Критерии и алгоритмы автоматики выделения ТЭЦ на нагрузку энергорайона при системных авариях на базе современных микропроцессорных комплексов

КРИТЕРИИ И АЛГОРИТМЫ АВТОМАТИКИ ВЫДЕЛЕНИЯ ТЭЦ НА НАГРУЗКУ ЭНЕРГОРАЙОНА ПРИ СИСТЕМНЫХ АВАРИЯХ НА БАЗЕ СОВРЕМЕННЫХ МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ КОМПЛЕКСОВ

А.И. ФЕДОТОВ*, В.В. КАНДАЛИНЦЕВ**, В.А. БАСАРКИН**, Д.А. ЗАЙЦЕВ*

*Казанский государственный энергетический университет **ЦСРЗА ЗАО РДУ «Татэнерго»

В данной работе рассмотрены вопросы разработки принципов и алгоритмов делительной автоматики по частоте на базе микропроцессорных программновычислительных систем. Показаны основные функции автоматики, описаны в общем виде алгоритмы работы, приведен вариант реализации автоматики.

Одной из основных задач при эксплуатации крупных энергосистем является обеспечение их надежности и устойчивости в аварийных режимах. Эта задача в значительной степени решается с помощью систем противоаварийной автоматики. Одним из средств локализации тяжелых системных аварий с дефицитом активной мощности и глубоким снижением частоты является делительная автоматика по частоте (ДАЧ) и автоматика выделения энергоблоков на нагрузку собственных нужд (АВСН).

Обзор масштабных системных аварий, имевших место в крупных энергосистемах мира, показал, что основной причиной погашения отделившихся районов является потеря генерации из-за каскадного развития аварий внутри данных энергорайонов.

Механизм развития системной аварии с выделением энергорайонов можно представить следующим образом, рис. 1. В результате отключения транзитной линии из-за короткого замыкания (КЗ) на воздушной линии ВЛ1 на оставшихся транзитных линиях возникает термическая перегрузка (ВЛ2, ВЛ3), а затем - асинхронный режим (ВЛ4). При этом срабатывают локальные системы автоматики ВЛ от перегрузки по току (АРПТ), автоматика ликвидаци асинхронного режима (АЛАР), и в итоге происходит выделение района на изолированную работу (с дефицитом или избытком активной мощности).

Выделение энергораиона

на изолированную работу

*

/ \

Рис. 1. Механизм развития системной аварии

© А.И. Федотов, В.В. Кандалинцев, В.А Басаркин, Д.А. Зайцев Проблемы энергетики, 2008, № 7-8

Выделение части энергосистемы с несбалансированными нагрузкой и генерацией ТЭЦ приводит, как правило, к каскадному развитию авариии и обесточиванию целиком всего района из-за полного сброса мощности на станциях.

Эффективным мероприятием сохранения работоспособности при системных авариях, связанных со снижением частоты при выделении крупных энергорайонов или общесистемном снижении частоты, является ДАЧ, предназначенная для отделения электростанции или ее части на сбалансированную нагрузку.

Выделение энергоблоков на нагрузку собственных нужд электростанции с переводом их на резервное питание также позволяет сохранить собственные нужды при развитии системной аварии.

В соответствии с ПУЭ и новым Стандартом СО-ЦДУ ЕЭС регламентировано, что «... Для сохранения в работе собственных нужд и предотвращения полного останова электростанции, а также для обеспечения питания наиболее ответственных потребителей применяется автоматика по частоте ДАЧ, которая отделяет электростанцию или ее часть с примерно сбалансированной нагрузкой или выделяет отдельные агрегаты на питание собственных нужд. Применение этой автоматики имеет целью предотвращение полного погашения района и ускорение ликвидации аварии».

Однако все известные практически реализованные мероприятия по выделению станции на нагрузку района или отдельных энергоблоков на собственные нужды средствами "жесткой" релейной логики имеют ряд существенных недостатков. Основными из них являются следующие:

1. Системная авария, сопровождающаяся понижениями частоты, может произойти в любой момент времени суток, в рабочий или выходной день, когда возможно любое соотношение между генерирующей и потребляемой мощностями района, что не отслеживается существующими устройствами автоматики.

В энергосистеме и на электростанциях отсутствует слежение за балансом генерации и потребления возможного изолируемого района и не обеспечивается необходимый объем нагрузки для обеспечения технического минимума энергоблоков в различных режимах в случае аварийного выделения и после него, отсутствуют средства слежения и отключения нагрузок выделяемого района в случае, если они превышают мощность генерации.

При превышении потребляемых мощностей над генерируемой в выделенной части системы разгрузка предусматривается действием

автоматической частотной разгрузки (АЧР), что при значительных дефицитах генерации не эффективно из-за большой скорости снижения частоты.

2. Учитывая быстротечное развитие событий при различных вариантах системных аварий, практически невозможно предусмотреть в этих условиях правильность действий оперативного персонала, который вынужден действовать в условиях необходимости анализа многочисленных факторов в очень сжатый интервал времени.

3. Достаточно сложное ведение режимов оперативным персоналом после аварии (развитие аварии в Московской энергосистеме произошло на следующие сутки) даже в случае успешного выделения в изолированной части системы при прохождении суточного графика нагрузок электропотребителей.

Однако практически во всех инструкциях предполагается участие персонала в балансировке генерирующих и потребляемых мощностей как в процессе деления, так и после него.

Также дежурный персонал вынужден выбирать схемы деления, анализируя

свои действия по факту изменения параметров сети (напряжение, ток, частота) после произведенных операций включения или отключения отдельных элементов схемы.

Для устранения приведенных недостатков наиболее эффективной могла бы стать ДАЧ на базе программно-вычислительных систем.

В качестве объекта для анализа необходимости противоаварийного управления может быть рассмотрен Нижнекамский энергорайон с имеющимися узлами генерации и крупными потребителями (рис. 2). В данном энергорайоне целесообразно рассмотреть отдельные станции с прилегающей сетью 110-220 кВ, например НкТЭЦ (ПТК-1).

Рис. 2. Район противоаварийного управления

При решении задач противоаварийного управления в районе НкТЭЦ (ПТК-1) необходимо учесть основные аварийные события, которые могут повлиять на сохранение устойчивой работы станции и прилегающей сети 110 кВ и соответственно предусмотреть реакцию средств противоаварийной автоматики. Такими событиями могут быть:

1. Общесистемное снижение частоты.

Возникновение этого режима фиксируется пусковыми органами (ПО) по частоте в нескольких точках прилегающей сети. Фиксируется снижение до заранее определенной величины /сраб1 на время более 4раб.ь Кроме этого целесообразно замерять скорость снижения частоты й//М и уровень напряжения Ц в нескольких точках сети, что позволит оценить «тяжесть» аварийного возмущения. При возникновении данного режима необходимо произвести выделение станции на нагрузку потребителей с учетом мощности, которую несет станция. Выделение может быть выполнено по одному из аварийных сечений, для которого в момент аварий является оптимальным соотношение нагрузки и генерации. Аварийным сечением является совокупность присоединений 110 кВ (выключатели ВЛ-110, СВ-110, МШВ-110, ОВ-110 и т.д.), по которым станция может быть отделена от энергосистемы, рис. 2. В то же время при составлении перечня возможных сечений следует учитывать, что на момент отключения присоединений на выделение станции часть присоединений, составляющих аварийные сечения, может быть уже отключена по разным причинам: ремонт, режимные указания, аварийные отключения с неуспешным АПВ и т.п. Данные обстоятельства необходимо учитывать фиксацией ремонтного состояния

присоединений.

2. Аварийное отключение (по любой причине) совокупности ВЛ-110 кВ, в результате чего станция отделится от энергосистемы.

Выделение станции может произойти и при аварийном отключение линий с наложением ремонтов каких-либо ВЛ-110 кВ.

Возникновение этого режима фиксируется по факту отключения совокупности ВЛ-110 кВ, в результате чего станция отделится от энергосистемы. Выделение НкТЭЦ может произойти по сечениям, показанным на рис.2. На момент отключения каких-либо присоединений часть присоединений может быть уже «длительно» отключена - выведена в ремонт. Данные обстоятельства также необходимо учитывать фиксацией ремонтного состояния присоединений.

Основными функциями устройства ДАЧ являются:

1. Формирование ПО ДАЧ по факту изменения величины частоты, скорости изменения частоты (для события 1) и факту отключения линий 110 кВ (для события 2).

2. Фиксация положения коммутирующих аппаратов в схеме сети, числа работающих энергоблоков, включенных в работу ВЛ-110 кВ, автотрансформаторов связи прилегающего района и формирование информации о ремонтном состоянии элементов сети (Рем) и фактах аварийного отключения выключателей оборудования (ФОВ).

3. Сбор данных по значениям активных мощностей генерирующих источников (Рген), потребляющих мощностей собственных нужд (Рсн), мощностей по тупиковым и транзитным линиям 110 кВ (Рвл).

4. Непрерывное сравнение и анализ генерируемых и потребляемых мощностей по заранее определенным сечениям (8 - сечение 1, сечение 2, сечение 3, сечение 4, сечение 5), по которым возможно выделение части энергосистемы или района станции и расчет небаланса в данных сечениях:

X Рген. I -Х Рнаг. I =&Р{,

где X Рген. I - суммарная активная мощность генерирующих источников в сечении; X Рнаг. I - суммарная активная мощность потребителей (нагрузки) в сечении.

5. Формирование и выдача управляющих воздействий (УВг) на оптимальное выделение станции по заранее определенному сечению 8 (рис.2), отключение нагрузки (УВнаг.г) или генерации (УВген.г) с целью достижения баланса между генерирующими и потребляемыми мощностями и восстановления частоты в отделившимся районе до значения, близкого к 50 Гц и небаланса, близкого к 0.

6. Обеспечение дежурного и эксплуатационного персонала информацией о текущей настройке и действии ДАЧ, значениях контролируемых параметров и состоянии аппаратных средств автоматики, протоколирование и архивирование аварийных и текущих данных.

Алгоритм работы ДАЧ следующий.

1. В нормальном (доаварийном) режиме комплексом выполняется измерение величин активной мощности по заданному множеству линий 110 кВ, примыкающих к шинам и энергорайону НкТЭЦ-1, и активной мощности генерирующих источников НкТЭЦ-1.

2. На основании указанной информации с определенной периодичностью

(10-20 сек.) формируются значения контроля предшествующего режима (КПР) по каждому сечению, по которому возможно выделение НкТЭЦ-1. Величина КПР (Рг) рассчитывается как сумма активных мощностей (с учетом знака, направления мощности) по присоединениям, образующих каждое из аварийных сечений:

рг = рнб = к0 + кцр1 + кг2р2 + • - + кгпРп, ,

где кгп - корректирующие коэффициенты; Рг - величина активной мощности по соответствующим присоединениям.

Значение КПР определяет величину текущего небаланса мощности Рнб для каждого сечения, данные заносятся в многомерные таблицы.

3. Выбор оптимального сечения для каждого ПО ДАЧ осуществляется по наименьшему текущему значению Рнб.

При близких значениях Рнб для нескольких сечений окончательный выбор сечения выполняется с учетом дополнительных критериев.

В случае превышении Рнб допустимого расчетного небаланса формируются балансирующие управляющие воздействия (УВнаг.г, УВген.г) на отключение нагрузки (ОН) или уменьшение генерации (ОГ - отключение генерации) с целью достижения баланса.

Результатом расчета (в доаварийном режиме) по алгоритмам ДАЧ являются многомерные таблицы, задающие соответствие между каждым ПО и набором выходных команд на деление в сети энергорайона и (или) балансирующими УВ.

4. При наступлении аварийного события и срабатывании конкретного ПО из указанных таблиц выбираются наборы УВ на деление схемы, балансирующие управляющие воздействия и формируются соответствующие релейно-контактные сигналы исполнительным устройствам (реализация УВ).

Станция выделяется на изолированную работу с балансом мощностей в районе (рис. 2), по одному из сечений или реализуются УВнаг.г, УВген.г. до достижения баланса при аварийном отключении линий, повлекшем выделение станции.

По сечениям, представленным на рис. 2, был выполнен расчет возможных аварийных режимов. Для этого были проанализированы данные ОИК ЗАО «РДУ Татэнерго» за период с декабря 2006 г. по ноябрь 2007 г. и были выбраны те режимы работы станции, при которых она будет выделяться от системы с избытком или дефицитом нагрузки. Для этих сечений определены: величины небалансов мощностей, максимальный провал частоты и скорость ее снижения (расчетные величины) в выделившемся районе при данном дефиците мощности. Для наглядности исследования результаты представлены графиком небаланса мощности по сечениям (рис. 3), графиком изменения частоты сети (рис. 4) и графиком скорости изменения частоты (рис. 5) для двух различных режимов работы станции.

Результаты расчетов показывают актуальность предложений по противоаварийному управлению в районе НкТЭЦ-1 при отделении станции от прилегающей сети. Объемы управления должны быть адекватны глубине провалов частоты сети, скорости ее снижения.

Рис. 3. Небаланс мощности по сечениям

Рис. 4. Изменение частоты сети по сечениям

Рис. 5. Скорость изменения частоты по сечениям © Проблемы энергетики, 2008, № 7-8

Применение цифровых систем противоаварийного управления, современных алгоритмических подходов для решения задач частотной делительной автоматики позволит повысить устойчивость энергосистемы и уменьшить ущерб при возникновении и развитии системных аварий.

Общий ущерб при каскадной аварии с выделением электростанции и потерей генерации при отсутствии таких систем может достигать десятков миллионов рублей и более. Складывается он из нескольких частей, каждая из которых имеет свой удельный вес:

1. Ущерб от полного погашения (сброса мощности) электростанции -недоотпуск электрической и тепловой энергии.

2. Ущерб от неоптимального выделения ТЭЦ при системных нарушениях и, как результат, излишнее отключение потребителей, подключенных к шинам НкТЭЦ-1 (10-110 кВ).

3. Ущерб от претензий потребителей электрической и тепловой энергии от нарушения технологии на предприятиях потребителя, ущерб от недоотпуска продукции, выхода из строя оборудования и т.п.

4. Ущерб от выхода из строя оборудования (механизмов) на НкТЭЦ-1 из-за технологического нарушения при каскадном развитии аварии в энергорайоне.

Таким образом, известные на настоящее время и практически реализованные на электростанциях и энергосистемах мероприятия по выделению энергорайона станции или отдельных энергоблоков на нагрузку собственных нужд имеют ряд существенных недостатков. Предлагаемые принципы реализации ДАЧ позволяют построить эффективную систему выделения станции или отдельных энергоблоков на сбалансированную нагрузку с применением современных интеллектуальных технологий противоаварийного управления, повышающих устойчивость энергосистемы и уменьшающих ущерб при возникновении и развитии системной аварии.

Summary

In this work the questions of development of principles and algorithms of dividing automation are considered on frequency on the base of the microprocessor programmatic-calculable systems. The basic functions of automation are shown, the algorithms of work are described in a general view, the variant of realization of automation is resulted.

Литература

1. Р.С. Рабинович. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем / Под редакцией Е.Д. Зейлидзона. - М.: Энергия, 1980.

2. Сборник директивных материалов по эксплуатации энергосистем. -Энергоиздат, 1981.

3. Стандарт ОАО «СО ЦДУ ЕЭС». «Технические правила организации в ЕЭС России автоматического ограничения снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности». - ОАО «СО ЦДУ ЕЭС». - 2005.

4. М.А. Беркович, А.Н. Комаров, В.А. Семенов. Основы автоматики энергосистем. - М.: Энергия, 1981. - 432 с.

Поступила 11.04.2008