Мониторинг допустимости послеаварийных режимов электроэнергетических систем тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат технических наук Тутундаева, Дарья Викторовна

• Тутундаева, Дарья Викторовна
• кандидат технических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат технических наук Тутундаева, Дарья Викторовна

ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ.

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1 СУЩЕСТВУЮЩИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ И НОРМИРОВАНИЯ ЗАПАСОВ УСТОЙЧИВОСТИ ЭЭС.

1.1 Отечественный и зарубежный методы контроля и нормирования запасов устойчивости ЭЭС.

1.1.1 Отечественный опыт контроля и нормирования устойчивости ЭЭС.

1.1.2 Концепция действующих в ЕЭС России МУ и возможности ее развития.

1.1.3 Зарубежные методы контроля и нормирования устойчивости ЭЭС.

1.2 Перспективы создания системы мониторинга запасов устойчивости на основе системы мониторинга переходных режимов ЭЭС.

1.3 Постановка задач исследования.

1.4 Выводы.

ГЛАВА 2 ОСНОВЫ ПОСТРОЕНИЯ СИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА ДОПУСТИМОСТИ РЕЖИМОВ ЭЭС С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ АКТУАЛЬНОЙ МАТРИЦЫ СОБСТВЕННЫХ И ВЗАИМНЫХ ПРОВОДИМОСТЕЙ ЭДС ГЕНЕРАТОРОВ.

2.1 Идентификация актуальной матрицы собственных и взаимных проводимостей ЭДС генераторов в режиме реального времени.

2.2 Контроль ограничений по статической устойчивости режима ЭЭС на основе актуальной матрицы СВП ЭДС генераторов.

2.2.1 Аналитическое определение предельных мощностей генераторов и уравнения границы области устойчивости.

2.2.2 Определение ограничений по статической устойчивости режима в многомашинной ЭЭС.

2.2.3 Учет работы АРВ и ограничений по реактивной мощности генераторов при определении ограничений по статической устойчивости режима ЭЭС.

2.3 Контроль ограничений по допустимости режимных параметров ЭЭС на основе идентификации коэффициентов связи ЭДС генераторов с контролируемыми параметрами.

2.3.1 Контроль запасов устойчивости узлов нагрузки.

2.3.2 Контроль перетоков активных мощностей по сечениям.

2.4 Организация мониторинга допустимости режимов ЭЭС по данным СМПР.

2.4.1 Мониторинг допустимости квазиустановившихся и установившихся послеаварийных режимов ЭЭС.

2.4.2 Мониторинг допустимости нормальных режимов ЭЭС.

2.5 Алгоритмизация задач мониторинга допустимости режимов ЭЭС.

2.6 Выводы.

ГЛАВА 3 РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИИ НОРМИРОВАНИЯ ЗАПАСОВ УСТОЙЧИВОСТИ С УЧЕТОМ МОНИТОРИНГА ДОПУСТИМОСТИ РЕЖИМОВ ЭЭС.

3.1 Концепция нормативных требований по устойчивости с учетом мониторинга допустимости режимов ЭС.

3.2 Требования к системам сбора и обработки данных о режиме применительно к системе мониторинга допустимости режимов ЭЭС.

3.3 Контроль запасов устойчивости ЭЭС на примере Сургутского энергоузла.

3.3.1 Характеристика объекта исследования.

3.3.2 Оценка допустимости нормальных и послеаварийных режимов на основе идентификации актуальной матрицы СВП ЭДС генераторов.

3.3.3 Определение ограничений по устойчивости в соответствии с действующими МУ.

3.3.4 Сопоставление результатов и обоснование применения системы мониторинга допустимости режимов ЭЭС для корректировки ограничений по устойчивости в режиме реального времени.

3.4 Выводы.

ГЛАВА 4 ПРОТИВОАВАРИЙНОЕ УПРАВЛЕНИЕ В ЭЭС С КОНТРОЛЕМ ЗАПАСОВ УСТОЙЧИВОСТИ В РЕЖИМЕ РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ.

4.1 Постановка задачи противоаварийного управления в ЭЭС по результатам мониторинга допустимости ПАР применительно к управлению мощностью турбины.

4.1.1 Постановка и формулировка задачи управления.

4.1.2 Представление объекта управления.

4.2 Алгоритм управления мощностью турбины с контролем запасов устойчивости в темпе переходного процесса.

4.3 Программная реализация алгоритма управления РТ.

4.4 Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Мониторинг допустимости послеаварийных режимов электроэнергетических систем»

Актуальность исследования. В настоящее время контроль и нормирование запасов устойчивости в Единой энергосистеме (ЕЭС) России осуществляется в соответствии с нормативным документом "Методические указания по устойчивости энергосистем" (далее - МУ), который был утвержден в 2003 г [1]. МУ относятся к разряду документов, которые необходимо пересматривать и совершенствовать по мере развития структуры электроэнергетических систем (ЭЭС), появления новых технических устройств, средств измерения и управления. Однако основные принципы нормирования устойчивости, изложенные в МУ, остались практически неизменными со времен введения первых руководящих указаний по устойчивости в 1964 г [2], которые основывались на опыте эксплуатации и проектирования транзитной электрической сети 500 кВ.

Существующие методы анализа, контроля и нормирования устойчивости режимов ЭЭС, значительный вклад в развитие которых в разные годы внесли П.С. Жданов, В.А. Веников, Э.С. Лукашов, С.А. Совалов, М.Г. Портной, В.Ф. Тимченко, В.М. Чебан, А.Г. Фишов, Ю.Е. Гуревич, являются эффективным инструментом для исследования перспективных схем и режимов ЭЭС и позволяют выявить основные закономерности связей свойств ЭЭС со схемно-режимными параметрами. Эти методы широко применяются при проектировании ЭЭС, для настройки устройств релейной защиты и автоматики, систем регулирования, средств противоаварийного управления (ПАУ) и на стадии планировании режимов ЭЭС.

Технология определения ограничений по устойчивости ЭЭС, используемая в настоящее время проектными и эксплуатирующими организациями, предполагает выполнение заблаговременных (по принципу «ДО») расчетов устойчивости для ограниченного набора схемно-режимных условий и нормативных возмущений. Эта технология при использовании в системах реального времени обладает рядом недостатков:

• Проводимый анализ устойчивости требует подробной информации о режимных параметрах, топологии электрической сети и параметрах схем замещения всех элементов ЭЭС, которая поступает от устройств телемеханики и из эксплуатационных баз данных. Большой объем данных, ошибки, погрешности их определения и сбора замедляют процессы контроля запасов устойчивости и вносят значительные погрешности в результаты.

• В процессе функционирования ЭЭС ее схемно-режимные параметры непрерывно изменяются, а для адекватного контроля запасов устойчивости необходимо учитывать эти изменения в режиме реального времени.

• Контроль запасов статической устойчивости выполняется только в установившихся нормальных и послеаварийных режимах. Переход к послеаварийному установившемуся режиму является многостадийным процессом, в котором на квазиустановившемся этапе в результате действия регуляторов мощности и напряжения возможно нарушение статической устойчивости. Контроль запасов устойчивости на этой стадии следует выполнять в темпе переходного процесса, что не предусмотрено действующими нормативами по устойчивости.

• В рамках существующей технологии контроля и нормирования запасов устойчивости повышение коэффициента использования пропускной способности связей достигается введением заведомо избыточных управляющих воздействий противоаварийной автоматики (ПА). Альтернативный вариант снижения ограничений на режимные параметры - переход от заблаговременного определения ограничений по принципу «ДО» к их определению после возникновения аварийного возмущения по принципу «ПОСЛЕ», что возможно только при условии контроля режимных ограничений в реальном времени.

Благодаря внедрению в ЕЭС России технологии синхронизированных измерений векторов тока и напряжения, что предусматривает оснащение мощных электростанций и узловых подстанций 500 кВ регистраторами параметров переходных процессов и объединение их в систему мониторинга переходных режимов (СМПР), появилась техническая возможность реализовать контроль ограничений на режимы ЭЭС в реальном времени. Синхронизированные измерения режимных параметров, выполняемые СМПР, характеризуют взаимное движение роторов синхронных машин в переходном процессе и позволяют сформировать модель для учета ограничений по устойчивости режима ЭЭС, соответствующую текущим режимным условиям и актуальной топологии электрической сети без ее контроля.

В связи с появлением возможности мониторинга запасов устойчивости ЭЭС и корректировки управляющих воздействий ПА в контуре управления режимами актуализируется задача разработки соответствующих моделей для оперативного контроля ограничений на режимы ЭЭС по данным СМПР.

В этом направлении на кафедре АЭЭС НГТУ выполнена диссертационная работа А.И. Дехтерева [3], в которой экспериментально подтверждена работоспособность системы мониторинга запасов устойчивости ЭЭС, построенной на основе идентификации матрицы собственных и взаимных проводимостей (СВП) ЭДС генераторов по данным синхронизированных регистрограмм переходных процессов на шинах электростанций. В рамках настоящего исследования ставится задача создания целого комплекса моделей для контроля ограничений по устойчивости и допустимости параметров режима ЭЭС, который может стать теоретической основой для совершенствования технологии контроля и нормирования запасов устойчивости ЭЭС.

Цель работы - совершенствование моделей и методов, обеспечивающих контроль ограничений по статической устойчивости и допустимости режимных параметров ЭЭС по данным синхронизированных измерений СМПР.

Для достижения цели исследования поставлены и решены следующие задачи:

1. Обзор существующих методов контроля и нормирования запасов устойчивости ЭЭС, критический анализ концепции действующих в ЕЭС России МУ по устойчивости ЭЭС и выявление возможных направлений ее развития с учетом внедрения СМПР.

2. Разработка метода идентификации актуальной матрицы СВП ЭДС генераторов по данным синхронизированных измерений параметров переходных процессов в узлах генерации с использованием переопределенной системы уравнений мощностей генераторов.

3. Разработка моделей для контроля ограничений по статической устойчивости квазиустановившейся и установившейся стадий послеаварийного режима ЭЭС в реальном времени с учетом работы систем регулирования и ограничений по располагаемой реактивной мощности генераторов на основе идентификации матрицы СВП ЭДС генераторов.

4. Разработка моделей для учета ограничений по допустимости режимных параметров ЭЭС при определении ограничений по статической устойчивости режима: напряжений в контролируемых пунктах электрической сети и перетоков активной мощности в контролируемых сечениях на основе идентификации коэффициентов связи ЭДС генераторов с соответствующими контролируемыми параметрами по данным измерений СМПР.

5. Обоснование применимости моделей для контроля ограничений на режимы ЭЭС для мониторинга допустимости нормальных и послеаварийных режимов и корректировки управляющих воздействий ПА в реальном времени.

6. Разработка предложений по развитию МУ, учитывающих наличие системы мониторинга допустимости режимов ЭЭС и возможность уточнения величин допустимых перетоков в реальном времени.

Предмет исследования - модели для контроля статической апериодической устойчивости и допустимости режимных параметров квазиустановившейся и установившейся стадий послеаварийного режима (ПАР) в реальном времени.

Объект исследования - представительные типовые схемы реальных ЭЭС.

Методы исследования. В работе используются:

• методы математического моделирования установившихся режимов, электромеханических и длительных переходных процессов в ЭЭС;

• методы анализа устойчивости режимов ЭЭС;

• методы математической статистики;

• методы линейной алгебры.

Положения, выносимые на защиту:

1. Метод идентификации актуальной матрицы СВП ЭДС генераторов по данным синхронизированных измерений параметров переходных процессов в узлах генерации с использованием переопределенной системы уравнений мощностей генераторов, позволяющий улучшить стабильность значений матрицы СВП и минимизировать погрешность результата идентификации.

2. Модели для контроля ограничений по статической устойчивости на квазиустановившейся и установившейся стадиях ПАР ЭЭС в реальном времени, учитывающие работу систем регулирования и ограничения по располагаемой реактивной мощности генераторов, на основе идентификации матрицы СВП ЭДС генераторов.

3. Модели для учета сетевых ограничений ЭЭС при определении ограничений по статической устойчивости режима: напряжений в контролируемых пунктах электрической сети и перетоков активной мощности в контролируемых сечениях на основе идентификации коэффициентов связи ЭДС генераторов с соответствующими контролируемыми параметрами по данным измерений СМПР.

4. Принципы организации системы мониторинга допустимости режимов ЭЭС на основе СМПР, заключающиеся в использовании пассивных регистраций переходных процессов при возникновении спорадических возмущений режима для контроля допустимости ПАР и активных регистраций режимных параметров, получаемых при создании искусственных возмущений режима, для контроля допустимости нормального режима.

5. Предложения по развитию МУ, заключающиеся в выделении квазиустановившейся стадии ПАР при определении ограничений по устойчивости ЭЭС и появлении возможности уточнения величин допустимых перетоков мощности в части запасов статической устойчивости и сетевых ограничений в реальном времени.

6. Алгоритм управления мощностью турбины в режиме реального времени по результатам мониторинга допустимости ПАР, обеспечивающий контроль достаточности глубины импульсной разгрузки турбины (РТ) для обеспечения динамической устойчивости ЭЭС и корректировку темпа и уровня восстановления мощности турбины по условию требуемого запаса статической устойчивости в квазиустановившемся и установившемся ПАР.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Впервые предложено использовать переопределенную систему уравнений мощностей генераторов для минимизации погрешности результата идентификации актуальной матрицы СВП ЭДС генераторов по данным синхронизированных измерений параметров переходных процессов в узлах генерации.

2. Усовершенствован способ определения параметров эквивалентных генераторов для последующей идентификации матрицы СВП ЭДС генераторов, позволяющий улучшить стабильность значений СВП и отличающийся замещением синфазно движущейся группы генераторов эквивалентом, координаты которого соответствуют координатам центра инерции группы.

3. Разработаны модели для контроля ограничений по статической устойчивости на квазиустановившейся и установившейся стадиях ПАР в реальном времени, учитывающие работу систем регулирования и ограничения по располагаемой реактивной мощности генераторов, на основе идентификации матрицы СВП ЭДС генераторов по данным СМПР.

4. Разработаны модели для учета ограничений по допустимости режимных параметров ЭЭС в процессе утяжеления режима: напряжений в узловых точках электрической сети и перетоков активных мощностей в контролируемых сечениях на основе идентификации коэффициентов связи ЭДС генераторов с соответствующими контролируемыми параметрами по данным измерений СМПР.

5. Для осуществления мониторинга допустимости режимов ЭЭС предложено использовать два принципа, заключающиеся в применении пассивных регистраций спорадических переходных процессов для контроля допустимости ПАР и активных регистраций режимных параметров, получаемых путем подачи искусственных зондирующих импульсов на РТ, для контроля допустимости нормального режима.

6. Доказана принципиальная возможность определения полной матрицы СВП на основе фрагментных матриц эквивалентов при условии получения достаточного количества вариантов организации синфазных групп генераторов при подаче зондирующих импульсов на РТ.

7. Обосновано применение результатов мониторинга допустимости режимов ЭЭС для корректировки необходимых объемов управляющих воздействий ПА в реальном времени по условиям допустимости квазиустановившегося и установившегося ПАР применительно к управлению мощностью турбины.

8. Разработаны предложения по развитию МУ, учитывающие возможность уточнения величин допустимых перетоков мощности в части запасов статической устойчивости и сетевых ограничений по результатам мониторинга допустимости нормальных и послеаварийных режимов ЭЭС.

Практическая значимость результатов работы:

1. Результаты настоящего исследования могут служить основой для совершенствования технологии контроля и нормирования запасов устойчивости, необходимость которого предопределена внедрением систем мониторинга запасов устойчивости в отечественных ЭЭС. Предложения по развитию системы нормирования запасов устойчивости могут быть востребованы при разработке новых МУ, учитывающих возможность мониторинга переходных режимов ЭЭС.

2. Результаты, полученные в диссертационной работе, внедрены в учебный процесс (имеется акт внедрения) и используются при чтении лекций по курсу «Противоаварийное управление в ЭЭС» и выполнении выпускных магистерских работ.

3. Отдельные результаты исследования вошли в два отчета по научно-исследовательской работе "Разработка алгоритма управления установившимися и переходными режимами энергосистемы по данным системы мониторинга переходных режимов", выполненной на кафедре АЭЭС НГТУ по договору с ОАО «НИИПТ». Полученные решения могут стать основой для создания алгоритмов ПАУ с дозировкой управляющих воздействий по принципу «ПОСЛЕ» на энергообъектах, оснащенных регистраторами СМПР.

Достоверность результатов работы. Сформулированные в диссертации научные положения и выводы основываются на:

• корректном использовании математического аппарата и промышленных инструментальных средств для расчета установившихся и переходных режимов ЭЭС, в частности программно-вычислительного комплекса «Мустанг», широко используемого как проектными организациями, так и в практике оперативно-диспетчерского управления, а также программы 81МиЬШК математической системы МАТЬАВ;

• достаточно подробном анализе отечественных и зарубежных методов контроля и нормирования запасов устойчивости ЭЭС;

• применении положений классической теории устойчивости ЭЭС;

• сопоставлении результатов вычислительных экспериментов по предложенной модели для контроля ограничений на режимы ЭЭС с результатами определения предельных режимов по программе «Мустанг» для эквивалентной схемы реальной ЭЭС;

• применении действующих нормативных документов, устанавливающих требования к ЭЭС в отношении устойчивости.

Апробация результатов работы. Результаты исследования обсуждались на научной студенческой конференции «Дни науки НГТУ-2007» в г. Новосибирске, 2007 г; всероссийской научной конференции молодых ученых «Наука, технологии, инновации» в г. Новосибирске, 2007 г; научной студенческой конференции «Дни науки НГТУ-2008» в г. Новосибирске, 2008 г; на всероссийской научно-технической конференции «Электроэнергетика глазами молодёжи» в г. Екатеринбурге, 2010 г; на международной молодежной научно-технической конференции «Управление, информация и оптимизация в электроэнергетических системах» в г. Новосибирске, 2011 г.

Публикации. Всего опубликовано 18 работ, из них по теме диссертации -9 работ, в числе которых 1 научная статья в издании, входящем в перечень рекомендованных изданий ВАК РФ, и 8 публикаций в материалах международных и всероссийских конференций.

Личный вклад соискателя

В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежит формализация поставленных задач, разработка математических моделей и методов, реализация и тестирование алгоритмов в программно-вычислительных комплексах, анализ и обобщение результатов.

Структура и объём работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографического списка, включающего 97 наименований, и шести приложений. Общий объём работы составляет 210 страниц, включая 33 таблицы и 54 рисунка. Приложения включают параметры схем замещения исследуемых ЭЭС и примеры программной реализации предлагаемых алгоритмов.

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Тутундаева, Дарья Викторовна

4.4 Выводы

Основа предлагаемого алгоритма управления мощностью турбины -процедура идентификации актуальной матрицы СВП ЭДС генераторов по данным СМПР, выполняемая в составе системы мониторинга допустимости режимов ЭЭС. Идентификация актуальной матрицы СВП позволяет получить аналитические выражения для угловых характеристик мощностей генераторов и на их основе организовать управление переходными режимами с контролем допустимости ПАР в реальном времени, а также выполнить приближенную оценку запаса динамической устойчивости ЭЭС при условии обеспечения достаточного быстродействия систем сбора и обработки информации.

В условиях Сургутского энергоузла предлагаемый подход работоспособен при условии обеспечения синфазности движения генераторов Сургутских ГРЭС 1, 2 и Нижневартовской ГРЭС.

Алгоритм управления РТ с контролем запасов устойчивости реализован программно и протестирован в приложении 81М11ЬШК МАТЬАВ. Эффективность применения алгоритма для дооптимизации интенсивности управляющих воздействий в темпе переходного процесса подтверждается результатами математического моделирования управления в простейшей системе «генератор с собственной нагрузкой - ШБМ».

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Одним из перспективных направлений современного развития электроэнергетики является внедрение технологии синхронизированных измерений векторов тока и напряжения, в том числе создание СМПР на территории ЕЭС России. Синхронность и высокая дискретность измерений режимных параметров СМПР позволяют наблюдать не только установившиеся, но и переходные режимы ЭЭС. В связи с этим появилась возможность организации мониторинга и оперативной корректировки запасов устойчивости ЭЭС по информации, получаемой непосредственно с регистраторов СМПР. Появление возможности мониторинга запасов устойчивости является основанием пересмотра существующих МУ и технологии контроля устойчивости режимов ЭЭС.

В настоящей диссертационной работе предложены и исследованы модели и методы, обеспечивающие контроль ограничений по статической устойчивости и допустимости режимных параметров ЭЭС по данным синхронизированных измерений СМПР, которые могут стать основой для создания системы мониторинга допустимости режимов ЭЭС.

В основу предлагаемой системы мониторинга допустимости режимов ЭЭС положена процедура идентификации актуальной матрицы СВП ЭДС генераторов, выполняемая по синхронизированным измерениям параметров переходных процессов в узлах генерации. Модель режима ЭЭС, заданная актуальной матрицей СВП ЭДС генераторов, позволяет получить угловые характеристики мощностей генераторов и на их основе определять предельные выдаваемые мощности генераторов с помощью стандартной процедуры утяжеления режима ЭЭС.

Дополнительно к процедуре идентификации актуальной матрицы СВП предложено осуществлять идентификацию коэффициентов связи ЭДС генераторов с напряжением в узлах нагрузки и с перетоками активной мощности по контролируемым сечениям ЭЭС. Для этого регистраторы СМПР необходимо установить не только на шинах электростанций, но и на узловых подстанциях, представляющих интерес с точки зрения устойчивости нагрузки, и с линиями, входящими в состав контролируемых сечений. Таким образом, появляется возможность контролировать ограничения на режимы ЭЭС не только в части запасов статической устойчивости режима, а также по допустимости снижения напряжения в узлах нагрузки и перегрузки сетевых элементов.

Модель режима ЭЭС, формируемая в результате идентификации матрицы СВП и коэффициентов связи ЭДС генераторов с контролируемыми параметрами, соответствует актуальной топологии электрической сети и текущим режимным условиям и может быть использована для мониторинга допустимости режимов ЭЭС в реальном времени. Разработанные модели и методы использованы при создании действующего макета системы мониторинга запасов устойчивости ЭЭС на кафедре АЭЭС (акт внедрения приведен в приложении 6).

В рамках проведённых исследований получены следующие результаты:

1. Разработан метод идентификации актуальной матрицы СВП ЭДС генераторов по данным измерений СМПР, отличительной особенностью которого является использование избыточности измерений в процедуре идентификации матрицы СВП посредством составления переопределенной системы уравнений мощностей генераторов, что обеспечивает большую стабильность значений СВП и минимизирует погрешность результата.

2. Предложено и исследовано несколько способов управления процессом идентификации матрицы СВП с целью уменьшения погрешности идентификации и повышения стабильности значений матрицы СВП: 1) увеличение кратности переопределения системы уравнений, используемой для идентификации; 2) увеличение интервала времени между срезами режимных параметров; 3) в многомашинных системах - замена синфазно движущихся групп генераторов эквивалентными генераторами.

3. Разработаны модели для контроля ограничений на режимы ЭЭС на основе актуальной матрицы СВП генераторов, которые могут использоваться для мониторинга допустимости как послеаварийных, так и нормальных режимов ЭЭС, с учетом действия систем регулирования и технологических ограничений по генерации. Контроль допустимости нормальных режимов предложено реализовать посредством искусственного снимающегося возмущения режима, что обеспечит возможность идентификации актуальной матрицы СВП. В качестве искусственных зондирующих импульсов можно использовать сигналы на ДРТ.

4. Определение полной матрицы СВП в нормальном режиме возможно на основе фрагментных матриц эквивалентов при условии, что структурные свойства ЭЭС позволяют получить достаточное число вариантов организации синфазных групп генераторов для формирования определенной системы уравнений перетоков мощностей между эквивалентными генераторами относительно значений полной матрицы СВП.

5. Контроль допустимости ПАР предложено осуществлять как на установившейся, так и на квазиустановившейся стадиях, последнее актуально при отключении несбалансированного района ЭЭС, когда неравномерность набора мощности станциями может привести к нарушению статической устойчивости. При оценке допустимости установившегося ПАР помимо ограничений по статической устойчивости режима ЭЭС следует учитывать работу АРВ и локальные ограничения на режимные параметры: ограничения по току возбуждения генераторов, требуемые запасы по напряжению в узлах нагрузки, ограничения на перетоки активной мощности в контролируемых сечениях. В квазиустановившемся ПАР определяющими являются ограничения по статической устойчивости и допускается нарушение локальных ограничений. Модель, заданная актуальной матрицей СВП, допускает утяжеление режима как по сбалансированной траектории для определения ограничений в установившемся ПАР, так и с учетом изменения частоты в квазиустановившемся ПАР.

6. Задача выбора траектории утяжеления режима, порядок которого строго не регламентирован действующими МУ, в рамках системы мониторинга допустимости режимов ЭЭС решается следующим образом. Сечения между синфазными группами генераторов, сформированными в процессе идентификации, являются потенциально опасными с точки зрения нарушения устойчивости. Утяжеление режима ЭЭС производится путем перераспределения мощности между эквивалентными генераторами, находящимися по разные стороны от сечения.

7. Совместное выполнение мониторинга допустимости нормального и послеаварийного режимов предоставляет возможность уточнения допустимых перетоков мощности в соответствии с текущими схемно-режимными условиями в части запасов статической устойчивости и с учетом сетевых ограничений.

8. Результаты мониторинга допустимости квазиустановившейся и установившейся стадий ПАР могут использоваться для оперативной корректировки загрузки электростанций при осуществлении вторичного и третичного регулирования режима, а также для корректировки управляющих воздействий ПА в темпе переходного процесса с учетом текущих схемно-режимных условий и фактических аварийных возмущений, в том числе и ненормативных. Применительно к управлению мощностью турбины по условию обеспечения требуемого запаса статической устойчивости в установившемся ПАР может быть скорректирован уровень ДРТ, темп которой будет зависеть от допустимости квазиустановившегося ПАР.

9. Процедура идентификации актуальной матрицы СВП ЭДС генераторов положена в основу предлагаемого алгоритма управления мощностью турбины с контролем допустимости ПАР в реальном времени. Помимо мониторинга запаса статической устойчивости ПАР, на основе актуальной матрицы СВП может быть выполнена приближенная оценка запаса динамической устойчивости ЭЭС при условии обеспечения достаточного быстродействия систем сбора и обработки информации. Применительно к задаче управления мощностью турбины идентификация актуальной матрицы СВП в ПАР позволяет: выполнить оценку достаточности глубины ИРТ для обеспечения динамической устойчивости ЭЭС; принять решение о необходимости более глубокой РТ или отключения части генераторов, если запас по динамической устойчивости недостаточен; определить темп и уровень восстановления мощности турбины по условию 8%-го запаса статической устойчивости в квазиустановившемся и установившемся ПАР.

10. Учитывая вышесказанное, новый нормативный документ по устойчивости ЭЭС наряду с требованиями к порядку проведения заблаговременных расчетов устойчивости по принципу «ДО» должен включать раздел, регламентирующий требования к осуществлению контроля допустимости режимов ЭЭС по принципу «ПОСЛЕ», т.е. в режиме реального времени.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Тутундаева, Дарья Викторовна, 2011 год

1. Основные положения и временные руководящие указания по определению устойчивости энергетических систем. М.: Энергия, 1964. 19 с.

2. Дехтерев А.И. Идентификация модели и контроль устойчивости ЭЭС по данным синхронизированных измерений : Автореф. дис. канд. техн. наук : 05.14.02. Новосибирск, 2011. 19 с.

3. Совалов С.А., Кучкин М.Д., Лезнов С.И. Режимные характеристики объединенных энергосистем Центра, Урала и Юга. М.-Л.: ГЭИ, 1962. 44 с.

4. Портной М.Г., Руденко Ю.Н., Ясников В.Н. Объединение энергосистем Сибири слабыми межсистемными связями // Электрические станции. 1963. №5. С. 37-43.

5. Основные положения по определению устойчивости энергетических систем / Д.И. Азарьев и др. // Электричество. 1963. №11. С. 1-8.

6. Методические указания по определению устойчивости энергосистем : в 2 ч. : РД 34.20.577, РД 34.20.578 : утв. Главным техническим управлением по эксплуатации энергосистем 24.03.1977. М.: СПО Союзтехэнерго, 1979.

7. Руководящие указания по устойчивости энергосистем : утв. Минэнерго СССР. М.: СПО Союзтехэнерго, 1984. И с.

8. Руководящие указания по устойчивости энергосистем : РД 34.20.57694 : утв. РАО «ЕЭС России» 24.09.1994. М.: СПО Союзтехэнерго, 1994.23 с.

9. Андреюк В.А., Марченко Е.А. Приложение теории случайных функций к расчету стационарного режима и устойчивости энергосистем со слабыми связями // Там же. С. 84-98.

10. Андреюк В.А., Марченко Е.А. Методика расчета надежности параллельной работы энергосистем в условиях слабых межсистемных связей // Там же. С. 124-135.

11. Розовский Ю.А. Применение вероятностных методов для определения запасов устойчивости электропередач // Там же. С. 135-143.

12. Андреюк В.А., Марченко Е.А. Вероятностная оценка надежности параллельной работы энергетических систем // Устойчивость и надежность энергосистем СССР: сб. М.: Энергия, 1964. С. 36-46.

13. Веников В.А., Литкенс И.В. Новые пути анализа статической устойчивости и обеспечения ее запасов // Там же. С. 24-36.

14. Портной М.Г., Тимченко В.Ф. Учет колебаний мощности при определении устойчивости слабых связей в энергосистемах // Электричество. 1968. №9. С. 12-16.

15. Тимченко В.Ф. Случайные колебания нагрузок энергосистем и надежность режима межсистемных электропередач // Доклады на 2-ом Всесоюзном науч.-техн. совещании по устойчивости и надежности энергосистем СССР. М.: Энергия, 1969. С. 440-453.

16. Об учете вероятностных факторов при управлении режимом межсистемных электропередач / В.А. Веников и др. // Электричество.1972. №2. С.4-9.

17. Тимченко В.Ф. Колебания нагрузки и обменной мощности энергосистем. М.: Энергия, 1975. 209 с.

18. Андреюк В.А., Марченко Е.А. Надежность работы слабых межсистемных связей // Доклады на 2-ом Всесоюзном науч.-техн. совещании по устойчивости и надежности энергосистем СССР. М.: Энергия, 1969. С. 421-440.

19. Портной М.Г., Рабинович P.C. Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости. М.: Энергия, 1978. 352 с.

20. Копылов И.Б., Хачатуров A.A. Методика нормирования и расчетов надежности режимов межсистемных электропередач // Электричество. 1975. №5. С. 12-17.

21. Лукашов Э.С. Введение в теорию электрических систем. Новосибирск: Наука, Сибирское отделение, 1981. 173 с.

22. Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е., Окин A.A. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах. М.: Энергоатомиздат, 1990. 39 с.

23. Гуревич Ю.Е., Кучеров Ю.Н., Хвощинская З.Г. О концепции совершенствования нормативов устойчивости энергосистем в новых условиях // Электричество. 2004. №11. С. 63-69.

24. Совалов С.А. Режимы электропередачи 400-500 kB. М.: Энергия, 1967. 304 с.

25. Чебан В.М., Ландман А.К., Фишов А.Г. Управление режимами электроэнергетических систем в аварийных ситуациях: учеб. пособиедля электроэнергет. спсц. вузов. М.: Высшая школа, 1990. 144 с.

26. S. Stoft Power System Economics. IEEE/Wiley, 2002.

27. Бондаренко А.Ф., Герих В.П. О трактовке критерия надежности N-1 // Электрические станции. 2005. №6. С. 40-43.

28. UCTE Operation Handbook Электронный ресурс. June 24, 2004. Систем, требования: Adobe Acrobat Reader. URL: http://www.pse-operator.pl/uploads/kontener/542UCTEOperationHandbook.pdf (дата обращения: 14.09.2011).

29. Nordic Grid Code Электронный ресурс. Jan. 15, 2007. URL: http://www.nordel.org (дата обращения: 14.09.2011).

30. Basic Criteria for Design and Operation of Interconnected Power Systems. Northeast Power Coordination Council Электронный ресурс. May 6, 2004 revision. URL: http://www.transmission-nu.com/residential/projects/ Springfield (дата обращения: 14.09.2011).

31. G. Phadke Synchronized Phasor Measurements. A Historical Overview // in Proc. Transmission and Distribution Conf. and Exhibition 2002: Asia Pacific. IEEE/PES. Oct. 2002. vol. 1, P. 476-479.

32. Synchronized Phasor Measurements. Advancements in Microprocessor Based Protection and Communication : IEEE Tutorial Course. 1997. P. 47

33. G. Benmouyal, E.O. Schweitzer, A. Guzman Synchronized Phasor Measurement in Protective Relays for Protection, Control, and Analysis of Electric Power Systems // in Proc. 29th Annual Western Protective Relay Conference. Spokane, USA, Oct. 2002.

34. IEEE Standard for Synchrophasors for Power Systems Электронный ресурс. : PC 37.118-2005. URL: http://standards.ieee.org/findstds/standard/ C37.118-2005.html (дата обращения: 14.09.2011).

35. G. Phadke Synchronized Sampling and Phasor Measurements for Relaying and Control // in Proc. IEEE Trans, on Power Delivery. Jan. 1994. vol. 9. №1. P. 442-452.

36. SEL-421. High-Speed Line Protection, Automation, and Control System Электронный ресурс.: Официальный сайт Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. URL: http://www.selinc.com/sel-421.htm (дата обращения: 14.09.2011).

37. RES 521 Электронный ресурс.: Официальный сайт ABB. URL: http://www.abb.com/product/seitp332/eeb61f50db7d7cd0cl256 fef002c6cbf.aspx (дата обращения: 14.09.2011).

38. BEN 6000 Extreme Digital Fault Recorder Электронный ресурс.: Официальный сайт Qualitrol, Company LLC. URL: http://qualitrolcoф.thomasnet.com/Asset/IP-F22-01L-01EBEN6000.pdf (дата обращения: 14.09.2011).

39. Программно-технические комплексы для энергетики. SMART-WAMS Электронный ресурс.: Официальный сайт RTSoft. URL: http://www.rtsoft.ru/upload/pdfcat/BUKLETSMARTWAMS.pdf (дата обращения: 14.09.2011).

40. D. Karlsson, М. Iiemmingsson, S. Lindahl Wide area system monitoring and control terminology, phenomena, and solution implementation strategies // Power and Energy Magazine. IEEE: Sept.- Oct. 2004. vol. 2. №5. P. 68-76.

41. Wide Area Protection Systems in Brazil. From real SPS to a dream on WAMPACS / J.M. Ordacgi et al. // Protection Monitoring & Control. Aug. 2009. P. 54-59.

42. C. W. Taylor, D. C. Erickson, К. E. Martin WACS Wide-Area Stability and Voltage Control System: R&D and Online Demonstration // in Proc. IEEE. May 2005. vol. 93. №5. P. 892-906.

43. C. W. Taylor, D. C. Erickson, R. E. Wilson Reducing Blackout Risk by a Wide-Area Control System (WACS): Adding a new Layer of Defence // in Proc. Power System Computation Conf. Liège, Belgium, 22-26 Aug. 2005.

44. System-Wide Protection. Wide-Area Measurements for Improved Power System Protection / S. H. Horowitz et al. // Power and Energy Magazine. IEEE: Sept.-Oct. 2008. P. 34-42.

45. Integrated System Architecture and Technology Roadmap toward WAMPAC / A. Johnson et al. // in Proc. IEEE PES Innovative Smart Grid Technologies Conf. Anaheim, CA, USA, Jan. 2011.

46. Аюев Б.И., Ерохин П.М., Куликов Ю.А. Система мониторинга переходных режимов ЕЭС/ОЭС // Технологии управления режимами энергосистем XXI века: сб. докладов всерос. науч.-практической конф. / под ред. Фишова А.Г. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2006. С. 83-92.

47. IPS/UPS transients monitoring / В. Ayuev et al. // in Proc. CIGRE 2006. Moscow, 2006.

48. Развитие технологий векторной регистрации параметров режима в ЕЭС России / Б. И. Аюев и др. // Электроэнергетика глазами молодёжи: науч. тр. всерос. науч.-техн. конф.: сб. статей : в 2 т. Екатеринбург: УрФУ, 2010. Т. 1.С. 58-64.

49. The registrator of parameters of the transient states «SMART-WAMS» and its testing / A. Gerasimov et al. // in Proc. CIGRE 2006. Moscow, 2006.

50. A. Grobovoy, N. Lizalek, N. Bondareva Synchronized Measurement Experiment and Trial WAMS/WACS Structure in the Russian Far East Interconnected Power System // in Proc. CIGRE 2006. Moscow, 2006.

51. Герасимов А.С., Есипович А.Х., Смирнов А.Н. Об опыте верификации цифровых и физических моделей энергосистем // Электрические станции. 2010. №11. С. 14-19.

52. WAMS Applications in Chinese Power Systems / X. Xie et al. // IEEE Power & Energy Magazine. Jan./Feb. 2006. P. 54-63.

53. A. G. Phadke Synchronized Phasor Measurements in Power Systems // in

54. Proc. IEEE Trans, on Computer Applications in Power. Apr. 1993. vol.6. №2. P.10-15.

55. R.F. Nuqui, A.G. Phadke Hybrid Linear State Estimation Utilizing Synchronized Phasor Measurements // in Proc. Power Tech 2007. Lausanne, Switzerland, July 2007.

56. Novel Method for Disturbance Identification in Power Systems / T.S. Bi et al. // in Proc. IEEE Trans. 2006.

57. K. Morison, L. Wang, P. Kundur Power System Security Assessment // IEEE Power& Energy Magazine. Sept./Oct. 2004. vol.2, №.5. P.30-39.

58. Power System Dynamic Security Assessment via Synchrophasor Monitoring / J. Xiao et al. // in Proc. International Conf. on Power System Technology POWERCON 2004. Singapore, Nov. 2004.

59. Development of Wide Area Measurement and Dynamic Security Assessment Systems in Korea / K. Yi et al. // in Proc. IEEE Trans. 2001. P. 1495-1499.

60. S. Bruno, M. De Benedictis, M. La Scala A Dynamic Optimization Approach for Wide-Area Control of Transient Phenomena // in Proc. CIGRE 2004. C2-208.

61. D. Westermann, H. Sauvain Experiences with Wide Area Coordinated Control of FACTs Devices and HVDC in a Real Time Environment // in Proc. Power Tech 2007. Lausanne, Switzerland, July 2007.

62. S.-J.S. Tsai, L. Zhang, A.G. Phadke Study of Global Frequency Dynamic Behavior of Large Power Systems // in Proc. IEEE Trans. 2004. P. 1-8.

63. O. Faucon, L. Dousset Coordinated Defense Plane Protects Against Transient Instabilities // in Proc. IEEE Trans. Computer Applications in

64. Power. July 1997. P.22-26.

65. Герасименко К.В. Методика создания математических моделей для оперативной оценки запасов статической устойчивости // Электрические станции. 2010. №11. С. 14-19.

66. Жданов П.С. Вопросы устойчивости электрических систем / под ред. Л. А. Жукова. М.: Энергия, 1979. 456 с.

67. Куликов Ю.А. Переходные процессы в электрических системах: учеб. пособие. 2-е изд., перераб. и доп. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2006. 284 с.

68. Жуков JI.А., Стратан И.П. Установившиеся режимы сложных электрических сетей и систем: Методы расчетов. М.: Энергия, 1979. 416 с.

69. Бронштейн И.Н., Семендяев К.А. Справочник по математике для инженеров и учащихся втузов. М.: Гос. изд-во физико-математической литературы, 1962. 608 с.

70. Дьяконов В.П. Энциклопедия Mathcad 2001 i и Mathcad ll.M.: COJIOH-Пресс, 2004. 832 с.

71. Выгодский М.Я. Справочник по высшей математике. М: Наука, 1977. 870 с.

72. Основы теории цепей: учебник для вузов / Г. В. Зевеке и др.. М.: «Энергия», 1975. 749 с.

73. Лыкин A.B. Математическое моделирование электрических систем и их элементов: учеб. пособие. 2-е изд., перераб. и доп. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2009. 228 с.

74. Тутундаева Д.В., Фишов А.Г. Развитие технологии контроля и нормирования запасов устойчивости энергосистем // Научный вестник НГТУ. 2011. №2(43). С. 147-160.

75. Лукашов Э.С., Калюжный А.Х., Лизалек H.H. Длительные переходные процессы в энергетических системах. Новосибирск: Наука, 1985. 197 с.

76. Абраменкова H.A., Воропай Н.И., Заславская Т.Е. Структурный анализ электроэнергетических систем: в задачах моделирования и синтеза. Новосибирск: Наука. Сиб. Отд-ние, 1990. 224 с.

77. Стернинсон Л.Д. Переходные процессы при регулировании частоты и мощности в энергосистемах. М: Энергия, 1975. 216 с.

78. Дьяконов В. П. МАТЬАВ 6.5 БР1/7 + 8тшИпк 5/6. Основы применения. Серия «Библиотека профессионала». М.: СОЛОН-Пресс, 2005. 800 с.

79. Параметры схем замещения и генерирующего оборудования