Система мониторинга переходных режимов

Б.И. АЮЕВ ОАО «СО ЕЭС» Россия secr@so-cdu.ru
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА
Система мониторинга переходных режимов (СМПР), ЕЭС/ОЭС, верификация базовой динамической модели, мониторинг низкочастотных колебаний, управление режимами

1. ВВЕДЕНИЕ

Создание Системы мониторинга переходных режимов (СМПР) в энергообъединении стран СНГ и Балтии (ЕЭС/ОЭС), начавшееся в 2005 году было продиктовано объективной необходимостью Системного оператора Единой энергосистемы («ОАО СО ЕЭС») в источнике информации, позволяющем сформировать точное представление о динамическом поведении электроэнергетической системы при технологических нарушениях и авариях [1].
Дополнительной причиной создания СМПР явился запуск проекта «Разработка ТЭО синхронного объединения энергосистем UCTE с ЕЭС/ОЭС» [2]. В рамках проекта создание СМПР позволило верифицировать динамическую модель ЕЭС/ОЭС перед ее объединением с моделью UCTE и исследование низкочастотных колебаний в энергообъединении ЕЭС/ОЭС - UCTE. Поэтому при создании первой очереди СМПР задачи верификации динамической модели ЕЭС/ОЭС и мониторинга низкочастотных колебаний в ЕЭС/ОЭС стояли на первом месте при изучении динамики энергообъединения.
Технология векторного измерения параметров дополняет существующую в ЕЭС/ОЭС распределенную систему измерений. Появление такой технологии позволило устранить недостаток информации о протекании электромеханических переходных процессов, которая очень важна для адекватного анализа динамических свойств энергосистемы.
В докладе представлены результаты деятельности ОАО «СО ЕЭС» и ОАО НИИПТ в различных областях развития и эксплуатации СМПР.

1. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ СМПР ЕЭС/ОЭС

СМПР ЕЭС/ОЭС представляет собой комплекс регистрирующих приборов, каналов передачи информации между регистраторами, концентраторами данных и центрами управления, а также средств обработки полученной информации. Регистраторы устанавливаются в крупных энергоузлах, на межсистемных связях, на электростанциях вторичного регулирования. Ими оснащаются объекты на всей территории ЕЭС/ОЭС - с Юга (Южно-Казахстанская ГРЭС) на Север (ПС Ленинградская) и с Востока (Харанорская ГРЭС) на Запад (ПС Западно-Украинская) [3].
В СМПР используются три типа регистраторов: SMART WAMS производства ЗАО РТСофт (Россия); Регина (МЧП «Анигер», Украина) и Powerlog (ENEA, Германия). Первые два
регистратора Powerlog были установлены в 2005 году на подстанциях Ленинградская (ОЭС Северо-Запада) и Южная (ОЭС Урала). В течение 2005-2007 годов было установлено 17 регистраторов типа SMART WAMS в ЕЭС России, 5 регистраторов «Регина» в ОЭС Украины и 1 регистратора «Регина» в ЕЭС Казахстана.

В настоящее время на 25 энергообъектах ЕЭС/ОЭС находятся в эксплуатации 26 регистраторов.
До конца 2008 года планируется установка регистраторов SMART-WAMS на 9 объектах ЕЭС России: Братский IIII 500 кВ (ОЭС Сибири), ПС 500 кВ Бекетово, ПС 500 кВ Тюмень, ПС Вятка (ОЭС Урала), Каширская ГРЭС, ТЭЦ-26, ПС Липецкая (ОЭС Центра), ПС 330 кВ Выборгская, ПС Кингисеп (ОЭС Северо-Запада);
В 2009 запланирована установка регистраторов на атомных электростанциях ЕЭС России: Калининской, Курской, Смоленской, Нововоронежской, Балаковской, Волгодонской, Кольской.
В процессе создания СМПР большое внимание уделяется точности регистрации параметров. С этой целью проведен ряд сравнительных испытаний векторного регистратора SMART WAMS и зарубежных аналогов на электродинамической модели НИИПТ [4]. Последние испытания, результаты которых докладываются на конференции, подтверждают точность измерения регистратора SMART WAMS, соответствующую лучшим зарубежным образцам.

1. ВЕРИФИКАЦИЯ БАЗОВОЙ ДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ЕЭС/ОЭС

Исследование динамического поведения ЕЭС/ОЭС в течение многих десятилетий было основано на эквивалентировании отдельных частей энергообъединения и создании эквивалентных расчетных моделей. Такой подход был связан с низким уровнем вычислительных возможностей при анализе динамической устойчивости и асинхронных режимов. Большие усилия были направлены на разработку теории и методов эквивалентирования, которые позволили создать расчетные модели, достаточно полно отражающие динамические свойства энергообъединения.
В настоящее время ситуация коренным образом изменилась. Разработаны мощные инструменты расчетов динамики, которые позволяют проводить расчеты без ограничения размеров любой расчетной схемы сети 220 кВ и выше с учетом разнообразных систем регулирования режимных параметров. В ведущих зарубежных энергообъединениях созданы подробные динамические модели (Reference Dynamic Models), которые постоянно совершенствуются.
По заказу и при непосредственном участии ОАО «СО ЕЭС» в ОАО «НИИПТ» разработана подробная базовая динамическая модель (БДМ) в среде программно-­вычислительного комплекса EUROSTAG. Последний вариант БДМ состоит из 4250 узлов, из которых 520 - узлы генерации, 7050 ветвей, в том числе 5200 линий электропередачи и 1850 трансформаторов и автотрансформаторов.
Системным оператором ЕЭС определены критерии, позволяющие выделить и использовать конкретные технологические нарушения для целей верификации БДМ, а также разработан порядок сбора и подготовки исходной информации о предаварийном режиме и самом технологическом нарушении [5]. В соответствии с принятыми критериями технологические нарушения для целей верификации выбираются из числа нарушений, связанных с возникновением в ЕЭС/ОЭС аварийных небалансов мощности от 800 МВт и более, вызванных отключением генераторов или отделением отдельных ОЭС от ЕЭС. В случае, если принимается решение об использовании технологического нарушения для целей верификации, начинается процедура сбора исходных данных. При этом по соответствующим запросам во всех ОЭС собираются данные по предшествующему режиму, составу и загрузке включенного на момент технологического нарушения генераторного оборудования, а также о диапазонах регулирования его активной мощности. Для технологического нарушения выполняется расчет предаварийного электрического режима и его оценивание.
К настоящему времени полномасштабная верификация выполнена по трем технологическим нарушениям, имевшим место в ЕЭС России:

1. отделению энергосистем Центральной Азии от ЕЭС/ОЭС с небалансом 1400 МВт;
2. отключению блоков №3 и №4 Балаковской АЭС с небалансом 2000 МВт;
3. отключению блока №1 Волгодонской АЭС с небалансом 1010 МВт.

Верификация БДМ по каждому из трех технологических нарушений проводилась в текущей схеме, в которой был полностью воспроизведен предаварийный электрический режим, а также состав и доаварийная загрузка генераторного оборудования ЕЭС/ОЭС. Верификация проводилась путем сопоставления результатов расчетов электромеханических переходных процессов, полученных с использованием БДМ, с данными, полученными с помощью цифровых регистраторов СМПР.
Оценка достоверности БДМ выполнялась по совпадению:

1. частоты (максимальное отклонение, скорость снижения, квазистационарное значение) в отдельных ОЭС и ЕЭС/ОЭС в целом;
2. частот и фаз межзональных колебаний в диапазоне 0.05 Гц - 0.5 Гц;
3. характера демпфирования колебаний;
4. временного сдвига отклонения частоты;
5. характера изменения мощности по отдельным линиям электропередач.

Кроме того, верификация впервые выполнялась не только по указанным выше параметрам, но и по изменению относительных углов между электрически и географически удаленными частями ЕЭС/ОЭС.
Для настройки БДМ в процессе верификации варьировались только параметры регуляторов скорости турбин (величины зон нечувствительности) и статические характеристики нагрузки по частоте и напряжению, то есть, параметры и характеристики, реальные значения которых достоверно не известны.
Положительный опыт верификации создает предпосылки для перехода от принятых в настоящее время качественных критериев к объективным количественным показателям оценки достоверности динамических моделей и позволяет начать в 2008 году разработку стандартов верификации и методических указаний по процедуре ее выполнения. Постоянная актуализация БДМ и ее верификация по технологическим нарушениям позволяют сделать эту модель эффективным инструментом мониторинга системной надежности.

1. МОНИТОРИНГ НИЗКОЧАСТОТНЫХ КОЛЕБАНИЙ В ЕЭС/ОЭС

При формировании сверхмощного энергообъединения континентального масштаба, примером которого может служить возможное энергообъединение ОЭС/ЕЭС и UCTE, возникает риск появления низкочастотных колебаний в диапазоне частот (0.1 - 2) Гц. Чем ниже частоты колебаний, тем более системный характер они приобретают т. е. колебания пониженных частот определяются не столько региональными параметрами района возмущения, сколько свойствами всего энергообъединения в целом.
Эти колебания могут ограничить режим работы системы, приводя к сокращения перетоков мощности и к широкомасштабным технологическим нарушениям. Если эти колебания плохо демпфируются, то раскачивание системы может привести к каскадному отключению линий электропередач и генераторов и вызвать значительные нарушения электроснабжения потребителей.
Создание СМПР открывает широкие возможности для исследования межзональных низкочастотных колебаний в энергообъединении ЕЭС/ОЭС.
В рамках исследования работы энергообъединения на основе записей СМПР параметров режимов при технологических нарушениях проводится мониторинг низкочастотных колебаний, в процессе которого на основе преобразования Фурье рассчитываются и строятся амплитудно-частотные характеристики регистрограмм частоты при технологических нарушениях.
Для проверки уровня низкочастотных колебаний в установившихся режимах ЕЭС/ОЭС проведена регистрация частоты в течение суток в третью среду декабря 2007 года и в выходной день 23 декабря 2007 года на следующих объектах ЕЭС/ОЭС: Назаровская ГРЭС (ОЭС Сибири), Рефтинская ГРЭС (ОЭС Урала), Загорская ГАЭС (ОЭС Центра), Ставропольская ГРЭС (ОЭС Юга), Южноукраинская АЭС и ПС Западноукраинская (ОЭС Украины). Суточные регистрограммы разбивались на отрезки длительностью 15 минут и для каждого отрезка проводился Фурье анализ с построением трехмерных амплитудно-частотных характеристик (АЧХ).
Анализ полученных АЧХ позволяет сделать вывод о том, что в установившемся режиме в ЕЭС/ОЭС низкочастотных колебаний в диапазоне частот (0,01--2) Гц с амплитудами в пределах погрешности вычисления не выявлено.
Анализ амплитудно-частотных характеристик при технологических нарушениях показывает, что появляются колебания с частотами от 0.1 до 0,5 герц, но начальные амплитуды этих колебаний незначительны, они хорошо демпфируются и находятся в пределах точности регистрации частоты.
При анализе регистрограмм кроме преобразования Фурье применяются другие методы частотного анализа. Одним из них является метод Прони, основанный на представлении аппроксимации исследуемого процесса детерминированной экспоненциальной моделью. Метод позволяет выделить отдельные колебательные составляющие процесса, определить их частоту и амплитуду. По полученным составляющим сигнала можно восстановить процесс, и определить погрешность разложения.

1. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ КРУТИЗНЫ ЧАСТОТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ЕЭС/ОЭС

Эффективность регулирования частоты и активной мощности как в нормальных, так и в аварийных режимах существенным образом зависит от характера статических частотных характеристик (СЧХ) энергообъединения. В каждой точке СЧХ можно определить крутизну частотной характеристики энергосистемы, определяющую реакцию энергосистемы на возникшее возмущение, действие первичного регулирования частоты:

Крутизна частотной характеристики, являющаяся важнейшей динамической характеристикой энергообъединения, учитывается при оперативно-диспетчерском управлении и при анализе аварий, она определяет настройку АРЧМ и ряда устройств противоаварийной автоматики. СМПР позволяет повысить точность определении СЧХ, более точно зафиксировав окончание процесса первичного регулирования частоты и установление ее квазистационарного значения.
В соответствии с анализом значений крутизны частотной характеристики ЕЭС/ОЭС при различных технологических нарушениях, проведенном в течение 2005-2007 годов, ее средняя величина составляет 22700 МВт/Гц, максимальная - 28700 МВт/Гц и минимальная - 17500 МВт/Гц.

1. УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИНФОРМАЦИИ СМПР

Системный оператор ЕЭС начал планомерную работу по использованию информации о фазах векторов напряжений, полученной от СМПР для определения запасов устойчивости энергосистемы и выработке управляющих воздействий для ввода режимных параметров в допустимую область. Проводятся исследования по выявлению возможности организации управления режимами энергосистемы по данным СМПР применительно к ОЭС Урала
ОАО «НИИПТ» по заказу ОАО «СО ЕЭС» проводит работу по исследованию эффективности разработанных в различных научно-исследовательских организациях России алгоритмов управления установившимися и переходными режимами энергосистемы путем воздействия на турбины энергоблоков. На базе полученных знаний разработан алгоритм управления, реализующий с помощью цифровой модели регулятора мощности турбины закон формирования управляющего воздействия.
В настоящее время начата работа по созданию системы мониторинга запасов устойчивости Тюменской энергосистемы. Необходимость такой работы связана с тем, что высокие темпы роста нагрузки потребителей северных районах Тюменской области приводят к утяжелению режимов и понижению запасов устойчивости энергосистемы. Минимально
необходимое и достаточное ограничение потребителей возможно только при максимально точном определении коэффициентов запаса устойчивости энергосистемы в реальном времени.
Для точного определения максимально допустимых перетоков предполагается создать систему мониторинга запасов устойчивости на базе регистраторов СМПР. В случае успешной реализации этого пилотного Проекта предполагается его тиражирование в других энергосистемах ЕЭС России.
Некоторые вопросы применения СМПР для повышения качества управления режимами, кратко обозначенные в настоящем докладе, более подробно рассмотрены в представленных на конференции докладах сотрудников ОАО «СО ЕЭС» и ОАО НИИПТ, совместно развивающих технологию синхронизированной векторной регистрации параметров режимов ЕЭС/ОЭС.
ЛИТЕРАТУРА

1. Б.И. Аюев. О системе мониторинга переходных режимов // Энергорынок. № 2. 2006.
2. B. Ayuev, S. Kouzmin, Y. Kulikov. IPS/UPS - UCTE Power system Synchronous Interconnection Technical Aspects / 20th Congress of World Energy Council, Rome, November 11-15, 2007.
3. B. Ayuev, P. Erokhine, Y. Kulikov. IPS/UPS Wide Area Measuring System / CIGRE, 41 Session, August 27 - September 01, 2006.
4. A. Gerasimov, А. Esipovich, G. Kiryenko, M. Korolev, Y. Kulikov, R. Mogilko The registrator of parameters of the transient states «SMART-WAMS» and its testing / International Scientific Conference «Monitoring of Power System Dynamic Performance» Moscow, April 25-27, 2006.
5. B. Ayuev, Y. Kulikov. Wide Area Monitoring System of IPS/UPS: application for digital model validation / Third International Conference on Critical Infrastructures, Alexandria, VA, USA, September 25 - 28, 2006.