики в энергосистемах мегаполисов. И.В. Кравченко, В.Н. Костин // Неделя науки СПбГПУ: материалы международной научно-практической конференции. 4.2. -СПб.: Санкт-Петербургский государственный политехнический университет, 2011. С. 25-26.

8. Кравченко И.В. Автоматика ограничения снижения напряжения в энергосистемах мегаполисов / И.В. Кравченко, В.Н. Костин. // Научно-технические ведомости Санкт-Петербургского государственного политехнического университета. Серия «Наука и образование».-2011.-№ 4 (135). - С.58-63.

9. Кравченко И.В. Принципы построения автоматизированной системы контроля эффективности действия ЧДА / И.В. Кравченко, A.C. Карпов, В.Н. Костин, E.H. Попков // Научно-технические ведомости Санкт-Петербургского государственного политехнического университета. Серия «Наука и образование». - 2011. - № 4 (135). -С. 94-99.

10. Кравченко И.В. Повышение эффективности действия частотной делительной автоматики системы электроснабжения мегаполиса / В.Н. Костин, И.В. Кравченко // Технические науки — от теории к практике: материалы X заочной научно-практической конференции. Новосибирск: Изд. «Сибирская ассоциация консультантов», 2012.-С. 78-84.

РИЦ Горного университета. 12.09.2012. 3.637 Т. 100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. АНАЛИЗ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ РАЗВИТИЯ АВАРИЙ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ.

1.1. Основные особенности электроснабжения крупных городов.

1.2. Регулирование перетоков мощности и расширение области ремонтных режимов.

1.3. Гибкие электропередачи переменного тока (FACTS).

1.4. Ограничение токов КЗ в системе электроснабжения.

1.4.1. Эффективность деления (секционирования) электрической сети

1.4.2. Вставки постоянного тока

1.5. Компенсация реактивной мощности.

1.6. Совершенствование комплексов противоаварийной автоматики и информационного обеспечения диспетчерского персонала.

1.7. Выводы по главе 1.

Глава 2. МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ДЛЯ РАСЧЕТОВ ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ ПРИ ГЛУБОКИХ СНИЖЕНИЯХ НАПРЯЖЕНИЯ.

2.1. Математические модели нагрузок.

2.1.1. Математическая модель нагрузки в ПК MUSTANG.

2.1.2. Математическая модель нагрузки в ПК EUROSTAG.

2.1.3. Математическая модель нагрузки в ПК RUSTAB.

2.2. Математические модели синхронных машин.

2.2.1. Моделирование систем возбуждения и регуляторов возбуждения в

ПК MUSTANG и RUSTAB.

2.2.2. Моделирование систем возбуждения и регуляторов возбуждения в

ПК EUROSTAG.

2.3. Моделирование аварийных режимов, связанных с глубоким снижением напряжения.

4.5.1. Анализ существующей ЧДА потенциально выделяемого района

4.5.2. Алгоритм контроля предшествующего режима.

4.6. Выводы по главе 4.

Глава 5. АВТОМАТИЧЕСКАЯ РАЗГРУЗКА ЭНЕРГОБЛОКОВ ДЛЯ ФУНКЦИЙ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ (на примере Ки-ришской ГРЭС)

5.1. Общая характеристика Киришской ГРЭС и ее ПА.

5.2. Импульсная разгрузка турбин.

5.3. Результаты натурных испытаний.

5.3.1. Ограничение мощности энергоблока 300 МВт.

5.3.2. Импульсная разгрузка энергоблока 300 МВт.

5.4. Эффективность применения АСАРБ для функций противоаварийной автоматики

5.5. Выводы по главе 5.

За последнее десятилетие в энергосистемах ряда развитых стран произошло несколько крупных системных аварий [6, 34, 64, 96, 100, 101]. В частности, системное развитие аварии в Москве, начавшееся с локального возмущения (повреждения трансформатора тока на подстанции Чагино), привело к потере генерации более чем десяти электростанций Московской и Тульской энергосистем с прекращением электроснабжения огромного количества потребителей, в том числе и потребителей системы жизнеобеспечения Москвы. Большой экономический, политический и социальный ущерб от системных аварий обусловил необходимость разработки дополнительных мероприятий по предотвращению развития аварии после локального возмущения в системе электроснабжения.

Наиболее остро вопросы предотвращения развития аварий стоят перед системами электроснабжения крупных городов (мегаполисов) - специфическими центрами потребления электроэнергии. Это региональные столицы и промышленные центры с энергоемким производством. Здесь расположены органы власти, происходит концентрация финансового, торгового и промышленного потенциалов, увеличение численности населения, быстрый рост электропотребления социально-бытового сектора, вырастают транспортные потоки.

Вместе с тем обнаруживаются проблемы, связанные, в первую очередь, с обеспечением надежного электроснабжения подобных агломераций в результате растущей зависимости функционирования систем управления и жизнеобеспечения от надежности систем внутреннего и внешнего электроснабжения. Это обусловлено как усложнением самих систем управления, связи, жизнеобеспечения и безопасности крупного города, так и общим ростом электропотребления, который все более покрывается за счет импорта электроэнергии.

Крупный город представляется заложником надежности функционирования системы электроснабжения. Высокая аварийность и отказы оборудования подстанций, ограниченная пропускная способность линий распределительных сетей 110-220 кВ, недостаточность местных резервов генерации определяют высокую степень риска внезапного нарушения электроснабжения мегаполиса с последующим развитием аварии и остановом систем жизнеобеспечения.

Как отмечено в Концепции [54] необходимо «существенно повысить надежность электроснабжения крупных городов и мегаполисов, что определяется как быстрым ростом электропотребления в них, так и общественным, политическим и экономическим ущербом при нарушении их электроснабжения». Поэтому тема диссертации, посвященная поиску путей предотвращения развития аварий, является актуальной задачей электроэнергетики сегодняшнего дня.

Аварийные изменения по какой-либо причине баланса мощности энергорайона, вызывают, например, короткие замыкании (КЗ), ошибочные действия персонала при проведении переключений и другие причины, обуславливающие ослабление или потерю электрической связи энергорайона с единой энергосистемой. При ослаблении связи возникает перегрузка оставшихся линий связи, глубокое снижение напряжения в узлах энергорайона. При потере связи в отделившемся энергорайоне может возникнуть дефицит мощности (как реактивной, так и активной), вызывающий глубокие снижения напряжения и частоты. В том и другом случае возникшее возмущение может закончиться лавиной напряжения или частоты и привести к массовому отключению потребителей и останову электростанций района.

Для предотвращения и ликвидации аварийных ситуаций, обусловленных возникновением опасного дефицита мощности, важную роль играют иерархические комплексы противоаварийной автоматики (ПА). Благодаря действию этих комплексов, без участия человека обеспечивается предотвращение нарушений нормального режима, развития аварийных ситуаций и распространения их на соседние районы, восстановление нормального режима системы электроснабжения.

Несмотря на то, что системы ПА эксплуатируются в энергетике много лет, они далеки от совершенства. В частности, существующий на сегодняшний день Стандарт [71], не учитывает специфику систем электроснабжения крупных городов, в которых возникает необходимость в темпе реального времени изменять настройки устройств ПА в большом количестве энергорайонов. До настоящего времени исследования в этом направлении не завершены.

Если вопросам организации принципов построения комплексов ПА, связанной с возникновением частотных аварий, посвящен упомянутый выше стандарт [71], то единого нормативного документа, регламентирующего организацию принципов построения комплексов автоматик ограничения снижения напряжения (АОСН) до настоящего времени нет. А, именно, глубокие снижения напряжения и перегрузки оборудования в начальной стадии аварии предшествуют развитию последующей фазы аварии - частотной. Следовательно, реализация АОСН с направлением действия на отключение нагрузки, позволит предотвратить аварию в начальной стадии ее развития.

В первоочередных мероприятиях, направленных на недопущение аварий, подобных Московской аварии 2005 года отмечено: «Обеспечить оснащение Московской энергосистемы автоматическими устройствами разгрузки электрической сети при снижении напряжения и перегрузках линий электропередачи на основе специальной автоматики отключения нагрузки по унифицированной модели, в том числе с воздействием на потребителей, присоединенных к устройствам автоматической частотной разгрузки АЧР».

Как отмечено в работах [10, 17], оснащение систем электроснабжения мегаполисов локальными АОСН выполняется по сравнению с устройствами АЧР в значительно меньшем объеме. В то же время важность внедрения АОСН весьма велика. При достаточном количестве этих устройств развитие системной аварии может быть приостановлено уже в начальной ее стадии.

Действие АОСН направлено на отключение части нагрузки. Поэтому важным представляется минимизация объема отключаемой нагрузки при возникновении аварийной ситуации и введении режима напряжения в допустимую область. Кроме того, действие АОСН при угрозе лавины напряжения должно быть направлено на выделение станций энергорайона на сбалансированную нагрузку.

Следует отметить, что в условиях крупного города количество подстанций и комплектов АЧР, реализованных на этих подстанциях для районов, входящих в зону действия частотной делительной автоматики (ЧДА), может достигать сотни и более. Поэтому оценка объёма нагрузки и объёма АЧР в районе действия ЧДА является весьма актуальной задачей, которая должна решаться в режиме реального времени. Автоматизация этого процесса обеспечит принятие обоснованных решений по выбору направления действия АЧР, ЧДА и предотвратит развитие аварии.

Важными моментами повышения эффективности комплексов ПА являются перевод ее средств на микропроцессорную базу и разработка алгоритмов работы, позволяющих в темпе реального времени идентифицировать изменение режима или аварийную ситуацию и формировать оптимальные управляющие воздействия с целью обеспечения наиболее благоприятного качества протекания переходных процессов при возмущениях в системе электроснабжения.

Большие возможности современных систем регулирования паровых турбин обуславливают целесообразность их применения в комплексах ПА. В частности, автоматическая система аварийной разгрузки блоков (АСАРБ) мощных энергоагрегатов осуществляет быструю разгрузку блоков до величины нагрузки собственных нужд и холостого хода [37, 38, 56], что позволяет весьма эффективно задействовать эту автоматику не только для повышения динамической устойчивости, но и при работе ЧДА, ликвидации асинхронных режимов, снижения объема отключаемой нагрузки.

Целью диссертационной работы является исследования переходных процессов, возникающих в системах электроснабжения крупных городов при глубоких снижениях напряжения и частоты, и разработка мероприятий по локализации аварий и предотвращению их развития с массовым нарушением электроснабжения потребителей.

Для достижения поставленной цели решены следующие задачи: - на основе анализа аварий в системах электроснабжения крупных городов выявлены характерные особенности протекания аварий, а также особенности изменения режимных параметров, приводящие к возникновению лавин напряжения и частоты;

- для аварийных ситуаций, сопровождающихся глубоким снижением напряжения, выполнены исследования по эффективности отключения нагрузки очередями для введения режима напряжения в допустимую область и повторного включения нагрузки при восстановлении режима напряжения, а также по выделению электростанций для предотвращения полного их останова при возникновении угрозы лавины напряжения;

- для оценки эффективности действия комплексов ЧДА выполнено определение диапазонов мощностей генерации и нагрузки района потенциального выделения с электростанциями различного типа;

- разработана методика контроля эффективности действия комплексов ЧДА для энергорайонов потенциального выделения электростанций на изолированную работу на базе использования данных оперативно-измерительного комплекса и аппроксимации сплайнами результатов ежегодных контрольных замеров нагрузки;

- разработаны принципы построения ЧДА, позволяющие автоматически осуществлять выбор оптимального направления действия в различных схемно-режимных условиях работы электростанции;

- проведены теоретические и экспериментальные исследования по импульсной разгрузке мощных турбоагрегатов электростанций при реализации ЧДА.

Научная новизна диссертационной работы:

- выявлены основные закономерности и характерные особенности развития аварий в системах электроснабжения крупных городов, как на начальном этапе их протекания, связанным с глубоким снижением напряжения при неизменной частоте, так и на следующем этапе, связанным со снижением частоты;

- разработан алгоритм построения АОСН, позволяющий за счет очередности отключения нагрузки минимизировать ее объем при введении режима напряжения в допустимую область, повторно включать нагрузку при восстановлении режима напряжения, выделять станцию на район, сбалансированный по нагрузке, при угрозе возникновения лавины напряжения;

- применительно к крупным энергорайонам системы Санкт- Петербурга и Ленинградской области впервые разработаны методология и принципы построения автоматизированной системы контроля эффективности действия комплексов ЧДА с методикой оценки текущей генерирующей мощности, мощности нагрузки и ее объёма, подведенного под автоматическую частотную разгрузку (АЧР);

- разработан алгоритм построения комплекса ЧДА электростанции, позволяющий в темпе реального времени производить анализ гарантированной генерации, как в установившихся режимах, так и режимах синхронных электромеханических качаний, выполнять оценку величины нагрузки отходящих присоединений, автоматически обеспечивать выбор направления управляющих воздействий в различных схемно-режимных условиях;

- установлено, что для ГРЭС, включающей в себя КЭС и ТЭЦ, оснащение турбоагрегатов КЭС современными системами АСАРБ позволит обеспечить при частотной аварии выделение этих турбоагрегатов на собственные нужды и часть нагрузки района выделения. Это обусловит в режиме, предшествующем частотной аварии, снижение минимальной генерации ТЭЦ, экономичный режим ее работы по графику тепловой нагрузки и уменьшение объема нагрузки, подведенной под АЧР.

Практическая значимость работы:

- предложен алгоритм и принципиальные схемы комплекса АОСН, позволяющие минимизировать объем отключаемой нагрузки при введении параметров режима напряжения в допустимую область, автоматически включать нагрузку при восстановлении напряжения, выделять электростанцию на район изолированной нагрузки при угрозе возникновения лавины напряжения.

- разработана методика контроля эффективности действия ЧДА для районов потенциального выделения системы электроснабжения Санкт-Петербурга и Ленинградской области.

- разработаны алгоритм и принципы построения микропроцессорного комплекса ЧДА электростанции.

- подтверждена результатами натурных испытаний АСАРБ, проведенных на Киришской ГРЭС, техническая возможность реализации импульсной разгрузки турбоагрегатов ГРЭС для функций ПА.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на научно-технических конференциях, заседании кафедры «Электроэнергетики, электротехники и электромеханики» Национального минерально-сырьевого университета «Горный». По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из списка сокращений, введения, пяти глав, заключения, списка литературы из 101 наименования и двух приложений. Диссертационная работа изложена на 168 страницах и включает в себя 67 рисунков, 13 таблиц.

5.5. Выводы по главе 5

1. Для ГРЭС, включающей в себя КЭС и ТЭЦ, оснащение турбоагрегатов КЭС современными комплексами АСАРБ позволит обеспечить при частотной аварии выделение турбоагрегатов на СН и часть нагрузки района выделения. При этом появляется возможность:

- снизить в режиме, предшествующем аварии, минимальную генерацию ТЭЦ, что позволит ей экономично работать по графику тепловой нагрузки;

- уменьшить объем нагрузки, подведенной под АЧР на объектах района потенциального выделения.

1.1. Применительно к Киришской ГРЭС применение АСАРБ позволит при частотной аварии в системе электроснабжения сохранить нагрузку, как первой, так и второй очередей Киришского НПЗ (до ввода рекомендуемой автоматики сохранялось только 60-70% первой очереди) и тем самым сохранить технологический процесс завода, не допуская риска техногенной аварии.

2. Техническая возможность реализации такого комплекса автоматики подтверждается результатами натурных испытаний, проведенных на Киришской ГРЭС, которые показали, что

- запаздывание изменения мощности не превышает 0,2 с;

- скорость изменения мощности турбины может достигать 1000 МВт/с.

- разгрузка турбоагрегатов от номинальной мощности до величин холостого хода и собственных нужд является вполне реальной.

Такие параметры, реализуемые комплексом АСАРБ, позволяют эффективно задействовать импульсную разгрузку турбины в схемах автоматической ликвидации асинхронного режима, сохранить динамическую устойчивость турбогенераторов при КЗ вблизи шин 330 кВ. держки времени отключать нагрузку или выделять станцию на изолированный район при угрозе лавины напряжения.

5. Впервые разработан алгоритм системы контроля эффективности частотной делительной автоматики (ЧДА) с методикой оценки текущей генерирующей мощности, мощности нагрузки и объёма автоматической частотной разгрузки (АЧР) по результатам телеизмерений, а при отсутствии таковых -интерполяцией на текущий момент времени результатов ежегодных контрольных замеров.

6. По предложенному алгоритму осуществляется разработка программного комплекса (ПК) для мониторинга всех районов потенциального выделения действием комплексов ЧДА системы электроснабжения Санкт-Петербурга и Ленинградской области. Разработанные принципы и алгоритм контроля эффективности действия ЧДА положены в основу одноименного ПК и включены в Предложение Инвест-программы Филиала ОАО «СО ЕЭС» Ленинградское РДУ по её реализации в 2012-13 гг.

7. Разработаны алгоритм и принципы построения микропроцессорных комплексов ЧДА электростанции, позволяющей в темпе реального времени:

- производить анализ гарантированной генерации, как в установившихся режимах, так и режимах синхронных качаний;

- выполнять оценку величины нагрузки отходящих присоединений;

- осуществлять автоматический выбор отключаемой нагрузки.

Комплексы ЧДА, построенные по указанному принципу, могут быть применены для электростанций энергосистем Санкт-Петербурга и Ленинградской области: Центральной ТЭЦ, Первомайской ТЭЦ-14 и Автовской ТЭЦ-15 и позволят снизить риски неуспешного действия ЧДА в аварийных ситуациях.

8. Разработан и реализован комплекс ЧДА на Киришской ГРЭС с применением автоматической аварийной разгрузки блока №1, позволяющий при частотной аварии в энергосистеме сохранить нагрузку Киришского нефтеперерабатывающего завода и тем самым обеспечить технологический процесс завода, не допуская риска техногенной аварии. I г

1. Автоматика ликвидации асинхронных режимов АЛАР-Ц / MA. Эдлин, П.Я. Кац, A.A. Лисицын, C.B. Чеплюк и др. // Электрические станции. 2005. -№12.-С. 34-41.

2. Автоматическое регулирование и управление в энергосистемах: Сборник научных трудов / Под общ. ред. В. Д. Ковалева. М.: Энергоатомиздат, 1983. - 96 с.

3. Александров В.Ф. Цифровые устройства частотной разгрузки / В.Ф. Александров, В.Г. Езерский, О.Г. Захаров, B.C. Малышев М.: НТФ «Энергопресс», 2005. - 80 с.

4. Александров Г.Н. Передача электрической энергии переменным током. М.: Изд-во «Знак», 1998. - 278 с.

5. Анализ развития крупных системных аварий: учебное пособие по курсу «Электромеханические переходные процессы в электроэнергетических системах» / сост.: А.Н. Беляев, Ю.П. Горюнов, A.A. Смирнов, C.B. Смоловик. СПб: СПбГПУ, 2006. - 72 с.

6. Андерсон П., Фу ад А. Управление энергосистемами и устойчивость: / Пер. с англ. под ред. Я.Н. Лугинского. М.: Энергия, 1980. - 568 с.

7. Андреюк В.А. Сравнительное сопоставление математических моделей трехи четырехконтурных синхронных машин различных программных комплексов / В.А. Андреюк, Н.С. Скзываева, Е.В. Богданов // Известия НИИПТ. 2010. -№64., С. 111-128.

8. Артемьев М.С. Совершенствование автоматических устройств ограничения снижений напряжения в энергосистемах // Научно-технические ведомости СПбГПУ, № 1 (53) -2008. С. 83-86.

9. Артемьев М.С. Разработка мероприятий по локализации аварий энергосистем, связанных с глубоким снижением напряжения: автореф. дис. . канд. техн. наук: 05.09.03 / М. С. Артемьев. СПб., 2011. - 20 с.

10. Баркан Я.Д. Автоматизация энергосистем: учеб. пособие / Я.Д. Баркан, JI.A. Орехов М.: Высшая школа, 1981.-271 с.

11. Веников В.А. Математические основы автоматического управления режимами энергосистем / В.А. Веников, И.В. Литкенс. М.: Высшая школа, 1964. - 202 с.

12. Веников В. А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах: учеб. для электроэнергст. спец. Вузов / В.А. Веников. Изд. 4-е, пе-рераб. и доп. - М.: Высш. шк., 1985. - 536 с.

13. Веников В. А. Регулирование напряжения в электроэнергетических системах / В.А. Веников, В.И. Идельчик, М.С. Лисеев. : Энергоатомиздат, 1985. - 216 с.

14. Гайснер А.Д. Анализ опыта эксплуатации автоматической частотной разгрузки в энергосистемах России / А.Д. Гайснер // Энергетик. 2002. №8. - С.21.

15. Горев A.A. Переходные процессы синхронной машины. М., Л.: Госэнер-гоиздат, 1950. - 551 с.

16. Гуревич Ю.Е. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах / Ю.Е. Гуревич, Л.Е. Либова, A.A. Окин. Москва, 1990. - 390 с.

17. ГОСТ 721-77. Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения свыше 1000 В. М.: Изд-во стандартов, 1978. - 22 с.

18. ГОСТ 2.755-87. Единая система конструкторской документации. Обозначения графические в электрических схемах. М.: Изд-во стандартов, 1988. - 15 с.

19. ГОСТ 21.613-88. Силовое электрооборудование. Рабочие чертежи. М.: Изд-во стандартов, 1988. - 19 с.

20. ГОСТ 28969-91. Турбины паровые стационарные малой мощности. Общие технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1992. - 22 с.

21. ГОСТ 2.743-91. Обозначения условные графические в схемах. Элементы цифровой техники. М.: Изд-во стандартов, 1993. - 22 с.

22. ГОСТ 13109-97. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. М.: Изд-во стандартов, 1997. - 23 с.

23. Евдокунин Г. А. Электрические системы и сети: учеб. пособие / СПб: Издательство Сизова М. П., 2001. 304 с.

24. Ефремов В.Н. Устройство противоаварийной автоматики «ИЦ «Бреслер» / В. Ефремов, А. Подшивалин, Э. Кушников // Энергетика и промышленность России. 2010. - №22(162). - С. 18-26.

25. Жданов П.С. Вопросы устойчивости электрических систем, М.: Энергия, 1979. 445 с.

26. Ивакин В.Н. Гибкие электропередачи переменного тока / В.Н. Ивакин, В.Д. Ковалев, В.В. Худяков // Электротехника. -1996. № 8. - С. 23-28.

27. Игнатов В.В. Ограничение токов короткого замыкания делением электрических сетей и оценка его влияния на режимы энергосистем: автореф. дис. . канд. техн. наук: 05.14.02 / В.В. Игнатов; М., 2010. -21 с.

28. Инструкция по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части Единой энергетической системы России. РАО «ЕЭС РОССИИ» ОАО «СО ЕЭС», 2006. 33 с.

29. Инструкция по предупреждению и ликвидации аварий на тепловых электростанциях. М.: НЦ ЭНАС, 2004. - 52 с.

30. Калиткин Н. Н. Численные методы. М., Наука, 1978. 513 с.

31. Концепция противоаварийного управления ЕЭС России / Н.Г. Шульгинов, A.B. Жуков, А.Т. Демчук, J1.A. Кощеев и др. // Электрические станции. -2010.-№11.-с. 23-27.

32. Кощеев JI.A. Системные аварии в Западном энергообъединении США J1.A. Кощеев, В.А. Семенов // Электричество. 1997. - № 10, с. 24-28.

33. Макаровский С.Н. Проблемы управления напряжением и реактивной мощностью в основных сетях ЕЭС Росси / С.Н. Макаровский, З.Г. Хвощинская // Энергетик. 2002. - №6. - с. 14-18.

34. Максименко И.Ф. Поперечно-продольное регулирование потоков мощности в замкнутых электрических сетях 110-330 кВ // Электрические станции. 1969. - № 8, с. 84-85.

35. Методические рекомендация по проектированию развития энергосистем. СО 153-34.20.118-2003.-58 с.

36. Методические указания по устойчивости энергосистем. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. - 20 с.

37. О повышении живучести мегаполисов / Катаев Б., Катаев И. Электронный журнал «Энергосистема», 2010, №5-6. - С. 22-28.

38. О проблеме координации уровней токов короткого замыкания в энергосистемах / K.M. Антипов, A.A. Востросаблин, В.В. Жуков, Е.П. Кудрявцев и др. // Электрические станции. 2005. - №4. - С. 19-31.

39. Организация системы автоматической ликвидации асинхронных режимов / A.B. Жуков, А.Т. Демчук, П.Я. Кац, В.Л. Невельский и др. // Известия НИИ постоянного тока. 2010. - №64. - С. 23-28.

40. Основные положения (Концепция) технической политики в электроэнергетике России на период до 2030 г. ОАО РАО «ЕЭС России» 2008 г. 91 с.

41. Отчет по расследованию аварии в ЕЭС России, происшедшей 25.05.2005 // РАО "ЕЭС России". 2005. - 21 с.

42. Павлов Г.М. Автоматика энергосистем / Г.М. Павлов, Г.В. Меркурьев. -Издание Центра подготовки кадров РАО "ЕЭС России". 2001. - 388 с.

43. Павлов Г.М. Аварийная частотная разгрузка энергосистем / Г.М. Павлов, А.Г. Меркурьев, C.B. Спорышев. Изд. 2-е. - РАО «ЕЭС России» Центр подготовки кадров энергетики (СЗФ АО «ГВЦ Энергетики»), 2003. - 52 с.

44. Правила оформления нормальных схем электрических соединений подстанций и графического отображения информации посредством программно-технических комплексов. Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» СТО 56947007-29.240.10.035-2009. 32 с.

45. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. Приказ Минэнерго РФ от 19 июня 2003 г. N 229. 147 с.

46. Правила устройства электроустановок: 7-е изд. СПб.: ДЕАН, 2004. - 670 с.

47. Рабинович P.C. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем. М.: Энергоатомиздат, 1988. - 352 с.

48. РД 34.35.113. Руководящие указания по противоаварийной автоматике энергосистем (основные положения). ВНИИЭ, Энергосетьпроект, ЦЦУ ЕЭС СССР, НИИПТ, 1986. 18 с.

49. Системы противоаварийного и режимного управления. Современные тенденции развития / Н.Г. Шульгинов, A.B. Жуков, А.Т. Демчук, JI.A. Кощеев и др. // Новости электротехники. 2010. - №2(62). - С. 21-27.

50. Смоловик C.B. Анализ аварии в Московской энергосистеме 23-25 мая 2005 года // Научно-технические ведомости СПбГПУ № 2 (44), 2006, с. 25-32.

51. Совалов С.А. Противоаварийное управление в энергосистемах / A.A. Сова-лов, В.А. Семенов. М.: Энергоатомиздат, 1988. - 416 с.

52. Сорокин Е.В. Математическое моделирование устройств автоматического ограничения снижения частоты и исследование процессов при нарушениях баланса мощности электроэнергетической системы: дис. . канд техн. наук: / Е.В. Сорокин; 05.14.02, 2007. С. 160.

53. Старшинов В.А. Обследование и оценка живучести энергообъектов как шаг к повышению надежности. Новое в Российской энергетике. 2007. - № 6. - 12 с.

54. СТО СО-ЦДУ ЕЭС 001-2005. Нормы участия энергоблоков ТЭС в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты. Москва, 2005 г. 45 с.

55. Технологический алгоритм централизованной системы противоаварийной автоматики нового поколения России / JI.A. Кощеев, П.Я. Кац, М.А. Эдлин, Н.Г. Шульгинов и др. // Электрические станции. 2010. - №22. - С. 24-32.

56. Технические правила организации в ЕЭС России автоматического ограничения снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности (автоматическая частотная разгрузка). М.: Стандарт ОАО «СО ЕЭС», 2009. - 12 с.

57. Холмский В.Г. Расчет и оптимизация режимов электрических сетей. М., Высшая школа, 1975. - 280 с.

58. Частотная разгрузка в энергосистемах. Ч. 2. Аварийные режимы и уставки / В.Ф. Александров, В.Г. Езерский, О.Г. Захаров, B.C. Малышев. М.: НТФ «Энергопрогресс», 2007. - 96 с.

59. Чебан В.М. Управление потокораспределением в неоднородной сети / В.М. Чебан, С.И. Кижнер, А.И. Сухов // Труды Ленинград, политехи, ин-та. 1977. -№357.-С. 7-11.

60. Чернобровов Н.В. Релейная защита энергетических систем: учеб. пособие / Н.В. Чернобровов, В.А. Семенов. -М.: Энергоатомиздат, 1998. 650 с.

61. Черновец А.К. Расчет переходных процессов при лавине напряжения в сетях 35-110 кВ / А.К. Черновец, C.B. Кузнецов, В.Ф. Александров // Электрические станции. 1985. -№10. - С. 47-51

62. Шульгинов Н.Г. Особенности управления электроэнергетическими режимами работы энергосистем мегаполисов / Н.Г. Шульгинов // Энергетик. 2007. - №6. с. 3-7.

63. Щербачев О.В. Режимы и оборудование электрических систем. Л., ЛПИ, 1980.- 113 с.

64. Экспериментальные исследования режимов энергосистем / Л. М. Горбунова, М.Г. Портной, P.C. Рабинович, С.А. Совалов и др.. М. : Энергоатомиздат, 1985.-448 с.

65. Anderson P.M., Fouad A.A. Power system control and stability. Ames, Iowa, 1977.-569 p.

66. Arrillaga J., Duke R. M. A Static Alternative to Transformer on Load Tap Changers. IEEE PAS, vol. 3, no. 1, January-February, 1980. P. 86-91.

67. B. Meyer, M. Stubbe. EUROSTAG, A Single Tool For Power-System Simulation, Transmission & Distribution International March, 1992. P. 47-52.

68. De Mello F.P., Nolan P.J., Laskowski T.F., Undrill J.M. Coordinated Application of Stabilizers In MultiMachine Power Systems // IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems. Vol. PAS-99, № 3. May 1980. P. 892-901.

69. Edris A. FACTS Technology Development: An Update. // IEEE Power Engineering, March, 2000. P. 98-112.

70. Elschner S, Stemmle M, Breuer F, Walter H, Frohne C, Noe M, Bock Coil in Coil Components for the High Voltage Superconducting Resistive Current Limiter CULT 110, IEEE/CSC&ESAS EUROPEAN SUPERCONDUCTIVITY NEWS FORUM, № 3, January 2008, P. 4-9.

71. Gigioli R., Paris L., Zini C. et al. Reactive power balance optimization to improve the energy transfer through AC system over long distance. // Session CIGRE, 1988, 28 th August 3rd September. - P. 57-64.

72. Gyugyi L. Solid-State Control of Electric Power in AC Transmission Systems. / International Symposium on «Electric Energy Conversion in Power Systems». Invited paper, № T-IP. 4, Capri, Italy, 1989. - P. 63-75.

73. Gyugyi L. et al. Unified Power Flow Controller: A New Approach to Power Transmission Control. // IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 10, № 2, April 1995.-P. 1085-1097.

74. Hingorani N. G. Power Electronics in AC Transmission Systems. CIGRE Special Report PI-02, Paris Session, 1996. 35 p.

75. Hingorani N. G. Flexible AC Transmission. IEEE Spectrum, vol. 30, no. 4, April 1993.-P. 41-48.

76. Hingorani N. G., Gyugui L. Understanding FACTS. IEEE, 2004. 494 p.

77. Hingorani N.G. High Power Electronics and Flexible AC Transmission System. // IEEE Transactions on Power Systems, July 1988. P. 3-4.

78. Kalitkin, N.N and Shlyakhov N.M. Natural Interpolation by B-Splines. Doclady Mathematics, Vol. 62, No. 2, 2000. 194 p.

79. Kosterev D.N., Taylor, C.W., Mittelstadt W.A. Model validation for the August 10, 1996 WSCC system outage // IEEE Trans, on Power Systems, Vol. 14, No. 3, August 1999. P. 967-979.

80. Kurita A., Sakurai T. The power system failure on July 23, 1987 in Tokyo // Proceedings of the 27th IEEE Conference on Decision and Control, 1988., 7-9 Dec. 1988, Vol. 3.-P. 2093-2097.

81. Lakervi E, Holmes E.J. Electricity distribution network design. IEE publication. London, UK, 2003. 325 p.

82. G. Reed, J. Paserba, P. Salavantis. The FACTS on Resolving Transmission Gridlock. IEEE P&E № 2, vol.1, spt./oct. 2003. P. 41-46.

83. Peter Van Meirhaeghe. Double fed induction machine: a EUROSTAG model. Tractebel Engineering. 2004. 8 p.

84. The Electric Power Outages in the Western United States, July 2-3, 1996. Report to the President of the United States by the Secretary of Energy, August 2, 1996. 35 p.

85. U.S.-Canada Power System Outage Task Force. Interim Report: Causes of the August 14th Blackout in the United States and Canada, November, 2003. 122 p.1. РРН/К О vKB-НИ Е

86. Утверждаю» филиала ОАО «ОГК-2» ГРЭС, к.т.н.1. Ю.В.Андреев2012г.

87. Филиал ОАО ОГК-2 КириШская ГРЭС1. АКТ

88. Об использовании результатов кандидатской диссертационной работы

89. Кравченко Ильи Владимировича

90. Соболев А.Н. заместитель директора - главный инженер

91. Сизов H.H. начальник ЭЦ Соколов A.A. - зам. начальника ЭЦ/

92. ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ»

93. ФИЛИАЛ ОАО «СО ЕЭС» «РЕГИОНАЛЬНОЕ ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМАМИ САНКТ-ПЕТЕРБУРГА1. И ЛЕНИНГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ»41. К V коми

94. Региональное диспетчерскщ управле.^ энергоси1а и / V V

95. Ле^^ртТЗэдской /& области» .

96. УТВЕРЖДАЮ 1алаОД£и<СО ЕЭС» Генинградское РДУ И.А. Курилкин V» о В 2012 г.1. АКТ61«

97. Об использовании результатов кандидатской диссертационной работы

98. Кравченко Ильи Владимировича

99. Предложенный автором алгоритм действия ЧДА с использованием аварийной системы разгрузки блоков (АСАРБ) были использованы при разработке ЧДА Киришской ГРЭС в связи с её модернизацией.

100. И.А. Курилкин АД*. Зайцев . Спиридонов