Выполнил: Ходунов Илья Александрович.
Группа: 542 ОБ-3
ВВЕДЕНИЕСовременная электроэнергетическая система (ЭЭС) России охватывает огромную территорию от Читинской до Калининградской области, от Север- ного Кавказа до Кольского п-ова, включает ряд электроэнергетических объединений, параллельно работающих по межсистемным связям, состоит из многих тысяч электростанций, линий электропередач и трансформаторов, связана с электроэнергетическими системами соседних стран. Такое коли- чество элементов просто не может работать продолжительное время безотказно: изнашивается оборудование, проявляются природные условия, ошибается дежурный персонал. Тем не менее, тысячи крупных нарушений в ЭЭС ежегодно устраняются устройствами релейной защиты и автоматики (РЗА) практически незаметно для потребителя. Входящие в систему страны ЭЭС спроектированы так, чтобы отказ одного ее элемента не приводил систему к аварии. Значительно сложнее противодействовать событиям с наложением нескольких нарушений. Как правило, автоматике удается спра- виться и с этими нарушениями, но при определенных условиях может произойти неуправляемое их развитие, так называемая каскадная авария. Противодействует таким авариям специальная противоаварийная автоматика, выполняя отключение менее ответственных потребителей, разделяя ЭЭС на отдельные изолированные подсистемы. И все же при этом возможны серьезные погашения источников электроэнергии с катастрофическими последствиями для потребителей и самой системы.
1.СХЕМА ПРОТЕКАНИЯ АВАРИИ.
Рисунок 1. Схема протекания аварии.
Здесь при наложении возмущений в ЭЭС сначала режим системы не переходит границу зоны необратимых последствий; РЗА, а также оперативный персонал обеспечивают достаточно быстрое восстановление режима при минимальных потерях поставок электроэнергии потребителям. Однако существует такое событие возмущения (триггерное), при котором режим переходит через указанную границу. Ряд исследователей делит причины рассматриваемых крупных аварий на неизбежные и те, которых можно избежать. К первым относят случайные события - падение самолета на линию, удар строительного крана, природные явления и т.п., ко вторым - неправильные действия РЗА, дежурного персонала, перекрытия из-за касания деревьев. Причины второй группы чаще проявляются в развитии аварии. Задача автоматики принять меры к недопущению триггерного возмущения с помощью операций изменения балансов активной и реактивной мощностей путем управления нагрузками и генерацией. По существу, это последняя стадия работы РЗА. Как правило, она решается в режимах функционирования оборудования ЭЭС, близких к предельным.
2. УПРАВЛЯЕМОЕ ДЕЛЕНИЕ СИСТЕМЫ.Деление системы (ДС) относится к средствам противоаварийного управления с воздействием коммутационного типа и осуществляется во время переходного процесса.
По цели различаются три вида деления: для предотвращения нарушения устойчивости (упреждающее), для прекращения асинхронного хода (
автоматика ликвидации асинхронного режима), для предотвращения потери собственных нужд электрических станций при недопустимом снижении частоты в энергосистеме в результате развития аварии (
частотная делительная автоматика). На практике получили широкое применение второй и третий виды ДС, реализуемые локальными устройствами.
2.1 АЛАР АЛАР (автоматика ликвидации асинхронного режима) - действие АЛАР основано на принципах выявления асинхронного режима (АР) с помощью измерения величины и скорости изменения полного сопротивления ЛЭП при возникновении и развитии АР; выявления и подсчета полуциклов и полных циклов АР.
Асинхронный режим в работе энергосистемы возникает, если генераторы, работавшие параллельно, по какой-либо причине начали вращаться с различной угловой скоростью. Между ними возникают перетоки мощности и напряжение в сети начинает плавно подниматься и опускаться до недопустимых величин. Селективность действия АЛАР обеспечивается выявлением местоположения (направления) электрического центра качаний (ЭЦК) и определением знака скольжения в зоне, контролируемой устройством. Первая ступень АЛАР является органом быстрого выявления первого цикла АР.
В момент начала второй половины цикла (второй полуцикл) она контролирует вхождение вектора импенданса в зону чувствительности ДЗ с любой стороны и заданную скорость изменения этого вектора в условиях электрических качаний.
В момент фиксации устройством смены знака активного сопротивления (активной мощности) производится регистрация начала второго полуцикла в первом цикле АР, при этом формируется сигнал срабатывания АЛАР.
При срабатывании АЛАР происходит отключение системной ВЛ с разделением энергосистемы на несинхронно работающие части. Отключение ВЛ происходит с запретом ТАПВ и отправкой команды телеотключения (ТО) на противоположный конец ВЛ. В этих случаях повторное включение линии выполняется по команде соответствующего диспетчерского управления с контролем синхронизма.
2.2 АОСЧАвтоматическое ограничение снижения частоты (АОСЧ) предназначено для обеспечения живучести ЕЭС России при возникновении значительного дефицита активной мощности в отдельных ее частях (регионах) с их аварийным отделением и глубоким (ниже 49,0 Гц) снижением частоты (и напряжения, как следствие снижения частоты), создающих угрозу повреждения оборудования электростанций, безопасности работы АЭС, нарушения нормальной работы энергопринимающих установок потребителей, а также возникновения лавины частоты и напряжения с полным прекращением электроснабжения.
АОСЧ должно обеспечивать прекращение процесса аварийного снижения частоты и подъем ее до уровня, при котором энергосистема по условиям работы оборудования и собственных нужд электростанций может работать длительное время (выше 49,0 Гц), а также частичное или полное восстановление электроснабжения отключенной нагрузки потребителей при нормализации частоты.
АОСЧ обеспечивает выполнение указанных требований за счет использования резервов генерирующей мощности и отключения нагрузки потребителей. При этом мощность отключаемой нагрузки не должна превышать возникший аварийный дефицит мощности.
В целом, необходимо проектировать системы АОСЧ таким образом, чтобы минимизировать количество отключаемой нагрузки.
АОСЧ подразделяются на устройства:
АЧВР - автоматический частотный ввод резерва;
АЧР - автоматическая частотная разгрузка;
ДАР - дополнительная автоматическая разгрузка;
ЧДА - частотная делительная автоматика;
ЧАПВ - частотное автоматическое повторное включение;
Рисунок 2. Схема работы АОСЧ.
В свою очередь, управляемое деление включает три подзадачи: когда начать деление, по каким сечениям его выполнить и в какой последовательности. Успешность управляемого деления зависит от корректного определения: где и когда делить.
3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОМЕНТА НАЧАЛА ДЕЛЕНИЯ.Результат управляемого деления во многом зависит от времени его осуществления. Наиболее эффективно деление практически сразу (доли секунды) после возникновения триггерного события. Чем больше времени проходит от такого события до запуска деления, тем большее развитие получит авария, и, как следствие, будет потеряно больше мощности. Определение момента деления в реальном времени представляет собой достаточно сложную задачу вследствие непредсказуемости и разнообразия возможных аварийных возмущений в крупной ЭЭС. Для решения задачи могут быть использованы активно развивающиеся методы оценки динамической надёжности (dynamic security assessment).
Под динамической надежностью понимается способность энергосистемы противостоять внезапным возмущениям и перейти в приемлемый установившийся режим . Оценке динамической надежности ЭЭС (dynamic security assessment, сокращенно DSA) уделяется большое внимание за рубежом.
Она может быть выполнена как приближенными, так и методами полного моделирования переходных процессов (численное интегрирование по всем временным интерва-лам). К приближенным методам относят прямые методы, такие как метод Ляпунова, метод на основе энергетического критерия (ре-жим устойчив, если производная от избыточной энергии по определяющему параметру отрицательна), называемый в зарубежных источниках методом энергетической функции (Energy Functions Method) и др. Приближенные методы дают некоторые преимущества в объеме вычислений, но, поскольку в них используются допущения,их необходимо проверять при изменении условий работы ЭЭС. Прямые методы позволяют определить, насколько ЭЭС близка к границе надежности, но только в течение первого периода колебания после аварийного возмущения в системе.
Традиционный подход к такой оценке заключается в проведении циклического моделирования переходного процесса путём решения множества дифференциальных уравнений. Большой набор возможных непредвиденных обстоятельств и параметров модели ЭЭС существенно увеличивает время получения оценки, что неприемлемо для целей управляемого деления. Системы на базе искусственного интеллекта и интеллектуального анализа данных имеют следующие преимущества перед традиционными: скорость вы-работки оценки (доли секунды), обучаемость, обнаружение в системе ранее неизвестных характеристик и отношений. В качестве пороговых значений при принятии решения о делении в реальном времени могут быть использованы параметры (например, фазные углы напряжений) переходного процесса, приводящего к развалу системы на части. Полученная в результате моделирования база знаний может быть дополнена информацией о крупных авариях, произошедших в системе ранее, и использо- вана для обучения деревьев принятия решений или искусственных нейронных сетей. Использование данных инструментов искусственного интеллекта совме- стно с синхронизированными векторными измерителями (Synchronized Phasor Measurement Units, PMU) позволит в режиме реального времени автоматически принимать решение о запуске управляемого деления.
4.ПОИСК СЕЧЕНИЯ ДЕЛЕНИЯ В крупной ЭЭС всегда существует множество вариантов деления - сечений. В общем случае сечение представляет собой набор ряда линий электропередачи. Так, для ЭЭС с n линиями теоретическое количество возможных вариантов деления составляет 2n. Но поскольку результат поиска должен обеспечить выполнение ряда требований, то количество допустимых вариантов существенно снижается.
Определение групп сильносвязанных генераторов. Очевидно, что все генераторы в пределах острова должны быть синхронны. Реакция генера- торов ЭЭС на крупные возмущения различна и зависит от их динамических характеристик и структурных особенностей системы. Существует ряд подходов к определению генераторов, которые демонстрируют сходные колебания при возникновении крупных возмущений, основанные на параметрах предаварийного режима. Такие генераторы можно назвать когерентными, и они могут быть сгруппированы. Причём связи между группами будут слабыми. На рис. 2 показаны углы роторов генераторов 118-ти узловой тестовой схемы IEEE при устранении трёхфазного короткого замыкания отключением линии через 0,17 с без действия автоматики (а) и при осуществлении через 0,57 с управляемого деления (б) .Таким образом, для обеспечения устойчивости образующихся островов необходимо включать в один остров генераторы одной когерентной группы.
Рисунок 3. Динамика движения генераторов без автоматики деления (а) и при управляемом делении (б).
Поиск минимальных по абсолютному значению активной мощности сечений. Деление системы путем одновременного отключения линий, передающих значительную активную мощность, вследствие резкого перераспределения перетоков, само по себе является возмущением. Для снижения его тяжести при прочих равных условиях целесообразно отключать связи с наименьшим перетоком активной мощности. Предпочтительность сечения деления в таком случае определяется суммой значений перетоков мощности составляющих его связей без учёта их направления.
Минимизация количества образуемых островов и коммутируемых элементов. Снижение количества островов упрощает как процесс управляемого деления, так и последующее восстановление нормального режима работы энергосистемы. В целях минимизации потерянных перетоков мощности следует отдавать предпочтение вариантам деления, предполагающим отключение меньшего количества линий, а также необходимо стремиться к уменьшению количества коммутируемых выключателей. Чем больше выключателей вовлекается в процесс деления, тем выше вероятность возник- новения отказов их работы. Отказ выключателя при делении резервируется в соответствии с общими принципами резервирования таких событий.
Оценка возможных перенапряжений. В ЭЭС с протяженными линиями для коммутационных режимов должны быть определены и приняты меры против возникновения перенапряжений и самовозбуждения слабо нагруженных генераторов правильным выбором реактивных компенсирующих устройств и регулированием трансформаторов.
Поиск сечения деления с учётом всех перечисленных требований представляет собой задачу оптимизации. Результаты её решения, как отмеча- лось выше, необходимы в течение первой секунды протекания аварии. Неправильно выбранное сечение деления может привести к снижению эффекта от его проведения и даже к развитию аварии. Возникает вопрос приемлемого соотношения скорости расчета и его точности. Общим недостатком у предлагаемых в настоящее время методов является ввод поправочных коэффициентов, в значительной степени определяемых результатами экспертных оценок
5. ФОРМА РЕАЛИЗАЦИИ.Скоротечность развития серьезной аварии (зачастую секунды) не оставляет диспетчеру времени на экспертное рассмотрение различных вариантов. Кроме того, существует вероятность принятия человеком ошибочного решения в условиях стрессовой ситуации. Всё это указывает на необходимость проектирования автоматической схемы. В этой связи алгоритм управляемого деления может быть реализован в рамках управляющего вычислительного программно-аппаратного комплекса централизованной системы противоаварийного управления (ЦСПА), располагающегося в диспетчерском центре. При достаточной обеспеченности коммутационной аппаратуры телеуправлением физические устройства деления не требуются. В противном случае такие устройства должны быть установлены в заранее определённых местах. Тогда для предотвращения погашения часть устройств должна срабатывать одновременно, остальные - блокироваться. Однако традиционно используемые устройства защиты от асинхронного режима не адаптированы для координации на системном уровне, что требует разработки специальных локальных устройств деления. Примерная структура системы управляемого деления приведена на рис.4.
Рисунок 4. Примерная структура системы управляемого деления
Примеры крупных погашений ЭЭС.
Рисунок 4. Примеры крупных погашений.
6.ЗАКЛЮЧЕНИЕПри функционировании ЭЭС необходимо учитывать возможность крупных аварий с массовым погашением потребителей, определяемых ростом сложности системы и возникающих по причине старения ее элементов, внешних воздействий и ошибок дежурного персонала. Инициирование к погашению определяется одним из последовательных возмущений в ЭЭС, триггерным событием. Снижение рисков погашения связано с разработкой мер противодействия им, требующих, в свою очередь, развития методов исследования и моделей протекания аварий. К числу таких мер относится управляемое деление, включающее три подзадачи: когда, где и как выполнять деление ЭЭС.
Управляемое деление является перспективным методом защиты ЭЭС от крупных аварий, приводящих к массовому погашению потребителей. Приведенные требования при выполнении управляемого деления позволили выявить решаемые при его проведении задачи, и используемые в них методы. Однако для его практической реализации необходимо дальнейшее совершенствование подходов к определению времени и места деления. Существенна проблема обеспечения управляемого деления необходимым объемом быстродействующих измерений и средств дистанционного управления.
Одной из составляющих противодействия последствиям аварии является помощь в организации восстановления ЭЭС. Показано, что для поиска ее схемы восстановления после аварии можно воспользоваться наработками, полученными к выбору схемы восстановления распределительной сети при включении в них алгоритмов, учитывающих специфику сборки схемы сети ЭЭС.
