CC BY
37
Рис. 2. Зависимость приведенных затрат от интенсивности требований (а) и интенсивности обслуживания требований (б)
ции (6) будут соответствовать некоторая экономическая интенсивность или интенсивность обслуживания цэк,
либо цэк определяем оптимальные затраты на 00 ПС.
Иначе говоря, задача выбора оптимального варианта структуры 00 сводится к поиску такого размещения устройств ТМиА когда дисконтированные затраты на систему 00 минимальны.
Алгоритм выбора оптимального варианта структуры 00 состоит в том, что определяются:
1) оптимальные затраты на систему 00 ПС при /-м ее варианте для года t с помощью (6);
2) оптимальные затраты на систему 00 при /-м варианте структуры для года / с помощью (5);
3) полные дисконтированные затраты для /го варианта;
4) оптимальный вариант структуры 00, который имеет минимальные дисконтированные затраты (1).
Разработанная математическая модель позволяет выбрать оптимальный вариант структуры 00 по критерию минимума затрат на систему 00. Поскольку требования в основном носят случайный характер, то загрузка обслуживающего прибора требованиями не должна превышать 0,5.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Дьяконов, В. Математические пакеты расширения МАТТАВ. Специальный справочник |Текст| / В. Дьяконов, В. Круглое,— СПб.: Питер, 2001. - 480 е.: ил.
2. Правила технической эксплуатации элект-
роустановок потребителей. 621.3, П-683 |Текст|,— М.": Изд-во НЦ ЭНАС, 2005.
3. Правила устройства электроустановок (ПУЭ): 621.31, П-683 "|Текст|,— М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004,- Изд. 7-е.
УДК621.31 1:621.316
A.B. Зайцев, A.C. Карпов
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ АВТОМАТИЧЕСКИХ УСТРОЙСТВ ОГРАНИЧЕНИЯ ПОВЫШЕНИЯ ЧАСТОТЫ В РАЙОНАХ С ПРЕОБЛАДАНИЕМ ГЭС
Развитие аварий в районах с преобладанием ных времени регуляторов скорости гидротурбин. ГЭС часто сопровождается значительным повы- Это неблагоприятно сказывается на работе как шением частоты вследствие больших постоян- тепловых и атомных электростанций, так и по-
Допустимые отклонения частоты для паровых турбин
Длительность отклонений, мин
Частота, Гц допустимая допустимая
единовременно за весь срок
Выше 51,0 Эксплуатация запрещается
50,5-51,0 3 500
50,5-49,0 Нет ограничений
49,0-48,0 5 750
48,0-47,0 1 180
47,0-46,0 10 сек 30
Ниже 46,0 Эксплуатация запрещается
требителей в выделенном в результате аварии районе. Некоторые данные для большинства типов паровых турбин по допустимым отклонениям частоты представлены в таблице.
Рассмотрим процессы, протекающие при развитии аварии с выделением гидроэлектростанции на изолированный район нагрузки соизмеримой мощности.
Расчетная схема системы представлена на рис. 1.
Гидроэлектростанция с установленной мощностью 200 М Вт связана с энергосистемой по линиям Л-1 иЛ-2. Примыкающий район нагрузки имеет мощность порядка 80 МВт.
Аварийная ситуация моделировалась каскадным отключением линий связи с энергосис-
эс
7Т
Л-1
Л-2
ГГ1
50,0
ГГ2
50,0
ггз
50,0
¡ТН-2
ГГ4
50,0
Рис. 1. Расчетная схема системы
темой Л-1, Л-2 и выделением ГЭС при исходной генерации 200 МВт на район нагрузки 80 МВт.
На рис. 2 представлены графики изменения частоты и суммарной электрической мощности генераторов при выделении ГЭС на район изолированной нагрузки.
Как видно из графиков, процессы выделения станции на нагрузку 80 М Вт в силу инерционности канала регулирования механической мощности при закрытии направляющих аппаратов гидротурбин сопровождаются забросом частоты в переходном процессе до 53 Гц и колебаниями режимных параметров, связанными с наличием канала регулирования мощности гидротурбин. Новое установившееся значение частоты на уровне 51,3 Гц обусловлено первичным регулированием частоты в соответствии со ста-тизмом регулирования 5 %.
Для ограничения повышения частоты в выделенном районе на уровне 52—53 Гц нормативными документами [2, 3] на ГЭС предусматриваются автоматические устройства ограничения повышения частоты (АОПЧ), действия которых направлены на отключение части генераторов и на закрытие направляющих аппаратов гидротурбин до прекращения повышения частоты.
Уставки АОПЧ по частоте и времени срабатывания с направлением действия на отключение части генераторов, как правило, определяются исходя из расчетного аварийного повышения частоты в энергосистеме в целом.
Недостаток этого алгоритма действия АОПЧ — неучет специфики протекания переходных процессов при выделении ГЭС на район изолированной нагрузки, что в ряде случаев может приводить к излишнему действию АОПЧ на отключение генераторов и обусловливать возникновение дефицита активной мощности,который приведет к последующему снижению частоты в выделившемся районе до недопустимого уровня.
Моделировалась аварийная ситуация, как и ранее (для условий рис. 2), каскадным отключением линий связи с энергосистемой Л-1, Л-2 и выделением ГЭС на район нагрузки, но с действием АОПЧ. Уставки АОПЧ принимались равными следующим значениям: = 50,5 Гц, /ср1 = 0,5 с с направлением действия на отключение одного генератора, /2 =50,5 Гц, /ср2 =1,0 с действием на отключение второго генератора и 50,5Гц, /ср3 = 1,5 с при отключении третьего генератора. Результаты расчетов переходных процессов представлены на рис. 3.
Как видно из графиков переходных процессов, после аварийного отключения линий связи с системой рост частоты в выделенном районе приводит к срабатыванию АОПЧ при достижении соответствующих уставок и отключению с выдержками по времени трех генераторов. Возникший дефицит мощности при работе оставшегося генератора с мощностью турбины 50 М Вт на район нагрузки 80 МВт обусловливает последующее снижение частоты и — в худшем случае
Рис. 3. Переходные процессы с учетом действия АОПЧ при выделении станции на район изолированной нагрузки
развития событий — к возникновению лавин частоты и напряжения с последующим полным погашением района.
В качестве конкретных примеров аналогичного развития аварийных ситуаций ниже представлены выдержки из книги [4], содержащие анализ системных аварий, связанных с повышением частоты.
Авария в энергосистеме Швеции 27 декабря 1983 года
"...Неселективно отключилась ВЛ 400 кВ Энгерман Ривер — Ум Ривер с последующим отключением перегрузившихся ВЛ 130 кВ;
район Ум Ривер выделился с избытком генерирующей мощности; автоматика повышения частоты отключила несколько гидрогенераторов, в результате чего произошло опасное понижение частоты и полное погашение района...".
В американской практике избыток генерации обычно приводил к полному погашению района. Так и произошло при аварии в энергосистеме г. Нью-Йорк 13 июля 1977 года, а также на северо-востоке США в августе 2003 года.
Очевиден тот факт, что при повышении частоты в энергосистеме необходимо отключение оптимальной величины генерирующих мощностей с целью уменьшения заброса частоты в пе-
реходном процессе, обеспечения сбалансированности района по активной мощности и, как следствие, исключения недопустимого снижения частоты.
При этом важная задача — определение в темпе процесса величины нагрузки выделенного района и механической мощности турбин гидроагрегатов для выбора оптимального дозирующего воздействия на отключение части генераторов гидроэлектростанций при достижении определенных уставок по частоте.
Наиболее целесообразно решать эту задачу, используя микропроцессорные устройства, позволяющие практически мгновенно идентифицировать аварийную ситуацию и сформировать управляющие воздействия на отключение необходимого количества генераторов.
Входными параметрами при этом служат частота, мгновенные значения фазных токов каждого из генераторов и мгновенные значения фазных напряжений района, в котором потенциально возможно выделение ГЭС на изолированную нагрузку (например, с общих шин электростанции — см. рис. 1). Они обеспечивают:
контроль предшествующего режима (КПР) генерации активной мощности каждого из генераторов электростанции в установившемся режиме. Величина КПР активной мощности каж-
дого из генераторов в этом случае будет характеризовать располагаемый резерв механической мощности турбин;
определение величины нагрузки района (по суммарной электрической мощности всех находящихся в работе генераторов) в момент повышения частоты выше заданной уставки АОПЧ с коррекцией ее величины по напряжению.
Измерение активной мощности каждого из генераторов для КПР и определение величины нагрузки района после запуска АОПЧ должны осуществляться с контролем частоты — с минутной (до действия АОПЧ) выборкой значений фазных напряжений и токов при скважности их измерения 0,1с. Эти значения дискретизации выборки при рационально организованном алгоритме расчета КПР вполне оправданны,
принимая во внимание инерционность процессов регулирования механической мощности гидротурбины. Функциональная схема микропроцессорного устройства АОПЧ представлена на рис. 4, а блок-схема алгоритма определения мощности нагрузки с коррекцией по напряжению — на рис. 5.
Структурная схема реализованного алгоритма оптимизации управляющих воздействий на отключение генераторов (в данном случае на отключение ГГ-3 и ГГ-4) представлена на рис. 6.
Разработанный алгоритм выбора управляющих воздействий позволяет оптимизировать величину отключаемой мощности (выбор отключаемых генераторов) при любом их сочетании и в различных режимах загрузки по условию обеспечения некоторого превышения генерируемой
Хшх
До 114
1. Определение активной мощности каждого и з генераторов в предшествующем установившемся режиме (КПР).
2. Определение мощности нагрузки вы-деленногоо района с коррекцией по напряжению и частоте.
3. Выбор отключаемых генераторов по критерию минимального превышения генерируемой мощности в выделенном района.
4. Формирование управляющего воздействия (УВ) на отключение генераторов
УВ на отключение ГГ1
УВ на отключение ГГ2
УВ на отключение ГГн
Рис. 4. Функциональная схема микропроцессорного устройства АОПЧ
Запуск от АОПЧ_
ие
Расчет нагрузки Рн (11,/) в соответствии с ее статическими характеристиками (СХН)
Величина нагрузки выделенного района
Рис. 5. Блок-схема алгоритма определения мощности нагрузки с коррекцией по напряжению
М
Рис. 6. Структурная схема алгоритма оптимизаци и управляющих воздействий на отключение генераторов по критерию минимального превышения генерируемой мощности в районе
А/, Гц
3.5
2.5
0.5
ч ч.
N. ч. V ч ч
•ч ч ч ч ч 1
\ ■ч ч. ч ч ч
ч. ч. ч, ...................Чу ч 2
ч. --___ Ч ч ■ W . ^
3'
1 1 0 1 20 1 30 Р МВт
Рис. 8. Величины максимальных отклонений частоты в переходном процессе при регулировании момента турбины действием регулятора скорости вращения без АОПЧ (/), совместно с действием АОПЧ, предназначенной для ограничения повышения частоты в системе (2), или АОПЧ с оптимизированным алгоритмом
управляющих воздействий (3)
мощности над мощностью нагрузки выделенного района.
На рис. 7 представлены переходные процессы генераторов при аварии, соответствующей тем же условиям ее возникновения, что и для рис. 2 и 3, но при оптимизации У В на отключение генераторов по рассмотренному выше алгоритму действия АОПЧ.
Как видно из графиков рис. 7, выделение генераторов станции на район изолированной нагрузки при действии АОПЧ с предлагаемым алгоритмом обеспечивает сбалансированность района по активной мощности при некотором избытке генерируемой мощности в выделенном районе, что обусловливает увеличение частоты при-
мерно до 50,5 Гц под действием первичного регулирования механической мощности гидротурбин.
Графики предельных значений отклонения частоты, соответствующие условиям протекания аварийных процессов, принятым на рис. 2,3 и 7, при широком варьировании мощности узла нагрузки представлены на рис. 8.
Предлагаемый алгоритм оптимизации управляющих воздействий на отключение генераторов позволяет не только существенно снизить отклонения частоты при выделении станции на район изолированной нагрузки, но и исключить снижение частоты во всех схемно-режимных условиях работы ГЭС.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем [Текст] / ОАО "СО ЕЭС". — М.: Изд-во ОАО "Системный оператор единой энергетической системы", 2008.
2. Правила устройства электроустановок |Текст|,— СПб.: Йзд-во ДЕАН, 2004,- 464 с.
3. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная
автоматика энергосистем |Текст| / ОАО РАО "ЕЭС России". - М„ 2008.
4. Беляев, А.Н. Анализ развития крупных системных аварий: Учебное пособие по курсу «Электромеханические переходные процессы в электроэнергетических системах» [Текст] / А.Н. Беляев, Ю.П. Горюнов, A.A. Смирнов, C.B. Смоловик — СПб: Изд-во Политехи, университета, 2006. — 72 с.
