Размещено на http://allbest.ru

Филиал ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы»

«Региональное диспетчерское управление энергосистемы Республики Башкортостан»

О возможности предотвращения каскадных аварий в энергосистемах

Шахмаев

Уфа

В работе диспетчерского персонала энергосистем одной из основных задач является обеспечение существования режима энергосистемы, энергоузлов в области допустимых значений.

Режим работы энергосистемы R -- это комплекс аргументов ai, определяющих фактически состояние элементов энергосистемы:

где а# -- факторы, влияющие на режим работы электроэнергетической системы (например, нагрузка в г-м узле, включение выключателя транзитной линии L на подстанции С и т.д.). В теории таких факторов (аргументов) бесконечное множество, и это определяет в конечном счете неравенство любого расчета электроэнергетического режима работы энергосистемы с фактическим режимом.

В практике достаточно определить N аргументов, существенно влияющих на параметры режима, позволяющих принимать практические решения по формированию и управлению режимов работы электроэнергетического комплекса.

Изменяя каждый аргумент а# от минимального до максимально возможного значения (в практике -- с определенным шагом), можно в многомерном пространстве аргументов электроэнергетического режима работы энергосистемы определить различные области существования режимов в зависимости от состояния совокупности аргументов. Таким образом, можно разделить область существования режимов на допустимую и недопустимую. электрический диспетчерский управление

Например, если значение а# не должно превышать (быть ч доп , меньше) допустимого значения а# , а по факту это условие не соблюдается, то считается, что режим энергосистемы недопустим и необходимо предпринимать меры для возвращения режима в допустимую область работы.

Обычная логика рассуждения персонала, формирующего режим энергосистемы:

На этой логике построены методические указания по устойчивости [1] и практически все существующие документы по оперативно-диспетчерскому управлению. Реально при управлении энергосистемами область существования режимов разнообразнее. Для определения возможности существования каскадных процессов в электроэнергетических системах необходимо определить области существования режимов работы энергосистем. На рис. 1 предложен вариант области существования режима, который предлагается использовать для формирования управляющих алгоритмов в оперативно-диспетчерском управлении.

На рис. 1 показаны возможные переходы между областями, расширяющими логическое поле принятия решений для оперативно-диспетчерского персонала, формирующего режим энергосистемы:

Каскадным процессом будем считать процесс, при котором отключение одного элемента безусловно влечет за собой отключение следующего элемента из-за его перегруза действующим током.

Таким образом, необходимым и достаточным условием существования каскадного процесса, если считать, что токовая загрузка (1цк + А1цк) элемента «к» сечения S\i выше допустимой /ДОп1гк приводит к его разрушению (отключению), является неравенство которое должно выполняться на каждом следующем шаге аварийного отключения. В уравнении (2) величина А1цк является токовой добавкой, появляющейся при предыдущем шаге каскадного процесса.

Таким образом, каскадный процесс продолжается до тех пор, пока отключение следующего элемента энергосистемы не приведет к отключению следующего элемента или неисполнению уравнения (2). В этом случае каскадный процесс прекращается.

Область существования каскадных процессов является неотъемлемой частью области существования режимов для большей части распределительных сетей энергосистем и энергоузлов 110-220 кВ для России и разветвленных сетей в различных странах мира, географию которых можно по минимуму определить из описаний каскадных аварий в различного вида литературе. Последняя авария такого типа к моменту написания этой работы была в Бразилии 11.11.2009 г. [2].

Каскадную аварию (процесс) нужно отличать от аварии, связанной с потерей устойчивости. Каскадный процесс в сети может не закончиться потерей устойчивости (например, потерей устойчивости по напряжению).

В зависимости от неоднородности сети, процесс может остановиться после отключения нескольких элементов сети в допустимой области режимов, например, 46), но может закончиться и потерей устойчивости, как например, в 36).

Результат развития каскадных процессов в большой мере зависит от неоднородности сети, от неоднородности распределения в сети генерации, потребления. Отстраивать фактические режимы от недопустимой области необходимо, учитывая влияние характера топологии энергосистемы и электрических параметров загрузки ее элементов на удаленность от недопустимой области. Анализу неоднородности сети посвящено много работ, особенно в 80-90 годы прошлого столетия, например [3].

Сложный математический аппарат описания неоднородности сети не позволяет пока организовать повсеместно алгоритмы противодействия каскадным авариям из-за сложности их анализа. Появилась даже позиция о чисто случайном характере каскадных аварий [4].

Опираясь на опыт оперативно-диспетчерской работы, опыт формирования режимов энергосистемы с крупными промышленными узлами и миллионным городом, анализ известных каскадных процессов, происходящих на Урале, других регионах РФ и других стран [5] полагаем, что в характере каскадного процесса случайным является тригерный элемент («спусковой крючок») процесса, развитие же процесса предопределяется неоднородностью сети, т.е. топологией схемы и сформированным режимом.

Для развития каскадного процесса необходимо, чтобы сеть обладала определенными свойствами:

1. Работа в более чем 1 шаг возмущения от предельного по устойчивости режима (критерий «7V-1»).

2. Неоднородность сети (топологии и режима) такова, что при возмущении (отключении элемента сети, генерации) происходит наброс тока Д/ на следующий элемент так, что результирующий ток на этом элементе больше допустимого и приводит к отключению этого элемента.

Возможность организации действий против возникновения каскадных аварий базируется на следующих фактах, являющихся очевидным для диспетчерского персонала.

1. Квазистационарность режимов, т.е. при всем многообразии изменяющихся условий в энергосистеме, энергоузле, диспетчер («идеальный») может определить режимы, требующие одинаковых оперативных мероприятий для ведения режима в области допустимых значений при любом одиночном возмущении, в течение операционных суток, недели, месяца, сезона, с соответствующей детализацией мероприятий.

2. Квазистационарность внешних условий. Диспетчер может определить влияющие на режим внешние условия (перетоки, напряжения) и их существенность для изменения неоднородности сети.

3. Квазистационарность состояния элементов топологии сети. Определяются для различных ремонтных режимов.

Учитывая эти свойства, в некоторых странах организован цикличный расчет на проверку допустимости режима по критерию «N-X». Этот расчет позволяет отстроить режим работы энергосистемы, объединенной энергосистемы от потери устойчивости для X возмущений. В то же время X возмущений не устраняют возможность развития каскадного процесса в оставшейся после отключения X элементов сети.

Для отстраивания от каскадной аварии необходимо выполнять расчет «внутрь» каскадного процесса. Алгоритм расчета следующий: если при расчете по критерию «7V-1» обнаружено, что в результате одного возмущения на одном или нескольких элементах сети то эти элементы назначаются элементами возмущения и для сети проводится расчет из условия отключения этих элементов и применения циклического расчета по критерию «7V-1» для оставшейся сети. В результате продолжения описанного шага такого расчета есть две возможности окончания его итераций:

В случае 2в) режимных мероприятий для предотвращения каскадного процесса можно не предпринимать, в том числе если они стоят финансовых затрат (например, дополнительное топливо или рост потерь), что повышает в конечном итоге тариф для потребителя. В случае 1в) необходимо предпринимать все необходимые оперативные мероприятия для обеспечения требуемой надежности энергоснабжения энергорайона, энергоузла, энергосистемы.

Алгоритм такого поиска был разработан в ОАО «Башкирэнерго» его диспетчерским центром в 2008 году при создании щита центрального диспетчерского пункта (ЦДП). По алгоритму было частично выполнено программное обеспечение (работа совместно с ВНИИЭ и ЗАО «Полимедиа»), позволяющее выполнять часть расчетов этого алгоритма и используемое в работе для оценки допустимости режимов работы Уфимского энергоузла при формировании и ведении режимов. На основании проделанной работы [6] были разработаны следующие требования к системе расчета и оценивания режима для ЦДП ОАО «Башкирэнерго».

Исходная информация:

1. Текущий режим энергосистемы РБ по данным ТИ и ТС (должен автоматически оцениваться и рассчитываться 1 раз в 30 мин с записью состояния в отдельную базу данных, с возможностью изменения частоты оценки и расчета, а также отключения автоматического расчета).

2. Разработанные РДУ ОАО «Башкирэнерго» ремонтные режимы ВЛ, AT, секций и систем шин, блоков и т.п.

3. Список оборудования, которое нужно отключать для проверки выполнения критерия «7V-1».

4. Допустимые пределы изменения Р, Q, U.

5. Оборудование, находящееся в ремонте, резерве по данным ТС и ТИ.

6. Оборудование, зафиксированное диспетчером как находящееся в ремонте.

7. Заранее разработанные оперативные указания по действиям диспетчера в типовых ситуациях.

8. Справочная информация: ремонтные режимы, карты РЗА, таблицы РПВ, схемы ПА и т.п.

9. Сформированные РДУ алгоритмы применения управляющих воздействий для каждого вида нарушений режима.

10. Результаты расчетов режима, выполненных циклически или по запросу диспетчера модулем оценивания состояния и расчета.

Оперативные расчеты режима:

1. Циклические для проверки выполнения: * критерия «ЛГ-1» с учетом, что цепи двух-цепных ВЛ - разные элементы;

* критерия «7V-1» с учетом, что цепи двух-цепных ВЛ - один элемент с возможностью выбора варианта расчета.

С отображением элементов, при отключении которых режим выходит за допустимые пределы.

С возможностью блокировки расчета по «скви-тированному элементу».

2. По запросу в любой момент времени:

* по критерию «N-1» (как в п. 1);

* расчет режима с отключением выбранного диспетчером элемента по разным вариантам разработанных ремонтных режимов.

Итоговая информация:

1. Потокораспределение в сети в рассчитанном режиме (режимах) с выделением:

* выхода напряжения за заданные пределы;

* выхода частоты за заданные пределы;

* превышения допустимой загрузки ВЛ, AT по току с учетом температуры наружного воздуха;

* превышения допустимых перетоков (перехода на вынужденные перетоки);

* величин потерь мощности в ВЛ и трансформаторах с разделением по классам напряжений и энергорайонам;

* выделение отключенных ВЛ и погашенных районов;

* загрузки ВЛ и AT более 70 % (с возможностью изменения % загрузки либо установки двух пределов % загрузки - технологического и аварийного).

2. Отображение результатов расчета по п.1 в табличной форме.

Выдача рекомендаций:

1. Предложения по замыканию транзитов в местах нормальных разделов исходя из заранее разработанных РДУ алгоритмов.

2. Предложения по загрузке-разгрузке станций по активной и реактивной мощностям исходя из существующего горячего резерва на загрузку и разгрузку, резерва по реактивной мощности и заранее разработанных РДУ алгоритмов.

3. Автоматическое отображение разработанных ремонтных режимов для отключившихся элементов.

4. Предложения по представлению справочной информации (карты РЗА, таблицы РПВ, схемы ПА и т.п.).

5. Предложения по вводу в работу В Л и оборудования, находящегося в ремонте, резерве (зафиксированного в базе данных) для повышения пропускной способности сечений, AT, запаса по устойчивости по заданному РДУ алгоритму.

6. Предложения по регулированию напряжения, выбранные по разработанным РДУ алгоритмам для каждого вида нарушений режима в сети за счет загрузки генераторов электростанций, включения БСК, отключения реакторов.

7. Предложения заранее разработанных РДУ оперативных указаний по разгрузке ВЛ, AT и т.п.

Дополнительные условия:

1. Возможность вывода на экран любого из режимов, сохраненных в базе данных.

2. Возможность корректировки очередности проверки элементов по критерию «ЛГ-1».

3. Возможность остановки расчета в любой момент по требованию диспетчера и возобновления расчета с места остановки.

4. Возможность расчетов будущих периодов, исходя из прогнозируемых параметров и заявок на ремонт BJ1 и оборудования.

5. Возможность конструировать и изменять алгоритмы для каждого вида нарушений режима.

В настоящее время изыскивается возможность окончания работы по программному обеспечению полного расчета поиска каскадных процессов для их предотвращения.

Такая программа должна быть полезна в работе для всех, кто занимается управлением режимами работы энергосистем, энергоузлов, состоящих из сложнозамкнутых электрических сетей 110-220 кВ с различными внешними условиями их присоединения для РФ и в сложнозамкнутых сетях других стран.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Каскадные процессы необходимо рассматривать как отдельную область существования режимов работы энергосистем, энергоузлов.

2. Возможность существования каскадных процессов в заданном режиме можно выявлять при помощи циклического расчета «внутрь» процесса.

Поэтому необходимо дальнейшее развитие алгоритмов с циклическим расчетом по формуле (2) для выявления недопустимых областей существования каскадных режимов. Такой расчет поможет отстраивать режимы работы энергосистем от границ опасных недопустимых режимов.

3. Использование программного обеспечения поиска каскадных процессов позволит диспетчерским центрам России, управляющим сетями 110-220 кВ, получить действенный инструмент повышения живучести в контролируемых операционных зонах.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Методические указания по устойчивости энергосистем. Утв. приказом Минэнерго РФ от 30.06.2003 № 277.

2. Российская газета, № 5035 от 11 ноября 2009 г.

3. Анализ неоднородностей электроэнергетических систем / О.Н. Войтов, Н.И. Воропай, А.З. Гамм, И.И. Голуб и др., 1999. 256 с.

4. Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е., Окин А.А. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах. М: Энергия, 1983.

5. Промежуточный отчет UCTE. Авария в энергосистеме 4 ноября 2006 года. Бельгия, Брюссель, 2006. С. 18-39.

6. Система коллективного отображения оперативной информации в ОАО «Башкирэнерго» N-1 / И.З. Шахмаев, А.Б. Короткое, Е.В. Новикова и др. // Электрические станции. 2009. №8. С. 12-18.

7. Труды конференции «Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем», 2010 г., МЭИ, www.energy2010.mpei.ru

СПИСОК ОБОЗНАЧЕНИЙ

ВНИИЭ - Филиал ОАО «НТЦ электроэнергетики» Всероссийский научно-исследовательский институт электроэнергетики;

ЦЦП - Центральный диспетчерский пункт; РБ - Республика Башкортостан; РДУ - Региональное диспетчерское управление; ВЛ - воздушные линии; AT - автотрансформаторы; F-- частота, Гц; /-ток, А;

С - активная мощность, МВт; Q - реактивная мощность, Мвар; U-- напряжение, кВт; ТС - телесигналы; ТИ - телеизмерения; РЗА - релейная защита и автоматика; РПВ - ручное повторное включение; ПА - противоаварийная автоматика; БСК - батареи статических конденсаторов; РФ - Российская Федерация. Индексы:

i - порядковый номер; к - рассматриваемый номер; доп - допустимый; предш - предшествующий.

АННОТАЦИЯ

О возможности предотвращения каскадных аварий в энергосистемах. И.З. Шахмаев. Филиал ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы». «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Республики Башкортостан». Уфа

Рассмотрено формирование логики принятия решения оперативно-диспетчерским персоналом при различных возмущениях с позиции областей существования режимов.

Предложено выделить каскадные аварии в отдельную область существования режимов. Рассмотрены влияние свойств сети на каскадные процессы и на возможность определения их существования для заданного режима.

Описан алгоритм циклического расчета для выявления возможности существования каскадных процессов. Приведены граничные условия и цели алгоритмов, разработанных в ОАО «Башкирэнерго» для определения живучести энергоузлов Башкирской энергосистемы.

Размещено на Allbest.ru