Разработка и тестирование системы противоаварийного управления изолированной энергосистемой тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат наук Андранович Богдан

• Андранович Богдан
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Андранович Богдан

Содержание

Введение

Глава 1 Особенности аварийных ситуаций и способы противоаварийного управления в изолированных энергосистемах

1.1 Общие положения

1.2 Особенности аварий в изолированных энергосистемах из-за дефицита активной мощности

1.3 Регулирование частоты и резервы активной мощности в изолированных энергосистемах

1.4 Автоматическая частотная разгрузка энергосистем

1.5 Дополнительная автоматическая разгрузка энергосистем

1.6 Программно-технический комплекс противоаварийной автоматики Калининградской энергосистемы

1.7 Выводы по первой главе

Глава 2 Моделирование теплосилового оборудования для проведения расчётов электромеханических переходных процессов с учётом изменения частоты

2.1 Требования к математическим моделям теплосилового оборудования

2.2 Математические модели газотурбинных установок и особенности их использования

2.3 Математические модели парогазовых установок и их применение для расчёта электромеханических переходных процессов

2.4 Математические модели конденсационных и теплофикационных установок и рекомендации по их применению для расчёта электромеханических переходных процессов

2.5 Выводы по второй главе

Глава 3 Разработка интеллектуальной системы противоаварийного управления изолированной энергосистемой

3.1 Общие положения

3.2 Архитектура интеллектуальной системы противоаварийного управления изолированной энергосистемой

3.2.1 Технические решения по реализации интеллектуальной системы противоаварийного управления изолированной энергосистемой

3.2.2 Структура верхнего уровня интеллектуальной системы противоаварийного управления изолированной энергосистемой

3.2.3 Обоснование выбора математических моделей подсистем верхнего уровня

3.3 Требования к структуре изолированной энергосистемы и принятые допущения при разработке математических моделей её элементов

3.4 Подсистема «Статика» интеллектуальной системы противоаварийного управления изолированной энергосистемой

3.5 Подсистема «Динамика» интеллектуальной системы противоаварийного управления изолированной энергосистемой

3.6 Рекомендации по оптимизации разбиения потребителей изолированной ЭЭС по ступеням отключения нагрузки

3.7 Выводы по третьей главе

Глава 4 Настройка параметров интеллектуальной системы противоаварийного управления изолированной энергосистемой и её тестирование при выделении Калининградской энергосистемы на изолированную работу

4.1 Общие положения

4.2 Характеристика энергосистемы Калининградской области

4.3 Математическая модель энергосистемы Калининградской области для проведения расчётов электромеханических переходных процессов с учётом изменения частоты

4.4 Настройка параметров интеллектуальной системы противоаварийного управления Калининградской энергосистемы и проверка работоспособности разработанных алгоритмов

4.5 Результаты испытаний алгоритмов интеллектуальной системы противоаварийного управления изолированной энергосистемой при выделении энергосистемы Калининградской области на изолированную работу 25.09.2021 г

4.6 Выводы по четвёртой главе

Заключение

Список использованной литературы

Приложение А Справка о внедрении результатов диссертационной работы

Обозначения и сокращения

В настоящей работе применяются следующие обозначения и сокращения:

АОПЧ - автоматическое ограничение повышения частоты;

АОСЧ - автоматическое ограничение снижения частоты;

АРВ - автоматический регулятор возбуждения;

АРМ - автоматизированное рабочее место;

АРОБ - автоматическая разгрузка при отключении энергоблоков;

АРОГ - автоматическая разгрузка при отключении генератора;

АРЧВ - автоматический регулятор частоты вращения;

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом;

АЧВР - автоматический частотный ввод резерва;

АЧР - автоматическая частотная разгрузка;

АЭС - атомная электростанция;

ВД - высокое давление;

ВИЭ - возобновляемый источник энергии;

ВЛ - воздушная линия;

ВНА - входной направляющий аппарат;

ВОЛС - волоконно-оптическая линия связи;

ВРЧ - вторичное регулирование частоты;

ВЭС - ветряная электростанция;

ГАЭС - гидроаккумулирующая электростанция;

ГРЭС - государственная районная электростанция;

ГТ - газовая турбина;

ГТУ - газотурбинная установка;

ГЭС - гидроэлектростанция;

ДАР - дополнительная автоматическая разгрузка;

ЕЭС - Единая энергетическая система;

ИСПАУ - интеллектуальная система противоаварийного управления;

КЗ - короткое замыкание;

КПД - коэффициент полезного действия;

КУ - котёл-утилизатор

ЛАПНУ - локальная автоматика предотвращения нарушения устойчивости;

ЛВС - локально-вычислительная сеть;

ЛКПА - локальный комплекс противоаварийной автоматики;

ЛЭП - линия электропередачи;

ММО - межмашинный обмен;

ММЭИЭ - математическая модель элементов изолированной энергосистемы;

НУ - низовое устройство;

ОИК - оперативно-измерительный комплекс;

ОН - отключение нагрузки;

ОПРЧ - общее первичное регулирование частоты;

ОРГ - объекты распределенной генерации;

ОЭС - объединённая энергосистема;

ПА - противоаварийная автоматика;

ПАР - послеаварийный режим;

ПАУ - противоаварийное управление;

ПВК - программно-вычислительный комплекс;

ПГУ - парогазовая установка;

ПИ - пропорционально-интегральный;

ПО - программное обеспечение;

ПОр - пусковой орган;

ППТ - передача постоянного тока;

ПРЧ - первичное регулирование частоты;

ПС - подстанция;

ПТ - паровая турбина;

ПТК ПА - программно-технический комплекс противоаварийной автоматики;

ПТУ - паротурбинная установка;

РДС - регулятор давления «до себя»;

РЗ - релейная защита;

РЗА - релейная защита и автоматика;

РК - регулирующий клапан;

РМ с ЧК - регулятор мощности с коррекцией по частоте;

РС - регулятор скорости;

РУ - распределительное устройство;

САОН - специальная автоматика отключения нагрузки;

САУМ - система автоматического управления мощностью;

СД - скользящее давление;

СХН - статические характеристики нагрузки;

СЭС - солнечная электростанция;

ТИ - телеинформация;

ТНВ - температура наружного воздуха;

ТС - телесигнализация;

ТУВ - таблица управляющих воздействий;

ТЭС - тепловая электростанция;

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;

УВ - управляющее воздействие;

УПАСК - устройство передачи аварийных сигналов и команд;

ЦСПА - централизованная система противоаварийной автоматики;

ЧАПВ - частотное автоматическое повторное включение;

ЧДА - частотная делительная автоматика;

ЭМПП - электромеханический переходный процесс;

ЭЭС - электроэнергетическая система.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка и тестирование системы противоаварийного управления изолированной энергосистемой»

Введение

Отличительными особенностями современных электроэнергетических систем (ЭЭС) по сравнению со многими другими техническими системами являются сложность их структуры и быстрые темпы развития в них аварийных ситуаций. Указанные особенности приводят к тому, что нормальное функционирование ЭЭС возможно обеспечить только путём применения автоматизированных средств диспетчерского и противоаварийного управления, назначением которых является поддержание параметров электроэнергетического режима в допустимых пределах, а также предотвращение развития аварий и ликвидация их последствий.

Обеспечение надёжности энергоснабжения потребителей изолированных энергосистем, в первую очередь, связано с поддержанием баланса между генерацией активной мощности в ЭЭС и её потреблением. Указанный баланс характеризуется частотою переменного тока, существенные отклонения которой от номинального значения представляют опасность, в первую очередь, для генерирующего оборудования электростанций.

Достаточно долгое время решение задач противоаварийного управления (ПАУ), связанных с обеспечением допустимого уровня частоты в изолированных ЭЭС во время протекания аварий, возлагалось только на локальные устройства противоаварийной автоматики (ПА), осуществляющие реализацию объёмов управляющих воздействий (УВ) без привязки к текущей балансовой ситуации. Однако, степень развития компьютерной техники и цифровизации электрических сетей на данный момент позволяет разрабатывать и внедрять в такие ЭЭС интеллектуальные системы противоаварийного управления (ИСПАУ), позволяющие минимизировать экономический ущерб, вызванный отключением потребителей в результате срабатывания устройств ПА.

Актуальность диссертационного исследования связана с предполагаемым переводом в 2025-м году энергосистемы Калининградской области на

изолированный режим работы, обусловленный желанием энергетических компаний Эстонии, Латвии и Литвы выйти из состава энергообъединения БРЭЛЛ.

Отличительной особенностью рассматриваемой энергосистемы является преобладание в структуре её генерирующих мощностей тепловых электростанций (ТЭС), в составе которых присутствуют газотурбинные и парогазовые установки (ГТУ и ПГУ). Рассматриваемый тип энергооборудования является достаточно новым для отечественных ЭЭС, в связи с чем вопросы его математического моделирования применительно к задачам ПАУ на данный момент являются малоизученными. При этом, опыт эксплуатации отечественных и зарубежных изолированных ЭЭС показывает, что применение данного энергетического оборудования оказывает негативное влияние на протекание электромеханических переходных процессов (ЭМПП) с учётом изменения частоты.

Степень разработанности. Различным аспектам противоаварийного управления в ЭЭС всегда уделялось достаточно большое внимание. Многие фундаментальные идеи в области его теоретической и практической реализации были описаны в трудах В.А. Веникова, А.А. Горева, М.С. Жданова, И.А. Груздева, С.А. Лебедева, А.А. Окина, Р.С. Рабиновича, Ю.Н. Руденко, В.А. Семенова, С.А. Совалова, Н.Н. Щедрина, О.В. Щербачева, а также ряда других известных учёных и инженеров.

В отечественных энергосистемах первые устройства противоаварийной автоматики стали появляться, начиная с 30-х годов 20-го века. В связи с отсутствием в то время цифровой техники указанные устройства ПА реализовывали только локальные принципы противоаварийного управления и обладали децентрализованной структурой.

Начиная с 1960-х годов развитие вычислительных устройств и средств передачи телеметрической информации позволило начать постепенную реализацию принципов централизованного ПАУ в энергосистемах СССР. Первые разработки по внедрению централизованных систем противоаварийной автоматики (ЦСПА) были выполнены сотрудниками НИИПТ (в настоящее время -АО «НТЦ ЕЭС») совместно со специалистами диспетчерских управлений Единой

энергетической системы (ЕЭС) СССР (коллектив авторов в составе Л.А. Кощеева, Ю.А. Садовского, П.Я. Каца, И.А. Богомоловой и других) и реализованы в объединённой энергосистеме (ОЭС) Урала. На данный момент комплексы ЦСПА присутствуют практически во всех ОЭС, относящихся к ЕЭС России.

На протяжении последних 60 лет первоочередными задачами ПАУ, решаемыми комплексами ЦСПА, являлись обеспечение устойчивости параллельной работы отдельных частей энергосистем и ликвидация недопустимых токовых загрузок сетевых элементов. Учёт допустимости изменения частоты после реализации управляющих воздействий в рассматриваемых системах ПА до сих пор осуществлялся только путём весьма упрощённой оценки установившихся послеаварийных значений данного электроэнергетического параметра без моделирования ЭМПП с учётом изменения частоты. В первую очередь такой подход к формированию алгоритмов работы ЦСПА был связан с тем обстоятельством, что внедрение данных комплексов ПА осуществлялось только в достаточно крупных энергообъединениях, для которых глубокое снижение частоты во время протекания переходных процессов (в отличие от изолированных ЭЭС) является нехарактерным явлением.

Объект исследования: изолированная энергетическая система, в которой отсутствуют протяженные электрические связи.

Предмет исследования: особенности протекания ЭМПП с учётом изменения частоты в изолированных ЭЭС и реализации противоаварийных мероприятий, направленных на обеспечение допустимых показателей качества их протекания.

Целью выполнения данной диссертационной работы является разработка интеллектуальной системы противоаварийного управления, действие которой направлено на предотвращение развития аварийных ситуаций в изолированных энергосистемах, сопровождающихся недопустимыми отклонениями частоты.

Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи:

1) проведён анализ особенностей протекания аварий в современных изолированных ЭЭС;

2) проведён анализ особенностей существующих способов ПАУ в энергосистемах рассматриваемого типа;

3) проведён анализ особенностей математического моделирования энергооборудования, оказывающего влияние на протекание ЭМПП с учётом изменения частоты в изолированных ЭЭС (за исключением объектов распределённой генерации и возобновляемых источников энергии (ОРГ и ВИЭ));

4) выполнена разработка и программная реализация математических моделей элементов энергосистем, предназначенных для проведения расчётов установившихся и переходных режимов применительно к изолированным ЭЭС для решения задач противоаварийного управления;

5) осуществлены выбор и программная реализация оптимального алгоритма интегрирования дифференциальных уравнений для проведения расчётов ЭМПП с использованием разработанных математических моделей;

6) выполнена разработка алгоритмов выбора оптимальных объёмов управляющих воздействий из числа ступеней УВ, доступных ИСПАУ;

7) разработаны рекомендации по определению настроек ИСПАУ;

8) проведено тестирование корректности разработанных алгоритмов ИСПАУ при их работе в реальной изолированной энергосистеме.

Методология и методы исследования. Решение поставленных задач осуществлялось при помощи методов математического и компьютерного моделирования.

Научная новизна работы:

1) разработаны рекомендации по выбору математических моделей теплосилового оборудования для проведения расчётов электромеханических переходных процессов с учётом изменения частоты;

2) определены математические модели теплосилового оборудования, использование которых допустимо для решения задач противоаварийного управления в изолированных энергосистемах с учётом выполнения расчётов переходных процессов в режиме реального времени. Указанные математические модели адаптированы для энергосистемы Калининградской области при её изолированном режиме работы;

3) разработана архитектура ИСПАУ, отличная от архитектуры централизованных систем противоаварийного управления с точки зрения процесса формирования таблиц управляющих воздействий на верхнем уровне;

4) разработаны общие требования к структуре изолированной энергосистемы, при которых ИСПАУ обеспечивается необходимая точность расчёта объёмов управляющих воздействий;

5) сформулированы и обоснованы рекомендации по определению настроек ИСПАУ применительно к реальной энергосистеме;

6) разработаны алгоритмы выбора оптимальных объёмов УВ, направленные на обеспечение заданного качества протекания электромеханических переходных процессов в изолированных энергосистемах, которые позволяют предотвращать неоправданное отключение ГТУ и ПГУ технологическими автоматиками во время развития системных аварий и минимизировать экономический ущерб от реализации избыточных объёмов управляющих воздействий.

Теоретическая значимость результатов работы. Предложенные в диссертационной работе научно-технические решения открывают новое направление в автоматическом противоаварийном управлении изолированными энергосистемами - выбор оптимальных объёмов и мест реализации управляющих воздействий путём проведения расчётов электромеханических переходных процессов с учётом изменения частоты в режиме реального времени.

Практическая значимость результатов работы:

1) повышение устойчивости работы генерирующего оборудования электростанций при возникновении в изолированных ЭЭС аварийных ситуаций;

2) снижение экономического ущерба от неконтролируемого отключения потребителей электроэнергии действием устройств автоматической частотной разгрузки (АЧР).

Соответствие паспорту специальности. Результаты выполненной диссертационной работы соответствуют пункту №9 паспорта специальности 05.14.02 «Электрические станции и электроэнергетические системы» («Разработка методов анализа и синтеза систем автоматического регулирования, противоаварийной автоматики и релейной защиты в электроэнергетике»).

Достоверность полученных результатов подтверждается как теоретическими обоснованиями, так и экспериментальными исследованиями, которые были выполнены с использованием подробных математических моделей энергосистем, реализованных в современных программно-вычислительных комплексах (ПВК).

Положения, выносимые на защиту:

1) рекомендации по выбору математических моделей газотурбинного и паросилового энергетического оборудования, предназначенных для проведения расчётов ЭМПП с учётом изменения частоты, в зависимости от временного интервала рассмотрения указанных переходных процессов или других факторов;

2) способ оптимального построения интеллектуальных систем противоаварийного управления в «компактных» изолированных энергосистемах;

3) алгоритмы выбора оптимальных объёмов УВ, направленных на обеспечение заданного качества протекания электромеханических переходных процессов в изолированных энергосистемах;

4) рекомендации по выбору настроек разработанной интеллектуальной системы противоаварийного управления изолированной энергосистемой.

Апробация результатов. Материалы диссертационной работы докладывались и обсуждались в рамках проведения научно-технических секций АО «НТЦ ЕЭС», а также были представлены на следующих всероссийских и международных научно-технических конференциях:

1) IV Международная молодёжная научно-техническая конференция «Электроэнергетика глазами молодёжи - 2013», г. Новочеркасск, 2013 г.

2) V Международная молодёжная научно-техническая конференция «Электроэнергетика глазами молодёжи - 2014», г. Томск, 2014 г.

3) XXII Международная конференция и выставка «Релейная защита и автоматика энергосистем», г. Москва, 2014 г.

Целесообразность практической реализации технических решений, разработанных в рамках выполнения данной диссертационной работы, была подтверждена во время проведения натурных испытаний по выделению энергосистемы Калининградской области на изолированную работу 25.09.2021 г.

Публикации. По теме диссертации (помимо материалов и докладов конференций) опубликовано 8 значимых печатных работ [20, 22, 29, 42, 81, 84, 88, 118] (в том числе 7 статей в рецензируемых научных журналах, входящих в перечень ВАК), а на отдельные результаты выполненной работы получено 2 патента Российской Федерации на изобретение [133, 134].

Реализация работы (практическое внедрение). Алгоритмы работы интеллектуальной системы противоаварийного управления, разработанные в рамках выполнения данной диссертационной работы, приняты в промышленную эксплуатацию в составе программно-технического комплекса противоаварийной автоматики (ПТК ПА) энергосистемы Калининградской области в 2022 г.

Структура и объём диссертации. Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения и перечня литературы из 134 наименований и одного приложения

(справка о внедрении результатов диссертационной работы). Полный объём работы составляет 182 страницы основного текста, иллюстрированного 32 рисунками и 14 таблицами.

Глава 1 Особенности аварийных ситуаций и способы противоаварийного управления в изолированных

энергосистемах

1.1 Общие положения

Противоаварийное управление является важнейшим мероприятием по обеспечению надёжности электроснабжения потребителей как крупных энергообъединений, так и изолированных энергосистем.

Применительно к изолированным энергосистемам основной задачей ПАУ является обеспечение допустимых показателей качества протекания электромеханических переходных процессов с учётом изменения частоты, к которым относятся максимальное и минимальное значение частоты в переходном процессе, а также её квазиустановившееся значение в послеаварийном режиме (ПАР). В том случае, если рассматриваемые параметры электроэнергетического режима будут превышать допустимые диапазоны их изменения, то в изолированных ЭЭС могут возникать аварийные ситуации, последствиями которых, как правило, являются массовые отключения потребителей.

Следует отметить, что причины возникновения и процессы развития аварий в современных изолированных ЭЭС имеют определённые особенности. Описание указанных особенностей приведено в разделе 1.2 диссертационной работы.

Многолетний опыт эксплуатации отечественных и мировых энергосистем показывает, что оптимальным способом предотвращения развития аварий, связанных с недопустимыми отклонениями частоты в ЭЭС, является совместное использование доступных резервов генерации активной мощности, мобилизация которых происходит в автоматическом или ручном режиме, и устройств автоматического ограничения снижения и повышения частоты (АОСЧ и АОПЧ). Краткое описание процесса регулирования частоты в изолированных ЭЭС приведено в разделе 1.3 диссертационной работы.

Как правило, большинство аварий, возникающих в современных изолированных энергосистемах, связаны с недопустимым снижением частоты и работой устройств АОСЧ. К указанным устройствам относятся:

1) устройства автоматического частотного ввода резерва (АЧВР);

2) частотные делительные автоматики (ЧДА);

3) устройства частотного автоматического повторного включения (ЧАПВ);

4) устройства автоматической частотной разгрузки;

5) устройства дополнительной автоматической разгрузки (ДАР).

Назначением устройств АЧВР является снижение дефицита активной мощности в ЭЭС с целью предотвращения срабатывания устройств автоматической частотной разгрузки. Данные устройства противоаварийной автоматики реализуют автоматическую загрузку генерирующего оборудования при снижении частоты ниже 49,4 Гц и, как правило, устанавливаются на гидроэлектростанциях (ГЭС).

Устройства ЧДА предназначены для предотвращения полного останова энергоблоков тепловых электростанций (ТЭС) при снижении частоты ниже 47,5 Гц. Действие данных устройств ПА обычно направлено на выделение одного из энергоблоков ТЭС на нагрузку собственных нужд или изолированный энергорайон с целью обеспечения возможности быстрого восстановления электроснабжения потребителей после ликвидации аварийных ситуаций.

Устройства ЧАПВ предназначены для автоматического обратного включения потребителей, отключенных действием АЧР. Как правило, такое включение выполняется в диапазоне частот 49,4^49,8 Гц с выдержками времени порядка нескольких секунд.

Краткий обзор устройств АЧР и ДАР приведён в разделах 1.4 и 1.5 диссертационной работы.

Достаточно долгое время устройства АЧВР, АЧР и ДАР были, фактически, единственными средствами противоаварийного управления, направленными на предотвращение развития аварий в изолированных энергосистемах, связанных с

недопустимыми отклонениями частоты. Однако, появление в изолированных ЭЭС крупных электростанций, в составе которых присутствуют газотурбинные и парогазовые установки, а также возобновляемые источники энергии и объекты распределённой генерации, привело к необходимости пересмотра концепции ПАУ таких ЭЭС и внедрению в их составе интеллектуальных систем противоаварийной автоматики.

В 2018-м году специалистами АО «НТЦ ЕЭС» и АО «СО ЕЭС» был разработан новый по своей сути программно-технический комплекс противоаварийной автоматики, задачей которого является оптимизация объёмов управляющих воздействий, реализуемых алгоритмами дополнительной автоматической разгрузки. Краткое описание рассматриваемого комплекса ПА приведено в разделе 1.6 диссертационной работы.

1.2 Особенности аварий в изолированных энергосистемах из-за дефицита

активной мощности

Основной вектор развития отечественных и зарубежных энергосистем, направленный на обеспечение надёжности электроснабжения потребителей, всегда был связан с объединением их частей на синхронную параллельную работу, или, в отдельных случаях, с организацией обмена мощностью между ними посредством использования передач постоянного тока (ППТ) [1, 2, 3, 4].

Организация синхронной работы различных энергорайонов, как правило, сопровождается строительством значительного количества линий электропередачи (ЛЭП) различных классов напряжения. Данное обстоятельство обусловлено необходимостью обеспечения устойчивой параллельной работы рассматриваемых ЭЭС, а также недопущением возникновения токовых перегрузок межсистемных транзитов и низких уровней напряжения в узлах сети во время проведения ремонтных кампаний. Аварии, связанные с недопустимыми отклонениями частоты, в таких энергосистемах являются достаточно редкими и обычно возникают после каскадного отключения сетевых элементов действием релейных защит (РЗ) присоединений и устройств противоаварийной автоматики при работе

энергосистемы в утяжеленных или аварийных условиях [3]. Примерами таких аварий являются события, произошедшие в энергосистеме СССР 31.05.1979 г., нарушение устойчивости параллельной работы в энергосистемах США и Канады 14.08.2003 г., разделение синхронной зоны континентальной Европы 04.11.2006 г. и 08.01.2021 г., а также другие аварийные ситуации, описанные в [5, 6, 7].

Как правило, ППТ применяются либо для объединения энергосистем, находящихся на значительном расстоянии друг от друга, либо имеющих различные номинальные частоты или стандарты качества электроэнергии [5, 8]. Примерами таких ЭЭС, связанных посредством ППТ, в настоящее время являются энергосистемы континентальной части Европы и ряда морских островов (Ирландия, Великобритания, Корсика, Сардиния, Балеарские острова), а также энергосистема NORDEL (Финляндия, Швеция, Норвегия, восточная Дания) и ОЭС Северо-Запада [9, 10].

В отличие от ЛЭП переменного тока допустимые уровни перетоков мощности по ППТ не зависят от углов напряжений по концам электропередачи, а их токовые нагрузки определяются только межсистемными перетоками активной мощности. Также использование передач постоянного тока во многих случаях позволяет поддерживать необходимые уровни напряжения в примыкающих узлах сети. В связи с этим, организация электрической связи между изолированными частями ЭЭС через ППТ не требует строительства значительного количества ЛЭП и обычно осуществляется только по одной или двум воздушным (ВЛ) или кабельным линиям.

Как правило, нормы эксплуатации электроустановок предусматривают ежегодное проведение ремонтных кампаний (в том числе обусловленных проверкой работы устройств РЗ передачи постоянного тока, состояния её коммутационного оборудования и другими особенностями). Поэтому, все энергосистемы, соединённые небольшим количеством ППТ с более крупными ЭЭС, во время проведения указанных ремонтов могут осуществлять кратковременный изолированный режим работы. Следует отметить, что даже при наличии постоянно включённых ППТ неплановое изменение величины

передаваемой мощности из одной энергосистемы в другую с целью компенсации возникшего дефицита активной мощности во время аварийных ситуаций, сопровождающихся недопустимыми отклонениями частоты, может не предусматриваться договорными соглашениями между диспетчерскими центрами двух ЭЭС. В таких условиях передачу постоянного тока можно представить в виде источника (потребителя) мощности фиксированной величины, не оказывающего влияние на процесс развития аварий в рассматриваемых энергосистемах. Таким образом, из вышесказанного, возможно сделать вывод, что во многих случаях энергосистемы, объединённые посредством ППТ, фактически, осуществляют изолированный режим работы.

Несмотря на общую тенденцию к организации обмена мощностью между различными ЭЭС, на данный момент в мире существуют технологически изолированные энергосистемы. Примерами таких энергосистем являются:

• электроэнергетическая система Исландии суммарной установленной мощностью (Рустг) около 2700 МВт, производство электроэнергии в которой осуществляется геотермальными и гидравлическими электростанциями;

• энергосистема острова Кипр, в составе которой присутствуют три тепловые электростанции с Рустг около 1400 МВт;

• энергосистема Магаданской области (генерация мощности в ЭЭС осуществляется как ГЭС (РуСТг = 1210,5 МВт), так и ТЭС (Рустг = 320 МВт);

• энергосистема острова Шри-Ланка (установленная мощность электростанций данной ЭЭС составляет приблизительно 4000 МВт, 50% которых приходится на ТЭС и 50% - на ГЭС).

Необходимо отметить, что, несмотря на то, что в ближайшем будущем предполагается объединение ЭЭС острова Кипр с энергосистемой Греции посредством ППТ EuroAsia Interconnector, а энергосистема Шри-Ланки будет объединена с ЭЭС юга Индии посредством ППТ India - Sri Lanka HVDC Interconnection, такие объединения не предполагают отказа от мероприятий по обеспечению надёжности работы данных ЭЭС в изолированном режиме.

Перечисленные выше изолированные энергосистемы Исландии, Кипра, Магаданской области и Шри-Ланки обладают отличительной особенностью -отсутствие электрических связей с близлежащими крупными ЭЭС, обусловленное географическими факторами. Однако, в некоторых случаях, изолированная работа отдельных энергосистем (далее под изолированными ЭЭС будут пониматься энергосистемы, осуществляющие как вынужденную кратковременную, так и длительную изолированную работу) может быть вызвана размыканием действующих межсистемных ЛЭП по политическим или экономическим причинам. Ярким примером таких ЭЭС является энергосистема Калининградской области.

Отличительной особенностью аварийных ситуаций, возникающих в изолированных ЭЭС, является то, что их последствия носят общесистемный характер. Подавляющее большинство рассматриваемых аварий связаны с отключением энергоблоков электростанций и последующими недопустимыми отклонениями частоты переменного тока в сторону снижения. Такие отклонения опасны, прежде всего, для генерирующего оборудования, остающегося в работе в послеаварийных режимах.

Для гидравлических турбин глубокое снижение частоты представляет опасность с точки зрения возникновения недопустимых вибраций лопаток и усталостных напряжений. Однако, конструктивные особенности гидроагрегатов позволяют им работать с неограниченным временным диапазоном при снижении частоты в ЭЭС до 47,0 Гц и ниже, в связи с чем технологические защиты от понижения частоты на гидравлических турбинах, в общем случае, не предусматриваются.

Паровые турбины (ПТ) имеют более жёсткие требования к работе на пониженных частотах, чем гидравлические (300 с в интервале от 48,0 до 49,0 Гц, 60 с в интервале 47,0^48,0 Гц и 10 с в интервале 46,0^47,0 Гц) [11]. Как и для гидроагрегатов, такая работа ПТ может сопровождаться возможностью возникновения недопустимых вибраций и механических резонансных явлений в отдельных частях турбины (прежде всего в цилиндрах среднего и низкого

давления) [12]. Отключение таких энергоблоков действием технологических защит, как правило, осуществляется при снижении частоты в ЭЭС ниже 47,0 Гц в течение 10 с.

Известно, что режим работы паровых энергоблоков зависит от производительности насосов питательной воды, длительная работа которых на пониженных частотах может приводить к срабатыванию технологических защит от снижения уровня воды в барабане котла, останову паротурбинной установки (ПТУ) и развитию, так называемой, лавины частоты с последующей лавиной напряжения [1, 2]. Указанные процессы достаточно подробно описаны во множестве ранее выполненных исследований и не рассматриваются отдельно в рамках данной диссертационной работы.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Андранович Богдан, 2022 год

использования

В настоящее время в мировых энергосистемах осуществляется активное внедрение газотурбинных установок, обладающих по сравнению с «классическими» тепловыми энергоблоками рядом таких преимуществ как компактность, экономичность, высокая маневренность и экологичность [45, 49].

Обобщенная конструктивная схема ГТУ представлена на рисунке 2.2.

Забор воздуха

Термопары

Выхлопные газы

Осевой компрессор

Камера сгорания

Рисунок 2.2 - Обобщенная конструктивная схема ГТУ

Процесс генерации мощности ГТУ происходит следующим образом. Многоступенчатый осевой компрессор всасывает воздух из атмосферы, сжимая его до заданного давления (1,3-1,7 МПа). Сжатый воздух направляется в камеру сгорания, в которую при помощи системы топливоподачи также поступает газообразное или жидкое топливо (порядка 1-1,5% от массового расхода воздуха). В камере сгорания происходит сжигание топлива в среде сжатого подогретого воздуха, в результате чего образуются продукты сгорания высокой температуры (1200-1400°С). Указанные продукты сгорания поступают в турбину, в которой энергия их расширения преобразуется в энергию вращения энергоустановки [50, 51].

В отличие от «классических» теплосиловых энергоблоков электроэнергетические параметры ГТУ существенно зависят от внешних

климатических условий: температуры наружного воздуха (ТНВ), его давления и влагосодержания. Изменение указанных параметров влечёт за собою изменение плотности воздуха, всасываемого из атмосферы компрессором, и, как следствие, его массового расхода, оказывающего влияние на номинальную установленную мощность газовой турбины (Рном.турб) [50, 51, 52].

В связи с тем, что колебания давления и влажности воздуха на электростанциях, как правило, незначительны и находятся в ограниченных пределах, то наибольшее влияние на Рном.турб оказывает ТНВ [50]. График зависимости номинальной мощности ГТУ, выполненной на базе турбины типа V94.2 (производство фирмы Siemens), от температуры наружного воздуха представлен на рисунке 2.3 [53].

•^вом.турб? О.в. 1 in -2°С Tjhq = +15°С

1.10 1.00 0.90 0.80 -5

______

0 -40 -30 -20 -10 0 10 20 30 40 ТНВ, °С

Рисунок 2.3 - График зависимости номинальной мощности ГТУ, выполненной на базе турбины типа V94.2, от ТНВ [53]

Из рисунка 2.3 видно, что при изменении ТНВ в диапазоне от -2 до +30 оС значения номинальной мощности рассматриваемой энергоустановки снижаются с увеличением температуры наружного воздуха и могут отличаться от базового значения Рном.турб ГТУ, рассчитанного по нормам ISO (ТНВ = +15 оС, давление и относительная влажность воздуха составляют 0,1013 МПа и 60%), на ±10%. Такая зависимость весьма характерна для многих отечественных и зарубежных

газотурбинных установок [50] и должна учитываться при проведении расчётов электромеханических переходных процессов для разных сезонных ситуаций.

В отличие от «классических» паросиловых энергоустановок современные ГТУ обладают достаточно широким конструктивным разнообразием. В области электроэнергетики, как правило, используются газотурбинные установки двух различных конструкций - одновальные ГТУ, в которых газовая турбина (ГТ), компрессор и синхронный генератор расположены на одном валу, и многовальные ГТУ (газотурбинные установки со свободной силовой турбиной), в которых турбины различных ступеней давления не имеют между собой механической связи [54, 55].

С точки зрения моделирования ЭМПП основным различием между одновальными и многовальными ГТУ является существенное отличие в их инерционных постоянных времени (Tj) при соизмеримой установленной мощности [54, 56]. Так, например, Tj одновальных газовых турбин типа V94.2 (установленная мощность - 163 МВт), составляет 13,69 с, а у трёхвальных ГТ типа LMS-100 PB (установленная мощность - 100 МВт, производство фирмы General Electric (GE)) -на порядок меньше (2,16 с) [45].

При относительно низких значениях Tj предельное время отключения коротких замыканий в сети может быть существенно меньше времени их отключения действием релейных защит (особенно сопровождающегося работой устройств резервирования отказа выключателя) [1]. Для предотвращения недопустимого повышения частоты вращения ротора турбины при возникновении затяжных коротких замыканий вблизи шин электростанции фирмы-производители энергооборудования нередко реализуют в системе автоматического управления мощности (САУМ) турбины алгоритмы её быстрой разгрузки при сбросе электромагнитной мощности генераторов и/или с использованием других факторов [45].

Алгоритмы реализации управляющих воздействий автоматик газотурбинных установок, встроенных в САУМ, могут существенно отличаться даже для разных типов ГТУ, разработанных одной и той же фирмой-производителем [25].

Например, в ГТ типа РО6111 (ЕЛ) (производство ООО «Русские газовые турбины» по лицензии ОБ) в системе автоматического управления мощностью энергоблоков реализованы так называемые «защиты от недостоверных показаний датчиков», отсутствующие на некоторых других моделях ГТУ [57]. Анализ результатов исследований, представленных в работах [29, 57], показал, что указанные защиты могут срабатывать при изолированной работе Калининградской энергосистемы, в которой присутствуют турбины рассматриваемого типа, приводя к сбросу мощности ГТУ до нагрузки собственных нужд и развитию аварии. Очевидно, что учёт рассматриваемых автоматик необходим как при моделировании ЭМПП в режимах работы газовых турбин параллельно с крупной ЭЭС, так и в режимах её работы на изолированной энергорайон относительно небольшой мощности.

Помимо наличия технологических автоматик, встроенных в САУМ и обладающих индивидуальными особенностями, все типы ГТУ оборудованы регуляторами температуры выхлопных газов (Твых) [20, 54, 58]. Согласно конструктивным особенностям рассматриваемого энергетического оборудования значение Твых не должно превышать величину порядка 550 оС [51]. Измерение рассматриваемой температуры, как правило, осуществляется с использованием нескольких термопар, смонтированных в защитных кожухах и расположенных по окружности выходного патрубка газовой турбины [59].

С точки зрения проведения расчётов ЭМПП наличие данного регулятора необходимо учитывать при моделировании значительных небалансов активной мощности (ДРнб.знач) в изолированных ЭЭС вследствие следующих особенностей.

При возникновении ДРнб.знач в изолированной ЭЭС происходит быстрое снижение частоты, в результате которого автоматический регулятор частоты вращения увеличивает подачу топлива в камеру сгорания с постоянной времени, характеризующей перемещение форсунки (0,1-0,5 с). В связи с тем, что быстродействие входного направляющего аппарата (ВНА), обуславливающего подачу воздуха в камеру сгорания, существенно меньше указанных значений (постоянная времени ВНА составляет приблизительно от 1,0 до 3,0 с), то в камере сгорания происходит резкое изменение соотношения «топливо-воздух»,

обуславливающее рост Твых. Ввиду того, что существенное отклонение Твых от номинальных значений недопустимо по технологическим и конструктивным особенностям ГТУ, то регулятор температуры будет препятствовать дальнейшему увеличению или снижать подачу топлива в камеру сгорания [12, 20, 54, 58].

Среди всего многообразия математических моделей ГТУ наиболее современными и распространёнными в мировой практике расчётов электромеханических переходных процессов с учётом изменения частоты являются имитационные модели типа GGOV, представленные в начале 2000-х годов Western Electricity Coordinating Council (WECC) для моделирования тепловых энергоблоков электростанций в энергосистемах США [60].

Рассматриваемый тип моделей был разработан фирмой GE на базе ранее широко используемых в практике расчётов имитационных моделей типа GAST, GAST2A, Rowen (подробно описаны в [61]), а также их аналогов, и был рекомендован GE для использования в качестве моделей газовых турбин собственного производства, оснащенных системами регулирования типа Mark-V и Mark-VI.

В общем случае, имитационные модели типа GGOV являются обобщенными моделями первичных двигателей и подходят для упрощенного учета ГТУ различных фирм-производителей, дизельных установок, паровых энергоблоков при допущении о бесконечно большой аккумулирующей способности котла, а также низконапорных гидравлических турбин [61, 62].

В технологическом цикле ГТУ отсутствуют элементы, связанные с нагревом питательной воды, которые обладают существенно большими постоянными времени, чем остальные элементы газотурбинной установки. В связи с этим применение моделей типа GGOV в качестве модели газотурбинных установок возможно при рассмотрении ЭМПП любой длительности.

Структурная схема имитационной модели GGOV3 приведена на рисунке 2.4. Типовые параметры рассматриваемой имитационной модели представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Типовые параметры имитационной модели GGOV3

№ Параметр Расшифровка Значение

1.1 TтPE Постоянная времени датчика измерения электрической мощности 1,0 с

1.2 DROOP Коэффициент статизма 0,04 о.е.

1.3 МАХегг, МШегг Верхняя и нижняя границы сигнала рассогласования по скорости 0,05/ -0,05 о.е.

1.4 Kpgov Коэффициент передачи пропорционального канала регулятора скорости 10,0 о.е.

2.1 Aset Уставка ограничителя ускорения 0,01 о.е./с

2.2 Та Постоянная времени ограничителя ускорения 0,1 с

2.3 Ка Коэффициент передачи ограничителя ускорения 10,0 о.е.

2.4 ёТ Шаг интегрирования регулятора ускорения 0,04 с

2.5 Ушах, Ушт Максимальное и минимальное значения открытия регулирующего клапана 1,0 / 0,15 о.е.

3.1 Rclose, Ropen Максимальная и минимальная скорости открытия регулирующего клапана -0,1 / 0,1 о.е.

3.2 ТаЫ Постоянная времени сервомотора 0,5 с

4.1 Та, ТЖ Постоянные времени измерителя температуры (защитный кожух) 4,0 / 5,0 с

4.2 Тгь Постоянная времени ограничителя нагрузки (термопара) 3,0 с

4.3 Уставка ограничителя нагрузки 1,0 о.е.

4.4 Кшгь Коэффициент демпфирования газовой турбины 1,5 о.е.

4.5 КПоаб, КрьйАО Интегральный и пропорциональный коэффициенты передачи ограничителя нагрузки 0,67 о.е. / 2,0 о.е.

4.6 Щы Расход топлива в режиме холостого хода 0,2 о.е.

4.7 Тв Постоянная времени передаточной функции газовой турбины 0,1 с

Рисунок 2.4 - Структурная схема имитационной модели ОООУ3

Условно, все элементы, входящие в рассматриваемый тип моделей, можно разделить на 5 подсистем:

1) элементы, относящиеся к турбине;

2) элементы, относящиеся к системе подачи в турбину рабочего тела;

3) элементы, относящиеся к регулятору температуры;

4) элементы, относящиеся к регулятору ускорения турбины;

5) элементы, относящиеся к регуляторам мощности с коррекцией по частоте (РМ с ЧК) или скорости вращения турбины (РС).

Согласно информации, представленной в [58, 61, 62], использование имитационных моделей типа GGOV в качестве математической модели ГТУ предполагает следующие допущения:

• степень открытия ВНА принимается равной 100% и остается постоянной в процессе регулирования мощности газотурбинной установки;

• предельная допустимая температура рабочего тела на входе ГТУ не зависит от скорости вращения компрессора и других внешних факторов (иными словами - отклонение частоты от номинальных значений в переходных процессах не должно превышать нескольких процентов);

• установившееся значение мощности газотурбинной установки (Рмех) линейно зависит от расхода топлива согласно выражению (2.2.1):

^мех = КШгЬ - (2.2.1)

где:

• КигЬ - коэффициент демпфирования газовой турбины;

• Ж/ - степень открытия топливных клапанов, о.е.;

• Ж/ы - значение расхода топлива в режиме холостого хода при номинальной скорости вращения, о.е.

Система подачи топлива ГТУ в рассматриваемой имитационной модели представлена интегрирующим звеном с постоянной времени Тш и жёсткой отрицательной обратной связью, отображающими поведение топливной форсунки

в переходных процессах, а также ограничителями скорости открытия/закрытия клапанов (Ropen/Rclose) и их положения (Vmax/Vmin).

Как правило, значение Vmax принимается равным 1,0 о.е. (относительно номинальной мощности газотурбинной установки при заданной температуре наружного воздуха), а значение Vmin - большим нуля, но меньшим значения Wfnl, тем самым характеризуя минимальный расход топлива, необходимый для устойчивого горения факела при пониженных нагрузках ГТУ [62].

Запаздывание в изменении мощности газовой турбины при изменении потока топливовоздушной смеси упрощенно учитывается апериодическим звеном первого порядка с постоянной времени TB.

Параметр Flag, используемый в имитационных моделях типа GGOV, предназначен для учета зависимости расхода топлива от скорости вращения турбины: в том случае, если Wf не является функцией от Штурб, то значение Flag принимается равным нулю, а если является - то принимается равным единице. Согласно информации, представленной в [61, 62], для имитационных моделей газовых турбин производства фирмы GE и дизельных двигателей с поршневыми топливными форсунками данный параметр обязательно должен приниматься равным единице.

Как и в более ранних моделях ГТУ (модели типа GAST, GAST2A, Rowen), в имитационных моделях типа GGOV, помимо автоматического регулятора частоты вращения, учтены регуляторы температуры выхлопных газов и ускорения газовой турбины.

Основной функцией регулятора температуры газотурбинной установки является ограничение температурных воздействий на ГТУ при резких наборах нагрузки [63]. С целью противодействия повышению величины Твых выше допустимых пределов регулятор температуры в составе САУМ ГТУ выполняет оценку значения рассматриваемого параметра путём измерения температуры выхлопных газов и действует на закрытие топливных клапанов.

В имитационных моделях типа GGOV термопары представлены в виде апериодического звена первого порядка с постоянной времени TFL. Задержки в

измерении температуры, обусловленные наличием у термопар защитных кожухов, представлены интегро-дифференцирующим звеном с постоянными времени TSA и Tsb [64].

Регулирование температуры в рассматриваемой имитационной модели осуществляется согласно пропорционально-интегральному (ПИ) закону с коэффициентами передачи Kiload и Kpload.

В качестве уставки регулятора температуры в моделях типа GGOV используется параметр Tr, вычисляемый по формуле (2.2.2):

T = Wfnl + (2.2.2)

Kturb

где Ldref - уставка ограничителя нагрузки, соответствующая расчётному значению мощности ГТ при максимально возможной температуре выхлопных газов с учётом текущего значения ТНВ, о. е.

Регулирование ускорения ГТУ, как правило, применяется в пусковых режимах и режимах выделения газотурбинной установки на островную нагрузку с целью снижения термических напряжений, действующих на лопатки турбины во время протекания переходных процессов [63, 65]. Текущее значение скорости вращения в процессе регулирования дифференцируется с постоянной времени TA, складывается с уставкой Aset, после чего умножается на коэффициент передачи KA и величину шага интегрирования dT. Полученное значение с задержкой по времени, равной dT, складывается с текущим значением положения топливных клапанов, формируя, тем самым, выходной сигнала рассматриваемого регулятора. Пределы минимального и максимального расхода топлива в регуляторе ускорения устанавливаются с целью недопущения снижения подачи газа в камеру сгорания ниже допустимого уровня и увеличения мощности ГТУ сверх номинальных значений [63, 65]. Для газовых турбин производства General Electric значение уставки регулятора ускорения в моделях типа GGoV обычно принимается равным 0,01 о.е./с [61].

Основным отличием моделей типа GGOV от аналогичных моделей турбин является достаточно большая вариативность в доступном учёте законов

регулирования мощности и частоты вращения ГТУ. В моделях рассматриваемого типа возможно реализовать статический, ПИ и пропорционально-интегрально-дифференцирующий регуляторы частоты вращения и/или мощности газовой турбины, а также дополнить или изменить алгоритмы регулирования ГТ учётом положения клапанов или текущего выходного сигнала регулятора [58, 61]. Результирующий сигнал системы регулирования энергетических параметров газотурбинной установки является выходом селектора минимального значения MIN, в котором происходит сравнение выходных сигналов РМ с ЧК, регулятора температуры и регулятора ускорения, и формирование итогового управляющего воздействия на топливные клапаны газовой турбины.

В заключение необходимо отметить, что на данный момент ГТУ является недостаточно изученными объектами с точки зрения их поведения во время протекания электромеханических переходных процессов с учётом изменения частоты [58]. К тому же, в большинстве случаев фирмы-производители не предоставляют данные о параметрах настройки модели GGOV для конкретного типа ГТУ ввиду наличия коммерческой тайны [62]. Таким образом, результаты расчётов ЭМПП в отдельных случаях могут существенно отличаться от реальности, а применение данной модели с типовыми настройками может быть ограничено или недопустимо [58, 61].

При аварийном отключении энергоблока в изолированной энергосистеме ГТУ будут набирать мощность под действием АРЧВ как минимум до начала увеличения частоты в ЭЭС после прохождения пикового (минимального) значения. Этому событию соответствует интервал времени приблизительно от 5 до 10 с от начала переходного процесса.

Как правило, фирмы-производители газовых турбин стараются приблизить моментно скоростные характеристики ГТ к линейным в диапазоне от 95 до 107% от номинальной частоты вращения [63] и ограничивают скорости набора мощности энергоустановками для обеспечения устойчивости технологического цикла при работе ГТУ в сети. В качестве примера, на рисунке 2.5, приведена осциллограмма изменения мощности ГТУ-22 Калининградской ТЭЦ-2 (выполнена на базе газовой

турбины типа ГТЭ-160) при имитации ступенчатого отклонения частоты в ЭЭС на 0,75 Гц, полученная во время проведения испытаний на электростанции 29.10.2013 г. (красная кривая).

Рисунок 2.5 - Изменение мощности ГТУ-22 Калининградской ТЭЦ-2 при имитации ступенчатого отклонения частоты в ЭЭС на 0,75 Гц

Таким образом, при отсутствии исходных данных о параметрах модели ОООУ от фирмы-производителя газотурбинной установки и рассмотрении ЭМПП на интервале времени до 10 с целесообразно моделировать изменение мощности турбины в процессе первичного регулирования частоты линейно с заданной скоростью, определенной в результате натурных испытаний, и не зависящей от текущего значения частоты в изолированной ЭЭС [66].

2.3 Математические модели парогазовых установок и их применение для расчёта электромеханических переходных процессов

Среди всего многообразия парогазовых установок в мировой электроэнергетике наиболее распространёнными являются ПГУ утилизационного типа. В данных электроэнергетических установках энергия выхлопных газов ГТУ расходуется на выработку пара заданного давления при помощи котла-утилизатора (КУ) [49]. Конструктивная схема паросиловой части ПГУ утилизационного типа приведена на рисунке 2.6.

Рисунок 2.6 - Конструктивная схема паросиловой части ПГУ утилизационного типа

В схеме парогазовой установки с котлом-утилизатором, приведённой на рисунке 2.6, выхлопные газы ГТУ поступают в КУ, где проходят пароперегревательную и испарительную зоны и экономайзер. Пар из пароперегревателя направляется в паровую турбину, где его тепловая энергия расширения преобразуется в энергию вращения ПТ [51].

Опыт эксплуатации парогазовых установок в отечественных электроэнергетических системах показывает, что паротурбинные установки в составе ПГУ могут работать в одном из трёх основных тепловых режимов [67, 68, 69, 70]:

• режим скользящего давления пара (СД) при постоянном положении регулирующих клапанов (РК) высокого давления (ВД) во всем регулировочном диапазоне (степень открытия РК - 100%);

• режим поддержания постоянного (номинального) давления пара перед паровой турбиной при неполностью открытых клапанах ВД во всем регулировочном диапазоне;

• комбинированный режим - режим СД при высокой загрузке паротурбинной установки по мощности и режим постоянного давления при низких нагрузках.

Как правило, заводы-изготовители паротурбинных установок в составе парогазовых установок рекомендуют осуществлять работу ПТУ в режиме СД во всём регулировочном диапазоне турбины [68, 69, 71, 72]. В указанном режиме регуляторы частоты вращения ПТУ и давления пара «до себя» выводятся из работы, при этом вся паротурбинная установка в целом характеризуется максимальным коэффициентом полезного действия (КПД) по сравнению с другими режимами.

С точки зрения регулирования частоты в энергосистеме при работе на скользящих параметрах ПТУ становится пассивным элементом, изменение мощности которого зависит от температуры и расхода выхлопных газов газовой турбины, а также тепловой инерции котла-утилизатора [57, 58, 73]. Данное обстоятельство значительно ухудшает регулировочные свойства парогазовой установки и противоречит требованиям [21], согласно которым всё генерирующее оборудование электростанций должно участвовать в общем первичном регулировании частоты (ОПРЧ) за исключением энергоблоков атомных электростанций с реакторами типа РБМК и БН.

Для обеспечения выполнения требований [21] на тепловых электростанциях с ПГУ в качестве альтернативного режима эксплуатации паротурбинной установки может применяться режим поддержания некоторого промежуточного положения клапанов (степень открытия РК менее 100%) с сохранением определенного запаса на регулирование по частоте и мощности [68]. Такой режим может поддерживаться напрямую путём ввода в блочные или турбинные регуляторы фиксированного положения клапанов или косвенно регулятором давления пара «до себя» с постоянным или зависящим от нагрузки заданием [69].

Анализ данных, представленных в [69], показал, что прикрытие регулирующих клапанов высокого давления на 15-17 % в нормальном режиме

работы позволяет в существенной мере повысить степень участия парогазовой установки в процессе ОПРЧ, при этом реализация управляющего воздействия на регулирующие клапаны паровой турбины вызывает быстрое, но исчезающее со временем изменение её мощности. Однако, для практической реализации воздействия на ПТ в процессе первичного регулирования частоты паровая турбина должна быть оснащена электронно-гидравлической системой регулирования, которая достаточно редко встречается на отечественных ПГУ [69].

В связи с вышеперечисленными особенностями в мировой практике проведения расчётов электромеханических переходных процессов с учётом изменения частоты наибольшее распространение получила модель паросиловой части парогазовых установок при работе ПТ на скользящих параметрах [73, 74, 75, 76]. При наличии возможности участия в ОПРЧ паровой турбины в составе ПГУ данная модель позволяет получить наименее оптимистичные результаты расчётов ЭМПП, что, при недостаточном количестве экспериментальных данных, необходимых для создания подробных моделей котла-утилизатора, также стало одной из причин её широкого применения.

Структурная схема рассматриваемой математической модели приведена на рисунке 2.7.

2.1

да1

1.1

РПТУ (ртту1

x

1.2

^апар1 2.3

3 4

1 1

ТтР+1 ТвР+1

^•ПТУ (РГТУ2

x

2.2

пар2

2.4

ъ1а

да2

Рисунок 2.7 - Структурная схема математической модели паросиловой части

ПГУ

Блоки под номерами 1.1 и 1.2 отражают нелинейную (в общем случае) зависимость установившихся значений мощности ПТУ от мощности ГТУ в виде кусочно-линейных функций для конденсационного режима работы паровой турбины. Пример рассматриваемой зависимости для ПГУ на базе газотурбинной установки типа РОб111 (ЕЛ) и ПТУ типа К-38-8,0 (производство АО «Силовые машины») приведён на рисунке 2.8. На данном рисунке красным шрифтом выделено отношение мощности ПТУ к мощности ГТУ при режиме работы рассматриваемой парогазовой установки в режиме моноблока.

Рисунок 2.8 - Пример зависимости установившихся значений мощности ПТУ от мощности ГТУ для ПГУ на базе ГТУ типа РОбПШЛ и ПТУ типа К-38-

8,0

Из рисунка 2.8 видно, что мощность паровой турбины при её работе в составе ПГУ составляет приблизительно половину мощности ГТУ при загрузках парогазовой установки вблизи номинальных значений. При снижении мощности

ПГУ в сторону технологического минимума загрузка по мощности паровой турбины увеличивается по отношению к мощности ГТУ и, в т.ч., может превышать её по абсолютному значению.

Блоки под номерами 2.1 (2.2) и 2.3 (2.4) позволяют задать доаварийное и послеаварийное состояние ГТУ в составе ПГУ. Включенному состоянию газовых турбин в доаварийном (послеаварийном) режиме соответствуют значения sta да1(2) (^?апар1(2)), равные единице, отключенному - равные нулю.

Термодинамические явления, возникающие во время преобразования энергии выхлопных газов ГТУ в энергию вращения паросиловой установки, в математической модели представлены в виде двух последовательных инерционных звеньев первого порядка с постоянными времени Тт и Тв (блоки 3 и 4). Постоянная времени Тт характеризует теплоёмкость металлических труб испарителя, а постоянная времени Тв - эквивалентную постоянную времени парогенератора с учётом пароперегревателя (при проведении расчётов обычно принимаются равными 5,0 и 20,0 с соответственно) [73, 74, 75, 76]. В связи с тем, что процесс расширения пара в паровой турбине протекает гораздо быстрее относительно других термодинамических явлений в паросиловой части ПГУ (постоянная времени ПТ составляет приблизительно 0,5 с), то в рассматриваемой имитационной модели пренебрегают математической моделью самой паровой турбины.

В заключение необходимо отметить, что суммарная величина постоянных времени Тт и Тв составляет порядка 25 секунд. Таким образом, использование математической модели, представленной на рисунке 2.7, при проведении расчётов ЭМПП целесообразно только при их рассмотрении на интервалах времени порядка нескольких минут. При рассмотрении электромеханических переходных процессов на интервалах времени порядка нескольких десятков секунд математическая модель паросиловой части ПГУ с достаточной степенью точности может быть представлена постоянной мощностью турбины [58].

2.4 Математические модели конденсационных и теплофикационных установок и рекомендации по их применению для расчёта электромеханических переходных процессов

В отличие от парогазовых и газотурбинных энергоблоков в мировой практике проведения расчётов ЭМПП имеется достаточно большой опыт моделирования «классических» конденсационных и теплофикационных установок [57]. Данное обстоятельство обусловлено более чем столетним опытом эксплуатации энергооборудования рассматриваемого типа, принципиальные конструкции и технологические особенности которого (учитываемые при проведении расчётов электромеханических переходных процессов) являются общеизвестными и практически не менялись на протяжении последних 50-60 лет.

Как правило, математические модели рассматриваемых энергоустановок (в зависимости от степени их подробности) включают в себя следующие структурные элементы:

• автоматический регулятор частоты вращения;

• паровая турбина с учётом наличия различных ступеней давления и промежуточного перегревателя пара;

• парогенератор с учётом систем регулирования его энергетических параметров;

• тепловой потребитель.

Зарубежные математические модели теплосилового оборудования конденсационных и теплофикационных энергоблоков (модели типа ТООУ) во многом идентичны отечественным [61, 62, 77, 78] и в рамках данной работы отдельно не рассматриваются.

Практически во всех математических моделях АРЧВ паросиловых установок представляют собою статические регуляторы с коэффициентом передачи и зоной нечувствительности, ограниченной значениями 0Ъапа, на вход которых подаётся разность номинальной угловой скорости вращения генератора (%ст) и её текущего значения (штек).

В отечественной литературе наиболее подробная модель паровой турбины с учётом наличия различных ступеней давления и промежуточного перегревателя пара описана в [79]. Данная модель была разработана Бюро регулирования паровых и газовых турбин (СССР) в 1970-х годах и использовалась при моделировании импульсных характеристик конденсационных турбин типа К-300-240, установленных на Черепетской, Конаковской и Литовской ГРЭС. В разработанной модели были с достаточно большой точностью учтены нелинейные характеристики регулирующих клапанов (интегрирующие звенья, охваченные отрицательной обратной связью с коэффициентами передачи, значения которых зависит от текущего положения РК), наличие нескольких цилиндров высокого давления (апериодические звенья первого порядка), и многие другие особенности.

Наиболее подробная модель парогенератора с учётом его систем регулирования в отечественной литературе представлена в [80]. В данной математической модели парогенератор представлен интегрирующим звеном с постоянной времени, принимаемой по умолчанию 100-150 с, или рассчитываемой путём анализа опытных данных («разгонной» характеристики котла по каналу «расход пара - давление пара на выходе»). В рассматриваемой математической модели учтены потери давления в паропроводе (пропорциональны квадрату значения расхода пара, подаваемого в турбину) и подача топлива в парогенератор (апериодические звенья первого порядка и звенья чистого запаздывания). В качестве систем регулирования энергетических параметров парогенератора в данной математической модели учтено наличие главного регулятора давления пара (ПИ-регулятор, оказывающий воздействие на подачу топлива в топку котла).

Математические модели паровых турбин с учётом парогенератора, представленные в [2], немного более упрощены, чем имитационные модели, рассмотренные в [79] и [80], но в них учтены модели тепловой нагрузки (апериодические звенья первого порядка), питаемой от промышленных и теплофикационных отборов пара. Также в источнике [2] описана подробная модель паровых турбин с противодавлением, рекомендации по применению которой приведены в [22].

Анализ результатов работы [22] показал, что применение подробных моделей турбин рассматриваемого типа целесообразно только при моделировании ЭМПП на интервалах времени, превышающих момент сброса нагрузки тепловой сети (сотни секунд). На меньших интервалах паровые турбины с противодавлением могут быть с достаточной точностью представлены постоянной выдачей мощности - при их неучастии в общем первичном регулировании частоты, или моделями, аналогичными конденсационным энергоблокам - при их участии. Аналогичные выводы относятся и к другим «классическим» теплофикационным энергоустановкам.

С целью определения влияния степени подробности моделирования конденсационных паросиловых установок на результаты расчётов ЭМПП в работе [81] был проведён анализ характера изменения частоты в тестовой энергосистеме в результате возникновения аварийного небаланса мощности при использовании различных имитационных моделей ПТ (см. рисунок 2.9).

/Гц

1 —

1 1 1 ч ■ч V

• V

\

\

V-

V

V N

—

О 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 с ----Без учёта парогенератора

.......С учётом парогенератора и главного регулятора давления пара

_- ■ -Без учёта парогенератора и главного регулятора давления пара_

Рисунок 2.9 - Изменение частоты в тестовой ЭЭС в зависимости от степени подробности имитационных моделей ПТ [81]

Анализ данных, представленных на рисунке 2.9, показал, что учёт модели парогенератора при моделировании «классических» конденсационных энергоблоков может быть необходим только при рассмотрении переходных процессов на интервалах времени порядка нескольких минут.

При проведении расчётов электромеханических переходных процессов с учётом изменения частоты на интервалах времени порядка нескольких десятков секунд в отечественной практике, как правило, используется линеаризованная имитационная модель ПТУ при допущении о бесконечно большой аккумулирующей способности парогенератора (далее - имитационная модель ТиЯ81М). Структурная схема и типовые параметры рассматриваемой имитационной модели приведены в таблице 2.2 и на рисунке 2.10.

р

Р м!

Рисунок 2.10 - Структурная схема имитационной модели ТиЯБ1М Таблица 2.2 - Типовые параметры имитационной модели ТиЯБ1М

№ Параметр Расшифровка Значение

1.1 Kstat Статизм АРЧВ 20,0 о.е.

1.2 DЪand Границы зоны нечувствительности АРЧВ 0,001 о.е.

2.1 Т 1 те% Постоянная времени гидравлического двигателя 0,5 с

2.2 ГУ ГУ ореп Допустимая скорость открытия клапанов турбины 0,1 о.е.

2.3 СУс1озе Допустимая скорость закрытия клапанов турбины -1,0 о.е.

2.4 Сутах Максимальное открытие клапанов турбины 1,0 о.е.

2.5 Сутт Минимальное открытие клапанов турбины 0,0 о.е.

3.1 Рпар Давление острого пара 1,0 о.е.

№ Параметр Расшифровка Значение

4.1 Тп Постоянная времени части высокого давления турбины 0,1 с

4.2 Тпп Постоянная времени промежуточного перегрева 7,0 с

4.3 Спп Доля пара в промежуточном перегревателе 0,7 о.е.

Из таблицы 2.2 видно, что большая часть паровых объёмов (порядка 70%) проходит через промежуточный пароперегреватель, используемый в настоящее время практически на всех тепловых энергоустановках с целью повышениях их КПД [82]. В связи с тем, что постоянная времени промежуточного перегревателя на порядок выше, чем постоянные времени остальных элементов структурной схемы, представленной на рисунке 2.10, то при отсутствии данных о параметрах конкретного теплосилового энергоблока, представленных в таблице 2.2, данная схема может быть упрощена до схемы, представленной на рисунке 2.11.

р

Г-------------------------1 р уст

Рисунок 2.11 - Структурная схема упрощенной модели ТиЯБ1М

Постоянная времени Тп_экв в рассматриваемой расчётной модели характеризует скорость изменения мощности паросилового энергоблока в переходном процессе в целом и может быть определена на основании опытных или расчётных данных.

2.5 Выводы по второй главе

1) Показано, что различное теплосиловое оборудование обладает индивидуальными особенностями, учёт которых необходим при проведении расчётов электромеханических переходных процессов с учётом изменения частоты.

2) Отмечено, что «классическое» теплосиловое оборудование является хорошо изученным с точки зрения его моделирования для расчётов переходных процессов по причине его достаточно длительной эксплуатации в мировых энергосистемах. Отличительной особенностью данного оборудования является зависимость степени подробности имитационного моделирования от длительности интервала рассмотрения ЭМПП. Прежде всего данный фактор обусловлен наличием в технологическом цикле элементов, связанных с нагревом воды и обладающих существенной инерционностью по сравнению с турбинным оборудованием.

3) Указано, что в отличие от «классического» теплосилового энергооборудования ГТУ и ПГУ являются на данный момент недостаточно изученным с точки зрения его поведения во время протекания электромеханических переходных процессов. Одними из наиболее значимых особенностей рассматриваемого энергетического оборудования, учёт которых необходим при выполнении расчётов ЭМПП, являются:

• зависимость номинальной мощности ГТУ от температуры наружного воздуха;

• наличие технологических автоматик, встроенных в системы автоматического управления мощностью, по факту срабатывания которых может осуществляться отключение (разгрузка) ГТ в переходных режимах.

4) Установлено, что учёт парогенерирующего оборудования и потребителей тепловой энергии в математических моделях «классических» тепловых энергоблоков может быть необходим только при рассмотрении переходных процессов на интервалах времени в сотни секунд.

5) Показано, что при рассмотрении ЭМПП с учётом изменения частоты на интервалах времени в несколько десятков секунд теплофикационные и конденсационные блоки с достаточной степенью точности могут быть представлены с помощью имитационной модели ТиЯБ1Ы, приведённой на рисунке 2.10, или, при отсутствии данных о её параметрах, моделью, приведённой на рисунке 2.11.

6) Определено, что если по каким-либо причинам энергетическое оборудование не участвует в первичном регулировании частоты, то в качестве его математической модели при проведении расчётов переходных процессов на рассматриваемых временных промежутках следует использовать постоянную выдачу мощности турбины.

7) Отмечено, что в мировой практике проведения расчётов ЭМПП моделирование паросиловой части ПГУ осуществляется с использованием имитационной модели, представленной на рисунке 2.7. При рассмотрении переходных процессов на интервалах времени порядка нескольких десятков секунд ПТУ в составе ПГУ допустимо представить постоянной выдачей мощности.

8) Установлено, что при моделировании небалансов активной мощности, приводящих к отклонениям частоты не более чем несколько процентов от номинального значения, в мировой практике проведения рассматриваемых расчётов, как правило, используется модель ОООУ, представленная на рисунке 2.4.

9) Указано, что в случае отсутствия параметров модели ОООУ от фирмы-производителя ГТ и рассмотрении ЭМПП на интервале времени до 10 с (например, с целью оценки минимального значения частоты в переходном процессе), в качестве модели ГТ допустимо использовать линейное увеличение мощности турбины с заданной скоростью, не зависящей от текущего значения частоты в ЭЭС.

Глава 3 Разработка интеллектуальной системы противоаварийного управления изолированной энергосистемой

3.1 Общие положения

Интеллектуальная система противоаварийного управления изолированной энергосистемой, разработанная в рамках данной диссертационной работы, по своей сути, является аналогом централизованных систем противоаварийного управления. Первоочередным назначением разработанной системы является формирование объёмов и физическая реализация управляющих воздействий в ЭЭС, направленных на решение поставленных задач противоаварийного управления, а второстепенным - оказание помощи Диспетчеру при ведении режима.

Архитектура построения ИСПАУ, в целом, идентична архитектуре построения комплексов ЦСПА и описана в разделе 3.2 диссертационной работы. Основным отличием архитектуры ИСПАУ от централизованных систем противоаварийного управления является наличие в её составе подсистем «Статика» и «Динамика», которые относятся к верхнему уровню ИСПАУ и используют свои собственные математические модели элементов энергосистем, а также алгоритмы выбора объёмов управляющих воздействий из числа доступных ступеней и формирования таблиц УВ. Подробное описание указанных подсистем приведено в разделах 3.4 и 3.5 диссертационной работы.

В первую очередь применение разработанной ИСПАУ предполагается в изолированных энергосистемах с преобладанием в структуре генерирующих мощностей тепловых электростанций и удовлетворяющих требованиям, описанным в разделе 3.3 диссертационной работы. Однако, необходимо отметить, что рассматриваемый комплекс противоаварийной автоматики может быть использован и в изолированных энергосистемах, в составе которых преобладают гидроэлектростанции. Для таких энергосистем применение ИСПАУ предполагает использование математических моделей гидротехнического оборудования, рекомендации по формированию и допустимым границам применения которых приведены в [83, 84, 85].

В качестве пусковых органов (ПОр) ИСПАУ используют телеметрическую информацию об отключении генерирующего оборудования электростанций, а в качестве управляющих воздействий - отключение нагрузки изолированной энергосистемы. Рекомендации по формированию ступеней отключения нагрузки ЭЭС для нужд ИСПАУ представлены в разделе 3.6 диссертационной работы.

3.2 Архитектура интеллектуальной системы противоаварийного управления изолированной энергосистемой

3.2.1 Технические решения по реализации интеллектуальной системы противоаварийного управления изолированной энергосистемой

Технические решения по реализации ИСПАУ идентичны типовым решениям, принятым для создания централизованных систем противоаварийной автоматики. Данные технические решения описаны ниже.

Разработанная ИСПАУ включает в себя следующие структурные элементы [20, 86]:

• сервер верхнего уровня;

• низовые устройства (НУ);

• оборудование и каналы связи для обмена информацией между сервером верхнего уровня и локальным хранилищем данных о текущем режиме ЭЭС (далее - локальное хранилище);

• оборудование и каналы передачи данных для обмена информацией между сервером верхнего уровня и низовыми устройствами;

• устройства передачи аварийных сигналов и команд (УПАСК), необходимые для приёма низовыми устройствами информации об отключении энергоблоков и реализации команд на отключение нагрузки в энергосистеме.

В комплексе ИСПАУ сервер верхнего уровня должен быть выполнен в виде группы достаточно мощных электронно-вычислительных машин, на которую возлагается решение следующих основных задач [87]:

• приём и обработка информации из локального хранилища (ОИК или SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition));

• оценка состояния параметров текущего электроэнергетического режима изолированной ЭЭС, необходимая вследствие возможного получения ошибочных телеизмерений или телесигнализации (ТС);

• расчёт объёмов управляющих воздействий для заданного Технологом набора пусковых органов в режиме реального времени;

• передача таблиц управляющих воздействий в низовое устройство с использованием каналов межмашинного обмена (ММО);

• хранение данных, отображение информации в графическом виде на автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора.

По аналогии с ЦСПА сервер верхнего уровня ИСПАУ наиболее целесообразно устанавливать в здании организации, осуществляющей оперативно-диспетчерское управление энергосистемой [88]. Данное техническое решение позволяет реализовать обмен информацией между указанным сервером и локальным хранилищем посредством внутренней сети абонентского доступа Ethernet с минимальными экономическими затратами, а также обладает рядом других преимуществ, не рассматриваемых отдельно в рамках данной диссертационной работы.

Низовые устройства в составе ИСПАУ должны быть выполнены в виде двух полностью резервирующих друг друга полукомплектов, которые должны решать следующие основные задачи [86, 87]:

• приём и запоминание таблиц управляющих воздействий, получаемых от сервера верхнего уровня;

• фиксация аварийных сигналов об отключении энергоблоков посредством устройств передачи аварийных сигналов и команд;

• выбор из ТУВ необходимых ступеней управляющих воздействий и их реализация посредством УПАСК;

• передача на сервер верхнего уровня информации о своём срабатывании, а также реализованных объёмах УВ.

Местами установки НУ должны являться крупные электростанции или узловые подстанции классом напряжения 220 кВ и выше. После получения телеметрической информации об отключении энергоблоков низовое устройство ИСПАУ реализует управляющее воздействие согласно таблице УВ, полученной от сервера верхнего уровня.

При организации связи между территориально разнесенными низовыми устройствами и сервером верхнего уровня должны использоваться два независимых канала межмашинного обмена по волоконно-оптической линии связи (ВОЛС), которые обеспечивают передачу данных протокола TCP/IP с пропускной способностью не менее 128 кбит/с [89]. Далее рассматриваемые каналы ММО должны стыковаться через специальный конвертер с медной витой парой локально-вычислительной сети (ЛВС) Ethernet на объекте размещения низовых устройств, которая реализует передачу информации на полукомплекты НУ, сервер автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) энергообъекта, АРМ операторов, терминалы релейной защиты и автоматики (РЗА), УПАСК и прочие устройства. Передача всех типов данных должна обеспечиваться с синхронизацией по времени через спутники глобальных навигационных систем (GPS или ГЛОНАСС) [90].

Организация связи между низовыми устройствами, электростанциями и местами реализации управляющих воздействий может осуществляться посредством устройств передачи аварийных сигналов и команд, например, по одному из способов, описанных в [91, 92]. В качестве управляющих воздействий, реализуемых действием ИСПАУ, в разработанном комплексе противоаварийной автоматики предусмотрено только отключение нагрузки.

Техническая структура ИСПАУ представлена на рисунке 3.1.

Канал ММО

ЛВС ЕкегтИ

Основная Резервная

Полукомплекты низового устройства

Сервер АСУ ТП АРМ оператора

\ УПАСК

^ ] (к местам реализации

УВ и электростанциям)

Терминалы ПА и РЗА

Рисунок 3.1 - Техническая структура ИСПАУ

3.2.2 Структура верхнего уровня интеллектуальной системы противоаварийного управления изолированной энергосистемой

Верхний уровень ИСПАУ включает в себя две подсистемы («Статика» и «Динамика»), функциональной задачей которых является выполнение расчётов объёмов управляющих воздействий, направленных на решение описанных ниже задач противоаварийного управления. Указанные расчёты алгоритмы ИСПАУ выполняют в режиме реального времени.

Объёмы УВ, расчёт которых осуществляется подсистемой «Статика», предназначены для обеспечения допустимых значений частоты в послеаварийных режимах, характеризующихся окончанием действия первичных регуляторов частоты вращения турбин (далее - задача ПАУ №1).

Объёмы УВ, расчёт которых осуществляется подсистемой «Динамика», предназначены для предотвращения возникновения отклонений частоты в переходном процессе, приводящих к срабатыванию устройств автоматической частотной разгрузки (далее - задача ПАУ №2).

Формирование таблиц управляющих воздействий подсистемами «Статика» и «Динамика» происходит в два этапа.

На первом этапе математические алгоритмы подсистемы «Статика» выполняют анализ установившихся отклонений частоты после реализации управляющих воздействий и определяют минимально необходимый объём УВ для решения задачи ПАУ №1. После этого для каждого пускового органа автоматически выбираются оптимальные ступени управляющих воздействий из числа доступных ИСПАУ.

На втором этапе информация о выбранных ступенях УВ поступает в подсистему «Динамика», в которой выполняются расчёты электромеханических переходных процессов, возникающих после реализации доступных ступеней управляющих воздействий. На основании анализа рассчитанного минимального значения частоты в переходном процессе определяется достаточность объёмов УВ, сформированных подсистемой «Статика», для решения задачи ПАУ №2. В том случае, если результаты расчётов показывают, что минимальное значение частоты во время протекания ЭМПП находится ниже уставок срабатывания верхних очередей АЧР, то выполняется корректировка итогового объёма УВ из числа доступных ступеней до исключения возможности действия рассматриваемых устройств противоаварийной автоматики. После завершения работы подсистемы «Динамика» формируется итоговая таблица управляющих воздействий, которая поступает на вход низового устройства ИСПАУ.

При определении объёмов управляющих воздействий подсистемой «Статика» компьютерный алгоритм, реализованный с использованием языка программирования С#, выполняет решение системы уравнений (3.4.12), описанной в разделе 3.4 диссертационной работы. Структура рассматриваемой системы уравнений является достаточно простой, а её решение не требует применения специализированных математических методов и осуществляется путём реализации программного кода, включающего алгебраические операции и логические условия.

Ранее было отмечено, что определение объёмов управляющих воздействий подсистемой «Динамика» основано на выполнении расчётов переходных

процессов, возникающих после реализации ступеней УВ, доступных ИСПАУ. При выполнении указанных расчётов компьютерным алгоритмом, также реализованным с использованием языка программирования C#, осуществляется решение системы алгебро-дифференциальных уравнений и логических условий (3.5.3) - (3.5.13), описанных в разделе 3.5 диссертационной работы. В качестве метода решения рассматриваемых алгебро-дифференциальных уравнений был выбран метод интегрирования Рунге-Кутта 4-го порядка. Программная реализация указанного метода также была осуществлена путём создания программного кода, включающего алгебраические операции и логические условия.

Порядок системы дифференциальных уравнений (Ру.(/), решение которой осуществляется алгоритмами подсистемы «Динамика», определяется количеством «классических» паровых энергоблоков (Ыраг.ыгъ), находящихся в работе в сети, и может быть определён согласно формуле (3.2.1):

Рзуз.а/ ЫрагЛыгЪ + 1 (3.2.1)

Причины, обуславливающие возникновение недопустимых отклонений частоты в изолированных энергосистемах, могут быть различными. Прежде всего, к ним относятся аварийные отключения энергоблоков электростанций, разделение ЭЭС на несинхронные части в результате срабатывания сетевых устройств автоматической ликвидации асинхронного режима, а также неправильная работа технологических автоматик генерирующего оборудования, приводящая к аварийному сбросу мощности электростанциями в результате возникновения коротких замыканий.

В разделе 3.3 диссертационной работы отмечено, что одним из требований к изолированной энергосистеме для возможности внедрения в её составе ИСПАУ является «компактность». В связи с тем, что для ЭЭС, удовлетворяющих данному критерию, нарушение динамической устойчивости «по углу», сопровождающееся возникновением электрического центра качаний на системообразующих связях, является достаточно редким явлением, то учёт его в качестве пускового фактора в алгоритмах ИСПАУ не предусматривается.

Учёт возможности неправильной работы технологических защит и автоматик, связанной с возникновением КЗ в электроэнергетических системах, в алгоритмах ИСПАУ является нецелесообразным, так как такая возможность должна исключаться путём реализации соответствующих технических мероприятий на этапе ввода или в процессе эксплуатации генерирующего оборудования. Таким образом, в качестве триггера для развития аварии, связанной с недопустимыми отклонениями частоты, в алгоритмах подсистем ИСПАУ учтён только один из всех возможных факторов - отключение энергоблоков от сети в результате срабатывания релейных защит синхронных генераторов или блочных трансформаторов электростанций при возникновении аварийных возмущений.

Отдельно следует отметить, что несмотря на то, что аварийные отключения энергоблоков в электроэнергетических системах возникают гораздо реже коротких замыканий, они являются нормативными возмущениями согласно классификации, представленной в [44], и должны обязательно учитываться при формировании алгоритмов работы систем противоаварийной автоматики. Целесообразность учёта таких нормативных возмущений можно показать на примере статистики отключений крупных энергоблоков в энергосистеме Калининградской области. Согласно имеющейся информации, за период 2019-2020 гг. было зафиксировано 29 случаев рассматриваемых аварийных отключений (8 случаев отключения генераторов Калининградской ТЭЦ-2 и 21 случай отключения энергоблоков Прегольской ТЭС), возникновение которых при изолированной работы данной энергосистемы могло приводить к недопустимым отклонениям частоты переменного тока и срабатыванию устройств АРОБ и АРОГ, описанных в разделе 1.5 диссертационной работы.

Анализ информации, представленной в главе 2 диссертационной работы, показал, что в алгоритмах ИСПАУ необходимо учитывать возможность срабатывания различных технологических автоматик газотурбинного оборудования в процессе изменения частоты. Данный учёт выполнен путём добавления в алгоритмы работы подсистем «Статика» и «Динамика» сложных пусковых органов. В том случае, если после получения сигнала об отключении

единичного энергоблока в заданном интервале квазиодновременности будет происходить дополнительное отключение одного или нескольких энергоблоков из набора простых ПОр, то разработанные алгоритмы формируют объём управляющих воздействий, дополняющий ранее реализованный до объёма, соответствующего отключению нескольких единиц генерирующего оборудования.

При определении объёмов УВ для сложного пускового органа в алгоритмах работы подсистем ИСПАУ реализован следующий порядок действий:

1) шаг №1 - на основе уже имеющегося массива данных, содержащего все комбинации объемов управляющих воздействий, доступных ИСПАУ, производится выбор итогового объёма УВ с помощью алгоритмов работы подсистем «Статика» и «Динамика» для того пускового органа, сигнал от которого должен прийти первым (далее - простой ПОр);

2) шаг №2 - ИСПАУ формирует массив данных, характеризующий доступные комбинации управляющих воздействий для сложного пускового органа, каждый элемент которого включает в себя комбинацию управляющих воздействий, выбранную рассматриваемыми алгоритмами для простого ПОр;

3) шаг №3 - ИСПАУ осуществляет выбор управляющих воздействий для сложного пускового органа с помощью алгоритмов работы подсистем «Статика» и «Динамика». В качестве массива комбинаций доступных УВ используется массив данных, полученный на шаге номер 2.

3.2.3 Обоснование выбора математических моделей подсистем верхнего

уровня

В отличие от локальных устройств противоаварийной автоматики ИСПАУ формируют таблицы управляющих воздействий самостоятельно на основании расчётов установившихся послеаварийных режимов и переходных процессов, осуществляемых в режиме реального времени, с применением математических моделей элементов защищаемой энергосистемы или её части.

В общем случае математические модели одного и того же физического объекта могут существенно различаться в зависимости от того, какие физические явления они описывают. При этом, одна и та же модель может достаточно точно

описывать некоторое физическое явление только в границах заданного промежутка времени или диапазона изменения его численных значений при определенных внешних условиях и быть абсолютно непригодной для его рассмотрения в других случаях [1, 93].

Применительно к ИСПАУ под физическим объектом управления понимается изолированная энергосистема и её составные части (потребители активной мощности, турбинное, гидротехническое и теплосиловое оборудование, технологические защиты и автоматики), а под физическим явлением -контролируемый процесс изменения частоты переменного тока.

Требования, предъявляемые к математическим моделям элементов изолированной энергосистемы (ММЭИЭ), используемым в интеллектуальных устройствах противоаварийной автоматики, в целом, идентичны требованиям к ММЭИЭ, используемым при проведении инженерных расчётов. К указанным требованиям относятся [94]:

1) адекватность (способность математической модели корректно отображать физические явления с приемлемой точностью);

2) простота (способность ММЭИЭ достигать желаемого результата при минимальном объёме учитываемых факторов);

3) экономичность (способность математической модели использовать оптимальное количество вычислительных ресурсов компьютерной техники при проведении расчётов);

4) возможность совершенствования без внесения принципиальных изменений в структуру математической модели;

5) удобство заполнения форм исходных данных.

Рассматриваемые требования можно условно разделить на обязательные (требование №1) и необязательные (требования №2-5).

Несмотря на то, что требования №2-5 относятся к группе необязательных, их выполнение исключительно важно именно для математических моделей элементов энергосистем, используемых в алгоритмах работы устройств протвоаварийной

автоматики. Данное обстоятельство, в первую очередь, связано с тем, что внесение изменений в рассматриваемые модели с учётом перспективного развития ЭЭС должно выполняться сотрудниками организаций, осуществляющих противоаварийное и оперативно-диспетчерское управление, которые могут не обладать специфическими знаниями в области построения ММЭИЭ.

Математическое моделирование ЭМПП, которые возникают в изолированных энергосистемах с протяженными электрическими связями (далее - «протяжённые» изолированные энергосистемы), требует обязательного учёта зависимостей изменения нагрузки от напряжения, представления синхронных генераторов электростанций в виде уравнений Парка-Горева, учёта законов регулирования АРВ, их системных стабилизаторов и других факторов, оказывающих влияние на регулирующий эффект нагрузки по частоте [2]. Ярким примером такой изолированной энергосистемы является ОЭС Востока.

Автоматические регуляторы возбуждения и системные стабилизаторы отечественного и зарубежного производства, как правило, имеют каналы регулирования по частоте и её производной, которые способствуют снижению (повышению) уровней напряжения в узлах сети при снижении (повышении) частоты. Данное обстоятельство способствует снижению (повышению) уровня нагрузки в переходном процессе, которое оказывает демпфирующий эффект на протекание ЭМПП в изолированной ЭЭС. Однако, следует отметить, что основным назначением рассматриваемых систем регулирования является демпфирование колебаний параметров электроэнергетического режима, а их вклад в предотвращение возникновения недопустимых отклонений частоты в изолированной ЭЭС при возникновении значительных небалансов активной мощности может быть несущественным по сравнению с регуляторами частоты вращения турбин. В качестве примера на рисунке 4.8, представленном в главе 4 диссертационной работы, приведены осциллограммы ЭМПП, возникающие в энергосистеме Калининградской области при её изолированном режиме работы после возникновения небаланса активной мощности около 7%. Из данного рисунка видно, что влияние АРВ и зависимости величины нагрузки от напряжения на

глубину снижения частоты при значительных небалансах активной мощности в данной энергосистеме является несущественным и уменьшает её амплитуду на величину около 0,03 Гц. Указанный вывод можно распространить и на многие другие «компактные» энергосистемы.

В отличие от «протяжённых» изолированных энергосистем, изменение частоты в «компактных» изолированных ЭЭС во время протекания переходного процесса практически не зависит от точки выполнения её замера. Поэтому, в том случае, если наличие АРВ и характеристики нагрузки по напряжению не оказывают существенного влияния на изменение частоты в такой ЭЭС, то «компактную» изолированную энергосистему при проведении расчётов ЭМПП возможно представить в виде математических моделей одного или нескольких генераторов электростанций только в части их инерционных постоянных времени и систем регулирования частоты вращения, работающих на эквивалентную активную нагрузку энергосистемы, изменение которой в переходном процессе зависит только от текущего значения частоты.

С целью определения объёмов управляющих воздействий, необходимых для решения поставленных задач противоаварийного управления, в подсистемах ИСПАУ «Статика» и «Динамика» были реализованы две различные математические модели элементов изолированной ЭЭС, включающие в себя математические модели нагрузки и источников генерации активной мощности. Перечень условий, которым должна удовлетворять изолированная энергосистема для возможности использования в составе ИСПАУ разработанных математических моделей элементов ЭЭС, приведён в разделе 3.3 диссертационной работы.

В подсистеме «Статика» изолированная энергосистема представлена в виде математической модели эквивалентного энергоблока, работающего на эквивалентную нагрузку ЭЭС. Данная математическая модель является общепринятой в отечественной научной и инженерной практике для проведения расчётов послеаварийных установившихся отклонений частоты в «компактных» энергосистемах с целью решения различных задач противоаварийного управления без выполнения анализа послеаварийных уровней напряжений и

потокораспределений в электрической сети [2, 55, 95]. Структурная схема рассматриваемой математической модели приведена на рисунке 3.2.

Эквивалентный генератор

Параметры: ^---Параметры:

кг - регулирующий эффект / \ кн - регулирующий эффект

генерации ЭЭС по частоте, о.е.; | / Л )___нагрузки по частоте, о.е.;

Рном = ЬРт.номпар.г - номинальная \ — I I Рн0 - потребление ЭЭС на частоте

мощность экв. генератора, МВт У Ж доаварийного режима, МВт

Эквивалентный узел нагрузки

Рисунок 3.2 - Структурная схема математической модели элементов изолированной ЭЭС в подсистеме «Статика»

Модель эквивалентного энергоблока в подсистеме «Статика» характеризуется двумя параметрами - номинальной мощностью и регулирующим эффектом генерации по частоте (кг). Параметрами эквивалентной нагрузки изолированной энергосистемы являются потребление ЭЭС на частоте доаварийного режима и регулирующий эффект нагрузки по частоте (Кн).

В подсистеме «Динамика» изолированная энергосистема представлена в виде математической модели эквивалентной нагрузки ЭЭС и математических моделей отдельных энергоблоков с индивидуальными параметрами (в т.ч. ограничениями по минимальной и максимальной выдаче мощности).

Параметры математической модели нагрузки, используемой в подсистеме «Динамика», полностью идентичны параметрам математической модели нагрузки, используемой в подсистеме «Статика». Описание математических моделей тепловых энергоблоков, используемых в ИСПАУ, приведено ниже:

• математическая модель газотурбинной установки - линейный набор мощности, независящий от изменения частоты в ЭЭС после выхода автоматических регуляторов частоты вращения из зоны нечувствительности;

• математическая модель паровой турбины в составе ПГУ или паровой турбины с противодавлением - постоянная выдача мощности;

• математическая модель «классических» тепловых энергоблоков -статический регулятор частоты вращения с зоной нечувствительности и

апериодическое звено первого порядка с постоянной времени Тп_экв, характеризующей результирующее изменение мощности паровой турбины в переходном процессе (при их участии в первичном регулировании частоты), или постоянная выдача мощности - при их неучастии.

Структурная схема математической модели элементов изолированной ЭЭС в подсистеме «Динамика» приведена на рисунке 3.3.

Параметры: Т] - инерционная постоянная времени, с;

РТ0 - мощность турбины в доаварийном режиме, МВт.

Паровая турбина в составе парогазовой установки или паровая турбина с противодавлением

Газотурбинная установка

Параметры: Т] - инерционная постоянная времени, с;

Рг.ном - номинальная мощность турбины, МВт; РТ0 - мощность турбины в доаварийном режиме, МВт; Оьапс! - зона нечувствительности АРЧВ, о .е.;

¥р - скорость набора мощности газовой турбиной, МВт/с.

«Классическая» паротурбинная установка

Эквивалентный узел нагрузки Параметры:

Кн - регулирующий эффект нагрузки по частоте, о.е.; Рно - потребление ЭЭС на частоте доаварийного режима, МВт

Параметры: Т] - инерционная постоянная времени, с;

Рг.ном - номинальная мощность турбины, МВт; РТ0 - мощность турбины в доаварийном режиме, МВт; Еь<т1 - зона нечувствительности АРЧВ, о .е.;

К^ - коэффициент передачи АРЧВ, о.е.;

Тп экв - эквивалентная постоянная времени паровой турбины, с.

Рисунок 3.3 - Структурная схема математической модели элементов изолированной ЭЭС в подсистеме «Динамика»

Допустимость использования рассматриваемых моделей энергоблоков для оценки минимального значения частоты в переходном процессе с целью решения задач противоаварийного управления обоснована в разделах 2.2, 2.3, 2.4 диссертационной работы и подтверждена результатами расчётов ЭМПП, описанными в разделе 4.4. Следует отметить, что использование сложных математических моделей элементов энергосистемы, описанных в главе 2 диссертационной работы, для подсистем ИСПАУ является затруднённым в связи с нормативными ограничениями на время выполнения расчётов УВ в режиме реального времени. Согласно требованиям [39] полный цикл расчёта УВ должен осуществляться ИСПАУ в пределах 30 с. Анализ результатов испытаний работы

ИСПАУ в реальной энергосистеме, описанных в разделе 4.5, показал, что при реализации в подсистемах «Статика» и «Динамика» упрощённых математических моделей длительность указанного цикла находится в пределах 10-16 с. Очевидно, что существенное усложнение имитационных моделей элементов изолированной энергосистемы может в несколько раз увеличить время выполнения рассматриваемых циклов и не позволить разработанному комплексу выполнить требования Стандарта [39].

3.3 Требования к структуре изолированной энергосистемы и принятые допущения при разработке математических моделей её элементов

Алгоритмы работы устройств интеллектуальной системы противоаварийного управления изолированной энергосистемой, представленные в диссертационной работе, не являются универсальными, и ориентированы только на решение поставленных перед ИСПАУ задач. Поэтому, прежде чем приступить к описанию алгоритмов работы подсистем ИСПАУ, следует обозначить требования к структуре изолированной энергосистемы и допущения, принятые для возможности использования разработанных математических моделей элементов ЭЭС в рассматриваемом комплексе противоаварийной автоматики.

Допустимые послеаварийные отклонения частоты в изолированных ЭЭС, а также максимальные уставки срабатывания устройств АЧР по частоте, применительно к энергосистемам России регламентируются существующей нормативной документацией [35, 96]. Сводные данные об указанных величинах приведены в таблице 3.1.

На основании данных, представленных в таблице 3.1, можно сформулировать следующее требование к диапазону изменения частоты в изолированной энергосистеме, который должен корректно отображаться ММЭИЭ в составе ИСПАУ:

• при моделировании переходного процесса данный диапазон должен находиться в пределах от 50,4 Гц (доаварийный режим) до 49,2 Гц

(минимальное значение частоты в переходном процессе), а при расчёте послеаварийного значения частоты - в диапазоне от 49,6 до 50,4 Гц.

Таблица 3.1 - Сводные данные о допустимых отклонениях частоты и максимальных уставках срабатывания устройств АЧР в изолированных ЭЭС

Параметр Численное значение Документ, регламентирующий численное значение

Допустимое отклонение частоты в ПАР 50±0,2 Гц не менее 95% времени суток без выхода за величину 50±0,4 Гц [96]

Максимальные уставки срабатывания АЧР по частоте 49,2 Гц- спецочередь; 49,1 Гц- АЧР-2; 48,8 Гц- 1-я очередь АЧР-1 [35]

Момент окончания первичного регулирования частоты в изолированной энергосистеме (¿опрч.стоп) можно принять приблизительно равным 30-50 с (3-5 эквивалентных инерционных постоянных времени энергосистемы) [97, 98, 99]. Предполагается, что к этому моменту времени быстрые переходные процессы, связанные с изменением мощности турбинного оборудования, успевают завершиться, а влияние вторичных регуляторов мощности и теплового оборудования на изменение генерации мощности в ЭЭС пренебрежимо мало ввиду достаточно больших (десятки и сотни секунд) величин их постоянных времени.

Момент снижения частоты до минимального значения, так же как и £опрч.стоп, во многом, определяется инерционностью энергоблоков электростанций. Анализ осциллограмм протекания электромеханических переходных процессов с учётом изменения частоты, возникавших в отечественных и зарубежных энергосистемах, показывает, что в большинстве случаев частота достигает своего минимального значения в переходном процессе на первом качании в интервале времени от 5 до 10 с.

Диапазоны изменения частоты, для которых разработанные математические модели элементов ЭЭС в составе ИСПАУ обеспечивают корректность выполнения расчётов, с наложением на них описанных выше интервалов времени представлены в виде областей достоверности расчёта частоты на рисунке 3.4.

/, Гц

50,6

50,4

50,2

50,0

""Г" I I I I

.1.

Область достоверности расчёта частоты в переходном процессе

Область достоверности расчёта послеаварийного установившегося значения частоты!

49,8 -

49,6

49,4

49,2

49,0

г,с

0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0 40,0 45,0 50,0

Рисунок 3.4 - Области достоверности расчёта частоты ММЭИЭ в составе

ИСПАУ

Из рисунка 3.4 видно, что интервал времени между прохождением частотою минимального значения и её квазиустановившимся значением после окончания действия первичных регуляторов частоты вращения турбин (приблизительно от 10 до 30 с от начала протекания электромеханического переходного процесса) не включен в интервалы достоверности расчёта частоты разработанных математических моделей.

Отличительной особенностью данного временного промежутка является то, что при определённых условиях (например, неоптимальных настройках регуляторов или характеристиках турбинного оборудования) в процессе ОПРЧ может возникать перерегулирование (свыше 50,5 Гц) [100], приводящее к срабатыванию устройств автоматического ограничения повышения частоты. Следует отметить, что обеспечение допустимых показателей качества протекания переходных процессов в рассматриваемом интервале времени, в общем случае, не относится к задачам противоаварийного управления. Недопущение возникновения

перерегулирования частоты на заданном временном промежутке должно обеспечиваться путём оптимизации настроек автоматических регуляторов энергетических параметров генерирующего оборудования, а также путём минимизации дискретности ступеней управляющих воздействий, реализуемых устройствами ПА.

Очевидно, что корректный учёт протекания переходного процесса на интервале времени после прохождения частотою минимального значения до наступления послеаварийного установившегося режима возможен только с применением подробных математических моделей турбинного оборудования с индивидуальными параметрами, сложности реализации которых были отмечены в главе 2 диссертационной работы. Поэтому, первой отличительной особенностью, которой должна обладать изолированная энергосистема для использования в ней ИСПАУ, является отсутствие в ЭЭС устройств автоматического ограничения повышения частоты или их работа с высокими уставками срабатывания.

Основным фактором, обуславливающим необходимость наличия в изолированной энергосистеме устройств АОПЧ, является возможность недопустимого повышения частоты в результате единичного или группового аварийного отключения потребителей активной мощности.

Групповое отключение потребителей в энергосистемах, прежде всего, связано со срабатыванием защит минимального напряжения или отключением магнитных пускателей двигателей в результате возникновения затяжных коротких замыканий в сетях высоких (110 кВ и выше) классов напряжения [56], в то время как единичное отключение крупных узлов нагрузки, как правило, является следствием ослабления схемы электроснабжения промышленных предприятий во время проведения ремонтных кампаний.

В том случае, если рассматриваемые аварийные отключения являются нехарактерными для изолированной ЭЭС, то в таких энергосистемах комплексы АОПЧ (при их наличии) либо выводятся из работы, либо их уставки срабатывания выбираются близкими по своим значениям к уставкам срабатывания технологических защит турбинного оборудования по повышению частоты.

Второй отличительной особенностью изолированной ЭЭС, необходимой для корректной работы алгоритмов ИСПАУ, является её «компактность». Примерами таких энергосистем могут являться энергосистема Калининградской области при раздельной работе с энергосистемой Литвы или автономные системы энергоснабжения нефтегазовых месторождений, горнодобывающих предприятий и других отраслей промышленности [20, 54].

Следующей особенностью изолированной ЭЭС, накладывающей ограничение на использование разработанных математических моделей элементов ЭЭС в составе ИСПАУ, является отсутствие в изолированной энергосистеме возобновляемых источников энергии и объектов распределённой генерации, групповое отключение которых может приводить к недопустимым отклонениям частоты. Учёт таких отключений в алгоритмах противоаварийной автоматики, в общем случае, весьма затруднён по следующим причинам.

Применение ВИЭ и ОРГ в электроэнергетике обусловлено экономическими соображениями и, во многих случаях, направлено на обеспечение внутреннего энергоснабжения предприятий бытового или промышленного сектора [101]. Такие энергоустановки, как правило, подключаются к распределительным сетям 0,4-610 кВ, в связи с чем информация об их текущем составе и загрузке по активной мощности может быть недоступной для организаций, осуществляющих диспетчерское и противоаварийное управление режимом ЭЭС. Данное обстоятельство приводит к тому, что определить величину небаланса, возникающего в результате группового отключения возобновляемых источников энергии и объектов распределённой генерации, для нужд противоаварийного управления можно лишь весьма приблизительно, используя косвенные факторы (например, скорость снижения частоты в начальный момент времени).

Отключение ВИЭ и ОРГ от электросети, в первую очередь, связано со срабатыванием технологических защит энергоустановок «по потере внешней сети» («Loss of mains protection») после возникновения внешних коротких замыканий. Данный тип защит включает в себя защиты по скорости отклонения частоты («Rate of change of frequency»), скачку вектора напряжения («Vector shift protection»),

скорости изменения разности углов напряжения («Rate of change of voltage angle difference») и их аналоги [102]. Возможность срабатывания рассматриваемого набора технологических защит носит статистический характер и зависит от их индивидуальных настроек, параметров доаварийного режима, места

возникновения КЗ, способа измерения —0 и других факторов. В связи с тем, что

dt

распределение ВИЭ и ОРГ по узлам энергосистемы также является случайным, то заранее определить последовательность их отключений и предусмотреть противоаварийные мероприятия в условиях отсутствия информации о возникшем небалансе мощности возможно только с использованием весьма сложных математических алгоритмов, не рассматриваемых в рамках данной диссертационной работы.

Обобщенная информация о требованиях к структуре изолированной энергосистемы и допущениях, принятых при разработке математических моделей её элементов в составе ИСПАУ, приведена в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Обобщенная информация о требованиях к структуре изолированной энергосистемы и допущениях, принятых при разработке математических моделей

её элементов в составе ИСПАУ

Требования к структуре изолированной ЭЭС 1) Отсутствие необходимости использования или работа с высокими уставками срабатывания устройств АОПЧ; 2) «Компактность» и незначительное влияние уровней напряжения на регулирующий эффект нагрузки энергосистемы по частоте; 3) Отсутствие ВИЭ и ОРГ, отключение которых может приводить к недопустимому изменению частоты

Триггер для развития аварии 1) Отключение энергоблоков в результате срабатывания РЗ синхронных генераторов или блочных трансформаторов электростанций

Интервалы достоверности расчётов ЭМПП и ПАР 1) Расчёт ЭМПП - до 10 секунд в диапазоне частот от 50,4 (доаварийное значение) до 49,2 Гц (минимальное значение в переходном процессе); 2) Расчёт ПАР - интервал времени от 30 до 50 секунд в диапазоне частот от 49,6 до 50,4 Гц

3.4 Подсистема «Статика» интеллектуальной системы противоаварийного

управления изолированной энергосистемой

Подсистема ИСПАУ «Статика» предназначена для формирования таблиц управляющих воздействий, направленных на решение задачи противоаварийного управления №1, указанной в разделе 3.2 диссертационной работы.

Процесс формирования таблиц управляющих воздействий алгоритмами работы подсистемы ИСПАУ «Статика» состоит из двух этапов: на первом этапе для каждого пускового органа определяется минимально необходимый объём УВ, позволяющий обеспечить допустимое отклонение частоты в послеаварийном режиме (ДРув.тош), а на втором - подбирается оптимальная ступень из числа доступных управляющих воздействий.

Допустим, что величина небаланса активной мощности в энергосистеме, при которой отклонение частоты в послеаварийном режиме будет соответствовать максимально допустимому значению (Д/ПлР.доп), равна ДРнб.доп. Тогда, при возникновении в ЭЭС аварийного небаланса ДРнб, величина ДРУВ.гаги должна быть равна разности ДРнб и ДРнб.доп (3.4.1):

ДР™ =ДР, -ДР, (3.4.1)

УВ.шт нб нб.доп V /

Предполагается, что время реализации управляющих воздействий действием ИСПАУ не превышает нескольких десятых долей секунды, а отклонение частоты в послеаварийном режиме (Д/ПАР) должно составлять менее 0,8% от номинального значения (согласно требованиям [96]). При таких допущениях функцию Д/ПАР (ДРнб) можно представить в виде линейной зависимости (3.4.2) [1, 98]:

ДГ = Г — Г = ^ном _ др (3 4 2)

J ПАР J тек J шги.доп ^ р нб \ ' ' /

гс н0

где:

• _/гек - текущее значение частоты переменного тока в ЭЭС, Гц;

• /яш.доп - допустимое значение частоты в ПАР, Гц;

• /нож - номинальное значение частоты переменного тока в ЭЭС, Гц;

• Кгс - коэффициент пропорциональности, связывающий установившееся отклонение частоты в энергосистеме с величиной небаланса, о. е.;

• Рно - потребление изолированной ЭЭС на частоте доаварийного режима, МВт.

В отечественной технической литературе коэффициент Кгс принято называть крутизной статической характеристики энергосистемы по частоте. Данный коэффициент определяется совокупностью частотных характеристик турбинного оборудования и нагрузочных узлов и может быть рассчитан по формуле (3.4.3) [1, 2, 95]:

У Р