Разработка и тестирование системы противоаварийного управления изолированной энергосистемой

работающей в режиме реального времени (ИСПАУ), действие которой направлено на предотвращение развития аварийных ситуаций в изолированных энергосистемах, сопровождающихся недопустимыми отклонениями частоты.
Задачи работы:
проведение анализа особенностей протекания аварий в изолированных ЭЭС;
проведение анализа существующих способов ПАУ в изолированных энергосистемах;
выявление влияния современного теплосилового оборудования на протекание электромеханических переходных процессов (ЭМПП) с учётом изменения частоты и особенностей его математического моделирования;
разработка архитектуры ИСПАУ;
разработка и программная реализация математических моделей элементов изолированной ЭЭС с целью решения задач противоаварийного управления, поставленных перед ИСПАУ;
выбор и программная реализация алгоритма интегрирования дифференциальных уравнений для проведения расчётов ЭМПП подсистемами ИСПАУ;
разработка алгоритмов выбора управляющих воздействий подсистемами ИСПАУ;
разработка рекомендаций по определению настроек и тестирование корректности работы в ИСПАУ в реальной изолированной энергосистеме.

развитие существующих централизованных систем противоаварийной автоматики (ЦСПА);
Отсутствие в ЦСПА алгоритмов выбора управляющих воздействий, направленных на решение задач ПАУ в изолированных ЭЭС;
Выделение в 2025-м году на изолированную работу Калининградской энергосистемы с преобладанием ПГУ и ГТУ;
Наличие ГТУ и ПГУ оказывает негативное влияние на развитие аварий в изолированных ЭЭС.

было зафиксировано 29 случаев аварийных отключений мощных энергоблоков ГТУ и ПГУ;
Предотвращение развития аварий в настоящее время осуществляется путём использования устройств АЧР и ДАР;
К основным недостаткам устройств АЧР и ДАР относятся:
АЧР – отключение потребителей, неконтролируемое для диспетчерского персонала;
ДАР – отсутствие привязки реализуемых объёмов управляющих воздействий к текущей балансовой ситуации.
Яркие примеры – аварии в ЭЭС Великобритании 2019 г., Малайзии 1996 г. и 2005 г., Калининградской области 2011 г. и 2013 г.
Новая концепция: АЧР ? живучесть; ИСПАУ ? аварии после НВ.

одно на наиболее крупной электростанции;
Структура сети передачи аварийных сигналов и команд – кольцевая;
Места реализации ОН – потребители, не подключенные к АЧР;
Объём ОН – равен Рmax наиболее крупного энергоблока, делится на n независимых ступеней ОН с объёмами k-й ступени:

где: РУВ.дост.ИСПАУ – максимальный объём УВ, доступный ИСПАУ, МВт

«Компактность» + незначительное влияние уровней напряжения на изменение нагрузки в процессе изменения частоты

обеспечения допустимых значений частоты в послеаварийном режиме, характеризующимся окончанием действия первичных регуляторов частоты вращения турбин.

Математическая модель элементов изолированной ЭЭС в подсистеме «Статика»

Система уравнений для определения минимального объёма УВ (ΔРУВ.min) подсистемой «Статика»

Перечень сокращений:
ΔРУВ.min – объём УВ для обеспечения fmin.доп, МВт; ΔРнб – величина аварийного небаланса в ЭЭС, МВт; Рт.ном.пар.i – номинальная мощность i-го энергоблока, участвующего в первичном регулировании частоты (ПРЧ) в послеаварийном режиме (ПАР), МВт; fтек – доаварийное

значение частоты, Гц; fmin.доп – допустимое значение частоты в ПАР, Гц; fном – номинальное значение частоты, Гц; ΔРрез.дост – доступный резерв активной мощности в ПАР относительно величины ΔРнб, о.е.; Крез – значение ΔРрез.дост, при котором величина kг начинает существенно отличаться от значения k’г, о.е.; К0 – значение kг при ΔРрез.дост = 0, о.е.; Kгfi – «паспортный» коэффициент крутизны статической характеристики автоматического регулятора частоты вращения i-го энергоблока, о.е.; Ргi – загрузка по мощности i-го энергоблока в доаварийном режиме, МВт; Pкр.i – загрузка по мощности i-го энергоблока, при котором генерирующее оборудование не участвует в первичном регулировании частоты, о.е.

Ранее в ЦСПА

Новое в ИСПАУ
(дост. резерв ПРЧ)

УВПАР – наименование ТУВ, формируемой подсистемой «Статика»; УВПАРi – значение i-го элемента ТУВ модуля «Статика», МВт; УВИСПАУ.max – максимальный объём УВ, доступный ИСПАУ, МВт; УВИСПАУ.min – минимальный объём УВ, доступный ИСПАУ, МВт; ΔРнб.доп – допустимый небаланс мощности в ЭЭС, равный разности ΔРнб и ΔРУВ.min, МВт; fmin.доп – минимально допустимое значение частоты в ПАР, Гц; fmax.доп – уставка срабатывания ИСПАУ, характеризующая максимально допустимое значение частоты в ПАР, Гц.

частоты в переходном процессе;
Формирование ТУВ осуществляется путём последовательного выполнения расчётов переходных процессов;
Решение системы дифференциальных уравнений осуществляется по классическому методу интегрирования Рунге-Кутта 4-го порядка;
В качестве 1-го приближения – объём УВ из подсистемы «Статика»;
Проведение расчётов переходных процессов в изолированных ЭЭС требует обязательного учета моделей теплосилового оборудования (отсутствует в ЦСПА).

изменение мощности до максимально допустимых значений без привязки к величине отклонения частоты за границами зон нечувствительности первичных регуляторов частоты вращения турбин;
PCONST – постоянная выдача мощности турбиной;
tЭМПП – время рассмотрения ЭМПП; РДС – регулятор давления пара «до себя».

Актуально для подсистемы «Динамика»

количества энергоблоков (3 типа моделей) и одного эквивалентного узла нагрузки (1 тип модели);
Модель ЭЭС позволяет определить минимальное значение частоты в переходном процессе в режиме реального времени.

13

потребления ЭЭС:

Расчёт изменения мощности ГТУ:

Расчёт изменения мощности ПТУ:

ЭМПП, выполняемого ИСПАУ; УВдин – наименование таблицы управляющих воздействий, формируемой подсистемой «Динамика»; УВдинi,k – значение i-го элемента ТУВ подсистемы «Динамика», полученное после проведения k-го расчёта ЭМПП, МВт; УВПАРi – значение i-го элемента ТУВ подсистемы «Статика», МВт; fmin.расч.i,k – минимальное значение частоты, рассчитанное подсистемой «Динамика» после проведения k-го расчёта ЭМПП для i-го ПОр, Гц; fПАРi,k – установившееся значение частоты, рассчитанное подсистемой «Статика» после проведения k-го расчёта ЭМПП для i-го ПОр, Гц; fдин.min – уставка срабатывания ИСПАУ, характеризующая минимально допустимое значение частоты в переходном процессе, Гц; FLAG – параметр, определяющий приоритетность непрвеышения fmax.доп (0 – приоритетно, 1 – неприоритетно); УВИСПАУ – массив данных, содержащий объёмы УВ, доступные ИСПАУ; УВИСПАУ+1> – объём УВ из таблицы УВИСПАУ, больший текущего значения УВдинi,k на одну ступень, МВт; УВИСПАУ-1< – объём УВ из таблицы УВИСПАУ, меньший текущего значения УВдинi,k на одну ступень, МВт.

сравнением результатов расчётов ЭМПП с её аналогом в ПВК Eurostag (10 ГТУ, ПГУ, ПТ).

16

работы

Изменение частоты в ЭЭС при выполнении её замеров в различных узловых точках

Исторический максимум потребления Калининградской ЭЭС составляет 843 МВт при минимальном потреблении около 300 МВт. Типовые значения потребления – 616 МВт для максимальных и 416 МВт для минимальных режимов. Около 68 % потребителей относятся к бытовому сектору;
Установленная мощность электростанций – 1444,53 МВт, из которых: 5,1 МВт – Ушаковская ВЭС, 8,5 МВт – Гусевская ТЭС (турбины с противодавлением), 1,64 МВт – мини-ГЭС;
В Калининградской энергосистеме отсутствуют потребители, групповое отключение которых может приводить к недопустимому повышению частоты при изолированном режиме работы ЭЭС. Действие комплекса АОПЧ направлено на предотвращение недопустимого повышения частоты при аварийном отделении Калининградской ЭЭС от энергосистемы Литвы.

ЭЭС по частоте (Кн) – общая «экспертная» настройка для обеих подсистем

Подсистема «Динамика» - постоянные времени Тп_экв

Значения «экспертных» настроек, принятые в ИСПАУ: Крез = 1,13 о.е. К0 = 1,61 о.е. Кн = 0,986 о.е. Тп_экв = 6,74 с

активной мощности

Расхождения в характере протекания переходных процессов, полученные с использованием подробной математической модели Калининградской ЭЭС и математических моделей, используемых подсистемами ИСПАУ, в первую очередь, связаны с различиями в математических моделях ГТУ;
В 3-х случаях из 84-х максимальные отклонения частоты, полученные в ПВК Eurostag, превышали отклонения, полученные ИСПАУ (максимальная разница 0,02 Гц). В 81-м случае указанные отклонения были менее, рассчитанных ИСПАУ, и находились в диапазоне от 0,00 до 0,20 Гц ? УВ от ИСПАУ выбираются с небольшим запасом.

в объёмах УВ, выбранных ИСПАУ и ПТК ПА («+» при условии, что УВ от ИСПАУ меньше, чем от ПТК ПА)

Длительность процедур расчётного цикла ИСПАУ

срабатывания устройств АЧР и заданный уровень частоты в послеаварийном режиме, а также исключающая недостатки устройств АЧР и ДАР;
Сформированы рекомендации по выбору математических моделей теплосилового оборудования с целью проведения расчётов электромеханических переходных процессов с учётом изменения частоты;
Сформированы рекомендации по оптимальному разбиению потребителей по ступеням отключения нагрузки для нужд централизованного ПАУ;
Выполнено тестирование работоспособности ИСПАУ при её работе в реальной изолированной энергосистеме;
Результаты выполненной диссертационной работы использованы в рамках модернизации комплекса ПТК ПА энергосистемы Калининградской области в 2022-м году.

29 ГВт;
ПГУ и ГТУ – 29% (8,41 ГВт), дизельные энергоблоки и ГТУ малой мощности – 5% (1,45 ГВт);
ВЭИ – 30% (8,70 ГВт);
«Классические» энергоблоки – 31% (8,99 ГВт);
Начальный аварийный небаланс – 2,5% (0,74 ГВт);
Резерв первичного регулирования – 1,00 ГВт (около 50% резерва – аккумуляторные батареи).
На момент завершения аварии:
Действием АЧР отключено около 3,2% или 931 МВт потребления, в т.ч. больница г. Ипсвич и аэропорт г..Ньюкасл.

Аналогичные события происходили во время аварий в энергосистеме Малайзии 03.09.1996 г. и 13.01.2005 г., а также аварий в энергосистеме Калининградской области 13.08.2011 г. и 11.08.2013 г.

ТЭС от температуры наружного воздуха

по методы Рунге-Кутты 4-го порядка

математической модели «классической» ПТУ, реализованной в ИСПАУ

1,08 длиной 0,01

в соответствующей строке таблицы используется только в подсистеме «Статика», синим – только в подсистеме «Динамика», красным – если параметр является общим для двух подсистем

не позволяют обеспечить приемлемую точность измерений, а прямые методы требуют фильтрации гармоник, что увеличивает задержку на отключение нагрузки);
Отсутствуют требования, регламентирующие допустимые значения df0/dt;
Одно и то же значение df0/dt может характеризоваться различными небалансами мощности в энергосистеме. Возникает сложность выбора объёмов нагрузок и уставок;
Сложность разделения потребителей между очередями АЧР-1(2) и АЧР-С.

от текущего значения fтек будет равно 0;
Необходимо определить дополнительный объём ОН, равный А МВт, такой, чтобы отклонение частоты не превысило значение fmax.доп – fтек;
Вследствие того, что отклонение частоты после реализации УВ должно быть не более ±0,4 Гц, то допустимо использование линейной зависимости между Δf и ΔРнб;
Известно, что величине ΔРнб.доп = ΔРнб – ΔРУВ.min соответствует отклонение частоты fтек – fmin.доп;
А ? fmax.доп – fтек
? пропорция: А = ΔРнб.доп *(fmax.доп – fтек)/(fтек – fmin.доп)
ΔРнб.доп ? fтек – fmin.доп
Ветви алгоритмов «Статика» и «Динамика», связанные с проверкой непревышения уставки fmax.доп, фактически, нужны только при невыполнении рекомендаций по разбиению потребителей по ступеням ОН (в т.ч. если под минимальную ступень при фиксированной дискретности заведён такой объём нагрузки, реализация которого приводит к повышению частоты на величину fmax.доп - fmin.доп) или при выборе УВ для сложных ПОр.