Булгакова Анастасия Александровна
Тема научной работы: "Улучшение математической модели для пусковых органов противоаварийной автоматики"
руководитель к.т.н. Заболотный И.П.
Актуальность работы. Анализ развития электроэнергетики, как технической отрасли, позволяет выделить в ее более 100 летнем развитии характерные этапы. Каждый этап имеет свои характерные особенности. В настоящее время происходит переход к следующему этапу, который существенным образом затрагивает управление электроэнергетическими системами. Общую тенденцию в управлении можно обобщить следующей фразой: от технических операторов к организаторам или антрепренерам. Опыт Великобритании показывает, что приватизация и введение конкуренции привели к глубокому изменению системы управления: технические решения все еще принимаются на чисто инженерной основе, в то время как вопросы прибыли требуют пересмотра многих традиционных подходов, поскольку они не могут больше объясняться в деловых терминах. Вначале инженеры чувствовали себя неудобно в связи с этими новациями и беспокоились, что возможность заниматься интересной инженерной работой уменьшится. Последнее возможно справедливо: давление бизнеса создает новые проблемы, которые должны решаться быстро и творчески. Конкуренция должна открыть второе дыхание технически устаревшей промышленности.
Очевидно, что без рассмотрения факторов, которые существенно влияют на принимаемые решения рассматривать проблемы развития электроэнергетических систем и их систем управления невозможно. Рассмотрим условия, определяющие управление электроэнергетическими системами ранее.
1. Прямая связь между проектированием, оптимизацией развитием электроэнергетических систем и оптимизацией режимов при их эксплуатации. Использование определенного заранее набора конфигураций энергосистем в процессе эксплуатации, что позволяло определить узкие места и принять меты по снижению недостатков Это отражалось в нормативных и директивных указаниях.
Например, выявление слабых межсистемных и внутрисистемных связей и использование соответствующей противоаварийной автоматики для обеспечения необходимой живучести электрической системы – способности противостоять лавинному развитию аварии и выполнять свои функции. Исключить появление аварийных режимов невозможно, на подход предопределял возникновение менее сложных аварий, например одночастотных асинхронных режимы по межсистемным линиям связи, а не многочастотных. Поэтому при построении разновидности системной противоаварийной автоматики, направленной на ликвидации асинхронных режимов использовались соответствующие принципы построения автоматики, обеспечивающие эффективную работу автоматики.
2. Использование единой в государстве стратегии замыкающих затрат на энергоносители, что приводило к тому, что существовали классы сетей, оптимизация режимов в которых была экономически не целесообразной. Эти сельские сети, городские сети, распределительные сети и частично сети напряжением 110 кВ.
3. Подсистемы генерации, передачи и распределения энергии составляющие одной структурной единицы.
4. Наличие средств управления в нижних ступенях иерархической системы управления.
5. Для управления электрическими системами используются относительно слабо связанные системы управления:
5.1. Административно-хозяйственная (директора и соответствующие службы), построенная на принципах АСУП.
5.2. Автоматизированная система управления, предназначенная в основном для управления нормальными режимами. Это ведение запланированного графика для ЭС генерации, для ПЭС передачи электроэнергии; коррекция графиков при необходимости; ввод и вывод оборудования и т.д.
Но при этом существовали так называемые задачи оперативного управления или задачи реального времени. Эти задачи связаны с ненормальными режимами работы электрических систем. Эффективность их решения в значительной мере зависит от используемых технических средств – информационных технологий и технология программирования. Первой задачей, которую нужно решать – это задача оценивания состояния и идентификации режима (текущая конфигурация сети и параметры текущего режима). Задача решается на основании данных ТС и ТИ. Следует подчеркнуть, что по ряду причин используемые телемеханические системы не позволяют решать на нужном уровне эту задачу.
5.3. Автоматическая система противоаварийного управления, предназначенная, в основном для управления аварийными режимами. Эта система состоит из следующих составляющих:
5.3.1. Автоматические системы управления нормальными режимами:
- централизованная система управления частотой и активной мощностью,
- автоматическое регулирование возбуждением, реактивной мощностью.
5.3.2. Релейная защита, для выявления повреждения и отключения повреждения с использованием принципов ближнего и дальнего резервирования.
5.3.3. Противоаварийная автоматика, которая предназначена для недопущения аварии, а если она все же возникла, то прекращения ее развития и обеспечения перехода к послеаварийному режиму. ПА по выполняемым функциям делится на несколько групп:
а) предупредительная противоаварийная автоматика предназначена для предотвращения возникновение аварийной ситуации;
б) автоматика ликвидации асинхронного режима;
в) автоматика ограничений повышения и понижения частоты и напряжения;
г) восстановительная противоаварийная автоматика.
Условия, определяющие требования к системам управления в настоящее время существенно изменились. Определяющими факторами на нынешнем этапе являются:
1. Структурная перестройка электрической системы.
2. Создание энергетического рынка.
3. Массовое производство надежной и относительно надежной микропроцессорной техники. Создание АСУТП на основе современных информационных технологий. Проблемы интеграции интеллектуальных контроллеров SCADA-систем (терминалы, контроллеры и т.д.)
4. Новые технические решения при изготовлении аппаратов и электрооборудования с элементами интеллектуальных систем (например, изменения в конструкция проводов для уменьшения гололедообразования, разработка и внедрение кросс - трансформаторов и кросс-технологий, создание гибких управляемых линий электропередач для городских сетей и т.д.)
5. Значительное количество аналоговых и дискретных сигналов от элементов объекта управления, которые используются в системах управления локальными объектами электроэнергетических систем.
6. Использование цифровых регистраторов, позволяющие синхронизировать регистрацию дискретных и аналоговых сигналов при обеспечении высокой точности, систем искусственного интеллекта: экспертных систем, генетических алгоритмов, нейронных сетей.
К проблем, которые необходимо учитывать относятся:
- Физический износ оборудования, работающего при выработке ресурса в среднем на 70 % при ограниченных инвестициях на модернизацию.
- Наличие отдельных автоматизированных: систем: учета электроэнергии, диспетчерского управления; диагностирования, а точнее мониторинга отдельных видов оборудования и даже отдельных узлов при использовании различных подходов.
- Использование устаревших информационных технологий и технологий программирования, реализуемых с позиции инженера исследователя, а не технолога. В то время, как технологическая задача управления сегодня является совокупностью задач решаемых ранее раздельно и относящихся к направлениям: имитационное моделирование, информационная поддержка решений персонала, связанная с обработкой значительных объемов справочной, нормативной и директивной информации; системы искусственного интеллекта.
- Наличие технических средств, современных информационных технологий при практическом отсутствии инструментария программных средств для решения технологических задач с учетом современных требований с позиций инженера-технолога.
Непременным элементом системной автоматики является наличие пускового органа, робота которого определяет эффективность действия автоматики в аварийных режимах. Методики построения, настройки, анализа работы пусковых органов системной автоматики базируются на экспериментальных исследованиях и результатах математического моделирования. При этом большая часть исследований выполняется путем математического моделирования различных режимов, а экспериментальные исследования используются на заключительном этапе для оценки достоверности исследований и эффективности работа автоматики.
Совершенно очевидно, что на указанные методики также оказывают условия, определяющие развитие электроэнергетики.
Таким образом, в настоящее время существует разрыв между инструментарием настройки пусковых органов системной автоматики и возможностями, которые открывают современные информационные технологии для моделирования режимов работы локальных объектов с учетом их систем регулирования. Участившееся в настоящее время возникновение системных аварий в электроэнергетических системах ряда стран, в том числе и Украины, свидетельствует о наличии проблемы обеспечения надежности в условиях структурной перестройки энергетики и в условиях работы энергетического рынка.
Целью работы является совершенствование математической модели узлов генерации ЭЭС и метода настройки пусковых органов противоаварийной автоматики, учитывающих особенности технологических задач управления и требования обеспечения надлежащей надежности на нынешнем этапе развития энергетики.
Для достижения цели в работе поставлены следующие задачи:
- выполнить оценку воздействий структурной перестройки ЭЭС и энергетического рынка на технологические задачи и системы управления локальными объектами ЭЭС и выявить тенденции использования современных информационных технологий в системах управления;
- выполнить анализ математических моделей генерирующих узлов и динамических режимов локальных объектов ЭЭС; методов определения аварийных режимов и моделей настройки пусковых органов противоаварийной автоматики;
- создание инструментария (методы, модели, методики, программное обеспечение) для пусковых органов системной автоматики, учитывающего особенности работы локальных объектов ЭЭС в условиях децентрализации управления объектами, которая неизбежна в новых условиях.
Новизна полученных результатов состоит:
1. В оценке адекватности моделей реальным физическим процессам в узлах генерации ЭЭС.
2. В усовершенствовании математической модели турбогенератора, учитывающей как эффект вытеснения тока, так и насыщение в параметрах одного нелинейного контура схемы замещения.
3. В разработке модели пусковых органов системной автоматики.
Практическая ценность работы состоит в разработке инструментария для создания модели пускового органа системной автоматики.
В первом разделе выполнен анализ воздействий структурной перестройки ЭЭС и энергетического рынка на технологические задачи и системы управления локальными объектами. Отмечается, что во многих странах происходят процессы фундаментальной перестройки электроэнергетики, вызванные усилением рыночных отношений и конкуренции. В некоторых странах конкуренция внедряется в условиях сохранения государственной собственности, в других она базируется на частных энергокомпаниях (ЭК). Независимо от вида собственности предусматривается разделение вертикально интегрированных ЭК, из которых выделяются автономные генерирующие ЭК (ГЭК), сетевые ЭК, распределительные и перепродающие электроэнергию ЭК. Каждая из этих ЭК имеет собственные деловые и коммерческие интересы.
В процессе эксплуатации электрических систем имеется много оперативных проблем, которые должны координироваться буквально ежеминутно и планироваться на перспективу, чтобы обеспечить надежную и эффективную работу. В нераздельной (вертикально интегрированной) ЭК очевидно, что вся ее деятельность должна быть подчинена удовлетворению нужд потребителей. Заметим что роль оперативного персонала в реконструируемой электроэнергетике имеет решающее значение для успеха реформ, поскольку он должен все время исполнять свои функции в условиях постоянно меняющейся ситуации, изменяющихся структур и переоценки основных ценностей
В ряде работ отмечается, что управление режимами в условиях открытого рынка с независимыми субъектами потребует значительной степени децентрализации системы управления.[1] Обеспечение устойчивости и эффективности децентрализованной системы управления потребует соответствующей структуры информации и постановки задач разным субъектам, участвующим в управлении режимом.
ГЭК несомненно захотят самостоятельно управлять своими электрическими станциями так, чтобы выполнять контрактные обязательства, и нет оснований протестовать против этого, имея в виду, что контракты могут предусматривать как работу в базовом режиме, так и по некоторому переменному графику.
Имеется также возможность осуществления регулирования графика воздействием на нагрузку через крупных покупателей электрической энергии на оптовом рынке (брокеры распределительных электрических компаний - РЭК, крупные потребители, покупающие электроэнергии на оптовом рынке) через разнообразные средства управления нагрузкой. Недостаток регулировки активной и реактивной мощности (первичной и вторичной), а также компенсация потерь электрической энергии в сетях может быть покрыта сетевой ЭК с помощью специальных контрактов с ГЭК.
В ряде работ отмечается роль электрической сети в образовании и функционировании рынка. Это связано с тем, что электрическая сеть является и в ближайшее время останется единственным способом транспортировки энергии в больших масштабах, поэтому она часто ассоциируется с рыночным пространством. Очевидно, что для обеспечения справедливой конкуренции среди производителей и потребителей сеть должна обеспечивать равные права доступа всем желающим. В случае если ресурсы сети ограничены, то участники должны конкурировать за право использования этих ресурсов на равных условиях. И чем меньше ограничений, связанных с пропускными способностями связей, возникает при передаче электроэнергии и услуг от одного субъекта рынка к другому, чем меньше потери в этих связях, тем полнее могут реализовываться рыночные механизмы и тем больше может быть экономический эффект.
В международной практике (в частности в США) принята следующая классификация рынков в электроэнергетике:В международной практике (в частности в США) принята следующая классификация рынков в электроэнергетике:
1. Рынок электроэнергии (спотовый – заключаются договора на поставку энергии на короткий промежуток времени (до суток), носит преимущественно пуловый характер; долгосрочный – поставка энергии в течение длительных сроков от суток до нескольких лет. Здесь возможны прямые двусторонние контракты между производителями и потребителями;
2. Рынок технических услуг, среди которых различные виды резервов; регулирование частоты; регулирование напряжения.
В работах зарубежных и отечественных авторов отмечается, что традиционная функция автоматического регулирования частоты (АРЧМ) потеряет свое значение (по крайней мере на уровне ЭЭС) и будет замещена более ограниченной функцией автономного регулирования режима сети (АРРС) в рамках более широкой функции управления надежностью сети (УНС), реализуемой сетевым оператором.[2]
Для совершенствования современных диспетчерских центров (ДЦ) важно иметь общее представление о потребностях бизнеса и новых информационных технологиях. Оператор основной сети, обеспечивающий реализацию многих функций, как связанных с коммерческими отношениями, так и с надежностью ЭЭС, должен быть оснащен современными вычислительными и информационными средствами.
Основными факторами, оказывающими влияние на совершенствование технического оснащения ДЦ являются:
- изменение условий функционирования основной сети и электростанций в условиях рынка;
- изменения на рынке электрической энергии, включая открытую торговлю;
- развитие информационной и коммуникационной технологий в связи с развитием рыночных отношений.
Опыт развития энергетики ряда стран показывает, что отмеченное оказало существенное влияние на работу диспетчерского центра (ДЦ), поскольку диспетчера постоянно должны знать сколько стоят принимаемые ими решения и как они скажутся на положении рынка. Для того чтобы определять добавок, осуществляются расчеты в темпе, близком к реальному времени, в которых используются цены и данные реального времени. План ремонтов оценивается с точки зрения его влияния как на стоимостные характеристики рынка, так и на показатели надежности ЭЭС, что необходимо для оптимизации графика ремонтов.
Новые правила взаимоотношений на рынке определяют необходимость пересмотра стратегии диспетчерского управления. Необходимо изменение не только технического обеспечения, но программного обеспечения систем управления.
Разные субъекты рынка могут эффективно участвовать в управлении режимом по частоте и активной мощности. При этом время их реакции может колебаться от пяти минут для субъектов с генераторами, быстро реагирующими на изменение режима до часа для субъектов с менее чувствительной системой генерации. Потребители также могут участвовать в регулировании в соответствии с контрактами. Это может быть обеспечено разными способами, включая: контракты на регулирование, регулирование с помощью собственной мощности, регулирование с помощью собственной системы управления нагрузкой и т.д. В любом случае более чувствительные системы, способные регулировать режим с заданной скоростью, будут использоваться при необходимости оператором. Их деятельность может быть оплачена за счет субъектов рынка (генераторов или потребителей), отклонившихся от заданного графика работы.
Анализ работ зарубежных авторов позволяет отметить заметную активизация работ по совершенствованию архитектуры системы управления, разработке программного обеспечения на основе современных информационных технологий, широкого использования всемирно распространенных информационных системы INTERNET, INTRANET и др., которые быстро внедряются в эксплуатацию ЭЭС.
В прежней вертикально - интегрированной структуре диспетчер при необходимости давал соответствующим частям единой организации команды на выполнение операций, обеспечивающих необходимый уровень надежности при минимальных затратах. Теперь же тот же уровень надежности должен быть достигнут и диспетчер несет ответственность за это и имеет право давать соответствующие команды, но основное отличие состоит в том, что субъекты рынка рассматриваются как потребители, желающие использовать основную сеть для торговли электроэнергией. Задача оператора сети при этом состоит в том, чтобы помочь им сделать это в максимально возможной степени при минимальном вмешательстве оператора сети, насколько это возможно.
Могут возникать трудности в различении конкурентных и конфликтных ситуаций. Задача не дискриминационного подхода к субъектам рынка состоит в том, что все пользователи системы должны быть привлечены к деятельности в равной степени, вместо того чтобы приспосабливать оперативные действия или стандарты оборудования к их нуждам Субъекты рынка должны понимать какие выгоды представляет им НСК и вместе с тем должны быть способны предсказать, как изменятся рыночные и режимные условия, чтобы принять решение о своей коммерческой стратегии. Процессы поэтому должны быть логичными и прозрачными.
По мнению международных экспертов, относительные потери электроэнергии при ее передаче и распределении в электрических сетях большинства стран можно считать удовлетворительными, если они не превышают 4-5%. Потери электроэнергии на уровне 10% можно считать максимально допустимыми с точки зрения физики передачи электроэнергии по сетям. Так как сегодня этот уровень вырос, очевидно, что на фоне происходящих изменений хозяйственного механизма в энергетике, кризиса экономики в стране проблема снижения потерь электроэнергии в электрических сетях не только не утратила свою актуальность, а наоборот- выдвинулась в одну из задач обеспечения финансовой стабильности организаций.
Рынок энергии ставит две задачи по усовершенствованию сетей 110-750 кВ:
1. Очищение многослойных участков сетей от неадекватных транспортных потоков.
2. Перераспределение потоков в магистральных электропередачах с целью расширения пропускной способности сети за счет подключения дополнительных путей потоков параллельно естественным путям на направлении от наиболее дешевых производителей энергии к наиболее емким и быстро развивающимся потребителям.
Таким образом, значительный рост числа задач, их разнообразие, динамичность ситуаций, которые необходимо анализировать, нарушение иерархических связей системы управления охватывающей ранее единую электроэнергетическую систему требует качественно нового уровня функциональной эффективности от системы управления локальными объектами сложным электроэнергетическим объектом.
Методы анализа устойчивости. Во второй главе рассматриваются проблемы моделирования переходных процессов, методы анализа устойчивости. В ряде работ отмечается, что наиболее эффективными в исследованиях переходных процессов и устойчивости энергосистем представляются методы, которые основываются на применении малого параметра, в частности метод разделения полного движения на быстрые и медленные составляющие и асимптотические методы.
Математическая модель для установившегося асинхронного хода при учете среднего скольжения роторов синхронных машин получается из полной модели при условии заданного движения роторов синхронных машин с постоянными, но разными значениями угловых скоростей[7].
Математическая модель "медленных" переходных движений энергосистем используется для исследования электромеханических переходных процессов. Выделяются три приближенных способа усреднения переменных в стационарном процессе (при неравных скоростях вращения роторов синхронных машин), приводящих к основным используемым упрощенным моделям медленных движений энергосистем.
Первый способ состоит в учете основных гармонических составляющих токов и напряжений в статорных цепях синхронных машин и электрической сети, создаваемых разночастотными ЭДС, и пренебрежении гармоническими составляющими комбинационных частот (модель Жданова).
Второй способ состоит в замене многочастотных токов и напряжений статорных цепей синхронных машин и электрической сети усредненными одночастотными (с неизменной частотой) эквивалентами (упрощенная позиционная модель системы).
Третий способ состоит в замене многочастотных токов и напряжений электрической сети усредненными одночастотными эквивалентами.
Из анализа различных математических моделей следует, что применяемые математические модели для исследования электромеханических переходных процессов получаются усреднением процессов. При этом учитывают основные гармонические составляющие токов и напряжений и пренебрегают комбинационными составляющими. Возможна также дополнительная замена и основных гармонических составляющих одночастотными токами и напряжениями. При этом используются допущения: механическая мощность турбины постоянна; демпфирование или асинхронная мощность не учитывается; нагрузки являются пассивными элементами и замещаются постоянными сопротивлениями. Вместо второго допущения иногда учитывают демпфирование по линейной характеристике. Эта модель называется классической.
Классическая модель - это простейшая модель для анализа устойчивости по первому циклу качаний
Динамическая модель для исследования переходных процессов. Основным элементом программного обеспечения для исследования переходных процессов в электрических системах есть динамическая модель, которая является совокупностью математических и цифровых моделей структурных элементов, систем автоматического управления, противоаварийной автоматики
модель 1 ( известна как модель Лебедева-Жданова)
где
ЭДС машины за переходным сопротивлением;
модель 2
модель 3
где A, B, C, D, G1, G – определяются через индуктивности и постоянные времени генератора. Модель 4 содержала по три демпферных контура по осям d и q.
Анализ работ, связанных с исследованием динамической устойчивости электрических систем позволяет выделить несколько подходов:
- непосредственная оценка области устойчивости на основании экспресс-методов, функций Ляпунова, которые применяются к одно или несколько машинным эквивалентам. При этом эквивалентный генератор представляется простейшей моделью;
- использование многократных расчетов переходных процессов во временной области с использованием простейших моделей машин переменного тока;
- использование одномашинного эквивалента и простейшего метода площадей;
- гибридный метод, сочетающий прямой метод и метод расчета во времени.
Известны работы, в которых для расчета асинхронного режима использовались уравнения Парка-Горева и одноконтурные схемы замещения и ошибка в расчете проворота ротора составляет не менее 100%. Следует отметить, что названная модель не относится к наиболее простым.
Выполнен сопоставительный анализ расчета асинхронного режима генераторов мощностью 200-300 МВт при использовании различных математических моделей генератора.
Из ряда работ Казовского Е.Я и Шмониной Л.И., связанных с учетом влияния насыщения на индуктивности обмоток генератора, угловые характеристики мощности, рабочие характеристики следует, что предельный угол статической устойчивости существенно меньше 900.
Рассматриваются совершенствования математической модели генератора при представлении физических процессов в роторе в виде одноконтурной схема замещения с переменными параметрами, зависящими от частоты тока в роторе и насыщения.
Модель пускового органа представлена в виде решающего правила с помощью которого, не решая систему дифференциальных уравнений, описывающих процесс в рассматриваемой системе, определяются условия устойчивости ЭЭС при возникновении аварийной ситуации[5]. Решающее правило являться некоторой аппроксимацией поверхности, разделяющей в пространстве параметров, характеризующих исходный режим ЭЭС и аварийную ситуацию, области устойчивой и неустойчивой работы ЭЭС.
В качестве решающего правила принимается уравнение плоскости, проходящей через середину отрезка, соединяющего «эталоны» классов, перпендикулярной ему (рис. 1).
Методика определения основана на проведении ряда расчетов при разных параметрах, которые входят в описание поверхности и при которых получены эталоны устойчивых (у) и неустойчивых (н) режимов[6]
где М(Ху), М(Хн) – «эталоны» соответственно классов
где N1, N2 – соответственно число режимов классов устойчивых и неустойчивых режимов;
ХKi, XKj – составляющие вектора Х для устойчивых (i) и неустойчивых (j) режимов.
Так как параметры ХK несопоставимы между собой, то их необходимо привести к стандартной (нормированной) форме
где М(Хк) и s(Хк) – математическое ожидание и среднеквадратическое отклонение параметра Хк по всей обучающей выборке режимов N=N1+N2.
1. Арбузов В.В АСУТП в электроэнергетике: перспектива и эффективность Арбузов В.В.
2. Применение методов неявной логики в энергосистемах. Application of fuzzy logic in power systems. Part3 Example applications / Song Yong-Hua, Johns Allan T. // Power Eng. J. - 1999. - 13, 2. - С. 97-103. - Англ.
3. Баринов В.А., Совалов С.А. Режимы энергосистем: Методы анализа и управ-ления. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 440 с.
4. Заболотный И.П., Диа Ибрагим. Разработка минимальной сложности математической модели генератора для анализа длительных переходных про-цессов в энергосистемах // Сборник научных трудов ДонГТУ. Серия: электротех-ника и энергетика, выпуск 2, Донецк: ДонГТУ, 1998. – С. 181-188.
5. Адаптивная защита синхронного генератора и энергосистемы от асинхронного режима генератора / Тонышев В. Ф., Тонышев П. В. // Электрофиз., электроснабж., электрооборуд., автомат. и экол. пром. и реч. судов / Новосиб. гос. акад. вод. трансп. - Новосибирск, 1998. - С. 136-141.
6. Оценка областей синхронной динамической устойчивости сложных электрических систем в консервативной идеализации / Морошкин Ю. В. // Изд. РАН. Энергия. - 1999. - 6. - С. 80-92
7. Лютер Р. А. Расчет синхронных машин. Л.: Энергия. Ленингр. отд.-ние, 1979.