ЦСПА нового поколения
реклама
ЦСПА нового поколения Цели и задачи ЦСПА нового поколения Основная цель разработки ЦСПА нового поколения – повышение точности и сокращение избыточности управляющих воздействий (снижение ущерба) и расширение области допустимых режимов работы энергосистемы при ограниченном объеме УВ. Задачи: • Разработка универсальных алгоритмов расчета УВ по условиям статической и динамической устойчивости с учетом: нормативных запасов устойчивости по активной мощности и напряжению и ограничений по токовой загрузке элементов сети, динамической составляющей аварийных процессов, обусловленной как короткими замыканиями, так и действиями линейной автоматики для локализации аварийного возмущения (АПВ) на базе подробных (общепринятых) моделей основных элементов и средств регулирования и автоматики энергосистем. • При этом должны быть расширены наборы: УВ (отключение генераторов, отключение нагрузки, импульсная разгрузка турбин, длительная разгрузка турбин, электрическое торможение генераторов и др.) и аварийных возмущений (отключение линии, короткое замыкание, повторное включение линии, отключение фазы линии с последующим повторным включением, отключение генераторов, отключение/подключение нагрузок) с произвольной временной последовательностью совершения событий. Функционал действующих на сегодняшний день ЦСПА • расчет УВ – только по условиям допустимости ПАР; • прогноз послеаварийного режима (с учетом изменения частоты) – по линеаризованным уравнениям потокораспределения только активной мощности (в предположении постоянства модулей узловых напряжений); • анализ устойчивости – по так называемым узловым моделям эквивалентным схемам всего района управления для конкретного, центрального, узла. Тем самым анализ устойчивости сводится к определению существования прогнозируемого режима в узловых моделях и вычислительно является заменой совместного решения нелинейных уравнений установившегося режима расчетной схемы несовместным решением уравнений режима для узловых моделей. Особенности ЦСПА нового поколения • В разработанном алгоритме расчета УВ, в отличие от алгоритма действующих ЦСПА, используется классическая динамическая и статическая модели основных элементов и средств регулирования и автоматики энергосистем. • Кроме того, изменен подход к формированию расчетной схемы и режима энергосистемы, контролируемой ЦСПА. В действующих ЦСПА оценивание режима и расчет УВ выполняется в одной и той же эквивалентной расчетной схеме. В разработанном алгоритме оценивание режима ведется в Полной схеме, по которой диспетчер ведет режим, а расчет УВ, для обеспечения быстродействия - в эквивалентной схеме. При этом эквивалентирование выполняется таким образом, чтобы вектора напряжений в узлах, не подлежащих исключению, в точности совпадали с таковыми в Полной схеме . Использование суточного графика генерации и потребления восполняет недостающие ТИ и делает оценивание режима более точным. Структура ЦСПА ПТК ЦСПА ТИ, ТС Таблицы решений УНУ 2 (ЛПА) УНУ 1 (ЛПА) ПО УВ ПО УНУ N (ЛПА) УВ ПО УВ Основные функции комплекса • Расчет ТУВ • Передача ТУВ на низовое устройство ПА • Прием информации от низовых устройств ПА (в частности, о срабатывании пусковых органов ) Инфраструктурные функции комплекса • • • • • Организация технологического цикла расчета УВ Мониторинг работы всех процессов комплекса Управление процессами комплекса Оповещение пользователей о нарушениях в работе комплекса Предоставление пользователю инструмента для ведения нормативносправочной информации • Предоставление пользователю имитатора для проведения аналитических или отладочных работ Комплекс ЦСПА ОЭС Востока Клиентские приложения Управляющая система «Супервизор» Технологический цикл Новый режим Сервисы Чистка старых файлов Заполнение из SCADA Архивация данных SCADA LOG-file База данных Архивная БД Оценка Контроль топологии сети Оперативная БД Расчет УВ Передача ТУВ контроллеру связи Менеджер Шлюз ММО Приморская ГРЭС Контроллер связи Конец цикла Пусковой орган Общая функциональная схема ЦСПА верхнего уровня Суточный график генерации и потребления 3 4 Формирование УВ для эквивалентной схемы Эквивалентирова ние генераторов 1 2 ТИ Выделение несинхронных частей и Оценка состояния Полной схемы ТС Эквивалентирование сети 5 Перебор несинхронных частей 7 10 9 Выделение несинхронной части Перебор ПО Подготовка Предваритель ные расчеты пакета данных 13 11 Перебор НсЧ 12 Актуализация УВ 6 8 Выбор УВ по условиям динамической устойчивости 14 УВдин Коррекция УВ по допустимым параметрам ПАР 17 На выход Актуализация ПО и УВ для текущей НсЧ Оценка достоверности результатов УВпар 15 Таблица результатов для передачи в Win 16 Формирование ТУВ ТУВ ЛАПНУ Назначение блоков • 1 – 4 – формирование расчетной модели энергосистемы; • 5 – 7 - выборка несинхронной части из числа несинхронно работающих в текущий момент времени, актуализация для нее ПОр и доступных УВ; • 8 – 12 - перебор ПОр, в случае дополнительного (аварийного) деления на несинхронно работающие части - перебор таких частей с актуализацией УВ; • 13 – расчет необходимых УВ по условиям динамики (УВдин); • 14 – расчет дополнительных УВ по условиям допустимости ПАР (УВпар); • 15 – подготовка таблицы результатов расчета по УВдин и УВпар; • 16 – 17 – формирование в требуемом формате таблицы УВ (ТУВ), осуществляется их передача в устройства нижнего уровня. Основные задачи разработки алгоритма расчета УВ по условиям обеспечения динамической устойчивости • Определение опасного сечения по динамике (ОСдин). Известно, что достаточным критерием того, что ветвь входит в ОСдин, является переход угла ветви через 180°. Это, с дополнительным топологическим анализом, реализовано в алгоритме. • Известно, что единственным математическим аппаратом для расчета УВ по динамике является метод А.А. Горева (метод площадей) для двухмашинного эквивалента энергосистемы. Отсюда задача приведения многомашинной схемы к двухмашинному эквиваленту по расчетам динамики. • Распределение УВ между синхронными машинами. • Разработка эффективного метода интегрирования дифференциальных уравнений ЭЭС. Функциональная схема алгоритма выбора управляющих воздействий по условиям динамической устойчивости 1 Начало Задание начальных условий для очередного цикла расчета ПП 2 Шаг интегрирования ПП 3 Выявление «неустойчивых» ветвей Есть Нет 4 Выявление аварийного сечения Аварийное сечение получено Выбор УВ для 2-х машинного эквивалента 7 6 Разделение на несинхронные части Процесс устойчив 11 9 Нет 5 Формирование 2-х машинного эквивалента Да Ввод УВ в вычислительный алгоритм 10 Фиксация устойчивости 8 Распределение УВ между управляемыми генераторами и нагрузками Нет 13 Коррекция УВ 12 Да УВ избыточны ? УВ вводились ? Нет Нет 15 Вывод: Управление не требуется 14 Вывод: Выбранные УВ Конец Основные этапы работы алгоритма динамики: A. Для заданного режима при заданном аварийном возмущении рассчитывается переходный процесс. Если процесс устойчив, то выбор УВ не требуется. B. Если по результатам расчета фиксируется нарушение устойчивости, то рассчитанный процесс представляется в виде движения двух эквивалентных синхронных машин. C. Для двухмашинного эквивалента с использованием «правила площадей» [5] выбираются управляющие воздействия и распределяются по конкретным объектам управления в частях разделяющейся энергосистемы. D. Повторяется расчет переходного процесса с введенными УВ. E. Если процесс устойчив, то производится оценка избыточности УВ и, в случае необходимости, величина УВ снижается, после чего расчет повторяется вновь – производится переход к п. А. Если УВ не избыточны, то расчет заканчивается. F. Если расчет по п. D неустойчив, то производится переход на п. B. Модели Генераторы Нагрузки Аварийные возмущения УВ Полными уравнениями с АРВ и СВ без моделей турбин. Возможно задание Е за Х. В дальнейшем – модели турбин (упрощенные) с АР Статическими характеристиками и синхронными двигателями. В дальнейшем для ограниченного числа нагрузок – асинхронный двигатель + шунт. Изменение (отключение) генераторов, изменение нагрузок, включение/отключение шунтов в узлах (КЗ), отключение ветвей. В дальнейшем – все, что потребуется Изменение генераторов, отключение генераторов, изменение нагрузок, электрическое торможение. Учет запаздывания на ввод УВ. В дальнейшем – импульсная разгрузка 13 Двухмашинный эквивалент неустойчивого процесса dsÝ 1 Mj Ý 1 MTÝ 1 MeÝ 1 dt MjÝ 2 dsÝ 2 MTÝ 2 MeÝ 2 dt n1 MjЭ1 Mjk , MjЭ 2 k 1 Ý1 Mj k 1 k MjÝ 1 n1 N SM n1 k Mj k , Ý 2 k n11 MjÝ 2 k sЭ1 , Mj k 1 k MjЭ1 MTÝ 1 MTk , MTÝ 2 k 1 MeЭ1 Mek , MeЭ 2 k 1 Mj k n11 sk n1 n1 N SM k N SM , sЭ 2 N SM M k n11 Tk N SM Me k n11 k Mj k n11 k MjЭ 2 sk Уравнение относительного движения двухмашинного эквивалента MjO dsO MTO MeO dt sO sЭ1 sЭ 2 MjO О Э1 Э 2 Mj Э1 Mj Э 2 Mj Э1 Mj Э 2 Mт О MjЭ2 Mт Э1 MjЭ1 Mт Э2 MjЭ2 MjЭ1 Me О MjЭ2 Me Э1 MjЭ1 Me Э2 MjЭ2 MjЭ1 15 Выбор УВ для двухмашинного эквивалента по правилу площадей MeO, MтО 3000 MтО.И 2500 MeO 2000 1500 MтО MтО.ПАР 1000 500 О.0 0 0.593 О.УПР 0.793 0.993 О.Д О.Mm 1.193 1.393 О.КР 1.593 1.793 О 1.993 16 Распределение УВ между эквивалентными частями • УВ в относительном движении MтО = MтО.И – MтО.ПАР • Задание допустимого небаланса Pнб = MтЭ1 – MтЭ2 делает определенным распределение УВ между частями ΔMTЭ1 и ΔMTЭ2 • В тормозящейся части (2) воздействие идет на ОН, по специальному алгоритму «привязанным» к генераторам Распределение УВ между генераторами несинхронных частей • Опасность выпадения из синхронизма определяется в общем случае и величиной угла, и величиной скольжения. • Строится вектор приоритета управления по двум составляющим (1 часть движется быстрее 2-ой): Крsi ~ si – sЭ1(для части 1); Крsi ~ sЭ1 – si (для части 2), и Крi ~ iO – O iO = i – Э1 (для части 1); iO =Э2 – i (для части 2) Составляющие суммируются, вместо отрицательных значений вводится ноль, и нормируются Основные задачи разработки алгоритма расчета УВ по условиям обеспечения устойчивости в ПАР • Определение опасного сечения по статике (ОСстат). В отличие от динамики, до сих пор нет общепризнанного подхода к определению ОСстат. Анализ существующего положения дел приводит к необходимости разработки своего алгоритма определения ОСстат. • Известны промышленные программы расчета УР ЭЭС с использованием метода Ньютона. Но нет ни одной программы в России, которая позволяла бы рассчитывать УР с учетом изменения частоты в ПАР. Отсюда задача разработки эффективного алгоритма расчета установившихся режимов ЭЭС с учетом изменения частоты в ПАР. • Известно, что предельные режимы во многом определяются вектором изменения режима (ВИР). В действующих ЦСПА применяется ВИР по возмущению. Известны недостатки этого метода. Отсюда задача разработки определения ВИР, приближенного к ВИР технолога. . Знание аварийно допустимого перетока в ОСстат и расчетного значения в ПАР позволяют определить величину разгрузки ОСстат , но при этом, аналогично динамической фазе, возникает задача разработки алгоритма распределения УВ по частям ЭЭС, разделяемых ОСстат, и по отдельным объектам этих частей. Функциональная схема алгоритма статики Начало Ввод и первичная обработка доаварийных данных Формирование матриц А и С Задание пускового органа (ПОр) 1 Коррекция матриц А и С по ПОр 2 Формирование вектора изменения 3 режима Vir Расчет и запоминание режима при 4 , равной нулю Шаг 0 расчета УВ длинеVir Расчет предельного режима с учетом изменения частоты - цикл Задание длиныVir по длинеVir: 5 – цикл по Df Расчет опасного сечения (ОС) ПАР допустим по условиям стат, устойчивости? 6 7 Нет Расчет эффективных дополнительных (непре рывных) УВ с учетом изменения частоты Да Выбор эффективных 9 ступеней с учетом изменения частоты Нет Задава лись ли ступени ? Да Дополн ительн ые УВ=0? Да Нет Конец 8 Основные этапы работы алгоритма статики: А. Формирование матриц С и А доаварийного режима С. Формируется вектор изменения режима формируется и вектор нагрузок в узлах схемы для расчета установившихся режимов в послеаварийной схеме D. На основе предварительного анализа ПАР выполняется расчет необходимых УВ (при утяжелении режима последовательно по составляющим Vir в избыточных и дефицитных узлах, Шаг 0). E. Выполняется расчет предельного послеаварийного режима с учетом изменения частоты (цикл по Df) F. Выполняется расчет опасного сечения (ОС) по критериальной функции. G. Выполняется анализ допустимости (по устойчивости) послеаварийного режима (ПАР) по допустимости перетока в опасном сечении (в блоке 7). H. Выполняется расчет необходимой величины УВ (непрерывных), определяемой необходимой величиной разгрузки Рразгрузки и эффективностью управления с учетом изменения частоты. K_nagP_f) для каждой части системы, разделяемой опасным сечением (в блоке 8). I. Выполняется расчет ступеней УВ на основе перебора всех сочетаний ступеней, разгружающих опасное сечение, и выбора из них УВ с объемом не меньше суммарных непрерывных и с минимальной ценой (в блоке 9). Модели элементов энергосистемы в ПАР Генераторы Нагрузки Аварийные возмущения УВ Е за Х. Мощность (турбины) с учетом регулирующего эффекта по частоте Кгf Статическими характеристиками по напряжению и частоте (Кнf) Изменение (отключение) генераторов, изменение нагрузок, отключение ветвей. Изменение генераторов, отключение генераторов, изменение нагрузок Формирование вектора изменения режима - ВИР • • • Формируется вектор небалансов активной и реактивной мощности в узлах схемы, обусловленных срабатыванием пускового органа (ПОр). При отключении ветви схемы между узлами i,j с перетоками Pi,Qi и Pj,Qj в узле i возникает избыток Pi + jQi, в узле j – дефицит Pj +jQj . Вектор небалансов Vneb с составляющими Vnebi = Pi + jQi; Vnebj = - (Pj + jQj) Формируется ВИР по возмущению (для Lvir<=1) Vir = Vneb * (1 – Lvir) , Lvir – длина вектора, равна или больше нуля. Формируется ВИР «технолога» для для Lvir > 1: небалансы активной мощности размещаются в генераторных узлах, связанных с Осстат. • Формируется для расчета УР вектор нагрузок в послеаварийной схеме • Sn = Sno + Vneb * (1- Lvir ) Режим для Lvir = 0 запоминается – это исходный режим в послеаварийной схеме Расчет предельных режимов Lvir, • Расчет предельного режима – это расчет предельного для которого обеспечивается сходимость УУР. Логика: задавая значения 1,2 и т.д., определяется участок несуществования режима. Методом половинного деления этого участка производится уточнение Lvirпред • Разработан эффективный алгоритм расчета УР на базе совместного решения двух подсистем уравнений: С*Δφ =D, с элементами вида |Ui|*|Uj|*|Yij|*|Ktrij|, и A*U =B, где A – известная матрица проводимостей сети Учет изменения частоты • Учет изменения частоты предусматривает задание известной линейной зависимости указанных параметров режима от частоты (с помощью регулирующих эффектов по частоте генерации и потребления) в виде: • • • • PGen_rasch = PGen_tek - PGen_nom * K_gen_f * Df ; Pnag_rasch = Pnag_tek*(1+K_nagP_f * Df)+ Pvir * (1- Lvir ); Qnag_rasch = Qnag_tek*(1+K_nagQ_f * Df)+ Qvir * (1- Lvir ) Df = Nebalans_perv / (ΣPGen_nom * K_gen_f + ΣPnag_tek * K_nagP_f); • Nebalans_perv = PGen_tek - Pnag_tek – Pvir * (1 - Lvir)) Los_tek • Для каждого значения Lvir выполняется циклически расчет, пока Los_tek на последовательных шагах расчета не станут близки Расчет опасного сечения - ОС • Разработана (сконструирована) критериальная функция определения «самой опасной ветви» в виде: Кrit_OC = max((Δφij_pr – Δφij_o)*(a(1 – |Ui_pr|*|Uj_pr| / |Ui_o| / |Uj_o|)); f(U)– показатель степени при a, равный (1 – |Ui_pr|*|Uj_pr| / |Ui_o| / Uj_o|). • • • Выполняется топологический анализ с целью удаления из дальнейшего рассмотрения цепочки ветвей с направлением перетока активной мощности, совпадающим с направлением перетока в «самой опасной ветви». Процедура выполняется до тех пор, пока выявленный набор ветвей не разделит схему на две части. Учет изменений углов ветвей и напряжения по их концам обеспечивает автоматическое переключение с одного сечения на другое в цикле расчета УВ. Расчет УВ по условиям допустимости ПАР по устойчивости • В ходе расчета на шаге предельного режима и ОС определяются Рпред, Рдоп и Рпар. Если Рпар> Рдоп, то Рпар – Рдоп = Рразгрузки ОС • Определяется эффективность управления в частях, разделенных ОС: Eff_1 = (ΣPGen_nom * K_gen_f + ΣPnag_tek * K_nagP_f)2 / (ΣPGen_nom * K_gen_f + ΣPnag_tek * K_nagP_f)2+1 Eff_2 = 1 - Eff_1 • Управление выполняется в той части, чья эффективность выше. • Величина УВ = Рразгрузки / Eff Распределение УВ по объектам: генераторам и нагрузкам – при непрерывном управлении • При реализации ОГ предпочтение отдается генераторам с наибольшим изменением фазы ЭДС. • При реализации ОН предпочтение отдается нагрузкам в узлах с наибольшим снижением напряжения. • Контролируются суммарные мощности ОГ и ОН, чтобы они не превосходили аварийные небалансы. • При нарушении предыдущего условия выбирается соответствующий тип УВ независимо от эффективности управления. Выбор ступеней управления • Заданием на требуемый объем управления с указанием управляемой части ЭЭС является результат расчета непрерывных УВ. • Формируется полный список всех доступных ступеней, из которых выбирается искомое: больше задания с минимальной ценой. • Контролируется достаточность выбранных ступеней, при необходимости происходит добор ступеней или делается попытка их понижения. • Выполняется балансировка ступеней по допустимости заданного небаланса с проверкой нахождения ПАР в допустимой зоне. Опытная эксплуатация в ОДУ Востока Показала эффективность разработанного алгоритма и, вместе с тем, необходимость дополнений и усовершенствований в отдельных его частях. 1. В целях упорядочения взаимодействия ВК ЦСПА с низовыми устройствами внутри ВК ЦСПА введено понятие (объект) аварийный процесс (АП). АП - это аварийный процесс, моделируемый в ВК ЦСПА для выбора УВ. Его возникновение в энергосистеме сопровождается получением низовыми устройствами одного или нескольких ПОр в зависимости от протекания процесса. •Типичным примером АП с несколькими ПОр является возникновение КЗ на ВЛ, оборудованной АПВ. В этом процессе низовое устройство получает либо один ПОр: отключение ВЛ с запретом АПВ, либо два ПОр: сначала ПОр об отключении ВЛ с пуском АПВ, и через некоторое время - либо ПОр о неуспешности АПВ, либо ПОр об успешности АПВ (В ОЭС Востока ПОр об успешности АПВ не формируется как отдельный сигнал. Он получается логически по факту отсутствия ПОр о неуспешности АПВ в течение заданного времени). Для всех перечисленных ПОр в ВК ЦСПА моделируется один АП, содержащий КЗ на одном из концов ВЛ с последующим ее отключением через заданный промежуток времени (длительность КЗ). По результатам расчета модуль выбора УВ по условиям динамической устойчивости выбирает соответствующие УВ (УВ_дин) без учета возможной успешности АПВ, поскольку нарушение динамической устойчивости может произойти во время беcтоковой паузы АПВ, модуль коррекции УВ по условиям статической устойчивости послеаварийного режима определяет добавку (УВ_ст) к УВ по динамике, обеспечивающую нормативные требования к послеаварийному режиму для случая, когда АПВ запрещено или неуспешно. Итогом работы ВК ЦСПА по каждому АП является фрагмент таблицы решений. Для рассмотренного примера этот фрагмент выглядит следующим образом: ПОр Отключение ВЛ с запретом АПВ Отключение ВЛ с пуском АПВ Неуспешное АПВ Успешное АПВ УВ УВ_дин + УВ_ст УВ_дин УВ_ст - • 2. Усовершенствован алгоритм выбора УВ для аварийных процессов, характеризующихся последовательным отключением нескольких элементов сети. Среди нормативных аварийных возмущений, которые должны защищаться АПНУ, подобные процессы могут происходить при работе УРОВ, когда для отключения КЗ приходится отключать дополнительные элементы сети. Для решения этой проблемы в ВК ЦСПА введено понятие (объект) сложного аварийного процесса (САП). Его основное отличие от простого АП состоит в том, что в САП при моделировании аварийного процесса дополнительно моделируются и УВ, реализованные низовыми устройствами в начальной фазе аварийного процесса. Очевидно, что расчеты по выбору УВ для САП могут выполняться только после того, как выбраны УВ для простого АП, соответствующего начальной фазе САП. Низовое устройство, реализующее УВ, сформированные для САП, должно использовать сложные (логические) ПОр, оперирующие с несколькими простыми ПОр, получаемыми низовым устройством по мере развития аварийного процесса. • 3. В части алгоритма расчета УВ для обеспечения ПАР с допустимыми параметрами (нормативными запасами по активной мощности и напряжению, недопущения перегрузки по току и обеспечения заданного небаланса активной мощности с учетом изменения потерь) выявилась необходимость повышения чувствительности критерия определения опасного сечения (ОС) при малых возмущениях. Вместо линеаризации уравнений установившегося режима в точке предельного режима и определения корней (по Ляпунову) используется «численное дифференцирование» параметров электрического режима с определением изменений модулей и фаз напряжений при переходе от доаварийного к предельному ПАР. Критериальная функция определения «самой опасной ветви» – претендента на вхождение в ОС оперирует расчетной величиной δφr изменения угла по ветви схемы, равной произведению изменения угла δφ (определяемой изменением фаз узловых напряжений) по ветви и некоторой функцией от изменения модулей узловых напряжений при переходе от доаварийного к предельному ПАР, обозначим последнюю f(U). При этом, для относительно небольших возмущений δφr = δφ * f(U), для больших возмущений δφr = δφ * exp(f(U)). Величина возмущения измеряется в единицах суммарного аварийного избытка (или дефицита) активной мощности вследствие моделируемого АП. 4. В части алгоритмов Оценивания состояния и эквивалентирования проанализирована проблема затягивания (а, иногда, - и расходимости) вычислительного процесса. Для устранения ненаблюдаемости с использованием псевдозамеров. типичной являлась ситуация, когда в схеме образуются локальные балансирующие узлы, в которые при расчете уходят небалансы районов. При наличии маломощных понизительных трансформаторов балансирующий узел может оказаться за большим сопротивлением и рассчитываемый режим оказывается неосуществимым. В результате испытаний было выявлено, что лучше вводить псевдозамеры во все узлы района, не допуская появления балансирующих. При этом, чтобы не искажать реальные измерения за счет избыточного числа псевдозамеров, последним назначаются более слабые весовые коэффициенты. В схеме ОЭС Востока много трансформаторов, 220 /35 и ниже кВ с сопротивлением ветвей до 400 Ом., что вызывает большую неоднородность сети и ухудшает сходимость. Поскольку узлы низкого напряжения являются тупиковыми и сети на напряжениях до 35 кВ нет, то уменьшение сопротивлений этих трансформаторов сказывается только на величину потерь реактивной мощности и на общее потокораспределение в сетях 110 кВ и выше практически не влияет. В связи с этим была введена дополнительная константа «X_тр_max», ограничивающую величину сопротивления трансформаторных ветвей. СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ
