Интеллектуальная сеть кластера «Эльгауголь» Центр управления группой ПС с адаптивной системой регулирования напряжения и реактивной мощности»

 

Авторы

Поляков Артем, Директор Центра систем диспетчерского и технологического управления в энергетике(ЦСДТУЭ)

Михин Константин, Ведущий инженер ЦСДТУЭ

 

    В статье рассмотрен один из аспектов реализации пилотного проекта «Интеллектуальная сеть кластера «Эльгауголь». В качестве объекта исследования выступает внедряемая в его рамках ААСОУ — автоматическая адаптивная система оптимального управления напряжением и реактивной мощностью. Описаны ее структура, программно-аппаратное обеспечение и алгоритм использования на уровне энергообъекта.
    Введение
    Одним из важнейших направлений модернизации и инновационного развития электроэнергетики является переход к созданию интеллектуальных энергосистем с активно-адаптивной сетью (ИЭС ААС) [1]. Построение «умной» сети на объектах внешнего электроснабжения Эльгинского угольного комплекса (кластер «Эльгауголь») — первый в России практический опыт реализации концепции ААС. Этот проект, выполняемый компанией «НОВИНТЕХ», нацелен на повышение надежности электроснабжения Эльгинского ГОК в рамках возведения ВЛ 220 кВ Призейская — Эльгауголь. Интеллектуальный контур кластера формируется параллельно традиционной системе управления и включает в себя пилотные зоны на четырех подстанциях кластера, а также центр управления группой подстанций (ЦУГП).
    В рамках проекта планируется внедрение ряда современных технологий, среди которых:
  • цифровые системы управления (ЦСУ) ПС с цифровыми ТТ и ТН, МП РЗА, автоматизированные измерительные системы управления энергоресурсами (АИС УЭР) на базе шины процесса IEC 61850-9-2LE;
  • система мониторинга энергокластера на основе синхронизированных векторных измерений (СВИ) с поддержкой IEEE С37.118;
  • автоматическая адаптивная система оптимального управления (ААСОУ) напряжением и реактивной мощностью.
    Темой обсуждения в данной статье является именно ААСОУ. Системы автоматического регулирования напряжения уже используются и в мире, и в нашей стране, однако в России продвижение подобных инноваций сопряжено с определенными трудностями. Рассмотрим зарубежный и оте­чественный опыт развития ААСОУ и укажем факторы, препятствующие внедрению этой технологии.
    Отечественный и международный опыт автоматического управления напряжением на уровне энергосистем
    Общемировой практикой является автоматизация процесса управления напряжением на уровне энергообъектов [2], т.е. с помощью локальных средств регулирования (генераторов, СТК, трансформаторов с устройствами РПН и т.д.) поддерживается заданное значение напряжения на выбранных шинах станций или подстанций. Опыта же общесистемного автоматического регулирования напряжения не так уж много. К наиболее удачным решениям можно отнести системы иерархического регулирования, созданные в Италии [3] и Франции [4]. В обоих вариантах используется так называемое вторичное регулирование напряжения, при котором энергосистема разбивается на соответствующие зоны, и в каждой из них заданные параметры напряжения поддерживаются на одном, пилотном узле (шине). Делается это посредством изменения выдачи реактивной мощности с нескольких выбранных генераторов, близких к пилотному узлу.
    В «итальянской» модели добавлено общенациональное (третичное) регулирование, которое подразумевает периодическое изменение напряжения в пилотных узлах для уменьшения потоков реактивной мощности и потерь электроэнергии в национальной энергосистеме. Во Франции применяют усовершенствованный алгоритм распределения реактивной загрузки генераторов, участвующих во вторичном регулировании, который позволяет учитывать взаимное влияние генераторов, а также общее изменение режимной ситуации в зоне регулирования. Благодаря данной модификации «получено» координированное вторичное регулирование напряжения.
    Российская практика контроля напряжения в энергосистемах построена на соответствии его значений заданным графикам (коридорам) в контрольных пунктах, рассчитываемым на этапе планирования режимов. Управляющие воздействия в этом случае поступают от диспетчеров подразделений СО или ЦУС ПМЭС, персонала станций и подстанций.
    В отечественной литературе [5] было предложено автоматизировать процесс регулирования напряжения в масштабах энергосистемы за счет координированного управления уставками напряжения генераторов, средств компенсации реактивной мощности (СКРМ), а также коэффициентов трансформации трансформаторов с РПН. Были разработаны соответствующие алгоритмы и программные средства. На практике реализация такой системы столкнулась с рядом трудностей, главными из которых, по нашему мнению, являются следующие:
  • слабая наблюдаемость большинства отечественных энергосистем;
  • нехватка СКРМ с непрерывным регулированием, например УШР и СТК;
  • отсутствие надежных алгоритмов автоматического управления режимами в сложных, в том числе аварийных, ситуациях.
    В рамках кластера «Эльгауголь» предполагается внедрить современную систему средств связи и телеизмерений, а также установить на подстанциях управляемые СКРМ (УШР и БСК). Это позволит устранить недостатки наблюдаемости и дефицит средств регулирования. Также в составе ААСОУ планируется усовершенствовать ряд алгоритмов управления, что сделает возможным автоматическое регулирование напряжения в случае тяжелых электрических режимов.
    Кластер «Эльгауголь» находится в западной части ОЭС Востока (рис. 1). Непосредственно его сеть объединяет четыре подстанции 220 кВ — Призейскую, А, Б и Эльгауголь. В настоящее время на данном участке ОЭС Востока наблюдаются избыток реактивной мощности и повышенное напряжение. Согласно оценкам проектной организации, после строительства кластера ситуация существенно изменится. При максимальном потреблении на Эльгинском ГОК ожидается заметное падение напряжения, а в некоторых ремонтных схемах установившийся режим невозможен без компенсации реактивной мощности. В связи с этим в сети кластера планируется установить УШР (2•25 МВАр) и БСК (4•25 МВар) на ПС «Эльгауголь» и УШР (100 МВАр) на ПС «Призейская». Кроме того, в регулировании напряжения могут быть задействованы устройства РПН, установленные на всех подстанциях кластера.
    При определении управляющих воздействий необходимо учитывать изменения режима не только в кластере, но и в прилегающих участках сети. На основе критерия чувствительности напряжения (см. таблицу), а также из организационных соображений была выделена часть сети ОЭС Востока, которую нужно принимать во внимание при анализе и изменении режима в сети кластера. В эту область (зона управления) вошли ПС 220 кВ «Тутаул», «Тунгала», «Февральская» и «Дипкун», а также Зейская ГЭС.
    ААСОУ напряжением и реактивной мощностью
    ААСОУ напряжением и реактивной мощностью строится по иерархическому принципу (рис. 2) и включает три уровня:
  • нижний — локальные системы управления СКРМ и РПН, обеспечивающие загрузку по заданному значению (для регулируемых) и коммутации (для ступенчато управляемых) устройств;
  • средний объекта (подстанции) — групповое управление СКРМ, установленными на ПС, их оптимальная загрузка для поддержания заданных параметров напряжения на шинах энергообъекта по команде с верхнего уровня системы;
  • верхний центра управления (ЦУС или ЦУГП) — сбор, обработка информации об энергокластере и прилегающей сети с формированием управляющих воздействий (УВ) в виде значений уставок среднего уровня.
    Средний уровень системы регулирования (ААСОУ ПС) функционирует на базе современных цифровых контроллеров. В рассматриваемом случае элементы этого уровня располагаются на подстанциях «Призейская», А, Б и «Эльгауголь».
    Верхний уровень (ААСОУ ЦУГП) представляет собой программно-технический комплекс, обеспечивающий выполнение задач управления в режиме реального времени. В кластере «Эльгауголь» ЦУГП размещается на ПС «Призейская». Для наблюдения за прилегающей к кластеру сетью в ЦУГП также введена система сбора телеметрии, ретранслируемой от энергообъектов через ЦУС Амурского ПМЭС.
    На этапе опытной эксплуатации предполагается включение системы «на сигнал» с использованием специального инструмента тестирования управляющих воздействий на базе эквивалентной модели сети кластера.
    Алгоритмы централизованного управления напряжением и реактивной мощностью
    Описание решения
    Схема централизованного управления напряжением и реактивной мощностью приведена на рис. 3. Блок «определение режима» — это расчет вектора состояния энергосистемы (модулей напряжения и фазовых углов), а также узловых нагрузок, потоков мощности по ВЛ и трансформаторам на основе ТИ, ТС и данных СВИ с помощью оценки состояния. При управляющей последовательности данная процедура выполняется дважды: в начале — для последующего определения УВ, а также после УВ — для анализа результатов воздействия.
    Предназначение блока «анализ режима» с выбором метода определения УВ — выявление приоритетных задач управления для текущего режима. Расчет УВ производится оптимизацией целевой функции, вид которой зависит от целей УВ, установленных на предыдущем шаге.
    Исполнение УВ происходит посредством передачи новых значений уставок напряжения и реактивной мощности системам управления подстанционного уровня. Анализ результатов УВ предусматривает две операции: проверку эксплуатационных ограничений, т.е. уровня надежности режима (нет ли снижения) и сравнение значения целевой функции текущего режима с исходным (до УВ). Это помогает понять, привели УВ к улучшению режима или нет. Если первое условие не соблюдено, ААСОУ блокируется. В случае отрицательного ответа на второй вопрос система выдает предупреждение персоналу ЦУГП и продолжает работать.
    Управление осуществляется дискретно, запуск управляющих действий — периодически (с интервалом от 10 мин), а также при существенных изменениях нагрузок и генераций в энергокластере и его окрестностях или после проведения коммутаций.
    Адаптивность рассматриваемой системы управления достигается за счет включения в алгоритм двух дополнительных процедур — выбора метода расчета УВ на основе анализа существующего режима и коррекции расчетной модели энергосистемы с учетом данных СВИ.
    Анализ режима и выбор алгоритма расчета УВ
    Типовой задачей при регулировании напряжения является обеспечение наиболее экономичного режима при поддержании надежности энергоснабжения и качества электроэнергии не ниже заданного уровня. Такая постановка формализуется в виде задачи оптимизации потерь электро­энергии по параметрам управления с ограничением на значениях режимных величин (силы тока, напряжения и т.д.), вытекающих из требований надежности и качества [6]. При таком подходе затруднено управление энергосистемами, вышедшими за допустимые пределы или близкими к ним.
    Решением проблемы может стать введение в алгоритм управления процедуры классификации режимов по отношению к допустимым пределам значений режимных параметров. В зависимости от результатов классификации определяются цели управления. Для нормальных режимов приоритетом является уменьшение потерь мощности. При тяжелых режимах главная цель управления — повышение устойчивости режима, а экономичность здесь второстепенна. В случае аварийных режимов ААСОУ ЦУГП должна работать как «советчик диспетчера», формируя УВ, приближающие режим к допустимым пределам.
    Кроме классификации по отношению к пределам, в ААСОУ ЦУГП для тяжелых режимов прогнозируется (изучается) возможность улучшения. Под улучшением понимается ситуация, когда режим после УВ удовлетворяет более жесткому, чем исходный, набору ограничений. При положительном результате проверки устанавливается статус «возможно улучшение», при отрицательном — «улучшение режима невозможно».
    УВ рассчитывается с помощью оптимизации режима по напряжению и реактивной мощности. Выбор целевой функции оптимизации зависит от целей управления, поставленных на этапе анализа режима. Возможны два критерия оптимизации (целевые функции):
  • потери активной мощности в сети кластера и его окрестностях;
  • устойчивость режима (та или иная количественная оценка). Возможный вариант такого критерия — взвешенная сумма «расстояний» режимных параметров до значений режимных ограничений по устойчивости.
    Для нормального, а также для тяжелых режимов с позитивным прогнозом целевой функцией являются потери. Для тяжелого режима со статусом «улучшение невозможно» оптимизируется показатель устойчивости с набором ограничений для этого режима.
    Идентификация параметров модели
    Недостаточная точность расчета параметров схемы замещения, а также их изменение в зависимости от внешних условий снижают достоверность расчетной модели и полученных результатов. Возможной мерой для преодоления этой трудности является наличие в алгоритме управления этапа определения (идентификации) параметров схемы замещения ЛЭП и трансформаторов. Предлагаемый к использованию метод основан на вычислении параметров схемы замещения режима по данным СВИ с помощью соотношений ТОЭ.
    Локальное координированное управление на уровне подстанции
    Координированное управление на уровне подстанции предполагает использование группового регулятора напряжения и реактивной мощности, который основан на следующих принципах:
  • представление подстанции эквивалентированным объектом управления с одним входом (суммарная реактивная нагрузка СКРМ, установленных на подстанции) и одним выходом (напряжение на регулируемых шинах);
  • применение пропорционально-интегрального закона для задания суммарной реактивной мощности СКРМ, установленных на подстанции;
  • расчет (распределение) и приложение управляющих воздействий на непрерывно и дискретно управляемые СКРМ и устройства РПН;
  • адаптация параметров регулятора в зависимости от текущих режимно-топологических условий работы подстанции.
    Выбранное решение с использованием объектового регулятора :
  • упрощает работу ААСОУ верхнего уровня, оставляя ей лишь определение значений напряжения на регулируемых шинах подстанций;
  • обеспечивает необходимый технологический режим работы оборудования, позволяющий учитывать время между коммутациями, климатические условия и ограничения на наличие резервов реактивной мощности;
  • улучшает показатели экономичности и качества электроэнергии путем исключения режимов с повышенными гармоническими искажениями и потерями активной мощности для СКРМ.
    Заключение
    Предложенная автоматическая адаптивная система оптимального управления реализует концепцию активно-адаптивных сетей. Целью управления является обеспечение надежного электроснабжения потребителей при необходимом качестве электроэнергии и минимально возможных потерях. Иерархическое построение ААСОУ позволяет применить единые подходы к управлению энергосистемами с различными средствами регулирования напряжения при различной структуре сети. Адаптивность формируется за счет выбора целевой функции оптимизации, а также коррекции параметров расчетной модели и регуляторов напряжения по результатам анализа электрического режима.
    Литература
    1. Дорофеев В.В., Макаров А.А. Активно-адаптивная сеть — новое качество ЕЭС России // Энергоэксперт. — 2009. — № 4.
    2. Kundur P. Power system stability and control. McGraw-Hill Inc, 1994.
    3. Corsi S. The Secondary Voltage Regulation in Italy. Panel Session on «Secondary Voltage Control» IEEE/PES 2000 Summer Meeting, July 16—20, Seattle, Washington.
    4. Lefebvre H., Fragnier D., Boussion J.Y., Mallet P., Bulot M. Secondary coordinated voltage control system: feedback of EDF. Panel Session on «Secondary Voltage Control» IEEE/PES 2000 Summer Meeting, July 16—20, Seattle, Washington.
    5. Гончуков В.В., Горнштейн В.М., Крумм Л.А. и др. Автоматизация управления энергообъединениями. — М.: Энергия, 1979.
    6. Стотт Б., Альсак О., Монтичелли А.Дж. Анализ надежности и оптимизация // ТИИЭР, т. 75, № 12, декабрь 1987.