Алгоритмы централизованных систем противоаварийной автоматики на базе ЭВМ

Применяемые в настоящее время, а также вновь разрабатываемые алгоритмы ПАА пока используют только принцип предварительного расчета дозировок УВ для всей совокупности аварийных возмущений, которые могут быть зафиксированы ПО. Рассчитанные дозировки запоминаются в устройствах АЗД. Это соответствует принципу «ДО», когда расчеты дозировок проводятся до срабатывания ПО, т.е. в доаварийном режиме.

Расчеты выполняются последовательно для каждого ПО. После окончания расчета для последнего ПО расчетный цикл повторяется, т.е. расчеты выполняются непрерывно с определенной цикличностью. При этом цикл – это время обновления дозировок для всех рассматриваемых аварийных нарушений, т.е. время, через которое происходит перенастройка АЗД. Следует иметь в виду, что за это время происходит устаревание дозировок, поэтому одним из главных требований является максимально возможное уменьшение продолжительности цикла. На рис. 6.3 показана упрощенная схема расчета дозировок.

Рис. 6.3. Реализация циклов расчетов дозировок УВ

В каждом цикле расчеты дозировок выполняются по информации о схеме и режиме ЭЭС, поступившей от ИО на начало данного цикла. В течение цикла информация от ИО не воспринимается (не обновляется).

Если аварийное нарушение происходит во время цикла 2, то реализуются УВ, подготовленные в предыдущем цикле 1. И если при этом информация о схеме и режиме в продолжении цикла 2 существенно изменилась, то заготовленные УВ ошибочны. С этим обстоятельством связан один из недостатков современных ЦС ПА.

При рассмотрении алгоритмов АДВ ЦС ПА надо иметь в виду следующее: поскольку реализуется принцип «ДО», возможные аварийные нарушения необходимо прогнозировать. Это сводится к прогнозу ПАР, которые могут возникнуть при соответствующих нарушениях.

Таким образом, любой алгоритм по принципу «ДО» должен содержать блок прогноза:

а) некоторых параметров ПАР для «2 ДО» или

б) всего ПАР для модели ЭЭС для «1 ДО».

Рассмотрим два основных алгоритма ЦС ПА для обеспечения СУ ПАР. Пока считается, что для обеспечения ДУ могут использоваться локальные (децентрализованные) системы ПАА.

Алгоритм 1. Используется в системах класса «2 ДО».

Основной особенностью этого алгоритма является то, что вычисления в управляющей ЭВМ производятся с использованием результатов предварительно проведенных расчетов устойчивости, введенных в память ЭВМ. Предварительно задаются учитываемые ремонтные схемы, перечень учитываемых аварийных возмущений, опасные сечения ЭЭС, а также список УВ для каждого сечения.

Впервые данный алгоритм был реализован в ОДУ Урала для централизованной ПАА кольцевой сети 500 кВ ОЭС Урала. Приведем некоторые иллюстрации для этой системы.

Предварительно для каждого из контролируемых сечений в нормальной и ремонтных схемах должны быть определены границы областей устойчивости с учетом взаимного влияния перетоков и в двух смежных сечениях. По результатам многочисленных расчетов строились области устойчивости, границы которых аппроксимировались уравнением второго порядка

(6.1)

где A, B ,C, D, E, F – коэффициенты уравнения.

При подстановке значений перетоков и в уравнение (6.1) знак полученного числа указывает на устойчивость или неустойчивость режима (положительный знак – режим неустойчив).

В текущем режиме для каждого из учитываемых аварийных нарушений прогнозировались значения перетоков в контролируемых сечениях в ПАР. Эти значения затем подставлялись в уравнение вида (6.1) для получения ответа об устойчивости ПАР.

Прогнозирование осуществляется приближенно. Например, при отключении одной из линий принимается, что мощность , протекающая по j-й линии перед ее отключением, распределяется по оставшимся линиям данного сечения пропорционально постоянным коэффициентам распределения .

Тогда послеаварийное значение перетока по i-й линии, входящей в то же сечение, равно:

(6.2)

где – доаварийное значение перетока по i-й линии.

Например, при аварийных небалансах мощности изменение мощности по i-й линии рассчитывается по формуле:

(6.3)

где – коэффициент распределения, характеризующий долю изменения мощности i-й линии при изменении мощности в j-м узле;

- величина небаланса мощности, который может возникнуть в ПАР.

Тогда

(6.4)

Коэффициенты определяются на основе предварительных расчетов установившихся режимов для всех схем: нормальной, ремонтных.

Для обеспечения нормативного запаса СУ ПАР значения мощностей, определенные по выражениям (6.2), (6.4), умножаются на коэффициент 1,08.

Итак, при реализации алгоритма 1 с помощью ЭВМ АДВ решаются следующие основные задачи:

ввод ТИ параметров режима и ТС о состоянии схемы ЭЭС; определение их достоверности с привлечением программ оценивания состояния, которые используются в ОИК АСДУ;

ввод ТИ о текущем располагаемом объеме УВ на конкретных объектах;

формирование значений текущих режимных параметров, входящих в выражение типа (6.1), описывающее границу области устойчивости (по данным ТИ);

прогнозирование значений этих параметров в ПАР для каждого из заданных аварийных нарушений;

проверка устойчивости всех ПАР, которые могут возникнуть при всех заданных аварийных нарушениях. Оценка устойчивости осуществляется по знаку выражения типа (6.1), в которое подставляются спрогнозированные значения необходимых параметров. Если в текущей схеме для какого-либо ПО знак этого выражения окажется положительным, то устойчивость не обеспечивается;

определение УВ для тех аварийных нарушений, при которых устойчивость не сохраняется (или сохраняется с запасом менее нормативного). Это осуществляется следующим образом: в соответствии с записанным заранее в памяти ЭВМ приоритетом привлечения воздействий принимается первая ступень дозировки. С учетом действия этой ступени снова рассчитываются перетоки мощности в ПАР, и эти новые значения подставляются в выражение типа (6.1). Если знак остается положительным, то принимается следующая ступень дозировки и т.д. до тех пор, пока не будет обеспечиваться устойчивость;

формирование выходных сигналов, соответствующих рассчитанным дозировкам, и выдача их на устройство АЗД (настройка АЗД – установление связи между входными цепями (ПО) и выходными (ИУ) ).

Процедура повторяется для каждого ПО. Цикл расчетов дозировок завершается после расчета для всех ПО. Затем цикл повторяется, и так происходит непрерывно.

Таким образом, для реализации данного алгоритма необходимо решить две подзадачи.

Первая подзадача решается с помощью универсальной большой ЭВМ вне комплекса ПАА в любом вычислительном центре. При этом с помощью многократных расчетов СУ создаются модели границ областей устойчивости ЭЭС в пространстве параметров, наиболее представительно характеризующих ее устойчивость для всего разнообразия схем, режимов и возмущений.

Вторая подзадача – это непосредственное определение УВ по полиноминальным функциональным зависимостям. Она решается с помощью ЭВМ АДВ, в память которой модели границ устойчивости введены заранее, а текущая информация о предаварийной схеме и режиме вводится автоматически с заданной цикличностью в соответствии со способом «ДО».

Достоинством 1-го алгоритма являются относительная простота и быстродействие непосредственного расчета дозировок УВ: для одного ПО расчет дозировки занимает 0,2 – 0,5 с, общая длительность цикла до 20 с.

Однако ЦС ПА на основе этого алгоритма имеют существенные недостатки:

а) необходимость выполнения большого количества предварительных расчетов;

б) при изменении схемы, например вводе новой ЛЭП, необходим почти полный перерасчет всей заданной исходной информации;

в) невозможно заранее предусмотреть и рассчитать все схемно-режимные условия, которые могут возникнуть в нормальных и аварийных режимах (это приводит к погрешности).

Алгоритм 2. Используется в системах класса «1 ДО».

Недостатки алгоритма 1 заставили разрабатывать адаптивные алгоритмы ПАА, в которых идентификация текущей схемы, расчет (прогноз) ПАР и оценка устойчивости производились бы непосредственно в ЭВМ АДВ в темпе изменения режима ЭЭС. Примером подобного алгоритма является алгоритм 2. Особенности его применения следующие.

В памяти ЭВМ хранятся два вида моделей ЭЭС: условно полная модель («полная» схема) и совокупность упрощенных разомкнутых моделей (их количество равно количеству узлов в «полной» схеме).

По условно «полной» схеме ЭЭС на основе телеинформации о параметрах режима и о составе включенных элементов с помощью программы оценивания состояния моделируется текущий режим ЭЭС. Далее для каждого аварийного нарушения (ПО) производится прогнозирование ПАР в цикле расчета в «полной» модели.

Упрощенные модели в виде эквивалентных звездообразных схем замещения для каждого из узлов полной схемы используются для оценки устойчивости ПАР.

Устойчивость режима в целом оценивается по сходимости итерационного процесса расчета режима в каждой упрощенной звездообразной модели. Если итерационный процесс расчета режима в какой-либо «звезде» расходится или не сходится за заданное количество итераций, то это воспринимается как признак неустойчивости режима.

В этом случае выбирается первая ступень УВ, рассчитываются перетоки мощности в новом ПАР, после чего снова проверяется сходимость расчета в той же упрощенной схеме «звезды». В случае несходимости итерационного процесса расчет повторяется с привлечением все более интенсивных ступеней УВ – и так до сходимости расчета.

Затем проверяется существование режима в следующей «звезде» (упрощенной схеме). После обеспечения сходимости режима во всех упрощенных моделях проверка устойчивости и выбор УВ для данного ПО закончены. Согласно выбранным УВ формируются выходные сигналы, выдаваемые на устройства АЗД. Производится расчет ПАР для следующего ПО и выбор УВ. И так далее для всех ПО.

Таким образом, при реализации алгоритма 2 решаются следующие основные задачи:

· ввод ТИ параметров режима и ТС о состоянии схемы ЭЭС; определение их достоверности с привлечением программ оценивания состояния ЭЭС;

· ввод ТИ о текущем располагаемом объеме УВ на конкретных объектах;

· моделирование (расчет) текущего режима в «полной» модели ЭЭС.

· прогнозирование ПАР в «полной» модели ЭЭС.

· оценка устойчивости спрогнозированных ПАР (во всех упрощенных моделях);

· определение УВ для тех аварийных нарушений, при которых устойчивость не сохраняется.

· формирование выходных сигналов, соответствующих рассчитанным дозировкам, и выдача их на устройства АЗД.

Недостатками данного алгоритма являются:

а) использование эквивалентных простых схем для оценки устойчивости приближенным методом, что является причиной погрешностей;

б) увеличение длительности циклов расчетов по дозировке УВ до 2 – 3 минут.

Несмотря на это, вновь разрабатываемые ЦС АПНУ базируются на алгоритме 2, т.к. он лишен недостатков алгоритма 1.

Изложенное свидетельствует о том, что в настоящее время ЦС АПНУ функционируют на основе результатов непрерывно производимых циклически расчетов устойчивости прогнозируемых ПАР с помощью ЭВМ АДВ. При этом определяются необходимые УВ для каждого из фиксируемых возмущающих воздействий. После каждого цикла расчетов в соответствии с этими УВ настраиваются цепи АЗД, которые в общем случае могут быть расположены на соответствующих объектах.

Настроенные АЗД являются готовыми к немедленной реализации намеченных УВ по сигналу ПО о возникшем возмущающем воздействии.

Наряду с рассмотренными выше ЦС АПНУ на базе полнокомплектной вычислительной техники разрабатываются, в частности, устройства АДВ на основе современной микропроцессорной элементной базы. Примером служит программно-технический комплекс автоматической дозировки управляющих воздействий (ПТК АДВ), разработанный институтом «Энергосетьпроект».

ПТК АДВ может работать в одном из двух режимов:

– режиме автоматического определения УВ в соответствии с алгоритмом 1;

– режиме АЗД под управлением АДВ ЦС АПНУ.

Заключение

Управление аварийными режимами ЭЭС призвано не допускать тяжелых отрицательных последствий для потребителей и экономики системных аварий и является неотъемлемой частью общей проблемы управления электроэнергетикой. Изучение этих вопросов базируется на знании, а главное, на понимании основ всех специальных дисциплин подготовки инженеров-электроэнергетиков.

Одной из целей настоящего учебного пособия является выработка системного подхода при решении задач противоаварийного управления ЭЭС. Идеальной представляется ситуация, когда будущие специалисты научатся видеть и чувствовать ЭЭС и происходящие в ней процессы как бы с большой высоты. Это позволит им успешно решать вопросы разработки, проектирования, эксплуатации и совершенствования систем противоаварийного управления ЭЭС, что в свою очередь обеспечит нормальное функционирование энергетического хозяйства страны в условиях развития экономики.

· БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Овчаренко Н.И. Автоматика электрических станций и электроэнергетических систем: Учеб. для вузов/ Под ред. А.Ф. Дьякова − М.:НЦ ЭНАС, 2000. − 504 с.

2. Совалов С.А., Семонов В.А. Противоаварийное управление в энергосистемах. − М.:Энергоатомиздат, 1988. − 394 с.

3. Окин А.А., Семенов В.А. Противоаварийное управление в ЕЭС России/ Под ред. А.Ф. Дьякова/МЭИ. − М., 1996. − 156 с.

4. Окин А.А. Противоаварийная автоматика/МЭИ. − М., 1996. − 112 с.

5. Любарский Д.Р. Программно-технические средства противоаварийного управления локального уровня. − М.: Энергоатомиздат, 2005. − 104 с.