CC BY
46
N, 1,ч
Рис. 3. Зависимости количества, средней длительности и средней частоты выбросов от значения заявленного максимума
Проведенные исследования показывают, что выбросы нагрузки выше заявленного максимума наблюдались на 20 % из обследованных под-
станций. В 10 % случаев заявленный максимум активной мощности меньше среднего значения мощности, что обусловливает появление выбросов нагрузки в часы экстремальных нагрузок энергосистемы с вероятностью 0,8—0,9. Частота выбросов при этом достигает 0,3 ч-1, средняя длительность 1—2 часа.
По полученным данным были построены зависимости количества выбросов, их средней длительности и средней частоты от относительного уровня заявленного максимума (рис. 3):
^У=/(Лм), ¿у=/(Ам) И^ = ДРЗМ).
Анализ полученных зависимостей показывает, что наибольшее число выбросов наблюдается в диапазоне изменения нагрузки (0,95— 1,0)Р3 м. При этом средняя частота колеблется от 0,02 до 0,085 час-1, а средняя длительность выбросов составляет 1,15—4,8 ч.
Для снижении Р3 м на предприятиях нефтедобычи актуальна задача более точного определения Рзм, разработка методов и алгоритмов управления нагрузкой с выделением потребителей-регуляторов при обеспечении бесконфликтности с технологическим процессом.
УДК621.В16.9
A.C. Карпов, И.В. Кравченко, В.Н. Костин, E.H. Попков
АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА КОНТРОЛЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЙСТВИЯ ЧАСТОТНОЙ ДЕЛИТЕЛЬНОЙ АВТОМАТИКИ
Частотная делительная автоматика (ЧДА) применяется для сохранения в работе собственных нужд и предотвращения полного останова электростанций при отказе или недостаточной эффективности автоматического частотного ввода резерва, частотной (АЧР) и дополнительной (ДАР) автоматических разгрузок, а также для обеспечения питания отдельных групп потребителей, не допускающих перерывов электроснабжения [ 1 ]. Сохранение в работе части генераторов при действии ЧДА позволяет ускорить
восстановление электроснабжения потребителей в послеаварийном режиме.
Для обеспечения эффективности действия ЧДА при аварийном выделении какого-либо энергорайона мегаполиса необходима достоверная оценка следующей предшествующей выделению информации:
о величине генерации электростанций района; величине нагрузки потенциально выделяемого района;
объеме нагрузки, подведенной под АЧР;
схеме электрической сети района;
составе генерирующего оборудования.
Оценивать указанную информацию необходимо в темпе реального времени. Автоматизация этого процесса обеспечит принятие обоснованных решений по выбору направления действия ЧДА и соответственно повысит надежность энергосистемы мегаполиса.
В настоящее время сотрудниками Ленинградского РДУ (филиал ОАО «СО ЕЭС») и кафедрой электрических систем и сетей СПбГПУ планируется осуществить разработку программного комплекса (ПК) «Система контроля эффективности действия ЧДА» для мониторинга всех районов потенциального выделения при действии ЧДА в энергосистеме Санкт-Петербурга и Ленинградской области.
В соответствии с требованиями [ 1 ] при отделении электростанции на примерно сбалансированную нагрузку предпочтительнее образование небольшого избытка генерируемой мощности, т. е. выполнение условия
^г = Дагр ~~ ^А4Р < (1)
где Рг — генерация электростанций, входящих в район потенциального выделения, до возникновения частотной аварии; Ртг — суммарная нагрузка района потенциального выделения до возникновения частотной аварии; РАЧР — суммарный объем нагрузки, подведенной под АЧР в районе потенциального выделения.
Следует отметить, что, несмотря на сохраняющуюся общую недостаточность наблюдаемости параметров режима работы энергосистемы, в условиях развивающегося рынка электроэнергии и мощности режим работы электростанций, состав генерирующего оборудования и текущая генерация каждого из генераторов станций в достаточной мере фиксируются средствами телеизмерений (ТИ) и передаются по выделенным каналам.
Таким образом, величина мощности генераторов, остающихся в работе в выделившемся районе после действия ЧДА, может использоваться в разрабатываемом ПК «Система контроля эффективности действия ЧДА» благодаря созданию интерфейса для одной из подпрограмм оперативно-информационного комплекса (ОИК).
Информация о схеме электрической сети района потенциального выделения может быть получена достаточно точно с помощью суще-
ствующей системы ТИ и имеющихся в распоряжении диспетчера программных средств, например ПК «Заявка».
Состав генерирующего оборудования определяет возможность изменения величины генерации после выделения энергорайона. В частности, для энергоагрегатов станций, не участвующих в общем первичном регулировании частоты, генерация в доаварийном и послеаварийном режимах не меняется Ргпослсав = РГДОяв-а Для энергоагрегатов ТЭЦ с маневренными турбинами в соответствии с исследованиями [2] имеем Рг послеав ~ « 1 15 Р
± , WJ г ДОаВар.
Определение текущей нагрузки района осуществляется с помощью ТИ перетоков мощности Рсв по элементам связи с энергосистемой района потенциального выделения:
Рнаф(/) = РГ±РСВ, (2)
Знак «плюс» в выражении (2) относится к районам с дефицитом генерируемой мощности, знак «минус» — к районам с избытком этой мощности.
С учетом незначительного изменения нагрузки внутри шага квантирования по времени (10 минут) получаемые данные вполне достаточны для объективной оценки величины нагрузки района.
Полученные данные по нагрузке будут экспортироваться из ОИКв ПК«Система контроля эффективности действия ЧДА».
С целью повышения достоверности информации о текущей нагрузке района потенциального выделения следует использовать данные контрольных замеров, осуществляемых не реже двух раз в год — в рабочий и выходной дни июня и декабря.
Непосредственное использование результатов контрольных замеров не гарантирует достаточной точности. Кроме того, в весенне-летний период проведения ремонтных работ на электроэнергетическом оборудовании схема и направление действия ЧДА может существенно изменяться. В этих условиях для выбора направления действия ЧДА, обеспечивающего ее эффективную работу, необходимо тщательно отслеживать текущее состояние схемы и проводить многочисленные расчеты по определению требуемого баланса генерации и потребления.
Поскольку в дни проведения замеров нагрузки определяется ежечасно, то для каждой под-
станции района в конкретный день измерений формируется массив значений нагрузок:
Час />[Иф(, МВт
1
2 Ра2
3 РцН
23 Ра 24
24 Ра 24
Для расчета нагрузки района в произвольный день месяца и час суток целесообразно использовать методы интерполяции функции Рнжр(/) =Дчас, месяц) двух переменных. В частности, интерполяция сплайнами двух переменных широко используется для задания поверхностей в различных системах компьютерного моделирования.
Принимая во внимание, что результаты расчета текущей нагрузки подстанции будут использоваться в будущем, необходимо производить корректировку нагрузки с учетом ее естественного прироста, т. е. вводить соответствующий поправочный коэффициент.
Для проверки достоверности значений Рнжр(/) целесообразно осуществить сравнение величины мощности нагрузки, полученной на основе ТИ, с результатами расчета, полученными интерполяцией контрольных замеров на текущий момент времени. В случае их существенного расхождения (более 10 %) необходимо проверить достоверность телеизмерений.
В отличие от нагрузки района выделения, сравнительно легко наблюдаемой с помощью средств ТИ, наблюдаемость нагрузки, подведенной под АЧР в операционной зоне диспетчерских центров, существенно ниже. Комплекты АЧР устанавливаются, как правило, на фидерах 6— 10 кВ, количество которых на одной подстанции может достигать нескольких десятков. В условиях мегаполиса количество подстанций и комплектов АЧР, реализованных на этих подстанциях, входящих в зону действия ЧДА, может достигать сотни и более. Поэтому обеспечение наблюдаемости объема нагрузки, подведенной под АЧ Р, с помощью средств ТИ — весьма дорогостоящее мероприятие.
В этой связи для подстанций района выделения единственный метод определения величины РАцр(0 текущего суммарного объема АЧР — расчет по данным контрольных замеров с последу-
ющей интерполяцией результатов на текущий момент времени.
Исходя из данных о текущей нагрузке района, Рнаф(/), и текущей нагрузке , подведенной под АЧР, РАцр(0, нетрудно определить величину оставшейся нагрузки в районе после действия ЧДА и на основании информации о текущей генерации, составе генерирующего оборудования, его типе и технических характеристиках сделать вывод о сбалансированности района, потенциально выделяемого действием ЧДА
В дополнение к расчету баланса мощности необходимо осуществить контроль состояния элементов схемы района выделения, что достаточно легко реализуется существующими программными средствами, например ПК «Заявка».
Комплексный анализ состояния схемы и сбалансированности района потенциального выделения позволяет получить информацию о необходимости ввода/вывода ЧДА на текущий момент времени.
Ниже рассмотрены основные особенности построения ПК «Система контроля эффективности действия ЧДА» как программного продукта для энергосистемы Санк-Петербурга и Ленинградской области.
Районы потенциального выделения. Энергосистема Санкт-Петербурга и Ленинградской области включает в себя следующие районы и электростанции потенциального выделения на изолированную работу действием ЧДА:
район «Севера», в том числе Выборгская ТЭЦ (ТЭЦ-17) и Северная ТЭЦ (ТЭЦ-21);
район «Юга», в том числе Василеостровская ТЭЦ (ТЭЦ-7), Первомайская ТЭЦ (ТЭЦ-14) и Автовская ТЭ Ц (ТЭ Ц-15);
Центральная ТЭЦ (ЭС-2);
Правобережная ТЭЦ (ТЭЦ-5);
Волховская ГЭС(ГЭС-б);
Светогорская ГЭ С (ГЭ С-11);
Нарвская ГЭС (ГЭС-13);
Киришская ГРЭС;
Южная ТЭЦ (ТЭЦ-22);
Юго-Западная ТЭЦ.
Описание схемы энергорайона и исходных данных. Графическое описание и текущая корректировка электрических схем районов, которые потенциально могут быть выделены действием ЧДА, согласно требованиями [3] с целью унификации будут осуществляться в графическом
редакторе Microsoft Office Visio, использующем векторную графику На схемах достаточно отражать только основное оборудование: генераторы электростанций; линии электропередач; трансформаторы; силовые выключатели.
Графические обозначения элементов схем должны соответствовать требованиям ЕСКД и стандарту [3]. В соответствии с этими документами все условные графические обозначения линий электропередачи, электрооборудования энергообъектов, а также электрические соединения между ними в соответствии с классом напряжения должны:
выделяться цветом согласно аддитивной цветовой модели RGB (см. таблицу);
иметь соответствующую толщину линий условных графических обозначений (см. таблицу).
ВПК «Система контроля эффективности действия ЧДА» предусматривается выделение элементов подстанций и участков сети, не находящихся под напряжением, одним цветом, а при заземлении этих элементов используется другой цвет, при выведении оборудования в ремонт — третий цвет.
Включенное/отключенное положение динамических элементов схемы (силовые выключатели) будет отображаться на электрической схеме индикацией в соответствии с указанной выше палитрой цветов для различных классов напряжения.
Массивы исходных данных о генерации в районах потенциального выделения и потоках активной и реактивной мощностей по линиям электропередач, трансформаторам и внешним
связям рассматриваемых районов будут формироваться на основе данных ТИ с настраиваемой периодичностью. Минимальную периодичность следует принять не более 1 мин.
Как было отмечено выше, массивы исходных данных о величинах нагрузки районов потенциального выделения формируются следующим образом:
расчетом сальдо между генерацией в рассматриваемых районах и потоками активной мощности по внешним связям (см. выражение (2));
на основе ежегодных контрольных замеров с последующей интерполяцией результатов на текущий момент времени.
В процессе сбора и обработки исходных данных должна быть предусмотрена система сравнения расчетных величин нагрузки обоими способами. В случае возникновения значительных отличий в полученных результатах (более 10 %) должна срабатывать система цветовой сигнализации.
Массив исходных данных о величинах нагрузки, подведенной под АЧР, формируется на основе ежегодных контрольных замеров с последующей интерполяцией результатов на текущий момент времени.
Основное содержание работ. Интерфейс пользователя ПК, который позволит в удобной форме осуществлять контроль эффективности действия ЧДА в режиме реального времени, должен включать в себя:
главное меню пользователя; информационные файлы второго уровня.
Требования к графическим обозначениям элементов схем электрических систем
Напряжение, кВ Цвет Толщина линий, pt
750 темно-синий (0:0:168) 4,08
500 красный (213:0:0) 3,12
330 зеленый (0:170:0) 3,12
220 коричнево-зеленый (128:128:0) 2,16
110 голубой (0:153:255) 1,2
Ниже 110,
генераторное темно-серый (95:95:95) 0,72
напряжение
П р и м с ч а н и с. В круглых скобках приведены числовые значения Red, Green, Blue — красной, зеленой и синей — цветовых спектральных составляющих соответствующего цвета
Главное меню должно обеспечивать: световую сигнализацию об условиях эффективности работы ЧДА (световые сигналы: зеленый — условие эффективной работы ЧДА; желтый — режим частичного выполнения условий эффективности работы ЧДА; красный — условие необходимости вывода ЧДА из работы; фиолетовый — ЧДА выведена из работы);
доступ к информационным файлам второго уровня, отражающим топологию сети района потенциального выделения электростанций с графическим представлением данных;
возможность изменения направления действия ЧДА (введено/выведено).
Информационные файлы второго уровня для каждого из районов потенциального выделения должны содержать:
электрическую схему выделенного района с индикацией текущего состояния каждого элемента (рабочее/нерабочее) и указанием для каж-
дого элемента текущих значений потоков активной и реактивной мощностей;
графическую информацию об изменении величины генерируемой мощности, величине мощности нагрузки и объеме нагрузки, подведенной под АЧР (вывод данных настраивается пользователем с минимальной периодичностью 1 мин);
графическое отображение временных интервалов, для которых обеспечиваются условия эффективного действия ЧДА.
Кроме того, ПК должен допускать возможность проводить для выделенного района в перспективном интервале времени до 2-х месяцев графический анализ величин генерируемой мощности, мощности нагрузки и объема нагрузки, подведенной под АЧР.
Требования к функционированию ПК. ПК должен разрабатываться как шеЬ-приложение, обеспечивать регулярную загрузку данных из ОИК с настраиваемой периодичностью, быть
Принципиальная схема взаимодействия между модулями ПК
совместимым с операционными системами и базами данных.
Серверная часть программного обеспечения развертывается на всех 32—64 разрядных серверных операционных системах Windows с предустановленным Internet Information Server и платформой NET 4.0: Windows Server 2003; Windows Server 2008, 2008 R2.
Для серверной части необходимо предусмотреть использование системы управления базами данных Microsoft SQL Server 2005-2008.
Для работы с клиентской частью может использоваться любая операционная система с установленным пакетом Silver Light 3 и выше.
Для совместимости с офисными средствами обмен данными должен выполняться с использованием табличного процессора Microsoft Excel различных версий.
Все отчеты должны сохраняться в форматах табличного Microsoft Excel или текстового Microsoft Word процессоров.
Для функционирования ПК необходимо обеспечить наличие в сети разделяемой файловой области на любом закрытом сервере, где будут располагаться исполняемые и конфигурационные файлы ПКи информационные файлы для загрузки в базу данных.
Для организации регулярной автоматической загрузки данных из ОН К в базу данных П К должна быть обеспечена круглосуточная работа сервера приложений (под управлением любой серверной операционной системы Windows), на котором будет регулярно запускаться модуль передачи данных. Периодичность этого запуска должна быть настраиваемой в расчете на автоматический режим загрузки. Также должна присутствовать возможность ручного принудительного запуска загрузки данных из О И К.
Для доступа к ПК с любого компьютера должно быть разработано web-приложение, которое устанавливается на компьютере (сервере), доступ к которому разрешен в локальной сети или через internet. На сервере устанавливается серверная часть приложения и база данных.
При этом у пользователей должен быть доступ к серверу, установлен браузер, через который они и будут работать. Пользователю выдается логин и пароль, посредством которых обеспечивается авторизация.
Принципиальная схема взаимодействия между различными частями (модули) комплекса представлена на рисунке.
Разработана концепция автоматизированной системы контроля эффективности действия ЧДА с оценкой текущей генерируемой мощности, мощности нагрузки и объема АЧР в районах потенциального выделения при действии ЧДА. Оценку текущих значений генерируемой мощности предполагается осуществлять средствами телеизмерений, оценку мощностей нагрузки и объема АЧР при отсутствии или недостаточности средств телеизмерений — путем интерполяции на текущий момент времени результатов ежегодных контрольных замеров нагрузки.
Сформулированы основные требования к функционированию программного комплекса автоматизации системы контроля эффективности действия ЧДА.
Осуществляется разработка программного комплекса для мониторинга всех районов потенциального выделения действием ЧДА энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Стандарт ОАО «СО ЕЭС». Технические правила организации в ЕЭС России автоматического ограничения снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности |Текст] / ОАО «СО ЕЭС»,- М„ 2009.
2. Катаев, Б. О повышении живучести мегаполисов [Электронный ресурс] / Б. Катаев, И. Катаев // Электронный журнал «Энергосистема»,—
2010,- № 5-6.
3. Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» СТО 56947007-29.240.10.035-2009. Правила оформления нормальных схем электрических соединений подстанций и графического отображения информации посредством программно-технических комплексов |Текст] / ОАО «ФСК ЕЭС»,- М„ 2009.,
