Основы противоаварийного оперативного управления

ПАОУ реализуется согласованными действиями диспетчерского персонала разных ступеней территориальной иерархии управления и оперативным персоналом ПС: 1.диспетчера предприятий электросетей (ПЭС) и начальники смен электростанции, 2.диспетчера региональной энергосистемы (РДУ), 3.диспетчера объединенного диспетчерского управления (ОДУ), 4.диспетчера центрального диспетчерского управления (ЦДУ).

Следует отметить, что вследствие быстрого протекания аварийных процессов диспетчерский и оперативный персонал подключается к управлению аварийными режимами лишь в редких случаях, но в ликвидации аварий принимает участие всегда.

При необходимости привлекается весь дежурный персонал объектов энергосистем.

Условия реализации оперативного управления.

Цели оперативного управления (ОУ), характер оперативных решений, необходимая быстрота их реализаций зависит от режима, в котором находится ЭЭС: 1.нормальный,

2.утяжелённого,

3. аварийного.

Наибольшую часть времени ЭЭС находится в нормальном режиме (Н), в котором все значения параметров режима находятся в пределах, допустимых для длительной работы по критериям качества электроэнергии, исправности отдельных элементов ЭЭС (термической стойкости ЛЭП, трансформаторов и др.), надёжности, устойчивости.

Основной задачей ОУ в нормальном режиме является обеспечение энергоснабжения потребителей при минимальных затратах (т.е. оптимизация режима) на производство электроэнергии при соблюдении требуемого ее качества, уровня надёжности.

При этом оперативный персонал должен принимать меры, чтобы уменьшить вероятность развития аварийных процессов.

Несмотря на это, ЭЭС может перейти из Н в утяжелённый режим, в котором хотя бы один из параметров достигают значений, допустимых лишь в течение ограниченного времени.

Основная задача ОУ в утяжелённом режиме – не допустить его дальнейшего утяжеления (что может привести к переходу в аварийный режим), устранить причину, вызвавшую утяжелённый режим, восстановить Н.

Рис. 2.4. Связи между режимами ЭЭС: Н – нормальный; НО – нор-

мальный оптимальный; У – утяжелённый; А – аварий-

ный; ПАР – послеаварийный.

Режим называется аварийным, если один или несколько его параметров достигают значений, недопустимых даже кратковременно.

Основная задача оперативного управления ЭЭС в аварийном режиме – выявить причину и локализовать район аварии, предотвратить ее развитие и распространение, ускорить восстановление Н.

Вследствие быстроты протекания аварийных процессов оперативно-диспетчерский персонал подключается непосредственно к ПАУ лишь в редких случаях. Однако ясно, что от действий оперативно-диспетчерского персонала, в том числе и до аварии, очень многое зависит.

После устранения причин аварийного режима ЭЭС переходит к ПАР. Он может быть нормальным или утяжелённым.

Различают также ремонтный режим при выводе из работы одного или нескольких элементов сети или устройств ПААУ.

В зависимости от места возникновения аварии, тяжести, возможных последствий основная роль в ПАУ принадлежит диспетчерскому персоналу соответствующей ступени иерархии диспетчерского управления.

Чем крупнее авария, тем больше ступеней диспетчерского управления участвуют в ПАУ. При этом обязательными являются согласованные действия диспетчерского персонала разных ступеней диспетчерского управления при чётком распределении функций и строгом соблюдении диспетчерской дисциплины.

Далее рассматриваются некоторые характерные аварийные ситуации и действия оперативного-диспетчерского персонала.

Следует отметить, что оперативно-диспетчерский персонал действует строго по инструкциям - местным или общим.

Все перечисленные ниже действия необходимо рассматривать под тем углом зрения, что «вышестоящие диспетчеры дают команды, а нижестоящие выполняют».

Понижение частоты

Диспетчер соответствующего уровня выявляет факт понижения частоты и даёт диспетчерам нижестоящих уровней указания о восстановлении частоты. Прежде всего, даются команды начальникам смен ЭС (дежурным инженерам ЭС) об использовании вращающегося резерва с учётом допустимой загрузки межсистемных связей между ОЭС и энергосистемами.

Оперативный персонал ЭС принимает меры к повышению мощности ЭС путём использования вращающегося резерва, контролируя загрузку линий.

При дальнейшем снижении частоты диспетчеры высших ступеней управления дают распоряжения начальникам смен ЭС о полном использовании вращающегося резерва и пуске резервных гидрогенераторов (ГГ), а при недостаточности этих мер – об увеличении мощности агрегатов до значений, соответствующих допустимым перегрузкам (с учётом загрузки контролируемых связей).

Оперативный персонал ЭС повышает мощность путём полного использования вращающегося резерва, осуществляет пуск резервных ГГ, переводя работающие в режиме синхронных компенсаторов (СК) в генераторный режим, увеличивая электрическую мощность теплофикационных агрегатов за счёт допустимого изменения параметров режима теплосети, используя разрешённые аварийные перегрузки оборудования.

Следует иметь в виду, если достигаются уставки, работает АЧР.

Устройства АЧР разделяют на категории:

1. АЧР I (быстродействующая АЧР)

Задача АЧР-I: быстрое отключение части потребителей с целью остановить лавинообразный процесс падения частоты в системе. Диапазон уставок АЧР-I лежит от 48,5 Гц до 46,5 Гц с шагом в 0,1 Гц. Мощность отключаемых потребителей равномерно распределяют по ступеням. Выдержка по времени у АЧР I лежит в пределах от 0,3 до 0,5 секунды.

2.АЧР II

Задача АЧР II — поднять частоту в системе после остановки «лавины частоты» выполненной АЧР I до значений выше 49 Гц. Она начинает срабатывать после того, как частота установится на уровне 47,5—48,5 Гц. Выдержка времени между ступенями АЧР II больше, чем у АЧР I и выбирается в диапазонах от 5—10 до 70—90 секунд. Такая большая выдержка времени обусловлена тем, что система может длительно работать при частоте выше 49,2 Гц, поэтому быстро доводить значение частоты до номинального путем отключения потребителей, которые могут получать электроэнергию без особого вреда для системы, не имеет смысла.

Если, несмотря на работу АЧР частота остаётся сниженной на 1 Гц в течение 5 минут, диспетчеры дают распоряжения об отключении потребителей. Это реализуется оперативным персоналом ЭС и электрических сетей (ПЭС).

При значительных потерях генерирующей мощности, несмотря на работу АЧР, отключении потребителей, частота остаётся сниженной на 1,5 Гц и более, все запрещения самостоятельных действий оперативного персонала ЭС снимаются, а диспетчеры энергосистем по истечении 5 мин самостоятельно производят отключение нагрузки.

При глубоком снижении частоты (около 45 Гц) на теплостанциях (ТЭС) выделяются собственные нужды на несинхронное питание (при отсутствии или отказе соответствующей автоматики). В некоторых случаях оперативный персонал самостоятельно отделяет ЭС с местной нагрузкой.

Устранение опасной перегрузки линий электропередач

Диспетчер ЦДУ при перегрузке межсистемных линий электропередач (МЭП) между ОЭС устраняет перегрузку путём увеличения генерируемой мощности в приёмной части и снижения мощности в передающей части единой энергосистемы (ЕЭС).

При необходимости (отсутствии резерва мощности в приёмной части) даётся распоряжение диспетчерам ОДУ приёмной части об отключении части потребителей.

Диспетчеры ОДУ и энергосистем РДУ проводят аналогичные меры для разгрузки связей в ОЭС и энергосистемах. При этом используются также возможности изменения схем электрических сетей.

Понижение напряжения в контролируемых точках до установленных аварийных пределов

Диспетчеры принимают все меры для устранения причин понижения напряжения:

-дают указания об использовании средств регулирования U (возбуждение генер, коэфф. тр.), разрешая повышение U на шинах ЭС и ПС до максимально допустимых уровней;

- использование резервов Q (включают резервные источники Q, отключают шунтирующие реакторы (ШР)).

- если, несмотря на принятые меры U остаётся сниженным, диспетчеры дают команды на отключение нагрузки в частях ЭЭС с наиболее низкими значениями U.

При этом разрешается идти на аварийную перегрузку генераторов и СК для подъёма U.

Неотключившиеся короткие замыкания

Диспетчерский персонал на основании показаний приборов, анализа действия РЗ и опроса оперативного персонала определяет место КЗ. Если выключатель повреждённого элемента не отключается, персонал по команде диспетчера осуществляет отключение участка с КЗ с помощью смежных выключателей питающих присоединений.

Асинхронный режим в энергосистеме

Диспетчеры определяют примерное положение центра качаний и принимают меры к выравниванию значений частот в несинхронно работающих ЭЭС. При отсутствии резерва мощности в дефицитной части и снижении частоты ниже 48,5 Гц дают команду на немедленное отключение части потребителей. Если восстановить синхронизм не удаётся, разделяют несинхронно работающие части ЭЭС.

Повышение частоты

Диспетчеры выявляют причины повышения частоты, принимают меры к снижению частоты путём разгрузки в первую очередь гидроэлектростанций (ГЭС), затем ТЭС, не допуская перегрузки межсистемных и внутрисистемных связей.

Оперативный персонал ЭС самостоятельно – на ГЭС и специально выделенных для этой цели ТЭС – уменьшает генерируемую мощность для снижения частоты до 50,5 Гц.

Если значение частоты превышает 51,5 Гц, персонал отключает часть агрегатов.

5.3. Автоматизированная система диспетчерского управления электроэнергетическими системами (АСДУ)

Управление такими сложными объектами, как энергетические системы, возможно только с помощью современной управляющей техники. Для этого созданы и развиваются автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ), которые реализуют все стадии управления: сбор информации, её обработку, помощь в принятии управляющих решений, передачу управляющих команд, ведение режима.

АСДУ ЕЭС представляет собой сложную систему, объединяющую все ступени оперативно-диспетчерского управления и обеспечивающую решение задач разных временных уровней (рис. 2.5).

	АСДУ

Обеспечивающая часть (КТС)

Функциональная часть

ИВС

			ВК		Подсистема автоматического управления

	ИВП

Рис. 2.5. Укрупнённая структура состава АСДУ: КТС – комплекс технических средств; ИВС – информационно-вычислительная система; ОИУК – оперативный информационно- управляющий комплекс (работает в реальном времени); ВК – вычислительный комплекс (работает вне темпа процесса); ИУП – информационно-управляющая подсистема; ИВП – информационно-вычислительная подсистема.

В состав АСДУ ЕЭС входят АСДУ ОЭС, районные энергосистемы, ЭС с мощными энергоблоками, ПЭС, крупные ПС.

АСДУ включает в себя обеспечивающую часть, состоящую из комплекса технических средств (КТС) – средств сбора информации, вычислительного комплекса, средств отображения информации, программного обеспечения – и функциональную часть, включающую в себя комплекс экономико-математических методов решения задач оперативного и автоматического управления, планирования режимов.

В состав КТС АСДУ входят:

– средства диспетчерского и технологического управления (СДТУ):

датчики информации, устройства телемеханики, устройства передачи информации, каналы связи;

– средства обработки и отображения информации:

ЭВМ оперативных информационно-управляющих комплексов (ОИУК) и вычислительных комплексов (ВК), устройства печати, дисплеи, видео стены, цифровые и аналоговые приборы;

– устройства стандартного и прикладного математического и информационного обеспечения;

– вспомогательные системы (электропитания, кондиционирования воздуха и др.).

Основу КТС АСДУ представляют ЭВМ. Многообразие функций АСДУ заставило использовать много машин для информационно-вычислительных систем. АСДУ ИВС разделены на два комплекса: ОИУК и ВК.

Оперативный информационный управляющий комплекс (ОИУК) решает задачи краткосрочного планирования, оперативного и автоматического управления режимами энергосистем.

ОИУК работает в режиме реального времени. Он обеспечивает автоматический ввод и обработку телемеханической и алфавитно-цифровой информации, управление средствами отображения информации (т.е. дисплеями, табло, приборами и видеостеной диспетчерского щита), проведение оперативных расчётов для управления режимами, автоматическое регулирование частоты, перетоков мощности, напряжения и др.

На рис. 2.6 представлена структура технических средств ОИУК.

ОИУК состоит из 2 подсистем: информационно-управляющей (ИУП) и информационно-вычислительной (ИВП).

Рис. 2.6. Структура технических средств ОИУК: АУ – аппаратура уплотнения каналов связи; АТС – автоматическая телефонная станция; ДТС - диспетчерская телефонная станция; ТТС – технологическая телефонная станция; СППИ – средства приёма и передачи информации; СОИ – средства отображения информации.

ИУП реализуется на базе 3 ЭВМ, к которым подключены устройства телемеханики, дисплеи, диспетчерский щит и другие средства отображения информации. ИУП обеспечивает автоматический сбор и обработку телеинформации, управление средствами отображения информации, выполнение оперативных расчётов, автоматическое управление.

ИВП реализуется на базе 3 универсальных ЭВМ большой производительности, позволяющих создавать большие архивы данных. ИВП обеспечивает выполнение расчётов по оперативному и краткосрочному управлению по информации из первой подсистемы, решение задач оперативного учёта и анализа использования энергоресурсов, состояния оборудования, технико-экономических показателей и др.

Между подсистемами осуществляется обмен необходимыми массивами информации.

Средства приёма и передачи информации (СППИ-I) для ИУП и (СППИ-II) для ИВП имеют основные функции: обмен информацией с соответствующими подсистемами «своего» ОИУК, а также ОИУК смежного и других уровней управления.

Средства отображения информации СОИ-I и СОИ-II предназначены для отображения режима и диалога диспетчера с ЭВМ.

ОИУК является многомашинной системой Обычно в состав ОИУК входят две универсальные и две мини-ЭВМ, что определяется высокими требованиями к надёжности комплекса.

Особенно жёсткие требования по надёжности предъявляются к ИУП, т.к. именно она обеспечивает диспетчера оперативной информацией и в ряде систем осуществляет функции автоматического управления.

ВК предназначены для решения вне темпа процесса задач долгосрочного планирования, организационно-экономических и других задач. Технической базой ВК является либо автономная универсальная ЭВМ, либо одна из универсальных ЭВМ ОИУК, на которой эти задачи решаются в фоновом, низкоприоритетном режиме.

Программное обеспечение АСДУ подразделяется на информационное (входные и выходные массивы, базы данных, классификаторы и кодовые словари) и программное, которое состоит из трёх видов обеспечения:

– машинного, поставляемого заводом-изготовителем ЭВМ;

– специального – для решения конкретных технологических задач;

– общесистемного (компьютерного), организующего взаимодействие нескольких ЭВМ и периферийных устройств. С4

Функциональная часть автоматизированной системы диспетчерского управления

Функциональная частьАСДУ состоит из трёх подсистем.

Подсистема планирования режимов – с помощью ЭВМ решаются задачи планирования режимов: 1.прогноз нагрузок; 2.расчёт всех режимов, 3. расчёт токов короткого замыкания; 4.расчёт устойчивости; 5.выбор параметров настройки РЗ и ПАА; 6. оптимизация режимов и др.

Подсистема оперативного управления – 1.контроль за работой энергосистемы, 2. представление диспетчеру оперативных данных, 3.документирование информации. С помощью дисплеев диспетчеру представляются схемы отдельных элементов и участков системы с указанием отключенных элементов, значения мощностей, напряжений, параметры, выходящие за установленные пределы, ретроспективная информация о предшествующем режиме, о ходе развития аварии и т.п.

Подсистема автоматического управления состоит из 2 звеньев: 1.автоматического управления нормальными режимами (АУНР) 2.противоаварийного автоматического управления (ПААУ).

В состав АУНР входят системы: 1. автоматическое регулирование частоты и активной мощности (АРЧМ), 2. автоматическое регулирование напряжения и реактивной мощности (АРН и Q), 3. автоматическое регулирование возбуждения (АРВ).

В состав ПААУ входят: 1.релейная защита (РЗ), автоматическое повторное включение (АПВ), автоматическое включение резерва (АВР), 2.противоаварийная автоматика (ПАА).