Українська   English
ДонНТУ   Портал магистров

Реферат по теме выпускной работы

Содержание

Введение

В процессе реформирования энергетики Украины, либерализации и дерегулирования рынка электроэнергии определился ряд особенностей. В условиях рыночных отношений приоритетом для потребителей стала экономическая выгода и цена электрической энергии. Возникла оторванность сетей и линий электропередачи от объектов генерации. При этом, в определенной мере, теряется внимание к таким важным проблемам, как надежность и безопасность электроснабжения. Таким образом возрастает роль системных операторов, возникает необходимость повышения оперативной дисциплины, обеспечения соответствующих уровней резервов генерирующих мощностей и увеличение пропускной способности электрических сетей [1].

Объединенная энергетическая система (ОЄС) Украины является одним из самых мощных ЭО в Европе с достаточной пропускной способностью. Установленная суммарная мощность электростанций ОЭС Украины составляет 52,4 млн.кВт. При этом мощность тепловых электрических станций (ТЭС) - 33,5 млн.кВт,что составляет 63,9 % от общей величины, атомных - 13,8 млн.кВт (26,4%) и гидравлических (ГЭС) и гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) - 4,1 млн.кВт (9,7 %). Основной технологической звеном ОЭС Украины являются магистральные и межгосударственные электрические сети (МЭС). В состав МЭС входит более 23,1 тыс. км (по цепям) воздушных линий (ВЛ) электропередачи напряжением 220-750 кВ и 133 подстанции (ПС), общей мощностью более 76,5 тыс. МВА. Энергосистема Украины имеет 82 электрические связи напряжением 0,4-750 кВ с ЭЭС других стран [2].

Задача оценивания состояния (ОС) электроэнергетической системы (ЭЭС) решается на основе телеизмерений (ТИ). Значения ТИ снимаются на энергетических объектах в момент времени t и передаются средствами системы сбора и передачи данных в оперативно-информационный управляющий комплекс (ОИУК) энергосистемы. Принято, что телеизмерения отражают режим энергосистемы на этот момент. Как правило, объемы ТИ недостаточны для полной наблюдаемости схемы ЭЭС. Проблемы дефицита ТИ при ОС ЭЭС многократно обсуждались [3], [4] К тому же, ТИ, участвующие в решении задачи ОС, не всегда хорошего качества из-за грубых ошибок в некоторых ТИ в силу ряда причин [5].

1. Актуальность темы

Определяется необходимостью дальнейшего развития автоматической оценки состояния электрической системы. Важным условием функционирования национального хозяйства является развитие энергетической отрасли, миссия которой содержится в производстве, передаче и распределении электроэнергии между потребителями. В то же время состояние энергетических систем характеризуется высоким уровнем износа оборудования, большими потерями, устаревшими технологиями. Вследствие этого в рейтинге эффективности энергетических систем Украина разместилась на 72 месте среди 105 стран. Это требует ускорения развития на инновационном уровне. Обеспечение обновления оборудования и технологий, минимизации потерь и снижения себестоимости.

Изменения конфигурации системы зависят от множества факторов, таких как характер протекания режима, переключения в системе, вывод в ремонт оборудования, аварийные ситуации и т.д. Таким образом, персонал оперативно должен принимать решения по управлению, руководствуясь поступающими данными о параметрах оборудования, режиме работы системы, действиях релейной защиты и топологии схемы соединений. Возникает проблема адекватного отображения поступающей информации, т.е. при таком её потоке человеку весьма сложно выявить главные её составляющие, что может привести к ошибочным действиям. Применение ЭВМ существенным образом облегчает оценку различных влияющих факторов и выбор наиболее простого и экономичного пути решения задачи управления. Однако это в свою очередь ведёт к необходимости разработки соответствующих методик, алгоритмов и программ для расчёта и анализа различных режимов в энергосистемах. Наиболее важной задачей при использовании ЭВМ является создание модели локального объекта ЭЭС и всей системы. Эта модель должна динамически изменяться, чтобы отразить изменение условий работы оборудования энергосистемы, их характеристик, а также топологию сети.

2. Цель исследования

Целью работы является дальнейшее развитие автоматической оценки состояния электрической системы за счет разработки метода и алгоритма автоматического определения текущей конфигурации электрической системы в данный момент времени.

3. Электроэнергетическая система

3.1 Электрические системы

Электрические системы, совокупность объединённых для параллельной работы электростанций, линии электропередачи, преобразовательных подстанций и потребителей электроэнергии. Электрическая система (ЭС) имеет общий резерв и централизованное оперативно-диспетчерское управление для координации работы станций, подстанций и сетей. Часто ЭЭС отождествляют с электроэнергетическими системами (ЭЭС), охватывающими теплоэлектроцентрали и тепловые сети. Электроэнергетическая система наряду с централизованным электроснабжением осуществляет централизованное теплоснабжение городов и промышленных центров. В научно-техническом плане переход к более широкому понятию — «ЭЭС» означает рассмотрение не только электрической части системы и происходящих в ней электрических и электромеханических процессов, но и учёт связанных и с ними механических и тепломеханических процессов, протекающих в турбинах, котлах, трубопроводах. [6].

3.2 Конфигурация сети

Многообразие усилий работы различных объектов обуславливает многообразие схем их электроснабжения. Принято различать два основных направления развития схем электроснабжения:

1. Классическое, которое развивается в основном в тех районах, где рост нагрузки потребителей только предполагается или развивается одновременно со строительством электроэнергетических сетей.

2. Вынужденное, где электроэнергетические сети уже построены и рассчитаны на определенную нагрузку и категоричность, но в последствии возникает необходимость в или увеличении способности сети, или в строительстве новых отпаек от существующей сети, или вообще изменении их конфигурации.

Такие сети, как правило, носят названия или простых замкнутых, или сложно замкнутых конфигураций электроэнергетических сетей. Схемы питания потребителей зависят от удаленности источников энергии, общей схемы электроснабжения данного района, территориального размещения потребителей и их мощности, требований, предъявляемых к надежности, живучести и т.п. Выбрать тип и конфигурацию сети очень сложно, т.к. они должны удовлетворять условиям надежности, экономичности, удобства в эксплуатации, безопасности и возможности развития.

Конфигурация сети определяется взаимным расположением элементов линий, а тип сети зависит от категории потребителей и степени их надежности и живучести. Потребители 1 категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания по двум отдельным линиям. Они допускают перерыв в электроснабжении на время автоматического включения резервного источника питания. Для потребителей 2 категории в большинстве случаев также предусматривается питание по двум отдельным линиям, либо по двухцепной линии. Так как аварийный ремонт воздушных линий непродолжителен, правила допускают электроснабжение потребителей 2 категории и по одной линии. Для потребителей 3 категории достаточно одной линии. В связи с этим применяют не резервированные и резервированные схемы.

Не резервированные – без резервных линий и трансформаторов. К ним относятся радиальные схемы (рис.1,а), питающие потребители 3 категории (иногда 2 категории). Резервированные схемы питают потребителей 1 и 2 категории. К ним относятся кольцевые (рис.1,б), с двухстронним питанием (рис. 1., г) и сложно замкнутая с узловыми точками I, II, III, IV (рис.1,д).

Рис. 1. Конфигурации электроэнергетических сетей: ПС – подстанция; А1 и А2 – питающий узлы (станции или подстанции) а) – радиальная конфигурация; б) – кольцевая конфигурация; в) – одноцепная с) двухсторонним питанием; г) – двухцепная магистральная конфигурация; д) – сложно замкнутая конфигурация.

В ряде случаев строительство линий в резервированных линиях проводится в два этапа. Строится одна линия и только при росте нагрузки до проектной сооружается вторая. Могут применяться и смешанные конфигурации линий электропередач – резервированные совместно с не резервированными.

Графически электрические сети представляют в виде принципиальных схем, на которых все элементы изображают условными знаками, соединенными между собой в той же последовательности, как и в действительности. Принципиальные схемы электрических сетей обычно составляют в наиболее наглядном виде, чтобы легко можно было проследить все цепи питания. При этом взаимное расположение на схеме ТП и РП, форма и длина ЛЭП могут не соответствовать масштабу и истинному расположению их на местности, а коммутационные аппараты, измерительные приборы и средства защиты на этих схемах могут отсутствовать.

На рис. 2 представлена схема, которая наглядно демонстрирует изменение конфигурации сети при изменении положений выключателей.

Рис. 2. Изменение конфигурации сети
Анимация (количество кадров:7, количество циклов:5, объем: 26,3 кБ)

На принципиальных схемах электрической сети применяют условные обозначения. Отдельные участки электрической сети, в которых передача и распределение электрической энергии производятся на одном напряжении, изображают в виде упрощенных схем. На них начало сети со стороны источника питания обозначают кружком, электроприемники – стрелками, подразумевающими направление передачи энергии, а распределительные пункты – узловыми точками (рис. 3.).

Рис. 3. Расчетная схема участка электрической энергии [7].

4. Системы сбора и передачи информации

В последние годы цифровые технологии находят все большее распространение в системах сбора и передачи информации (ССПИ). Синхронизированные векторные измерения (phasor measurements) по всей энергосистеме стали возможны благодаря меткам времени GPS в 70-х годах ХХ в. и с помощью компьютерных технологий первоначально были применены в области цифровых реле. На сегодняшний день это один из самых прогрессивных методов измерения, позволяющий получить хорошую точность и стабильность измерений, минимальную задержку измеряемых переменных, повысить надежность измерительной системы в целом, а также получить функциональность, недоступную для других типов датчиков.

4.1 Рhasor measurement unit

PMU (phasor measurement unit) – прибор, измеряющий комплексные величины тока и напряжения. В отличие от традиционных ТИ измерения от PMU синхронизированы по времени через GPS, точность их выше и поступают они в пункты сбора информации PDC (phasor data concentranor) тысячами срезов в секунду, тогда как SCADA принимает один срез в несколько секунд. Объединение ТИ и измерений от PMU решаются ОИУКом автоматически.

4.2 Wide Area Measurement System

Размещенные в крупных узлах энергосистемы, PMU вместе со SCADA-системой образуют – Wide Area Measurement System (WAMS). WAMS – это инфраструктура в сетевом процессе управления, сконструированная под развитие и интеграцию информации, основанной на измерениях [8]. WAMS наращивает возможности SCADA-системы: она включает в себя сбор информации, её обработку и оперативную поддержку, и специально разработана для обновления отображения энергосистемы с целью её безопасности и надёжности. WAMS — это устройство регистрации переходных процессов, в качестве критериев, оценки которых измеряют напряжение, ток, мощность, угол и частоту. Общесистемными параметрами из этого списка являются только частота и угол между двумя точками системы.

Идея WAMS. Создать распределенную систему мониторинга частоты с единой центральной базой данных. Зачем? Частота — это такой же показатель здоровья энергосистемы как и температура у человека. У нас норма — это 36.6оС, а у энергосистемы 50 Гц. Любое отклонение от нормы, даже незначительное, говорит о том, что что-то пошло не так. В нашем случае это означает, что произошла авария, связанная с изменением величины, протекающего тока: отключение какого-либо выключателя, либо, наоборот, некорректное его срабатывание при коротком замыкании и т.п. Имея динамику изменения частот в разных точках энергосистемы специалист может многое сказать о свойствах этой энергосистемы. Имея статистику реакций системы на различные возмущения, можно с некоторой долей точности смоделировать ее поведение при других подобных возмущениях[9].

4.3 СМПР и МИП

Российский аналог WAMS – Система Мониторинга Переходных Режимов (СМПР) объединяет со SCADA-системой многофункциональные измерительные преобразователи (МИП) [10].

МИП выполняет измерения напряжения по трем каналам и тока по четырем каналам (три фазы и ток нулевого провода). В результате расчетов МИП-01 каждые 20 миллисекунд формирует частоту по каждой фазе; угол между синусоидой напряжения сети и синусоидой 50 Гц, привязанной к сигналам точного времени; активную и реактивную мощность, пофазно и суммарно; фазные напряжения; фазные токи; время.

Измерения, поступающие от PMU, в сочетании с ТИ, пришедшими от SCADA, более полно отражают режим рабочей схемы ЭЭС. Для задачи ОС принятие в расчет измерений от PMU – это расширение спектра измерений, значения которых получены с более высокой аппаратной точностью и при этом точно увязаны по времени[11].

5. Определение конфигурации на простейшем примере.

Развитие современной электроэнергетики идет по пути расширения применения возобновляемых источников энергии. В связи с этим усложняется конфигурация сетей и влияние солнечных и ветровых электрических станций на режимы работы электрических систем.

Предлагаемый метод косвенного определения состояния выключателей основан на том, что предварительно выполняются расчеты различных режимов системы при известных комбинациях включенных и отключенных выключателей в электрической системе. При этом фиксируются параметры режимов в заданных контрольных точках сети. Затем для определения положения выключателей выполняется измерение параметров реального режима в заданных контрольных точках и на основании сравнения расчетных и действительных значений параметров режима в заданных точках определяется положение всех выключателей сети. В качестве примера рассмотрим следующую схему участка сети:

Рис. 1 – Схема участка электроэнергетической системы

Выполним расчет параметров режима этого участка сети для всех возможных комбинаций положений двух выключателей. Результаты расчетов приведены в таблице 1.

Таблица. 1 – Результаты расчетов при различных положениях выключателей

Таким образом, из таблицы 1 видно, что с помощью предложенного метода можно косвенно определить конфигурацию сети, т.е. по величине общего тока может быть найдено положение выключателей Q1 и Q2.

В более сложной электрической сети для определения ее конфигурации может возникнуть необходимость измерения тока в нескольких контрольных точках. Для надежного определения положения выключателей необходимо обеспечить высокую точность измерения значения тока в контрольных точках.

В отличие от рассмотренного примера, в реальных сетях количество выключателей значительно больше двух, поэтому для определения состояния всех выключателей необходимо одновременно измерять значения токов в большем количестве точек. Эти точки определяются в зависимости от конкретной конфигурации и сложности сети. [5].

Выводы

Вопрос оценки текущего режима системы является актуальным и для его развития предлагается разработать метод автоматического определения конфигурации системы. Конечной целью является повышение надежности работы электрической системы и, в некоторых случаях, улучшение качества электрической энергии.

Необходимо разработать алгоритм и программу, которая будет его реализовывать. Затем необходимо опробовать на математической модели, чтобы проверить работоспособность алгоритма и программы.

На момент написания реферата магистерская работа еще не завершена. Конечная дата написания декабрь 2014 года. После защиты работы материалы можно будет получить у автора и научного руководителя.

Список литературы

  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.