Разработка методических положений и алгоритмических решений централизованной системы противоаварийной автоматики нового поколения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Лисицын Андрей Андреевич

• Лисицын Андрей Андреевич
• кандидат наук
• 2025

Оглавление диссертации кандидат наук Лисицын Андрей Андреевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. СТРУКТУРА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО АЛГОРИТМА ВЫБОРА И ДОЗИРОВКИ УПРАВЛЯЮЩИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ ЦСПА НОВОГО ПОКОЛЕНИЯ

1.1. Энергосистема как объект управления

1.2. Задачи и средства противоаварийного управления

1.3. Этапы развития ЦСПА

1.4. ЦСПА нового поколения

1.5. Технологический алгоритм нового поколения

1.6. Задачи диссертации

1.7. Основные результаты и выводы по Главе

ГЛАВА 2. АЛГОРИТМ ВЫБОРА УПРАВЛЯЮЩИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ ПО УСЛОВИЯМ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ДИНАМИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ

2.1. Постановка задачи

2.2. Функциональная схема алгоритма

2.3. Шаг интегрирования переходного процесса. Блок

2.4. Особенности метода интегрирования

2.5. Оценка устойчивости переходного процесса. Блок

2.6. Разделение на несинхронные части. Блок

2.7. Формирование двухмашинного эквивалента. Блок

2.8. Выбор управляющих воздействий для двухмашинного эквивалента. Блок

2.9. Распределение УВ между СМ несинхронных частей. Блок

2.10. Ввод управляющих воздействий в вычислительный процесс. Блок

2.11. Оценка избыточности управления. Блок

2.12. Коррекция управляющих воздействий. Блок

2.13. Основные результаты и выводы по Главе

ГЛАВА 3. АЛГОРИТМ ВЫБОРА УПРАВЛЯЮЩИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ ПО УСЛОВИЮ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НОРМАТИВНЫХ ЗАПАСОВ СТАТИЧЕСКОЙ

УСТОЙЧИВОСТИ ПО АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И НАПРЯЖЕНИЯ И НЕДОПУЩЕНИЯ ПЕРЕГРУЗКИ ПО ТОКУ СЕТЕВЫХ ЭЛЕМЕНТОВ В ПОСЛЕАВАРИЙНОМ РЕЖИМЕ

3.1. Исходные положения и математическая модель энергосистемы для

расчета установившихся режимов энергосистемы

3.1.1. Формирование вектора изменения режима (ВИР) в послеаварийной схеме

3.1.2. Учет изменения частоты

3.2. Алгоритм для расчета УВ по условиям допустимости ПАР

3.3. Демонстрация работы алгоритма ЦСПА с выбором ступенчатых УВ

для обеспечения нормативных коэффициентов запаса по активной мощности и напряжению и допустимой токовой загрузки в ПАР

3.4. Основные результаты и выводы по Главе

ГЛАВА 4. АПРОБАЦИЯ И ВНЕДРЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ

4.1. Условия проведения и результаты тестирования алгоритма

4.2. Состав и особенности режимов ОЭС Востока

4.3. Схема размещения элементов ЦСПА в ОЭС Востока

4.4. Результаты эксплуатации ЦСПА в ОЭС Востока

4.5. Основные результаты и выводы по Главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А ВЫБОР УПРАВЛЯЮЩИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ ПРИ УЧЕТЕ ОАПВ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

ПРИЛОЖЕНИЕ Б АКТ ВВОДА В ПРОМЫШЛЕННУЮ ЭКСПЛУАТАЦИЮ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методических положений и алгоритмических решений централизованной системы противоаварийной автоматики нового поколения»

ВВЕДЕНИЕ

Одной из особенностей электроэнергетической системы нашей страны является неравномерное размещение генерирующих мощностей и центров электропотребления, что обусловливает наличие протяженных линий электропередачи. Данный фактор является определяющим при проектировании и развитии как отдельных энергосистем, так и Единой электроэнергетической системы (ЕЭС), требуя повышенного внимания к обеспечению устойчивости их параллельной работы. Это связано с необходимостью поддержания стабильности параметров электроэнергии во всех узлах системы при различных возмущениях, учитывая значительные расстояния и возможные задержки в передаче управляющих сигналов [1].

Выдающиеся ученые нашей страны А.М. Ляпунов, А.А. Смуров, А.А. Горев, С.А. Лебедев, П.С. Жданов внесли огромный вклад в создание теории устойчивости динамических систем, в том числе электроэнергетических систем [1-7]. Дальнейшее развитие практики применения основных положений теории устойчивости электрических систем нашло в трудах их учеников и последователей Н.Н. Щедрина, В.А. Веникова, С.А. Совалова, Л.В. Цукерника, Л.Г. Мамиконянца, О.В. Щербачева, М.Л. Левинштейна, Э.С. Лукашова, Ю.Н. Руденко, В.А. Андреюка, С.В. Смоловика, Ю.Г. Шакаряна и др. [8-15]. Развитию теории устойчивости посвящены труды многих зарубежных ученых [16-18].

Имея в виду огромные затраты, связанные с созданием электрических систем и линий электропередачи высших классов напряжений, на всех этапах развития ЕЭС большое внимание уделялось совершенствованию средств регулирования и автоматики, в том числе средств противоаварийного управления, основная задача которых - не допустить потери устойчивости и остановить развитие аварийных процессов. Наиболее распространёнными и развитыми инструментами противоаварийного управления являются системы «сильного» регулирования возбуждения генераторов и противоаварийная

автоматика (ПА). Исследования и разработки велись в ряде исследовательских центров и ВУЗов СССР (России) - ВЭИ, Энергосетьпроект, НИИПТ (НТЦ ЕЭС), ВНИИЭ, МЭИ, ЛПИ, УПИ и др. Теоретической разработке и реализации сильного регулирования в СССР посвящены труды М.М. Ботвинника, Г.Р. Герценберга, И.А. Груздева и др. [19-25]. Созданию и развитию системы противоаварийной автоматики в нашей стране посвящены исследования и практические разработки И.А. Сыромятникова, Л.Н. Соловьева, В.А. Семенова, Л.А. Кощеева, Ю.Д. Садовского, Б.И. Иофьева, П.Я. Каца, М.А. Эдлина, А.А. Окина и др. [26-35].

Актуальность разработок в области противоаварийного управления доказывают весьма значительные цифры ущербов от системных аварий и соответствующие социально-психологические последствия [35]. Начиная с первой половины 60-х годов прошлого столетия произошло несколько десятков крупных системных аварий в развитых в промышленном отношении странах. Так, в ноябре 1965 года произошло прекращение электроснабжения потребителей на северо-восточном побережье США (включая город Нью-Йорк); пострадало около 30 миллионов человек за счет отключения более 30 ГВт. Среднее время отключения составило 6,5-7 часов. Основной причиной развития аварии явилось отсутствие автоматической частотной разгрузки. В 1996 г. в Западном энергообъединении США произошли две крупные аварии, одной из главных причин которых стала неэффективная работа ПА [36]. В июле 1977 года на сутки прекратилось электроснабжения города Нью-Йорк. Природные воздействия (сильная гроза) усугубились недостаточными ресурсами АЧР и ошибочным действием релейной защиты одного из мощных генераторов (ущерб около двух миллиардов долларов). Наконец, в августе 2003 года несколько штатов на северо-востоке и среднем западе США произошла крупная авария с потерей 60 ГВт нагрузки на 20-30 часов из-за отсутствия противоаварийной автоматики и бездействия персонала.

Самая масштабная в истории энергетическая авария произошла в Индии 31 июля 2012 года. Авария затронула 600 миллионов жителей и около 80 ГВт генерирующих мощностей.

Анализ процессов развития системных аварий, имевших место в энергосистемах развитых стран, прежде всего, США, указал на недостаточный уровень использования средств ПА, что и явилось одной из основных причин возникновения и развития этих аварий [32, 36].

В электроэнергетике России развитию средств и технологий ПА традиционно уделялось значительное внимание [15, 23, 26-34, 37]. Однако с укрупнением энергосистем и усложнением схемы основной системообразующей сети возникла необходимость учета режимных условий во все более отдаленных частях энергосистемы при выборе и дозировке управляющих воздействий ПА.

Реальная возможность организации противоаварийной автоматики, действующей взаимосвязано в интересах энергосистемы в целом, появилась лишь при внедрении в электроэнергетику цифровых систем управления и новых высокоэффективных средств передачи информации.

В период создания централизованных систем противоаварийной автоматики (ЦСПА) существовавшие вычислительные мощности не давали возможности проводить централизованную оценку динамической устойчивости энергосистемы. Это ограничивало функциональность ЦСПА управлением, основанным лишь на статической устойчивости и предотвращении перегрузок оборудования по току после аварийных ситуаций. При этом были приняты многие допущения и априорные положения [1,15, 38-48]. Все это ограничивало область использования ЦСПА.

Быстрое развитие вычислительной техники в последние годы позволило не только избежать значительных допущений при оценке статической устойчивости, но и выполнять оценку динамической устойчивости в режиме реального времени при изменении схемно-режимной ситуации в сложной энергосистеме. Для реализации этой возможности необходимо было наряду с

решением ряда технических задач разрабатывать новые методики и алгоритмы, что и определило основное содержание диссертационной работы.

Целью диссертационной работы является разработка методики и алгоритмов выбора и дозировки управляющих воздействий по условиям обеспечения динамической и статической устойчивости энергосистемы с учетом предотвращения перегрузки по току элементов электрической сети и выхода напряжения в узлах за допустимые пределы.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

- разработать методику оценки устойчивости в динамической фазе переходного процесса энергосистемы при возникновении аварийных возмущений - отключений элементов электрической сети и генераторов, коротких замыканий, сопровождающихся отключением элементов электрической сети, в том числе при использовании АПВ;

- разработать алгоритм выбора и дозировки управляющих воздействий из числа заранее заданных для обеспечения устойчивости энергосистемы в динамической фазе переходного процесса;

- разработать методику расчета послеаварийного режима и оценки статической устойчивости на базе классических методов с учетом жестких ограничений по времени расчетного цикла;

- разработать алгоритм корректировки управляющих воздействий, определенных по условиям устойчивости в динамической фазе аварийного процесса, для обеспечения нормативного запаса апериодической статической устойчивости и предотвращения перегрузки по току элементов электрической сети и выхода напряжения в узлах за допустимые пределы.

Научная новизна работы заключается в:

- разработке методики и алгоритма выбора и дозировки управляющих воздействий по условиям предотвращения нарушения устойчивости в динамической фазе переходного процесса сложной энергосистемы;

- использовании классических методов расчета послеаварийных режимов и оценки статической устойчивости при заданном коэффициенте запаса в ограниченном по времени расчетном цикле ЦСПА на базе алгоритма выбора и дозировки управляющих воздействий типа 1ДО.

Практическая ценность работы состоит в использовании ее результатов при разработке программного-технического комплекса ЦСПА нового поколения, включенного в промышленную эксплуатацию в ОЭС Востока.

Достоверность и обоснованность научных положений и результатов работы обеспечивается использованием критерия А.А. Горева и классических методов расчета электроэнергетических режимов энергосистемы, а также результатами тестирования разработанных в диссертационной работе алгоритмов в энергосистем с различной структурой электрической сети.

На защиту выносятся:

- методика оценки динамической устойчивости с использованием модифицированного критерия А.А. Горева и алгоритм выбора и дозировки управляющих воздействий по условиям обеспечения устойчивости энергосистемы в динамической фазе переходного процесса, вызванного расчетными аварийными возмущениями;

- алгоритм выбора управляющих воздействий по условиям обеспечения нормируемого запаса статической апериодической устойчивости в послеаварийном режиме энергосистемы произвольной конфигурации.

Личный вклад автора состоит в разработке основных методических положений оценки статической и динамической устойчивости энергосистемы и технологической части алгоритма выбора и дозировки управляющих воздействий по условиям обеспечения динамической устойчивости и нормируемого запаса статической устойчивости в послеаварийном режиме.

Апробация работы прошла в виде тестирования технологического алгоритма в схемах нескольких ОЭС, а также при обсуждениях основных результатов работы на научных конференциях и семинарах, в том числе, международных.

Глава 1. СТРУКТУРА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО АЛГОРИТМА

ВЫБОРА И ДОЗИРОВКИ УПРАВЛЯЮЩИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ ЦСПА

1.1. Энергосистема как объект управления

Электроэнергетическая система в современном виде представляет собой чрезвычайно сложную структуру, описываемую нелинейными дифференциальными уравнениями высокого порядка

Областью противоаварийного управления являются аварийные режимы. Для установления ключевых требований к системе противоаварийного управления необходимо классифицировать аварийные процессы и провоцирующие их аварийные возмущения [31].

Наиболее распространенными аварийными возмущениями, наблюдающимся в энергосистеме, являются:

1. Короткое замыкание с ослаблением сети;

2. Аварийное ослабление сети;

3. Аварийный сброс генераторной мощности.

Для понимания физических процессов, возникающих при авариях, используется классический аналитический подход, основывающийся на известном «правиле площадей». При этом энергосистема упрощается до «двухмашинного эквивалента».

Введем термин «опасное сечение.

На рис. 1.1 представлена схема энергосистемы, где Г1....Гт обозначают эквивалентные генераторные узлы, а Н1 Нп - узлы нагрузки; \-] - эквивалентные связи. ОС1.ОС7 обозначены некоторые из возможных «опасных сечений» -условные сечения в энергосистеме, разделяющие её на две части с разными частотами при возникновении асинхронного режима и потере устойчивости. Видно, что потеря связи 3-4 может привести к разделению энергосистемы на несинхронно вращающиеся части по сечениям ОС2 , ОС3 или ОС5, но маловероятно по ОС4 или ОС7.. Выбор «опасного сечения» зависит от связей в

каждом сечении и перетоков мощности.

Рис.1.1. Структура условной энергетической системы.

Модель энергосистемы сводится к представлению в виде двух эквивалентных узлов, полученных сведения генераторов и нагрузок, находящихся по разные стороны от «опасного» сечения. Данная редукция позволяет упростить анализ устойчивости и режимов работы энергосистемы вблизи указанного сечения, акцентируя внимание на взаимодействии между двумя эквивалентными областями: генераторным Г1Э, Г2Э и нагрузочным Н1Э, Н2Э. (рис. 1.2, а).

Представленная «двухмашинная» эквивалентная схема замещения является упрощенной моделью исходной электрической системы, изображенной на рис. 1.1. Данная модель применима для анализа конкретного множества аварийных режимов, характеризующихся общим «опасным» сечением

Рис. 1.2

При анализе аварийных ситуаций требуется учет множества схем замещения, каждая из которых соответствует конкретному «опасному сечению».

Для анализа электромеханических переходных процессов в электрической схеме, представленной на рис. 1.2, может быть применена система уравнений [3]:

Где:

Нл, HJ2 - инерционные постоянных Г1Э, Г2Э; Е1, Е2 - ЭДС эквивалентных

генераторов; 81, 82 - углы векторов ЭДС Ех и Е2 относительно синхронно

вращающейся оси; 812 = 81-82 - угол между векторами ЭДС; 211, 222, 212 - модули собственных и взаимного сопротивлений; а11, а22, а12 - дополнительные до 90° углы сопротивлений; 211, 222, 212, РТ1, РТ2 - приведенные к базисному значению моменты первичных двигателей Г1Э, Г2Э .

Рассматриваются две характерные ситуации, определяемые соотношением параметров эквивалентных узлов схемы, в зависимости от «опасного сечения». В случае отделения удаленной электростанции, где «опасным сечением» является, например, Г7 при рассмотрении ОС4 (рис. 1.2, а), эквивалентная схема упрощается до модели «машина-линия - шины бесконечной мощности» (рис. 1.2, б). В данной модели электромеханические переходные процессы описываются соответствующим уравнением:

где Н^ Рт, Рт - инерционная постоянная, момент (мощность) первичного двигателя и максимум моментно-угловой характеристики эквивалентного генератора удаленной электростанции (в рассматриваемом примере - Г7); 8 - угол между векторами ЭДС генератора и напряжения "шин бесконечной мощности".

В других случаях «опасное сечение» разделяет исходную схему энергосистемы на две подсистемы с соизмеримыми суммарным и мощностями электростанций в каждой из них. Для этих случаев система уравнений (1.1) приводится к виду:

Где:

Уравнения (1.2) и (1.3) обладают схожестью, позволяющей использовать общий подход при анализе электромеханических переходных процессов. Однако уравнение (1.3) ограничивается моделированием относительного движения приведенных генераторов, что ограничивает область его применения. При использовании «правила площадей» изменения частоты в энергосистеме игнорируются. Независимо от конфигурации двухмашинной системы, используется система обозначений, представленная в уравнении (1.2).

Оценку устойчивости энергосистемы при коротком замыкании, особенно при последующем снижении пропускной способности сети в опасном сечении, целесообразно выполнять с применением «правила площадей». Этот метод требует анализа динамики изменения угла ротора генератора в трех состояниях: до возникновения КЗ (исходная конфигурация), во время действия КЗ и после отключения поврежденного элемента, которое, как правило, приводит к ухудшению связей в энергосистеме.

Указанные характеристики, показаны на рис. 1.3 и промаркированы: «а, б, в», и соответствуют значениям Рт - Р^1), р6^, . Рт в ходе переходного процесса остается неизменным.

Рис. 1.3 Характеристики изменения угла ротора во времени

В нормальном режиме энергосистема находится в статическом равновесии (точка 1 на характеристике "а", рис. 1.3), определяемом пересечением прямой Рт и характеристики мощности генерации. При возникновении КЗ происходит резкое снижение генерируемой мощности Рт, что графически отображается переходом к характеристике "б". Из-за механической инерции роторов генераторов угол нагрузки 5 не изменяется мгновенно, однако, возникший небалланс между механической и электрической мощностью приводит к его увеличению. В течение времени существования КЗ (1КЗ) угол 5 достигает значения в точке 3. Последующее отключение поврежденной линии (устранение КЗ) переводит систему на характеристику "в", при этом угол 5 продолжает увеличиваться вследствие накопленной роторами избыточной кинетической энергии. Устойчивость энергосистемы, согласно критерию «правила площадей», обеспечивается при условии равенства площадей ускорения и торможения на графике зависимости мощности от угла нагрузки, что свидетельствует об энергетическом балансе в системе:

определяемых на основе вычисления:

Где:

5(г) - значение 5, соответствующее точке г на характеристике.

Условия устойчивости при «простом переходе», обусловленном ослаблением связи без короткого замыкания, устанавливаются аналогично. Отличие заключается лишь в исключении перехода на характеристику типа "б". Анализ «простого перехода», вызванного отключением генерирующей мощности ДРГ2 в приемной части энергосистемы, релевантен исключительно для схемы, представленной на рис. 1.2, а. Аварийное возмущение приводит к изменению РГ2 и Н2, что в свою очередь вызывает изменение РТ на величину ДРт.

В большинстве значимых ситуаций относительное изменение инерционной постоянной пренебрежимо мало (ДН2<<Н.г2) и может быть исключено из расчета ДРт. При данном допущении ДРт определяется после преобразований выражения для РТэ в уравнении (1.3):

В процессе восстановления динамической устойчивости энергосистемы происходит последовательный переход от нестационарного режима к квазистационарному. Дальнейшая стабилизация достигается посредством активации регуляторов турбин и вторичных систем автоматического регулирования частоты и мощности. В результате этих скоординированных действий, система приходит к новому стационарному состоянию,

характеризующемуся устойчивыми параметрами электроэнергетического режима. Данный процесс обеспечивает поддержание баланса между генерацией и потреблением мощности, что является критически важным для надежного функционирования энергосистемы. Нарушение устойчивости и возникновение асинхронного хода создают критические условия, сопровождающиеся резкими изменениями параметров. Управляемость системой резко снижается, что может привести к серьезным последствиям. Локализация и прекращение асинхронного хода, вне зависимости от причины, является приоритетной задачей.

1.2. Задачи и средства противоаварийного управления

Противоаварийным управлением должны решаться следующие задачи [31,

33]:

1. предотвращение нарушения устойчивости параллельной работы энергосистемы;

2. Прекращение асинхронного хода, если предотвратить нарушение устойчивости не удалось;

3. Предотвращение выхода за допустимые границы частоты, напряжения и тока.

В объединенных энергосистемах (ОЭС) приоритетной задачей автоматического управления в аварийных режимах является предотвращение нарушения синхронной работы. Критические отклонения частоты, напряжения, тока и наступление асинхронного режима являются следствием потери устойчивости или возникают в условиях, близких к критическим по устойчивости, что проявляется после аварийных событий. Следовательно, обеспечение устойчивости энергетической системы является ключевым фактором для решения сопутствующих проблем, возникающих в результате аварий.

Основная задача поддержания устойчивости сводится к предотвращению выхода относительных углов между векторами ЭДС синхронных генераторов за пределы допустимых значений в течение всего периода аварии, вплоть до

достижения нового устойчивого состояния.

С фундаментальной точки зрения, для достижения этой цели посредством противоаварийного управления необходимо обеспечить управляемое изменение скорости вращения роторов генераторов, разделяя их на две группы: замедление одной группы и ускорение другой, расположенных по разные стороны от опасного сечения, что соответствует принципам баланса мощности в системе.

Задачи прекращения асинхронного хода и предотвращения недопустимого снижения частоты в данной работе не рассматриваются. Основное внимание уделено задачам обеспечения устойчивости и исключения токовых перегрузок элементов оборудования и недопустимых отклонений напряжения в послеаварийных установившихся режимах.

1.3. Этапы развития ЦСПА

На первых этапах развития противоаварийная автоматика в энергосистеме формировалась исключительно на базе локальных устройств, каждое из которых отвечало за управление аварийным процессом по условиям обеспечения устойчивости определенных объектов с использованием местных управляющих воздействий.

С укрупнением энергосистем и усложнением схемы основной системообразующей сети возникла необходимость учета режимных условий во все более отдаленных частях энергосистемы в алгоритме выбора и дозировке управляющих воздействий. Эта проблема решалась путем учета наиболее неблагоприятных условий в отдаленных частях энергосистем. Однако этот путь нередко приводил к значительной передозировке управляющих воздействий, что помимо повышенных требований к объему управляющего воздействия нередко приводило к сложностям, связанным с необходимостью учета неблагоприятного воздействия на условия протекания переходного процесса в энергосистеме. Во многих случаях неадекватный учет режима условий в энергосистеме приводил к излишним срабатываниям устройств автоматики. Попытки учесть в той или иной мере режимные условия в отдаленных частях

энергосистемы с использованием передачи, хотя бы в минимальном объеме, информации о схемно-режимных условиях вне зоны непосредственного действия того или иного локального устройства, приводили к усложнению локальных устройств и снижению их надежности.

Реальная возможность организации противоаварийной автоматики, действующей взаимосвязано в интересах энергосистемы в целом, появилась лишь при широком внедрении в электроэнергетику цифровых систем управления и новых высокоэффективных средств передачи информации.

Идея создания централизованной системы противоаварийной автоматики (ЦСПА) появилась и начала обсуждаться в 60-е годы, годы быстрого развития электроэнергетических систем и создания ЕЭС СССР.

В начале разработки алгоритмов и программного комплекса ЦСПА применялся общий принцип для формирования алгоритма, который выбирает и дозирует управляющие воздействия, чтобы обеспечить устойчивость в текущем режиме энергосистемы, анализируя предполагаемые аварийные возмущения и запоминая выбранные для каждого из них управляющие воздействия (принцип «ДО» - определение управляющих воздействий до возникновения аварии) [30]. Основное различие между реализациями принципа «ДО» заключалось в различных подходах к оценке устойчивости энергосистемы.

Существуют два основных подхода к оценке устойчивости энергосистемы: «ПДО» и «1ДО». «ПДО» анализирует устойчивость на основе заранее рассчитанных аварийных сценариев, результаты которых представлены полиномы, хранящиеся в памяти компьютера. «1ДО» оценивает устойчивость непосредственно в предаварийном режиме. Оба подхода используют циклические вычисления для определения необходимых управляющих воздействий, компенсирующих возможные возмущения. Длительность цикла не превышает минуты, чтобы соответствовать скорости изменения режима работы энергосистемы.

Алгоритм ПДО требует обширных предварительных вычислений областей устойчивости, учитывающих множество аварийных ситуаций и параметров

энергосистемы. Изменение конфигурации сети влечет за собой пересчет областей устойчивости. Метод наиболее эффективен для простых энергосистем.

[31].

Для расчетов областей устойчивости использовались мощные вычислительные системы, учитывающие статическую и динамическую устойчивость энергосистем. Это привело к внедрению ЦСПА с алгоритмом ПДО, особенно на крупных электростанциях, где важна динамическая устойчивость при коротких замыканиях, особенно при отказах защиты. Первой такой системой стала часть энергосистемы Сибири, включающая Братскую и Усть-Илимскую ГЭС с линиями электропередач. Внедрение ЦСПА стало важным, но локальным решением, а не комплексной системой для всей энергосистемы.

Система, использующая алгоритм 1ДО, не нуждается в предварительном расчете областей устойчивости, так как вычисления выполняются для текущего состояния энергосистемы в реальном времени. Это дает возможность использовать данный подход для защиты энергосистем любой сложности, с единственным ограничением в виде вычислительной мощности. Однако, вычислительное устройство, являющееся частью системы противоаварийной автоматики, должно обладать высокой надежностью, что негативно сказывается на его скорости обработки данных и общей эффективности.

Первым применением ЦСПА с алгоритмом I ДО стала энергосистема Урала, состоящая из множества электростанций и электросетей высокого напряжения. Из-за вычислительных ограничений того времени пришлось отказаться от комплексной оценки динамической устойчивости и сосредоточиться на поддержании статической устойчивости и предотвращении перегрузок по току после аварий. Это было приемлемо, так как устойчивость энергосистемы Урала в основном зависела от поддержания параллельной работы после аварий, особенно при отключениях линий электропередач, удаленных от точек управления. Динамическая устойчивость отдельных электростанций обеспечивалась локальными системами.

Вместе с тем, разработка алгоритма ЦСПА потребовала значительных упрощений и предположений для оценки устойчивости и дозирования управляющих воздействий. В основе лежит метод оценки статической устойчивости в послеаварийном режиме, представляющий энергосистему как совокупность узловых моделей. Каждая модель включает элементы сети, связанные с узлом, а остальная часть системы моделируется эквивалентной схемой. Устойчивость системы гарантируется, если все узловые модели устойчивы, и наоборот. Устойчивость в узловых моделях определяется на основе баланса активной и реактивной мощности. Такой подход позволяет значительно сократить время расчетов по сравнению с традиционными методами.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Лисицын Андрей Андреевич, 2025 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Кощеев Л.А., Лисицын А.А. Противоаварийная автоматика ЕЭС России: новый этап. - Энергия: экономика, техника, экология, 2015, № 1. - С. 1015.

2. Ляпунов А.М. Общая задача об устойчивости движения. М.: Гостехиздат, 1950, 251 с.

3. Смуров А.А. Устойчивость параллельной работы центральных электрических станций, соединенных линией электропередачи. Электричество. №8, 1930 г.

4. Горев А.А. Избранные труды по вопросам устойчивости электрических систем. М-Л., Госэнергоиздат 1960.

5. Горев А.А. Переходные процессы синхронной машины. ГЭИ, Л-М. 1950.

6. Лебедев С.А. Анализ искусственной устойчивости генераторов. Электричество. №4, 1938.

7. Лебедев С.А., Жданов П.С., Городский Д.А., Кантор Р.М. Устойчивость электрических систем и динамические перенапряжения. ГЭИ, М-Л. 1940.

8. Жданов П.С.. Устойчивость электрических систем. ГЭИ. 1938.

9. Веников В.А.. Электромеханические переходные процессы в электрических системах. ГЭИ. 1958.

10.Лукашов Э.С. Введение в теорию электрических систем. Изд-во «Наука». Новосибирск, 1981.

11. Малкин И.Г. Теория устойчивости движения, «Наука», 1966.

12. Андреюк В.А. Достаточные условия статической устойчивости электроэнергетической системы. Известия АН СССР, «Энергетика и транспорт». №6, 1986, с. 12-15.

13. Андреюк В.А.. Вывод достаточных условий устойчивости в большой системе синхронных машин. Известия НИИ постоянного тока, №2. 1957. с.239-257.

14. Баринов В.А., Совалов С.А. Анализ статической устойчивости электроэнергетических систем по собственным значениям матриц // Электричество, 1983. № 2. с. 8-15.

15. Левинштейн М.Л., Щербачев О.В. Статическая устойчивость электрических систем. Учеб. Пособие. СПб. Гос. Техн. Ун-т. Санкт-Петербург, 1994.

16. Кощеев Л.А., Руденко Ю.Н. Новый метод оценки устойчивости при управлении режимом сложной энергосистемы. CE/SC: 38. Public/Published: 1992. Session paper. Ref.No: 38-202. New method of stability assessment in the mode control of a complex power system. Доклад СИГРЭ. 1992.

17. Андерсон П., Фуад А. Управление энергосистемами и устойчивость:/ Пер. с англ. под ред. Я.Н. Лугинского. - М.: Энергия, 1980. - 568 с., ил.

18. Andersen P.M., Fouad A.A. Power System Stability and Control: 2nd Ed., IEEE Press, Wiley-InterScience, 2002. - 664 p.

19. P. Kundur. Power System Stability and Control. New York, NY, USA: McGraw-Hill, 1994, 1196 p.

20. Ботвинник М.М. Регулирование возбуждения и статическая устойчивость синхронной машины. ГЭИ. 1950.

21. Герценберг Г.Р. Электронно-ионный регулятор возбуждения для машин переменного тока. Электричество. №4, 1938.

22.Абрамян Ш.Г., Груздев И.А., Левинштейн М.П., Щербачев О.В. Влияние автоматического регулирования возбуждения генераторов на динамическую устойчивость дальних электропередач. Труды ЛПИ №195, ГЭИ. 1958.

23. Герценберг Г.Р., Кощеев Л.А., Шмелькин Б.М.. Исследование законов регулирования возбуждения гидрогенераторов в сложной энергосистеме. Известия НИИПТ. №10, 1963.

24. Груздев И.А., Екимова М.М. Основные задачи исследования сильного регулирования возбуждения генераторов сложных электроэнергетических систем // Труды ЛПИ № 385. - Л., 1982. - С. 3-12.

25. Зеккель А.С. Оценка качества регулирования и методика настройки стабилизации АРВ генераторов // Электричество, 1988, № 5. - С. 15-21.

26. Веников В.А., Герценберг Г.Р., Совалов С.А., Соколов Н.И. Сильное регулирование возбуждения. ГЭИ. 1963.

27. Сыромятников И.А. Электроавтоматика как средство повышения надежности работы энергосистем. Электричество. №7, 1961.

28. Совалов С.А., Семенов В.А. Противоаварийное управление в энергосистемах. - М.: Энергоатомиздат, 1988.

29. Соловьев И.М. Автоматизация энергетических систем. Госэнергоиздат. 1956. 360 с.

30. Барзам А.Б. Системная автоматика. М-Энергия. 1973.392 с.

31. Иофьев Б.И. Автоматическое аварийное управление мощностью энергосистем. М: Энергия, 1974. 416 с.

32. Кощеев Л.А. Автоматическое противоаварийное управление в электроэнергетических системах. Энергоатомиздат. 1990.

33. Окин А.А., Семенов В.А. Противоаварийное управление в ЕЭС России. - М.: Изд-во МЭИ, 1996. - 156 с.

34. А.Т. Демчук, А.В. Жуков, П.Я. Кац, Л.А. Кощеев, Н.Г. Шульгинов, М.А. Эдлин. Концепция противоаварийного управления в ЕЭС России. Электрические станции. - 2010. - N 11. - С.23-26.

35.Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е. Окин А.А. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 390 с.

36. Анализ развития крупных системных аварий: Учебное пособие по курсу «Электромеханические переходные процессы в электроэнергетических системах» / Сост. Беляев А.Н. и др. - СПб: СПбГПУ, 2006 - 72 с.

37. Кощеев Л.А., Семенов В.А. Системные аварии в Западном энергообъединении США. Электричество. №10. 1997.

38. Глебовская А.А., Кощеев Л.А., Садовский Ю.Д. Устойчивость и противоаварийная автоматика энергосистемы с кольцевой схемой высоковольтной сети. Электрические станции. №9, 1973.

39. Кощеев Л.А., Окин А.А., Мошкин Е.А. Адаптивная централизованная система противоаварийной автоматики. Электричество. №10, 1991.

40. Воронина Т.Н., Кац П.Я, Косаревич Г.Б. Приближенный расчет послеаварийного режима энергосистемы в задачах централизованной противоаварийной автоматики. Сборник трудов НИИПТ. Энергоатомиздат. 1982, с. 8-15.

41. Богомолова И.А. Оценка устойчивости режима узловой модели энергосистемы. Автоматическое управление и противоаварийная автоматика в крупных энергообьединениях. Сборник научных трудов НИИПТ, Л., 1987.

42. Богомолова И.А. Разработка метода приближенной оценки областей устойчивости для решения задач противоаварийной автоматики. Противоаврийное кправление и регулирование энергосистем. Сборник научных трудов. Л.: Энергоатомиздат, 1982

43. Богомолова И.А., Дианова И.М. Определение статической устойчивости для централизованной противоаварийной автоматики с ЭВМ

ограниченного быстродействия. Способы повышения устойчивости и надежности объединенных энергосистем. Сборник научных трудов НИИПТ. Л.: Энергоатомиздат, 1983.

44. Богомолова И.А., Зеккель А.С. Применение интеграла энергии уравнений движения энергосистемы для оценки качества переходных процессов и синтеза законов управления // Труды НИИПТ.-Л.. 1976.-вып. 24-25.-С. 86-101.

45. Богомолова И.А., Левит Л.М., Садовский Ю.Д. Оценка статической устойчивости в алгоритмах противоаварийного управления сложных энергосистем. Противоаврийное управление и регулирование энергосистем. Сборник научных трудов. Л.: Энергоатомиздат, 1982.

46. Кац П.Я. Модель энергосистемы для экспресс-анализа послеаварийных режимов. Автоматическое управление и противоаварийная автоматика в крупных энергообьединениях. Сборник научных трудов НИИПТ, Л., 1987.

47. Кац П.Я., Садовский Ю.Д., Салита Е.П., Теллинен Н.Ю. Приведение расчетной схемы энергосистемы к совокупности узловых моделей для дозировки управляющих воздействий противоаварийной автоматики. -Автоматическое управление и противоаварийная автоматика в крупных энергообъединениях. Сборник научных трудов НИИПТ. Л., 1987.

48. Кондрашкина В.Н., Левит Л.М., Садовский Ю.Д., Устюшенков А.А Методика расчетов устойчивости в цикле дозировки управляющих воздействий противоаварийной автоматики. Способы повышения устойчивости и надежности объединенных энергосистем. Сборник научных трудов НИИПТ. Л.: Энергоатомиздат, 1983.

49.Садовский Ю.Д., Салита Е.П. Применение метода неканонических преобразований Н.Н. Щедрина для упрощения расчетных схем сложных энергосистем. Сборник НИИПТ, Л., 1983.

50. Koizuni Kinnouke, Yamada Ikuo, Tsuji Toshiko, Shiki Norio. Development of automatic stability control packages for large power systems. - Mitsubishi deniki giho, 1975. 49, №10, pp.689-693.

51. Aug G., Fernander R., Merlin A., Broussolle F. The new real time computerized control system in the National Control Center of the Electicite de France. CIGRE, 1984. Rep.39-40.

52.K.SUZUKI, N.SAITO, H.NISHIIRI, T.KAWAHARA, T.MAEDA, "Real-time dynamic security assessment and control by combining FACTS and SPS", CIGRE C2-109. 2010

53. I.Nedelcu, I.P.Viziteu, F.Balasiu and A.Miron, "From the Wide Area Monitoring to the Wide Area Protection in the Romanian Power Grid", 43th CIGRE Session, 22-27 August, Paris, 2010.

54. Ландман А.К., Петров А.Э., Сакаев О.О. Организация межмашинного обмена информацией в иерархической системе противоаварийного управления ЦСПА ОЭС Сибири. - Известия НТЦ Единой энергетической системы, 2013, № 1 (68). - С. 105-112.

55. Бондаренко А.Ф., Лисицын Н.В., Морозов Ф.Я., Окин А.А., Семенов В.А. Зарубежные энергообъединения. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001. - 360 с.

56. Кощеев Л.А., Шульгинов Н.Г. ЦСПА на базе алгоритмов нового поколения - очередной этап в развитии противоаварийного управления в энергосистемах. - Известия НТЦ Единой энергетической системы, 2013, № 1 (68). - С. 7-14.

57. Лисицын А.А., Эдлин М.А. Алгоритм выбора управляющих воздействий по условиям динамической устойчивости. - Известия НТЦ Единой энергетической системы, 2013, № 1 (68). - С. 41-47.

58. Лисицын А.А., Эдлин М.А. Алгоритм выбора управляющих воздействий по условиям обеспечения динамической устойчивости в ЦСПА нового поколения. Электрические станции. №11. 2015 г.

59. Исаев Е.В., Кац П.Я., Лисицын А.А., Николаев А.В., Тен Е.А. Алгоритм оценки статической устойчивости и выбора управляющих воздействий по условию обеспечения статической устойчивости в послеаварийном режиме. - Известия НТЦ Единой энергетической системы, 2013, № 1 (68). - С. 4857.

60. Исаев Е.В., Кац П.Я., Лисицын А.А., Николаев А.В., Тен Е.А. Алгоритм расчета управляющих воздействий по условию обеспечения нормативного запаса по напряжению в узлах схемы и недопущения токовой перегрузки сетевых элементов в послеаварийном режиме энергосистемы. - Известия НТЦ Единой энергетической системы, 2013, № 1 (68). - С. 58-68.

61. Руководящие указания по устойчивости энергосистем. Союзтехэнерго. Москва. 1994.

62. Патент РФ 129313. МПК Н02J3/24 (2006.01). Централизованная система противоаварийной автоматики / Жуков А.В., Данилин А.В., Легкоконец П.В., Демидов С.И., Исаев Е.В., Кац П.Я., Лисицын А.А., Николаев А.В., Прихно В.Л., Роева О.В., Тен Е.А., Эдлин М.А. Заявитель и патентовладелец

ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» - № 2013104926, заявл. 06.02.2013; опубл. 20.06.2013. Бюлл. № 17.

63. Лисицын А.А, Кац П.Я., Жуков А.В, Сацук Е.И. Развитие универсального алгоритма выбора управляющих воздействий по условиям динамической и статической устойчивости для централизованной системы противоаварийной автоматики нового поколения. С.4.1-1. - Сб. докладов 4-ой международной научно-технической конференции «Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем». - Екатеринбург, 3-7 июня 2013.

64. Ю.П. Первушин, В.П. Иванов, Ю.Е. Гуревич, Л.Е. Либова. Совершенствование средств анализа переходных процессов для повышения эффективности противоаварийного управления режимами энергосистем. ЛатНИИНТИ, Рига, 1985.

65. Г. Корн, Т. Корн. Справочник по математике. Для научных работников и инженеров. М.,1973 г.

66. Правила определения максимально допустимых и аварийно допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях диспетчерского центра ОАО «СО ЕЭС», Москва, 2013. - СТО 59012820.27.010.001-2013.

67. Левит Л.М., Горбунова Л.М., Рабинович Р.С., Совалов С.А., Портной М.Г. - О реакции протяженной энергосистемы на небалансы активной мощности. Электричество, 1982, № 1, с. 20-23.

68. Павлушко С.А., Жуков А.В., Сацук Е.И., Кац П.Я., Лисицын А.А. Расчет управляющих воздействий по условиям статической устойчивости в программном обеспечении централизованной системы противоаварийной автоматики нового поколения. Электрические станции. №1, 2015. С.151-156.

69. Лисицын А.А., Николаев А.В., Тен Е.А., Эдлин М.А. Особенности нормальных и переходных режимов ОЭС Востока. - Известия НТЦ Единой энергетической системы, 2013, № 1 (68). - С. 15-24.

70. Лисицын А.А., Николаев А.В., Сацук Е.И., Тен Е.А. Организация и результаты тестирования алгоритмов ЦСПА нового поколения. - Известия НТЦ Единой энергетической системы, 2013, № 1 (68). - С. 79-90.

71. Лисицын А.А. Организация системы централизованной противоаварийной автоматики - Электрические станции, 2015, № 11. -С.

72. P. Kats, L. Koshcheev, A. Lisitsyn, M. Edlin, А. Zhukov, P. Legkokonets, Е. Satsuk. Brand new centralized emergency automation in UPS of East and the experience of its exploitation. В.5-106. - CIGRE Session 45, 24-29 August 2014, Paris.

73. Жуков А.В., Сацук Е.И., Лисицын А.А., Неуймин В.Г., Кац П.Я., Эдлин М.А. Внедрение системы определения максимально допустимых перетоков мощности в контролируемых сечениях для текущего режима работы энергосистемы в ОАО «СО ЕЭС». С.2.1-8. - Сб. докладов 5-ой международной научно-технической конференции «Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем». - Сочи, 1-5 июня 2015.

74. Программа автономного расчета СМЗУ. Исаев Е.В., Кац П.Я., Лисицын А.А., Николаев А.В., Тен Е.А., Чаплюк С.В. (программа для ЭВМ подана на регистрацию в Роспатент).

75. Лисицын А.А. Методика выбора управляющих воздействий для обеспечения статической устойчивости и предотвращения перегрузки по току в алгоритме ЦСПА. - Известия НТЦ Единой энергетической системы, 2024, № 1 (90). - С. 66-77.

ПРИЛОЖЕНИЕ А ВЫБОР УПРАВЛЯЮЩИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ ПРИ УЧЕТЕ ОАПВ ЛИНИЙ

ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

Целесообразность формирования УВ по условиям динамической устойчивости обусловлена не только необходимостью учета влияния фазы КЗ и степени ослабления связей на величину требуемых УВ, но и работой автоматики повторного включения (АПВ) аварийно отключаемых элементов сети. В настоящее время большинство линий электропередачи классов напряжений 110 кВ и выше оснащены АПВ. Согласно многолетнему опыту эксплуатации значительная часть действий устройств АПВ является успешной и, следовательно, в этих авариях управляющие воздействия противоаварийной автоматики должны обеспечивать устойчивость энергосистемы только в аварийной фазе. Требуемые для этого управляющие воздействия зачастую существенно меньше, чем те, которые выбираются из условий обеспечения нормативных запасов устойчивости в послеаварийном режиме без учета АПВ.

Задача выбора УВ по условиям динамической устойчивости при однофазном КЗ на линии электропередачи с работой ОАПВ отличается от всех других задач выбора УВ, реализованных в настоящее время в вычислительном комплексе ЦСПА, тем, что здесь на протяжении одного аварийного процесса может потребоваться вводить УВ дважды в различные моменты времени: первый раз - после однофазного КЗ и отключения поврежденной фазы для сохранения устойчивости во время паузы ОАПВ, второй раз - в случае неуспешного ОАПВ, после второго короткого замыкания и отключения линии электропередачи. При этом может потребоваться интегрировать переходный процесс на достаточно большом промежутке времени (10 с и более).

Поскольку в вычислительном комплексе ЦСПА для повышения быстродействия интегрирование ведется с увеличенным шагом, то на столь длительном промежутке времени из-за накопления ошибки интегрирования выбор второго комплекта УВ (по факту неуспешного ОАПВ) может получиться

с большой погрешностью. Чтобы предотвратить ошибочный выбор УВ, проведены исследования, показавшие возможность раздельного выбора УВ для обеспечения устойчивости во время паузы ОАПВ и для обеспечения устойчивости при неуспешном ОАПВ. Результаты исследований представлены в разделе П1 настоящего Приложения.

В разделе П2 рассмотрены вопросы моделирования неполнофазного состояния линии электропередачи, возникающего при работе ОАПВ, в однолинейной модели энергосистемы.

Как результат проведенных исследований, в разделе П3 представлен алгоритм выбора управляющих воздействий по условиям динамической устойчивости при работе ОАПВ.

В разделе П4 рассмотрены вопросы формирования таблиц управляющих воздействий для устройств нижнего уровня ЦСПА при рассматриваемом аварийном возмущении.

В разделе П5 представлены результаты предварительного тестирования программного модуля для ПТК ЦСПА верхнего уровня, реализующего разработанный алгоритм.

В разделе П6 приведено краткое описание программы испытаний технологического алгоритма ЦСПА с функцией выбора УВ по условиям динамической устойчивости при ОАПВ в схеме ОЭС Востока.

В Приложении ПА представлен протокол испытаний технологического алгоритма ЦСПА с функцией выбора УВ по условиям динамической устойчивости при ОАПВ в схеме ОЭС Востока.

П1. Исследование динамики процесса неуспешного ОАПВ

Задачей проведенных исследований являлось сопоставление динамических составляющих переходных процессов, вызванных неуспешным ОАПВ, и отключениями ВЛ при однофазных КЗ.

Исследования проводились на трехфазной модели энергосистемы, выполненной в среде "МаАаЬ", с помощью пакета программ '^тиЛпк". В

качестве схемы энергосистемы была выбрана простая схема (рис. П1), обладающая наиболее ярко выраженной динамической составляющей в переходных процессах.

Рис. П1

Параметры синхронного генератора трансформаторов и линий электропередачи представлены в таблицах П1, П2 и П3. Модель синхронного генератора была оснащена простейшим АРВ ПД, приводной двигатель моделировался постоянством мощности турбины. Работа ОАПВ моделировалась на ВЛ 500 кВ. Однофазное короткое замыкание моделировалось в точке примыкания ВЛ-1 к шинам трансформатора Т-1. Продолжительность КЗ - 0.12 с.

Таблица П1. Параметры генератора

Рн, ин, Хё, Хя, Х'ё, Х"ё, Х"я, Т'ёо, Тъ с

МВт еоБф кВ

о.е. о.е. о.е. о.е. о.е. с

1000 0.85 20 1.97 1.97 0.29 0.2 0.2 6.4 6.63

Таблица П2. Параметры трансформаторов

Бн, МВА инн, кВ/соед. ивн, кВ/соед. X, o.e. R, o.e.

Т-1 1200 20/А 500/Y 0.096 0.0048

Т-2, Т-3 1200 220/Y 500/Y 0.096 0.0048

Таблица П3. Параметры линий электропередачи

R1, Ом X1, Ом B1,мкСм R0, Ом X0, Ом B0, мкСм

ВЛ-1 2.9 30.8 -361.3 88.0 136.1 -219.0

ВЛ-2, ВЛ-3 7.5 42.0 -269.9 228.0 185.7 -164.3

ВЛ-4 0 1 0 0 1 0

На рис. П2 представлены осциллограммы изменения некоторых режимных параметров схемы при неуспешном ОАПВ с длительностью безтоковой паузы 0.73 с. На рис. П3а и П3б - фрагменты осциллограммы на рис. П2 в увеличенном масштабе времени, показывающие изменение режимных параметров во время 1 -го и 2-го коротких замыканий. На осциллограммах представлены:

Rot Ang - угол ротора синхронного генератора в град.эл.;

Rot Speed - скорость вращения ротора в о.е.;

U - трехфазное напряжение на шинах статора генератора в кВ;

I - трехфазный ток статора генератора в кА;

Urot - напряжение на роторе синхронного генератора в о.е.

Из рисунка видно, что рассматриваемый переходный процесс характеризуется относительно невысокой динамической составляющей. Хотя угол ротора синхронного генератора переходит к своему послеаварийному значению колебательно, но максимальное значение угла достигается не на первом после возмущения колебании, а в процессе близкого к экспоненциальному движения угла к своему послеаварийному значению.

Очевидно, что величина максимального вылета угла ротора синхронного генератора зависит от длительности паузы ОАПВ, после которой следует второе

КЗ и отключение поврежденной линии. В рассматриваемом случае вылет угла максимален (82.7°), так как повторное КЗ и последующее отключение линии произошли при максимальной скорости ротора генератора. Следует отметить, что столь низкая динамическая составляющая процесса обусловлена не только малой интенсивностью аварийного возмущения, но и тем что во время КЗ возникают сверхтоки (рис. 3), создавая дополнительные потери, из-за которых во время КЗ генератор практически не ускоряется. Кроме того, второе КЗ инициирует форсировку возбуждения генератора, которая демпфирует колебания.

Рис. П2. Изменение режимных параметров при ОАПВ

а. Первое КЗ

б. второе КЗ

Рис. П3. Изменение режимных параметров при ОАПВ

На рисунке П4 представлены осциллограммы изменения режимных параметров при отключении поврежденной ВЛ без ОАПВ. Как видно из рисунка, в этом переходном процессе динамическая составляющая также невелика. Максимальное значение угла ротора синхронного генератора достигается на втором колебании и составляет 84°.

Сопоставляя этот процесс с переходным процессом, полученным при моделировании неуспешного ОАПВ, можно заключить, что динамическая

составляющая переходного процесса при отключении ВЛ без ОАПВ примерно такая же или, по крайней мере, не меньше, чем динамическая составляющая переходного процесса при неуспешном ОАПВ при наиболее неблагоприятной длительности паузы ОАПВ по условиям динамической устойчивости. Это дает возможность в алгоритме выбора УВ по условиям динамической устойчивости для однофазного короткого замыкания с ОАПВ производить раздельный выбор УВ по условиям устойчивости во время паузы ОАПВ и при неуспешном ОАПВ. При этом во время паузы ОАПВ выбор УВ производится при моделировании однофазного короткого замыкания с последующим отключением фазы ВЛ (см. раздел П2), а при неуспешном ОАПВ выбор УВ может производиться при отключением линии без ОАПВ.

Рис. П4. Изменение режимных параметров при однофазном КЗ с последующим

отключением линии без ОАПВ

П2. Модель линии электропередачи при ОАПВ

В соответствии с [П1] выбор управляющих воздействий ЦСПА по условиям динамической устойчивости основывается на результатах математического моделирования переходных процессов в энергосистеме. В программном обеспечении, выполняющем эту задачу, используется однолинейная математическая модель энергосистемы, работающая по составляющим прямой последовательности токов и напряжений. Для моделирования ОАПВ линия, на которой работает эта автоматика, должна быть представлена в виде двух параллельных ветвей Ьд и Ьр. Элект рические параметры этих ветвей 2^ и 2^ выбираются таким образом, чтобы их суммарное сопротивление было равно сопротивлению моделируемой линии 2\ в симметричном режиме работы. Во время паузы ОАПВ ветвь Ьд отключается, а оставшаяся в работе ветвь Ьр моделирует параметры линии в неполнофазном режиме.

Определение параметров ветвей Ьд и р может быть выполнено с использованием упрощенной трехфазной модели линии электропередачи разработанной для физической модели энергосистем [2] (рис. П5).

Трехфазная модель линии электропередачи

А1

В1

С

01

XI

А2

В2

С

02

Рис. П5

В этой схеме сопротивления Я] и Х] в фазах модели линии равны соответствующим параметрам линии электропередачи для прямой последовательности токов и напряжений. Сопротивления Ят0 и Хто в нулевом проводе моделируют параметры линии для нулевой последовательности. Они могут быть определены из опыта короткого замыкания, в котором на один конец модели линии ставится закоротка, а к другому подключается напряжение 3 и0 (опыт проводится без емкостей Сз и Смф). Замеряемое в этом опыте сопротивление, на которое нагружается источник 3и0 должно быть равно требуемому сопротивлению нулевой последовательности:

где 20 =Я0 + ]Х0, 2] =Я] + ]Х], 2т0 =Ят0 + ]Хт0. Из этого соотношения получается:

Не рассматривая пока емкостные составляющие, определим эквивалентное продольное сопротивление для составляющих тока и напряжения прямой последовательности при отключенной фазе линии (например, фазе С). Это сопротивление можно найти, например, из опыта трехфазного короткого замыкания, в котором к выводам А], В], С], О1 подключается симметричная тройка напряжений с величиной фазного напряжения и]:

а вывода А2, В2, С2, 02 замыкаются.

При отключенной фазе С, токи фаз А и В определятся из соотношений:

2о = 2]/3 + 2т0 ,

(П1)

2т0 = 2о — 2]/3.

(П2)

иА = и], ив = и&Р, ис = и]в>р, где р= 2 л/3,

(П3)

1а(2] + 2то) + 1в2т0 = иА , 1л^т0 + 1в(2] + 2то) = ив .

(П4)

Решив систему уравнений (4), получим выражения для фазных токов:

В^т0

(П5)

ив(г1 + Zmo) — иА1т0

Z1(Z1 + 2Zmo)

С учетом (П3), получим выражение для 17:

^ 2Zl + 3Zmo ^ ((П6)

Из (П6) следует, что эквивалентное сопротивление прямой

последовательности для модели линии с отключенной фазой равно:

= 3^ + ^шо).

/2 97 _1_ 07

Сопротивление параллельной ветви, 2/7, отключаемой при моделировании паузы ОАПВ определяется исходя из того, что сопротивление параллельного соединения 2^ и 2р, должно быть равно 27:

^ТТ-" ((П8)

Зарядная мощность линии электропередачи для нулевой последовательности меньше чем для прямой, поскольку в формировании зарядной мощности нулевой последовательности не участвуют междуфазные емкости. Для трехфазной модели линии, представленной на рис. П5, уменьшение зарядной мощности для нулевой последовательности происходит автоматически. В однофазной модели линии приходится искать компромисс.

Неучет уменьшения зарядной мощности для нулевой последовательности может привести к завышению пределов динамической устойчивости и к получению управляющих воздействий не достаточных для обеспечения устойчивости в реальном аварийном процессе. Уменьшение зарядной мощности линии до значений, соответствующих зарядной мощности для нулевой последовательности приведет к искажению исходного режима, что также нежелательно. Наличие двух параллельных ветвей, одна из которых отключается в неполнофазном режиме дает возможность принять следующий компромиссный вариант.

Емкостные проводимости Lf2 выбираются соответствующими 2/3 зарядной мощности линии для нулевой последовательности. Емкостная проводимость Lf] выбирается, соответствующей разности между зарядной мощностью линии в симметричном режиме и зарядной мощностью Lf2. Таким образом, в исходном режиме суммарная зарядная мощность параллельно включенных ветвей равна зарядной мощности линии для прямой последовательности и исходный режим не искажается. В аварийном процессе, во время паузы ОАПВ, зарядная мощность остающейся в работе ветви Lf2 несколько меньше истинной, что незначительно ухудшит условия динамической устойчивости энергосистемы и приведет к формированию несколько завышенных управляющих воздействий.

При наличии на моделируемой линии электропередачи шунтирующих реакторов они должны учитываться при задании поперечных проводимостей ветвей Lf] и Lf2. При этом на Lf] должна приходиться 1/3 проводимости реакторов, а на Lf2 - 2/3.

П3. Алгоритм выбора УВ по условиям динамической устойчивости при работе ОАПВ

Задача выбора УВ по условиям динамической устойчивости при однофазном КЗ на линии электропередачи с работой ОАПВ отличается от всех других задач выбора УВ, реализованных в настоящее время в вычислительном комплексе ЦСПА, тем, что здесь на протяжении одного аварийного процесса может потребоваться вводить УВ дважды в различные моменты времени: первый раз - после однофазного КЗ и отключения поврежденной фазы для сохранения устойчивости во время паузы ОАПВ, второй раз - в случае неуспешного ОАПВ, после второго короткого замыкания и отключения линии электропередачи.

Выбор УВ по условиям динамической устойчивости осуществляется с использованием результатов интегрирования рассматриваемого аварийного процесса на математической модели энергосистемы [П1]. В рассматриваемом

случае может потребоваться интегрировать переходный процесс на достаточно большом промежутке времени (10 с. и более). Поскольку в вычислительном комплексе ЦСПА для повышения быстродействия интегрирование ведется с увеличенным шагом, то на столь длительном промежутке времени из-за накопления ошибки интегрирования выбор второго комплекта УВ (по факту неуспешного ОАПВ) может получиться с большой погрешностью. Чтобы предотвратить ошибочный выбор УВ, были проведены исследования (результаты которых представлены в разделе П1), показавшие, что второй комплект УВ, обеспечивающий сохранение динамической устойчивости при неуспешном ОАПВ, может быть получен отдельно при рассмотрении однофазного короткого замыкания с последующим одновременным отключением всех фаз ВЛ.

В результате был предложен, реализован в виде программы и испытан (раздел П5) следующий алгоритм выбора УВ по условиям динамической устойчивости для неуспешного ОАПВ:

A. Выбираются УВ, необходимые для обеспечения динамической устойчивости во время паузы ОАПВ (1 -й комплект). Операция выполняется в соответствии с алгоритмом выбора УВ по условиям динамической устойчивости [П1] при моделировании однофазного КЗ и последующего отключения одной фазы поврежденной линии электропередачи в соответствии с методикой, изложенной в разделе П2.

B. Формируется пусковой орган, содержащий однофазное КЗ, отключение поврежденной линии электропередачи и реализованных УВ, выбранных по п. А.

C. Для пускового органа, сформированного по п. В, выбираются УВ, необходимые для обеспечения динамической устойчивости при неуспешном ОАПВ (2-й комплект).

П4. Формирование таблиц управляющих воздействий для исполнительных устройств ЦСПА для пусковых органов ОАПВ

При работе ОАПВ устройство ЦСПА нижнего уровня может получать два пусковых органа:

ПО-1 - пуск ОАПВ на линии электропередачи;

ПО-2 - отключение линии электропередачи в результате неуспешного ОАПВ.

Таблица управляющих воздействий для этих пусковых органов должна формироваться следующим образом:

ПО-1 - первый комплект управляющих воздействий, полученный в технологическом алгоритме выбора УВ по условиям динамической устойчивости;

ПО-2 - суммарные УВ, содержащие второй комплект УВ, полученный в технологическом алгоритме выбора УВ по условиям динамической устойчивости, и корректирующие УВ, полученные для этого аварийного возмущения в технологическом алгоритме выбора УВ по условиям статической устойчивости послеаварийного режима.

П5. Результаты предварительного тестирования

Предварительное тестирование работы алгоритма и программного модуля выбора УВ по условиям динамической устойчивости при однофазных коротких замыканиях на линиях электропередачи и работе ОАПВ проводилось в тестовой схеме энергосистемы, предложенной в [П1] и позволяющей наглядно проанализировать работу алгоритма в широком диапазоне аварийных и схемно-режимных условий.

Испытания показали, что алгоритм и реализующее его программное обеспечение работают удовлетворительно. Управляющие воздействия выбирались только в тех случаях, когда происходило нарушение динамической

устойчивости. Если во время паузы ОАПВ нарушения устойчивости не происходило, то 1 -й комплект УВ не формировался. Во всех проведенных экспериментах выбирались минимальные УВ, обеспечивающие сохранение динамической устойчивости.

Для иллюстрации работы алгоритма далее приведен один из экспериментов. Тестовая схема с нанесенным на ней предаварийным режимом представлена на рис. 6. Схема содержит сети напряжением 750 и 330 кВ. Предаварийный режим характеризуется значительным избытком мощности на электростанции, подключенной к узлу 2. В качестве аварийного возмущения рассматривается однофазное КЗ на ВЛ 750 кВ (2-5) (ВЛ в соответствии с разделом П2 представлена двумя ветвями) вблизи шин узла 2 с работой ОАПВ на этой линии. В соответствии с методикой моделирования линии электропередачи, на которой происходит работа ОАПВ (раздел П2) эта линия в модели представлена двумя параллельными ветвями. Для утяжеления аварийного процесса ВЛ 330 кВ (1-4) выведена в ремонт.

В качестве управляющих воздействий противоаварийной автоматики использовались отключение генераторов и отключение нагрузки. В качестве управляемых были заданы генераторы, подключенные в узлах 201, 202, 203, 204, 205, 206, 401, 402. Все эти генераторы рассматривались, как отдельные УВ с одной ступенью. Предаварийные загрузки и номинальные мощности управляемых генераторов представлены в таблице П4.

ед О О О О О

§200 §201 |,202 §203 ,§204 @ 205 <§ 206

Рис. П6. Тестовая схема энергосистемы

Таблица П4

201 202 203 204 205 206 401 402

Р, МВт 750 600 600 400 200 100 200 150

Рн, МВт 800 800 800 500 200 200 200 200

В качестве управляемых нагрузок использовались нагрузки в узлах 1, 4, 7 и 10. Для нагрузок было организовано пять УВ с различным количеством ступеней. Величины отключаемых мощностей для различных ступеней этих УВ представлены в таблице П5.

Таблица П5

№ УВ № узла Ступени

1 2 3 4 5 6

10 1 220 510 790 1045 1295 1545

11 1 55 155 255

40 4 159 309 459

70 7 150 300 450

100 10 220 410 560 690

Протокол работы программного модуля выбора управляющих воздействий по условиям динамической устойчивости для рассматриваемого аварийного возмущения представлен на рис. П7.

Как видно из протокола, выбор управляющих воздействий осуществляется в два этапа.

На первом этапе выбирается 1-й комплект УВ, необходимый для обеспечения устойчивости при отключении поврежденной фазы. После первого цикла работы (без ввода УВ) программа, зафиксировав нарушение устойчивости, выдала список ветвей аварийного сечения. Поскольку в этот список вошли все ветви, примыкающие к узлу 5, то можно заключить, что при асинхронном провороте электрический центр качаний оказался именно в этом узле.

По результатам обработки переходного процесса выбраны суммарные УВ, необходимые для обеспечения устойчивости: UV_sum1 = 36.6, UV_sum2 = 0. (Допустимый небаланс управления ± 400 МВт.) Для реализации УВ был выбран управляемый генератор с минимальной доаварийной загрузкой 100 МВт, подключенный к узлу 206.

На втором цикле расчетов программа зафиксировала, что выбранное УВ обеспечивает сохранение устойчивости и поскольку это УВ - минимально возможное, то на этом первый этап выбора УВ закончился.

На втором этапе выбирался 2-й комплект УВ, который должен вводиться в случае неуспешности ОАПВ и отключения ВЛ 2-5. Согласно предложенному алгоритму выбора УВ при ОАПВ (раздел П3) на этом этапе в состав аварийного возмущения был включен 1-й комплект УВ.

Вер 26-01.08.2013 Аварийное возмущение № 2 ОАПВ. Отключение фазы

t=0 Шунт КЗ в узл. 2 R=0 X=30,

t=0.12 Откл. ветв. 2 - 5 - 11 Шунт КЗ в узл. 2 R=0 X=-30, Цикл 1 - Неустойчиво Ветви аварийных сечений 2 5

5 7

5 10

6 7

иУ_5ит1 = 36.6498 и^ит2 = 0 разгрузка (отключение) генераторов 206 99.999 t=0.19 Откл. ген. 206 Цикл 2 - Переходный процесс устойчив Управление выбрано Суммарное ОГ - 99.9986 Суммарное ОН - 0 Количество циклов расчета - 2 Неуспешное ОАПВ. Отключение ВЛ t=0 Шунт КЗ в узл. 2 R=0 X=30,

t=0.12 Откл. ветв. 2 - 5 - 11 Откл. ветв. 2 - 5 - 12 Шунт КЗ в узл. 2 R=0 X=-30, t=0.19 Откл. ген. 206 Цикл 1 - Неустойчиво Ветви аварийных сечений 6 7

иУ_5ит1 = 2624.1184 и^ит2 = 2324.117 разгрузка (отключение) генераторов

201 202 203 204 205

749.99 599.99 599.99 399.99 200 отключение нагрузки 4 7 10 909 300 1160 t=0.19 Откл. ген. 201 Откл. ген. 202 Откл. ген. 203 Откл. ген. 204 Откл. ген. 205 t=0.27 Изм. нагр. 7 t=0.29 Изм. нагр. 4 Изм. нагр. 10 Цикл 2 - Переходный процесс устойчив разгрузка (отключение) генераторов 201 202 203 204 749.99 599.99 599.99 399.99 отключение нагрузки 4 7 10 909 150 1160 t=0.19 Откл. ген. 201 Откл. ген. 202 Откл. ген. 203 Откл. ген. 204 t=0.27 Изм. нагр. 7 t=0.29 Изм. нагр. 4 Изм. нагр. 10 Цикл 3 - Неустойчиво Ветви аварийных сечений 6 7

разгрузка (отключение) генераторов

201 202 203 204 205 749.99 599.99 599.99 399.99 200 отключение нагрузки 4 7 10 909 300 1160 Управление выбрано Суммарное ОГ - 2649.958 Суммарное ОН - 2369 Количество циклов расчета - 3 Время расчета = 14.1851

Рис. П7. Протокол работы макета алгоритма выбора управляющих воздействий

по условиям динамической устойчивости

После первого цикла работы программа зафиксировала нарушение устойчивости. По результатам обработки переходного процесса были выбраны суммарные УВ для ускоряющейся и тормозящейся частей энергосистемы, которые были реализованы отключением всех оставшихся управляемых генераторов, подключенных к узлу 2, и нагрузок в узлах 4, 7 и 10. 2 -й цикл расчетов показал, что этих УВ достаточно для сохранения устойчивости энергосистемы. На 3-м цикле расчетов программа сделала попытку уменьшить УВ, не отключив генератор в узле 205. Получив отрицательный результат (нарушение устойчивости), программа завершила расчеты, выдав в качестве 2-го комплекта УВ, выбранные перед вторым циклом расчетов.

Проверка правильности выбранных УВ проводилась с использованием программного комплекса «Mustang». На рис. П8 представлены осциллограммы изменения углов роторов всех синхронных машин тестовой схемы при рассматриваемом аварийном возмущении и применении выбранных УВ. Как видно из рисунка, устойчивость энергосистемы сохраняется.

На рис. П9 представлены осциллограммы изменения углов роторов всех синхронных машин тестовой схемы при рассматриваемом аварийном возмущении и применении выбранных УВ за исключением того, что применение первого комплекта УВ (отключение генератора в узле 206) было произведено не по факту отключения поврежденной фазы, а по факту неуспешного ОАПВ (отключения все линии). Как видно из рисунка, устойчивость энергосистемы нарушается.

На рис. П10 представлены осциллограммы изменения углов роторов всех синхронных машин тестовой схемы при рассматриваемом аварийном возмущении и применении выбранных УВ за исключением того, что во втором комплекте УВ, вводимому по факту неуспешного ОАПВ не отключается генератор в узле 205. Как видно из рисунка, устойчивость энергосистемы нарушается.

Таким образом, проведенная проверка показала, что УВ выбранные программой выбора управляющих воздействий по условиям динамической

устойчивости для рассматриваемого аварийного возмущения являются необходимыми и достаточными.

Рис. П8

[Град] [кВ]

Угол рот 99

Угол рот 100

Угол рот го о

Угол рот 300

Угол рот 400

Угол рот 201

Угол рот 202

Угол рот 203

Угол рот 401

Угол рот 402 U 2

Угол рот 204

Угол рот 205

Угол рот_206

Рис. П9

Рис. П10

Выводы

Разработан алгоритм выбора УВ по условиям динамической устойчивости при однофазном автоматическом повторном включении (ОАПВ) в технологическом алгоритме ПТК верхнего уровня ЦСПА.

Показано, что в алгоритме выбора УВ по условиям динамической устойчивости для однофазного короткого замыкания с ОАПВ возможно производить раздельный выбор УВ по условиям устойчивости во время паузы ОАПВ и при неуспешном ОАПВ. При этом во время паузы ОАПВ выбор УВ производится при моделировании однофазного короткого замыкания с последующим отключением фазы ВЛ, а при неуспешном ОАПВ выбор УВ может производиться при моделировании однофазного короткого замыкания с последующим одновременным отключением всех фаз ВЛ.

Рассмотрена методика математического моделирования процесса ОАПВ в однолинейных математических моделях энергосистем.

Проведены испытания разработанного алгоритма и реализующего его программного модуля в тестовой схеме энергосистемы, показавшие его работоспособность и эффективность.

ПРИЛОЖЕНИЕ Б АКТ ВВОДА В ПРОМЫШЛЕННУЮ ЭКСПЛУАТАЦИЮ

■ vyvu '

УТВЕРЖДАЮ ЗаместителЕ> генерального директора Филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Востока

В.Л. Козуб

»JíiSbL 2013 г.

у и.

АКТ

завершения приемочных испытаний и готовности к вводу в промышленную эксплуатацию программно-аппаратного комплекса ЦСПА ОЭС Востока

Комиссия в составе: Кузнецова Н.Ю.

Жуков А.В,

Лисицын A.A.

Сацук ЕЛ1

Ершов А,В. Андро Д.А, Костерил В.и, Демидов С.И. Чаи люк С-В, Легковонец П.В,

- директор по управлению режимами - главный диспетчер ОДУ Востока, председатель комиссии;

- заместитель директора ОАО «СО ЕЭС» по управлению режимами ЕЭС, заместитель председателя комиссии (по согласованию);

- заместитель генерального директора ОАО «НТЦ ЕЭС», заместитель председателя комиссии (но согласованию);

- начальник службы внедрения противоаварийтй и режимной автоматики ОАО «СО ЕЭС» (по согласованию);

- директор по информационным технологиям ОДУ Востока;

- директор по ИТС Филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МОС Востока (по согласованию);

- заместитель главного диспетчера по режимам ОДУ Востока;

- ■ заведующий лабораторией ОАО «НТЦ ЕЭС» (по

■ согласованию);

- заведующий лабораторией ОАО «НТЦ ЕЭС» (по согласованию);

- начальник. . отдела службы внедрения протнноаварийиои и режимной автоматики ОАО «СО ЕЭС» (но согласованию);

Сюкарев RB,-

начальний оперативно- диспетчерской службы ОДУ Востока;

Житков Д.Б.

- начальник службы безопасности и специальных программ ОДУ Востока

в соответствии с приказом Филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Востока от 20,12.2013 № 262 «О проведении приемочных испытаний ЦАК ЦСПА ОЗС Востока» в период с 23.12 по 25.12.2013 проанализировала результаты и подвела итоги приемочных испытаний программно-аппаратного комплекса централизованной системы противоаваритюй автоматики объединенной энергосистемы Востока (далее - ПАК ЦСПА ОЭС Востока) на программном обеспечении версии 1.1, разработанного ОАО «I ГГЦ ЕЭС» по заказу ОАО «СО ЕЭС».

Перечень составляю щн к технического, программного, ынформацншшого m организационного обеспечений ПАК ЦСПА ОЭС Востока, ЗфИШПШиекьгс комиссией;

1.- Алпдрятлое и системное программное обеспечение НТК верхнего уровня-ЦСПА

Функции оборудования

Оперативный сервер

Расчетные сервера

Архивный сервер

Имя оборудования

CSPA1-ODUVS CSPA2-ODUVS

Характеристики оборудования

HEADI HEAD2

COMPUTEN1 COMPUTEN2 COMPUTEN3 COMFUTEN4 COMPUTEN5

IBM х3550М2 7946, два 4-х ядерных процессора 2.1 ЗГГц, ОЗУ 4Гб, 2x5 46Gb SAS Drive

Установленная ОС, СУБД, ПО

Microsati Wiitdows Server 2003 R2 EE,

Microsoft SQI, Server 2005

IBM X3550M2 7946, два 4-х ядерных процессора 2ЛЗГ1 ц, ОЗУ 4Гб, 4x146Gb SAS Drive

IBM x35fÛM2 7946, два 4-х ядерных процессора 2.13 ГГц, 05У 4Гб, 2x146Gb SAS Drive

Microsoft Windows Server 2008- R2 EE,

Microsoft SQL Sei ver 2008 R2

Microsoft Windows Server 2008 R.2 UPC Edition

Л

Функции оборудоьания Имя . оборудования Характеристики оборудования Установленная ОС, СУБД, ПО

Арбитры расчетного сервера COMPUTEN6 COMPUTEK7 IBM Х3650Т 7980, диа 2-х ядерных процессора 3,21 Т'цт ОЗУ 10Гб, Microsoft Windows Server 2008 R2 НРС Edition

Система хранения данных Дисконт стойка - IBM DS3400 1726-НС4, 5x600Gb SAS Drive

Коммутатор ЛВС Основной ■ Hirsch man MAR 114.0

Коммутатор ЛВС Резервный Hirschman. MAR 1140 ■ '

Серверное прикладное программное обеспечение ЛТК зертшего уровня ЦСПА)

- ПО «Супервизор»;

■ - ПО «Система оповещения»;

- ПО «Контроллер- связи Приморской ГРЭС»;

- Служебные и функциональные модули;

- Оперативная база данных;

- Архивная база данных.

3, Клиентское программное обеспеченНОС верхнего уровня ЦС1Ш

- ПО «Консоль ЦСПА»;

- ПО «Конструктор 11СПА»;

- ПО «Имитатор'ЦСПА».

4. Канал ь: связи;

- основной выделенный качал связи ПТК верхнего уровня ЦСПА с ЛАПНУ Приморской ГРЭС, скорость 12S кбит/с, интерфейс Ethernet;

- резервный выделенный канал связи ПТК верхнего уровня ЦСПА с ЛАЩУ Приморской ГРЭС, скорость 128 кби г/с, интерфейс Ethernets' ЛАПМУ ЗТраморской ГРЭС в качестве, пшзфвого устройетьа ЦСПА,

Состав функций КАК ЦСКА, принимаемых комиссией:

- предотвращение нарушения устойчивости при нормативных аварийных лозмущениях в сетях 500 ei 220 кБ и ид объектах электроэнергетики ОЭС Востока:

П динамической устойчивости;

н нормативных запасов статической апериодической устойчивости гто

активной мощности в посте аварийны к режимах; а нормативных запасов статической апериодической устойчивости но напряжению япослеаварийных режимах;

- предотвращение перегрузки по току В1Г 500 и 220 кВ в поел ^аварийных режимах;

- конфигурирований и настройка ПТК верхнего уровня ЦСПА;

- мониторинг каналов связи ГГТК верхнего уровня ЦСПД с ЛАПНУ Приморской ГРЭС; .■,■

- нзаимодейотнне с ЛАПНУ 11риморской ГРЭС;

- управление и контроль работы ПАК ЦСПА;

- регистрация, архивцропанне и просмотр событий;

- ауте! ¡тифи кация и разгран иченис пра в I гол ьзователей;

- оповещение;

-. мониторинг состояния технологического цикла и серверных задач ПТК верхнего уровня ЦСПА.-

Комиссии были предъявлены следующие/Ш^уМенты:

- ТЗО «Централизованная система противоаварийной автоматики ОЭС Востока», ОАО ДЭСП, 2007г;

- Техническое задание к договору от 09.06.2013г, №152-02-1-08 на выполнение НИОКР «Исследования и разработки средств противоаварийного и режимного управления энергосистем для реализации программ! со-технических комплексов верхнего (ЦСПА) и нижнее (ЛПА) иерархических уровней управления»;

- Техническое задание к договору от 01 06,2010г. №318 02-9-10 «Создание н внедрение ПТК ЦСПА в опытную эксплуатацию в ОЭС Востока»;

- Техническое задание к договору от 01.06.2011г. №406-03-9-11 «Разработки для внедрения ГТПС верхнего уровня ЦСПА в промышленную эксплуатацию в ОЭС Востока»;

- Техническое задание к договору от 07.12.2012г. №605-02-9-12 «Внедрение средств лротипоаварийнопо управления в Филиале ОАО «СО ЮС» ОДУ Востока»;

- Проектная документация «Программно-техннческнй комплекс централизованной системы противоаварийной автоматики (ПТК ЦСПА)», ООО «Текностайл», 2010г.;

- Отчет о работе «Создание и внедрение ПТК ЦСПА в опытную эксплуатацию а ОЭС Востока», ОАО «НИЙ1ТГ>>5 2010г.;

- Тестовая документация «Программное обеспечение НТК верхнего уровня ЦСПА», ОАО «НТЦ ЕЭС», 2013г.;

- Конструкторская ■ (проектная) документация «Программное обеспечение ПТК верхнего уровня ЦСПА», ОАО «НТЦ ЕЭС», 2013г,;

- Руководство пользователя по КСЗ программное обеспечение ПТК верхнего уровня ЦСПА», ОАО «НТЦ ЕЭС», 2013] .,

- Руководство- администратора безопасности «Программное обеспечение НТК верхнего уровня ЦСПА», ОАО «IГЩЕЭС», 2013г.;

-Акт сдачи-приемки работ № 1. по договору № 661-03-&-13 от 16.04,20 И г. . «Приведение программного обеспечения программно-технического комплекса верхнего уровня централизованной системы противо аварийной автоматики . Объединенной энергосистемы Востока в соответствие с Требованиями федеральной службы пи техническому и экспортному контролю по информационной безопасности»;

- Акт1 готовности к опытной эксплуатации 11АК 1 (СПА ОЭС Востока, утвержденный главным диспетчером ОДУ Востока Кузнецовой Н К) 24,10.2013 г,;

- Рабочий журнал опытной эксплуатации ПЛК ЦСПА ОЭС Востока;

- Акт завершения опытной эксплуатации 1 JAK ЦСПА ОЭС Востока и готовности к приемочным испытаниям, утвержденный главным диспетчером ОДУ Востока Кузнецовой IÜO. 20.12.201 Зг.;

- Программа и методика приемочных испытаний ЦСПА ОЗС Востока, утвержденная 16.3 2>2013г.;:

- Положенно по организации оперативно-технической эксплуатации централизованной системы противоаварийной автоматики ОЭС Востока, утвержденное главным диспетчером ОДУ Востока Кузнецовой Н.Ю. Ю. 12.20 13г.;

- Инструкция по обслуживанию централизованной системы противоаварийной автоматики ОЭС В и сток а, утвержденная ' главным диспетчером ОДУ Востока Кузнецовой Н-Ю. 10,12.2013г,;

- Программа испытаний и смены технологического алгоритма выбора УВ, утвержденная главным диспетчером ОДУ Востока Кузнецолой НЮ, 09.12.2013г.;

- Регламент анализа работы технологического цикла централизованной системы противоаварийной автоматики ОЭС Востока, утвержденный главным диспетчером ОДУ Востока Кузнецовой НЛО- 10,12,201 Зг

- Регламент создания, актуализации и использования специализированных расчетных моделей для решения задач противоаварийиого управления в. централизованной системе противоаварийной автоматики ОЭС Востока, утвержденный главным диспетчером ОДУ Востока Кузнецовой ¡1.10. 05,12.2013 г.;

- Программа технологов СЙР по смене Йоевой расчетной схемы ЦСПА ОЭС Востока, утвержденная главным диспетчером ОДУ Востока Кузнецовой Н,Ю. 10.12.2013г.;

- Инструкция по ■ восстановлению работоспособности ПАК «централизованная система противоаварийной автоматики ОЭС Востока» для дежурного специалиста СОЭ АСУ, утвержденная директором по информационным технологиям ОДУ востока Ершовым A.B. 10.12.2013г.

Оценка соатветствпц принимаемого ПАК ЩСПА ОЭС Востока ТЗ на йго создание:

. Принимаемый ПАК ЦСПА ОЭС Востока соответствует ТЗ на его создание-

Краткая характеристика к основные результаты выполненной работъЕ по создай то ПАК ЦСПА ОЭС Востока:

Выполнена разработка ПАК ЦСПА ново™ поколения, осуществлено внедрение ПАК ЦСПА в ОЭС Востока.

Разработаны новые технологические алгоритмы расчета УВ, основанные на классических моделях энергосистемы для анализа динамической и статической устойчивости, обеспечивающие нормативные запасы по активной мощности и напряжению и отсутствие токовых перегрузок сетевых элементов в послеаваринкых режимах ОЭС Востока.

Разработан новый алгоритм оценивания режимов ОЭС Востока № полной схеме и его автоматического эквнвалентирозалия с сохранением опенешых режимных параметров; модулей и фаз узловых напряжений.

Разработана новая архитектура ПТК верхнего уровня ЦСПА ОЭС Востока для организации параллельно!о расчета УВ,

Решении комиссии:

Члены КОМИССИИ!

Кузнецова. 11-Ю, Жуков А,В, Лисицын А.А. СацукЕ.И.

ПАК ЦСПА ОЭС Востока в составе ПТК верхнего уровня на программном обеспечении версии 1,1 и ЛЛПНУ Приморской ГРЭС в качестве низового устройства ЦС11А готов к вводу в промышленную эксплуатацию;

директор по управлению режимами -ла&ный диспетчер ОДУ Востока, председатель комиссии;.

заместитель директора ОАО «СО ЕЭС» по управлению режимами ЕЭС, заместитель председателя комиссии (по согласованию);

заместитель генерального директора ОАО «НТЦ ЕЭС», заместитель председателя комиссии (по согласованию);

начальник службы внедрения

противо аварийной и режимной автоматики ОАО «СО ЕЭС» (по согласованию);

директор по информационным технологиям ОДУ Востока;