Содержание к диссертации
Введение
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
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
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
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
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
- Основные требования к математическим моделям электроэнергетической системы в противоаварийном управлении
- Математическое моделирование электрической сети
- Эквиваленты исключаемых генераторных мощностей
- Описание расчётной модели объединённой энергосистемы Сибири
Введение к работе
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 Н.Н., 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 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:
-
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.
-
Сформулированы основные требования к ММ ЭЭС, используемым в контуре управления АПНУ при работе по алгоритму I-ДО. Проведён анализ существующих методов эквивалентирования для выявления возможности их использования в задачах анализа статической устойчивости послеаварийных режимов.
-
Сформулированы требования к эквивалентным моделям ЭЭС, применяющимся в задачах анализа статической устойчивости послеаварийных режимов.
-
Разработаны быстродействующие алгоритмы эквивалентирования ЭЭС, используемые при построении АПНУ. Проведена оценка их быстродействия и адаптивности к структуре исходной схемы сети.
-
Разработан метод расчёта параметров эквивалентов, сохраняющих основные статические свойства исключаемой сети при исследовании установившихся режимов в широкой области.
-
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.
-
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.
-
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 RASTR 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:
-
-
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.
-
Сформулированы требования к эквивалентным моделям, применяющимся в задачах анализа статической устойчивости послеаварийных режимов.
-
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.
-
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.
-
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.
-
-
-
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.
-
Быстродействующий алгоритм эквивалентирования при определении параметров эквивалентов для АПНУ нижних уровней управления.
-
Метод расчёта параметров эквивалентов, учитывающих основные статические свойства исключаемой части сети в широкой области установившихся режимов.
-
Методика коррекции параметров эквивалентов для актуализации их на ММ ЭЭС в автоматике предотвращения нарушения устойчивости при изменении текущего режима энергосистемы.
-
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.
Основные требования к математическим моделям электроэнергетической системы в противоаварийном управлении
Оба вида алгоритма используют циклический перебор аварийных ситуаций и реализацию результатов выбора УВ по факту идентификации аварийного возмущения.
Метод противоаварийного управления II-ДО представляет собой таблицу управления, где каждой уставке срабатывания автоматики соответствует определённый набор УВ. Это означает, что в процессе определения объёма УВ не производятся расчёты устойчивости, а осуществляется лишь сравнение текущего режима с некоторыми граничными значениями параметров, требующими той или иной интенсивности УВ. Защитные функции устройств II-ДО ограничены не только предусмотренным составом пусковых органов, УВ, контролируемыми параметрами режима, но и тем конкретным перечнем схемных ситуаций, которые мог предвидеть разработчик на стадии проектирования автоматики. В настоящее время большинство устройств АПНУ локальных энергоузлов функционируют по методу П-ДО. По своей сути моделью защищаемого энергоузла для локальной АПНУ является набор контролируемых устройством сечений и режимных параметров некоторых сетевых элементов с заданными уставками.
Возможности алгоритма И-ДО ограничены ввиду катастрофического роста объёма необходимых предварительных расчётов по мере расширения зоны управления или при её изменении (например, при вводе нового объекта). Поэтому основная область использования АПНУ с таким алгоритмом -сравнительно небольшая зона управления. Задача формирования модели энергосистемы для АПНУ, функционирующей по принципу І-ДО, принципиально отличается от моделирования защищаемого энергорайона в автоматике, действующей по принципу II-ДО [76].
Противоаварийная автоматика, действующая по принципу І-ДО, является адаптивной автоматикой, где объём УВ постоянно пересчитывается в зависимости от схемно-режимной ситуации. В свою очередь данное преимущество делает задачу формирования модели энергосистемы более сложной и зависящей от множества необходимых для учёта факторов [79].
Автоматика предотвращения нарушения устойчивости с алгоритмом І-ДО принципиально может использоваться в энергосистеме любой сложности. Однако при этом должен быть обеспечен соответствующий объём текущей схемной и режимной информации. Кроме того, ограниченная производительность используемых в настоящее время в АПНУ вычислительных средств при ограниченной длительности расчётного цикла заставляет прибегать к использованию эвристических подходов при решении основных задач, что, в частности, предопределило отказ от непосредственного решения задачи динамической устойчивости.
В связи с тем, что предъявляемые к ММ требования во многом зависят от используемого алгоритма выбора УВ, проведён анализ реализованных до настоящего времени алгоритмов по принципу І-ДО. Алгоритмы ПАУ, реализующие способ "ДО" с использованием ММ ЭЭС, предложены в работах НИИПТа, Киевского энергосетьпроекта, ИАЭС. Алгоритм І-ДО - Научно-исследовательский институт постоянного тока (НИИПТ), г. Санкт-Петербург [15,72,73].
Расчёт потокораспределения в текущем режиме ЭЭС осуществляется по полной математической модели, в которой учитываются статические характеристики нагрузки (СХН) по частоте и напряжению, а также моментно-скоростные характеристики турбин генераторов. Для расчёта потокораспределения в послеаварийных режимах (ПАР), моделируемых изменениями мощности в узлах и отключениями ветвей, используется приближённый метод, основанный на линеаризации угловой характеристики каждой ветви прямой, проходящей через начало координат и максимум угловой характеристики. Полученная линейная система уравнений решается относительно приращений перетоков мощности по ветвям. Перетоки мощности в ПАР определяются как сумма значений перетоков в исходном режиме и найденных приращений перетоков.
Оценка условий существования ПАР выполняется по совокупности условий существования режимов простых узловых моделей ЭЭС. В качестве таких моделей принимаются звездообразные схемы замещения сети в консервативной идеализации, узлами которых являются узлы схемы ЭЭС. Лучами каждой звезды являются все отходящие от узла связи с эквивалентными генераторами на конце, а также непосредственно подключённые к узлу генераторы и нагрузки. Эквивалентные генераторы моделируются электродвижущей силой (ЭДС), определяемой в темпе изменения режима, и проводимостью, определяемой в темпе изменения схемы. Звездообразные модели получаются путём эквивалентирования исходной схемы ЭЭС для всего набора ремонтных схем, в том числе и для схем с возможными наложениями ремонтных и аварийных отключений элементов сети. Таким образом, определяется устойчивость каждого из генераторов по отношению к остальной части системы.
Математическое моделирование электрической сети
Формирование математических моделей 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 ОИК, либо сформирована из эквивалентных моделей энергосистем, переданных контролируемыми ЦСПА по каналу связи на верхний уровень. На основе ММ ЭЭС в координирующей системе противоаварийной автоматики могут быть рассчитаны эквиваленты внешней, по отношению к модели ЭЭС ЦСПА, части энергосистемы, 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 (500 - 220) 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 математической модели в случае изменения текущего режима энергосистемы, а также расчёт и передача параметров эквивалентов для 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 І-ДО. В этом случае ММ 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.
Задача формирования математической модели защищаемой зоны сети в АПНУ состоит из следующих этапов:
1 Задание базовой информации о структуре и параметрах учитываемой сети, пусковых органах, местах приложения и ступенях УВ. Параметры сети задаются в виде параметров схем замещения её отдельных элементов (линий электропередачи, трансформаторов и реакторов), коэффициентов СХН по частоте и напряжению и моментно-скоростных , характеристик турбин генераторов.
2 Определение внутренних узлов и узлов примыкания для расчётных схем контролируемых АПНУ нижнего уровня, функционирующих по алгоритму І-ДО. 3 Идентификация текущего режима математической модели по данным телеметрической информации.
4 Определение параметров эквивалентов для расчётных схем контролируемых АПНУ нижнего уровня, функционирующих по алгоритму I-ДО.
Этап 1 выполняется для настройки типового математического обеспечения на конкретный район ПАУ при подготовке АПНУ к функционированию. Если в задачи рассматриваемого уровня АПНУ входит определение параметров эквивалентов для нижнего уровня управления, то предварительно, вне цикла управления, выполняется этап 2. Этапы 3 и 4 выполняются в процессе функционирования системы АПНУ. На этапе 3 производится идентификация текущего режима контролируемого района противоаварийного управления на ММ ЭЭС в автоматике предотвращения нарушения устойчивости, на этапе 4 - определяются параметры эквивалентов для модели ЭЭС АПНУ нижнего уровня.
На рисунке 2.1 приведена структура автоматики предотвращения нарушения устойчивости ЕЭС России с указанием информационных потоков между уровнями управления при формировании ММ ЭЭС в текущем режиме, а также источники телеметрической информации. Тёмными стрелками показаны направления передачи параметров эквивалентов ЭЭС.
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 управляющих воздействий на основе ММ ЭЭС, в которой параметры эквивалентов фиксируются до момента восстановления связи.
Таким образом, 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 для проектируемых АПНУ не должна превышать 30 с. (стандарт ОАО «СО ЕЭС»), то разработанные методы и алгоритмы должны отличаться быстродействием.
В данном параграфе приведено описание математической модели электрической сети, принятой при разработке метода формирования ММ ЭЭС для работы в темпе текущего режима в иерархической АПНУ.
Математическая модель ЭЭС, закладываемая в микропроцессорное устройство АПНУ, формируется на основе данных телеизмерений, фиксирующих состав работающего оборудования и режимные параметры контролируемых элементов системы. Дополнительной информацией при формировании ММ ЭЭС являются параметры схем замещения элементов системы, а также некоторые константы. В качестве контролируемых элементов ЭЭС, определяющих структуру ММ системы и её параметры, рассматриваются генераторы электрических станций, высоковольтные линии электропередачи, силовые трансформаторы и потребители электрической энергии.
К числу измеряемых режимных параметров ЭЭС, необходимых для идентификации текущего установившегося режима на ММ, относятся напряжения на шинах станций и подстанций, перетоки мощности по линиям электропередачи и трансформаторам, мощности генераторов электростанций. Состав контролируемых элементов сети и измеряемых режимных параметров, необходимых для построения адекватной ММ ЭЭС, определяется экспериментально на основе вариантных расчётов режимов и устойчивости системы в условиях её математических моделей.
В качестве исходной информации для построения ММ ЭЭС рассматриваются следующие группы данных: а) логическая информация о топологии сети. Сюда относятся порядковые номера электрических узлов системы, входящих в состав математической модели. Такие расчётные узлы соответствуют шинам реальных станций и подстанций или фидерам нагрузки. б) данные о параметрах источников и потребителей электрической энергии в узлах. В эту группу данных входят измеряемые физические величины (напряжение, активная и реактивная мощность генераторов и нагрузок в текущем режиме), паспортные данные установленного оборудования (номинальные значения частоты, напряжения, тока, мощности генераторов и нагрузок, параметры моментно-скоростных характеристик турбин и т.д.), а также некоторые постоянные величины (например, номер узла, тип и коэффициенты СХН по частоте и напряжению и т.п.).
Эквиваленты исключаемых генераторных мощностей
Размерность этой матрицы составляет п х (п + п ж + ndon), где п общее количество узлов в схеме сети. При формировании матрицы АРЛС используется линейная, относительно токов, математическая модель ЭЭС, преобразование элементов которой при использовании метода Гаусса выполняется через проводимости узлов и связей электрической сети. В качестве матрицы сетевых параметров ЛСЕТ используется матрица собственных и взаимных проводимостей узлов Y, а в качестве матрицы режимных параметров АРЕЖ - матрица задающих токов узлов 2.3АД- Матрица У имеет размерность п хи . Размерность матрицы ЛРЕЖ можно записать как п х преж, где п ж - число столбцов, зависящее от способа разложения задающих токов узлов на составляющие (см.п.3.3.2). Матрица дополнительных параметров Адоп содержит параметры узлов, преобразование которых осуществляется по формулам, отличным от формул преобразования элементов матрицы АРЕЖ по схеме Гаусса, поэтому элементы этой матрицы вынесены в правую часть уравнений. В число таких параметров входят: пределы регулирования реактивной мощности генераторов в узлах QMUH QMOKC . Пределы изменения активной мощности генераторов в узлах рмш рмакс. номинальные мощности генераторов и коэффициенты статизма турбин Рм,at ; коэффициенты статических характеристик нагрузки по частоте а Ь ; пределы регулирования мощности турбины vt ш/„ V, тах; зона нечувствительности автоматического регулятора скорости турбины t. Размерность этой матрицы равна п х 11. Использование расширенной матрицы параметров схемы сети позволяет получать на каждом шаге эквивалентирования не только параметры эквивалента, но и его эквивалентные статические характеристики. I. Подготовка данных для эквивалентирования В подготовку данных для эквивалентирования входит выполнение следующих задач: а) Фиксация данных текущего режима ЭЭС, полученных блоком «Оценки» на временном срезе.
Блок «Оценки», входящий в состав технологических алгоритмов АПНУ и осуществляющий расчёт текущего режима ЭЭС, представляет собой самостоятельный процесс, работающий в темпе обновления телеметрической информации о режиме ЭЭС и записывающий оценённый режим в соответствующие таблицы базы данных АПНУ. Запись данных в эти таблицы возможна при условии, что они не используются другими процессами. Алгоритм эквивалентирования является самостоятельным процессом, который пользуется данными этих таблиц. Для того чтобы не снижать быстродействие всего управляющего комплекса, алгоритм эквивалентирования сохраняет таблицы данных о текущем режиме сети во внутренних файлах. б) Формирование логических шкал, отображающих структуру отдельных расчётных схем районов управления, групп узлов примыкания и их связей с внутренними узлами отдельных расчётных схем. в) Подготовка массивов данных о параметрах отдельных расчётных схем, групп узлов примыкания в виде, необходимом для работы алгоритма эквивалентирования. Для реализации алгоритма эквивалентирования элементы расширенной матрицы параметров перенумеровываются особенным образом. Рассмотрим подробнее особенности структуры расположения расчётных схем РУ. Расчётные схемы отдельных РУ выделены так, что представляют собой изолированную часть полной схемы системы АРАС = NCX , Ncx ,...,NCX , где NQX - список внутренних узлов /-ой расчётной схемы; п х - длина списка, и связаны между собой только по узлам примыкания. Каждая расчётная схема района управления имеет свои узлы примыкания ПР ПР ПР ПР ПР ЛРАС = Ncx , Ncx , ...,NCX , где Ncx - список узлов примыкания 7-ой ПР расчетной схемы; псх - длина списка.
В списках узлов примыкания смежных расчётных схем встречаются номера одних и тех же узлов. Узлы примыкания выделяются в особую группу узлов (Nr - список узлов примыкания всех расчётных схем; пГ — длина списка). Такой список формируется на основе списков узлов примыкания отдельных расчётных схем путём их объединения и исключения повторяющихся номеров узлов. Общий список узлов системы при этом можно сформировать так, что вначале идут списки внутренних узлов отдельных расчётных схем, а замыкает общий список массив узлов примыкания Длина такого списка равна общему количеству узлов в схеме сети эс «ОТ, + Псх2 + - + ПСХП + пГр=п
При этом матрица параметров полной схемы сети (например, матрица собственных и взаимных проводимостей узлов), сформированная по этому списку, будет являться квазидиагональной и состоять из блоков, соответствующих отдельным расчётным схемам районов управления и общей группе узлов примыкания АВУPAC АВУ-ПР ApAC dpAC - АПР-ВУ ±±PAC АПР АВУ ЛВУ-ПР (3.8) г а ЛПР-ВУ ЛВУ-ПР В недиагональные блоки матрицы АРАС и АРАС входят параметры связей между внутренними узлами расчётной схемы и её узлами примыкания. Структура такой матрицы показана на рисунке 3.7.
Как следует из структуры матрицы параметров полной схемы сети, её отдельные диагональные блоки связаны между собой только через блок узлов примыкания. Поэтому при использовании схемы Гаусса не нужно проводить операции преобразования над всеми элементами матрицы. При исключении одного из блоков операциям преобразования будут подвергаться только элементы исключаемого блока и часть элементов блока узлов примыкания, которые имеют связи с элементами исключаемого блока.
Последовательное исключение диагональных блоков матрицы параметров сводится к выполнению преобразований над элементами сокращённой матрицы, включающей блок параметров исключаемой расчётной схемы, блок параметров узлов примыкания и блоки параметров связей между исключаемой частью схемы и граничными узлами. Структура такой сокращённой матрицы показана на рисунке 3.8.
Описание расчётной модели объединённой энергосистемы Сибири
В данном параграфе приведено описание расчётной модели ОЭС Сибири, заложенной в вычислительное устройство ЦСПА, и модели ЭЭС в ЛАПНУ района управления «Центральный-1». На основе математической модели ЭЭС в ЦСПА вычисляются параметры эквивалентов для модели ЭЭС в ЛАПНУ с центром на ПС 1150 кВ Итатская, функционирующей по алгоритму І-ДО.
Расчётная модель ЭЭС в ЦСПА содержит 204 узла и 348 связей напряжением (500 - 220 - ПО) кВ от Омска до Иркутска, а также эквиваленты примыкающих энергосистем (приложение 1, рисунок П. 1.1). С одной стороны это эквивалент Казахстана и западных районов ЕЭС России, с другой стороны -эквивалент восточных районов ОЭС Сибири. Источники и приёмники электрической энергии представлены своими статическими характеристиками по частоте и напряжению. Для решения задач оценки состояния схемы, формирования математической модели энергообъединения и расчёта текущего установившегося режима сети используются данные о параметрах схемы замещения элементов реальной сети и данные ОИК о составе работающего оборудования и параметрах текущего режима. Схема выдачи Богучанской ГЭС показана штрихпунктирными линиями и введена в расчётную схему как отключённая часть, т.к. на момент выполнения работы данный объект находился на стадии строительства.
Расчётная схема ЭЭС в ЛАПНУ с центром управления на ПС 1150 кВ Итатская (Центральный-1) сформирована из имеющегося в районе состава телеизмерений, обеспечивающего наблюдаемость района управления, и из необходимой для корректного выбора управляющих воздействий детализации схемы. Расчётная модель района управления помимо ВЛ 500 кВ содержит распределительную сеть 220 кВ, а также эквиваленты примыкающих энергосистем (с одной стороны - эквивалент Казахстана и западных районов ОЭС Сибири, с другой стороны - эквивалент восточных районов ОЭС Сибири и Дальнего Востока). Использование математической модели, содержащей распределительную сеть в естественном виде, весьма проблематично из-за отсутствия телеметрической информации, необходимой для расчёта режима этой сети. Поэтому в состав расчётной схемы района управления вошли все те узлы, которые имеют телеметрическую информацию по всем своим присоединениям. Состав расчётной схемы района управления представлен в приложении 1, рисунок П. 1.2. На рисунке узлы примыкания заштрихованы. Эквивалентные линии, замещающие сеть (500 - 220) кВ показаны штрихпунктирными линиями. Расчётная схема района управления Центральный-1 содержит 101 узел и 182 связи, из них 27 узлов примыкания и 23 эквивалентные связи. Эквивалент восточной части ОЭС Сибири представлен не одним узлом примыкания, а треугольником, состоящим из эквивалентов крупных станций, таких как Братская и Усть-Илимская ГЭС. Необходимость в таком представлении эквивалента восточной части вызвана тем, что перетоки по связям между этими станциями определяют запас статической устойчивости в нормальных и послеаварийных режимах в РУ Центральный-1.
В качестве исходных данных принята расчётная модель ЭЭС в централизованной системе противоаварийной автоматики ОЭС Сибири (приложение 1, рисунок П. 1.1) и ряд режимов, отличающихся запасом статической устойчивости (к3): Режим 1 - режим с общим запасом статической устойчивости по энергосистеме равным 26,7%. Суммарная мощность генерации по Сибири составляет 17467 МВт, потребление - 17298 МВт, внешний переток с ЕЭС Казахстана составляет 168 МВт (избыток электроэнергии в Сибири). Режим 2 — режим с общим запасом статической устойчивости по энергосистеме равным 20%. Суммарная мощность генерации по Сибири составляет 17340 МВт, потребление - 17864 МВт, внешний переток с ЕЭС Казахстана составляет -525 МВт (дефицит электроэнергии в Сибири). Режим 3 - утяжелённый режим с общим запасом статической устойчивости по энергосистеме равным 9,1%. Суммарная мощность генерации по Сибири составляет 19012 МВт, потребление - 18415 МВт, внешний переток с ЕЭС Казахстана составляет 597 МВт (избыток электроэнергии в Сибири). Общий запас статической устойчивости в перечисленных режимах определён по методу, предложенному ЗАО «ИАЭС», и реализованному в составе программного обеспечения ЦСПА. Характеристикой запаса устойчивости является коэффициент напряжённости кн. Связь между коэффициентом запаса и коэффициентом напряжённости описывается простым соотношением к3=1-кИ , т.е. при кн= 0,8 запас статической устойчивости составляет 20%.
В каждом режиме определены параметры эквивалентов для математической модели в ЛАПНУ района управления Центральный-1 по двум программным комплексам:
Эквивалент RASTR - параметры эквивалентов, рассчитанные по программному комплексу RASTR (версия 2.45 от 11.06.2010). В них входят -параметры и состав эквивалентных связей, значения эквивалентной мощности нагрузки и генерации в узлах примыкания. Все остальные параметры, учитываемые при оценке статической устойчивости, но не определяемые программным комплексом RASTR, приняты обобщёнными (в т.ч. учёт статических характеристик нагрузки постоянством мощности и пределов по реактивной мощности эквивалентных генераторов с cos ф = 0,85).
Эквивалент ЦСПА - параметры эквивалентов, рассчитанные по специализированному программному обеспечению для централизованной системы противоаварийной автоматики ОЭС Сибири, куда вошли предложенные в работе методы и алгоритмы. В них входят - параметры и состав эквивалентных связей, значения эквивалентной мощности нагрузки и генерации в узлах примыкания, коэффициенты статических характеристик нагрузки по частоте и напряжению, моментно-скоростные характеристики и значения Р%"", Ракс, Р"м, Qmin и Qmax для эквивалентных генераторов. На рисунках П. 1.3 - П. 1.5 приложения 1 представлены нормальные режимы потокораспределения района управления Центральный-1, а также отмечены жирными линиями эквивалентные связи и узлы примыкания. Параметры эквивалентных моделей для района управления, полученные по двум программным комплексам для всех режимов, представлены в приложении 2.
Похожие диссертации на Моделирование электроэнергетической системы в иерархической противоаварийной автоматике
-
-
-
