Русский   English
ДонНТУ   Портал магістрів

Реферат за темою випускної роботи

Зміст

Вступ

В процесі реформування енергетики України, лібералізації та дерегулювання ринку електричної енергії визначився ряд особливостей. В умовах ринкових відносин пріоритетом для споживачів стала економічна вигода та ціна електричної енергії. Виникла відірваність мереж та ліній електропередачі від об’єктів генерування. При цьому, в певній мірі, втрачається увага до таких важливих проблем, як надійність та безпека електропостачання. Таким чином зростає роль системних операторів, виникає необхідність підвищення оперативної дисципліни, забезпечення відповідних рівнів резервів генеруючих потужностей та збільшення пропускної спроможності електричних мереж. [1].

Об’єднана енергетична система України є одним з найбільш потужних ЕО в Європі з достатньою пропускною спроможністю. Встановлена сумарна потужність електростанцій ОЕС України складає 52,4 млн. кВт, при цьому потужність теплових електричних станцій (ТЕС) – 33,5 млн. кВт (63,9% від загальної величини), атомних – 13,8 млн. кВт (26,4%) і гідравлічних (ГЕС) та гідроакумулюючих електростанцій (ГАЕС) – 4,1 млн. кВт (9,7%). Основною технологічною ланкою ОЕС України є магістральні та міждержавні електричні мережі (МЕМ). До складу МЕМ входить понад 23,1 тис.км (по ланцюгах) повітряних ліній (ПЛ) електропередачі напругою 220–750 кВ та 133 підстанції (ПС), загальною потужністю понад 76,5 тис. МВА. Енергосистема України має 82 електричні зв’язки напругою 0,4–750 кВ з ЕЕС інших країн[2].

Завдання оцінювання стану (ОС) електроенергетичної системи (ЕЕС) вирішується на основі телевимірювань (ТІ). Значення ТІ знімаються на енергетичних об'єктах в момент часу t і передаються засобами системи збору і передачі даних в оперативно-інформаційний керуючий комплекс (ОІКК) енергосистеми. Прийнято, що телевимірювання відображають режим енергосистеми на цей момент. Як правило, обсяги ТІ недостатні для повної спостережливості схеми ЕЕС. Проблеми дефіциту ТІ при ОС ЕЕС багаторазово обговорювалися [3], [4] До того ж, ТІ, які беруть участь у вирішенні задачі ОС, не завжди хорошої якості через грубі помилки в деяких ТІ в силу ряду причин. [5].

1. Актуальність теми

Визначається необхідністю подальшого розвитку автоматичної оцінки стану електричної системи. Важливою умовою функціонування національного господарства є розвиток енергетичної галузі, місія якої міститься у виробництві, передачі і розподілі електроенергії між споживачами. В той же час стан енергетичних систем характеризується високим рівнем зносу обладнання, великими втратами, застарілими технологіями. Внаслідок цього у рейтингу ефективності енергетичних систем Україна розмістилася на 72 місці серед 105 країн. Це потребує прискорення розвитку на інноваційному рівні. Забезпечення оновлення обладнання та технологій, мінімізації втрат та зниження собівартості.

Зміни конфігурації системи залежать від безлічі факторів, таких як характер протікання режиму, перемикання в системі, виведення в ремонт обладнання, аварійні ситуації тощо. Таким чином, персонал оперативно повинен приймати рішення з управління, керуючись вступними даними про параметри обладнання, режим роботи системи, діях релейного захисту та топології схеми з'єднань. Виникає проблема адекватного відображення інформації,що надходить, тобто при такому її потоці людині вельми складно виявити головні її складові, що може призвести до помилкових дій. Застосування ЕОМ істотно полегшує оцінку різних факторів, що впливають і вибір найбільш простого і економічного шляху вирішення завдання управління. Однак це в свою чергу веде до необхідності розробки відповідних методик, алгоритмів і програм для розрахунку і аналізу різних режимів в енергосистемах. Найбільш важливим завданням при використанні ЕОМ є створення моделі локального об'єкта ЕЕС і всієї системи. Ця модель повинна динамічно змінюватися, щоб відобразити зміну умов роботи обладнання енергосистеми, їх характеристик, а також топологію мережі.

2. Мета роботи

Метою роботи є подальший розвиток автоматичної оцінки стану електричної системи за рахунок розробки методу і алгоритму автоматичного визначення поточної конфігурації електричної системи в даний момент часу.

3. Електроенергетичні системи

3.1 Электрические системы

Електричні системи,сукупність об'єднаних для паралельної роботи електростанцій, ліній електропередачі, перетворювальних підстанцій і споживачів електроенергії. Електрична система (ЕС) має загальний резерв і централізоване оперативно-диспетчерське управління для координації роботи станцій, підстанцій і мереж. Часто ЕЕС ототожнюють з електроенергетичними системами (ЕЕС), що охоплюють теплоелектроцентралі і теплові мережі. Електроенергетична система поряд з централізованим електропостачанням здійснює централізоване теплопостачання міст і промислових центрів. У науково-технічному плані перехід до більш широкого поняття – "ЕЕС" означає розгляд не тільки електричної частини системи і що відбуваються в ній електричних і електромеханічних процесів, а й облік пов'язаних і з ними механічних і тепломеханічних процесів, що протікають в турбінах, котлах, трубопроводах[6].

3.2 Конфігурація мережі

Різноманіття зусиль роботи різних об'єктів обумовлює різноманіття схем їх електропостачання. Прийнято розрізняти два основних напрямки розвитку схем електропостачання:

1. Класичне, яке розвивається в основному в тих районах, де зростання навантаження споживачів тільки передбачається або розвивається одночасно з будівництвом електроенергетичних мереж.

2. Вимушене, де електроенергетичні мережі вже побудовані і розраховані на певне навантаження і категоричність, але надалі виникає необхідність у або збільшенні здатності мережі, або в будівництві нових відпайок від існуючої мережі, або взагалі зміні їх конфігурації.

Такі мережі, як правило, носять назви або простих замкнутих, або складно замкнутих конфігурацій електроенергетичних мереж. Схеми живлення споживачів залежать від віддаленості джерел енергії, загальної схеми електропостачання даного району, територіального розміщення споживачів та їх потужності, вимог, що пред'являються до надійності, живучості та т.п. Вибрати тип і конфігурацію мережі дуже складно, тому що вони повинні задовольняти умовам надійності, економічності, зручності в експлуатації, безпеки та можливості розвитку. .

Конфігурація мережі визначається взаємним розташуванням елементів ліній, а тип мережі залежить від категорії споживачів і ступеня їх надійності та живучості. Споживачі 1 категорії повинні забезпечуватися електроенергією від двох незалежних джерел живлення по двох окремих лініях. Вони допускають перерву в електропостачанні на час автоматичного включення резервного джерела живлення. Для споживачів 2 категорії в більшості випадків також передбачається живлення по двох окремих лініях, або по дволанцюговій лінії. Так як аварійний ремонт повітряних ліній нетривалий, правила допускають електропостачання споживачів 2 категорії і по одній лінії. Для споживачів 3 категорії достатньо однієї лінії. У зв'язку з цим застосовують не резервовані і резервовані схеми .

Не резервовані – без резервних ліній і трансформаторів. До них відносяться радіальні схеми (рис.1,а), що живлять споживачів 3 категорії (іноді 2 категорії). Резервовані схеми живлять споживачів 1 і 2 категорії. До них відносяться кільцеві (рис.1,б), з двостроннім живленням (рис.1,г) і складно замкнута з вузловими точками I, II, III, IV (рис.1,д).

Рис.1. Конфігурації електроенергетичних мереж: ПС - підстанція; А1 і А2 - живильний вузли (станції або підстанції). а) - радіальна конфігурація; б) - кільцева конфігурація; в) - одноланцюгова с) двостороннім живленням; г) - дволанцюгова магістральна конфігурація; д) - складно замкнута конфігурація.

У ряді випадків будівництво ліній в резервованих лініях проводиться в два етапи. Будується одна лінія і тільки при зростанні навантаження до проектної споруджується друга. Можуть застосовуватися і змішані конфігурації ліній електропередач - резервовані спільно з не резервованими.

Графічно електричні мережі представляють у вигляді принципових схем, на яких всі елементи зображують умовними знаками, з'єднаними між собою в тій же послідовності, як і в дійсності. Принципові схеми електричних мереж зазвичай складають в такому вигляді, щоб легко можна було простежити всі ланцюги живлення. При цьому взаємне розташування на схемі ТП і РП, форма і довжина ЛЕП можуть не відповідати масштабу й правдивому розташуванню їх на місцевості, а комутаційні апарати, вимірювальні прилади та засоби захисту на цих схемах можуть бути відсутні.

На рис. 2 представлена схема, яка наглядно демонструє змінення конфігурації мережі при зміненні положень вимикачів

Рис. 2. Змінення конфігурації мережі
Анімація (кількість кадрів:7, кількість циклів:5, об'єм: 26,3 кБ)

На принципових схемах електричної мережі застосовують умовні позначення. Окремі ділянки електричної мережі, в яких передача та розподіл електричної енергії виробляються на одній напрузі, зображують у вигляді спрощених схем. На них початок мережі з боку джерела живлення позначають колом, електроприймачі - стрілками, які передбачають напрямок передачі енергії, а розподільчі пункти – вузловими точками (рис.3).

Рис. 3. Розрахункова схема ділянки електричної енергії [7].

4. Системи збору і передачі інформації

В останні роки цифрові технології знаходять все більше поширення в системах збору та передачі інформації (СЗПІ). Синхронізовані векторні виміру (phasor measurements) по всій енергосистемі стали можливі завдяки міткам часу GPS в 70 -х роках ХХ ст. і за допомогою комп'ютерних технологій спочатку були застосовані в області цифрових реле. На сьогоднішній день це один з найпрогресивніших методів вимірювання, що дозволяє отримати хорошу точність і стабільність вимірювань, мінімальну затримку вимірюваних змінних, підвищити надійність вимірювальної системи в цілому, а також отримати функціональність, недоступну для інших типів датчиків.

4.1 Рhasor measurement unit

PMU (phasor measurement unit) – прилад, що вимірює комплексні величини струму і напруги. На відміну від традиційних ТІ вимірювання від PMU синхронізовані за часом через GPS, точність їх вище і надходять вони в пункти збору інформації PDC (phasor data concentranor) тисячами зрізів в секунду, тоді як SCADA приймає один зріз в кілька секунд. Об'єднання ТІ і вимірювань від PMU вирішуює ОІУК автоматично.

4.2 Wide Area Measurement System

Розміщення в великих вузлах енергосистеми, PMU разом зі SCADA-системою утворюють - Wide Area Measurement System (WAMS). WAMS - це інфраструктура в мережевому процесі управління, сконструйована під розвиток та інтеграцію інформації, заснованої на вимірах [8]. WAMS нарощує можливості SCADA-системи: вона включає в себе збір інформації, її обробку та оперативну підтримку, і спеціально розроблена для поновлення відображення енергосистеми з метою її безпеки і надійності. WAMS - це пристрій реєстрації перехідних процесів, в якості критеріїв, оцінки яких вимірюють напругу, струм, потужність, кут і частоту. Загальносистемними параметрами з цього списку є тільки частота і кут між двома точками системи.

Ідея WAMS. Створити розподілену систему моніторингу частоти з єдиною центральною базою даних. Навіщо? Частота - це такий же показник здоров'я енергосистеми як і температура у людини. У нас норма - це 36.6 оС, а у енергосистеми 50 Гц. Будь-яке відхилення від норми, навіть незначне, говорить про те, що щось пішло не так. У нашому випадку це означає, що сталася аварія, пов'язана із зміною величини струму: відключення будь-якого вимикача, або, навпаки, некоректне його спрацювання при короткому замиканні і т.п. Маючи динаміку зміни частот у різних точках енергосистеми фахівець може багато що сказати про властивості цієї енергосистеми. Маючи статистику реакцій системи на різні збурювання, можна з деякою часткою точності змоделювати її поведінку при інших подібних збурюваннях [9].

4.3 СМПР и МИП

Російський аналог WAMS - Система Моніторингу Перехідних Режимів (СМПР) об'єднує зі SCADA-системою багатофункціональні вимірювальні перетворювачі (МІП) [10].

МІП виконує вимірювання напруги по трьох каналах і струму по чотирьох каналах (три фази і струм нульового проводу). У результаті розрахунків МІП-01 кожні 20 мілісекунд формує частоту по кожній фазі; кут між синусоїдою напругою мережі і синусоїдою 50 Гц, прив'язаною до сигналів точного часу; активну і реактивну потужність, пофазно і сумарно; фазні напруги; фазні струми; час.

Вимірювання, що надходять від PMU, в поєднанні з ТІ, які прийшли від SCADA, більш повно відображають режим робочої схеми ЕЕС. Для завдання ОС прийняття в розрахунок вимірювань від PMU - це розширення спектру вимірювань, значення яких отримані з більш високою апаратної точністю і при цьому точно ув'язані за часом[11].

5. Визначення конфігурації на простому прикладі.

Розвиток сучасної електроенергетики йде шляхом розширення застосування поновлюваних джерел енергії. У зв'язку з цим ускладнюється конфігурація мереж і вплив сонячних і вітрових електричних станцій на режими роботи електричних систем.

Пропонований метод непрямого визначення стану вимикачів заснований на тому, що попередньо виконуються розрахунки різних режимів системи при відомих комбінаціях активних і неактивних вимикачів в електричній системі. При цьому фіксуються параметри режимів у заданих контрольних точках мережі. Потім для визначення положення вимикачів виконується вимірювання параметрів реального режиму в заданих контрольних точках і на підставі порівняння розрахункових і дійсних значень параметрів режиму в заданих точках визначається положення всіх вимикачів мережі. Як приклад розглянемо наступну схему ділянки мережі:

Рис.1 - Схема ділянки електроенергетичної системи

Виконаємо розрахунок параметрів режиму цієї ділянки мережі для всіх можливих комбінацій положень двох вимикачів. Результати розрахунків наведено в таблиці 1.

Таблица. 1 – Результати розрахунків при різних положеннях вимикачів

Таким чином, з таблиці 1 видно, що за допомогою запропонованого методу можна побічно визначити конфігурацію мережі, тобто за величиною загального струму може бути знайдено положення вимикачів Q1 і Q2.

У більш складній електричній мережі для визначення її конфігурації може виникнути необхідність вимірювання струму в декількох контрольних точках. Для надійного визначення положення вимикачів необхідно забезпечити високу точність вимірювання значення струму в контрольних точках.

На відміну від розглянутого прикладу, в реальних мережах кількість вимикачів значно більше двох, тому для визначення стану всіх вимикачів необхідно одночасно вимірювати значення струмів в більшій кількості точок. Ці точки визначаються залежно від конкретної конфігурації і складності мережі [5].

Висновки

Питання оцінки поточного режиму системи є актуальним і для його розвитку пропонується розробити метод автоматичного визначення конфігурації системи. Кінцевою метою є підвищення надійності роботи електричної системи і, в деяких випадках, поліпшення якості електричної енергії.

Необхідно розробити алгоритм і програму, яка буде його реалізовувати. Потім необхідно випробувати на математичній моделі, щоб перевірити працездатність алгоритму і програми.

На момент написання реферату магістерська робота не завершена. Кінцева дата написання грудень 2014 року. після захисту матеріали можна отримати в автора та наукового керівника.

Список літератури

  1. Обсуждение проблем надежности и безопасности в электроэнергетике // Энергетик. – 2005. – № 8. – С. 9-10.
  2. Кириленко О.В. Проблеми забезпечення надійної роботи ОЕС України в умовах реформування енергетики, Інститут електродинаміки НАН України, м. Київ.
  3. Гамм А.З., Голуб И.И. Наблюдаемость электроэнергетических систем. М.,Наука, 1990, 200с.
  4. Глазунова А.М., Колосок И.Н. Методика задания псевдоизмерений для обеспечения наблюдаемости схемы при оценивании состояния ЭЭС. Современные программные средства для расчёта и оценивания состояния режимов электроэнергетических систем. Материалы научно-практического семинара. – Иркутск: ИДУЭС. 2004 г.
  5. Черная Л.Г., Гребченко Н.В. Косвенное определение текущей конфигаруции электрической системы, Донецкий национальній технический университет, 2014 г..
  6. Веников В.Л., Мелентьев Л.А., Электрические системы, М., 1970.
  7. Школа для электрика [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://electricalschool.info/main/elsnabg/642-tipy-konfiguracii.html
  8. Jim Y Cai, Zhenyu Huang, John Hauer, Ken Martin. Current Status and Experience of WAMS Implementation in North America. IEEE/PES Transmission and Distribution Conference&Exhibition: Asia and Pacific. Dalian, China, 2005.
  9. Блог режимщика [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://blog.regimov.net/2012/power/project-wams-online.html
  10. Гамм А.З. Статистические методы оценивания состояния электроэнергетических систем. – М.: Наука, 1976. – 220 с..
  11. Глазунова А.М. Новые возможности для оценивания состояния электроэнергетической системы при использовании данных от PMU., Гришин Ю.А., Колосок И.Н., Коркина Е.С. ИСЭМ СО РАН, г. Иркутск.