Подходы к созданию автоматического группового регулятора напряжений для энергорайона с функцией координации локальной ПА Воропай Н.И., Осак А.Б., Домышев А.В., Панасецкий Д.А., Бузина Е.Я. ИСЭМ СО РАН, г. Иркутск

Введение В ЕЭС России (особенно в Сибири и на Дальнем Востоке) актуальной становится задача поддерживания допустимых уровней напряжения на подстанциях при изменении режимных условий в широком диапазоне, в том числе в послеаварийных режимах. Для решения данной задачи массово устанавливаются плавно и дискретно управляемые источники реактивной мощности (ИРМ): статические тиристорные компенсаторы реактивной мощности (СТК), управляемые шунтирующие реакторы (УШР), батареи статических конденсаторов (БСК) и другие устройства, которые можно отнести к устройствам типа FACTS.

Введение Для минимизации затрат на электросетевое строительство (строительство и реконструкцию ВЛ, установку ИРМ) предлагается помимо локальных регуляторов напряжения (ЛРН) и локальных устройств противоаварийной автоматики (ЛПА) создавать автоматические групповые регуляторы напряжений для энергорайона с функцией координации локальных регуляторов и локальной ПА. Общая идея заключается в получении системного эффекта от совместного и согласованного использования управляемого оборудования нескольких энергообъектов в отдельных тяжелых и критических режимах. Ожидается, что такие групповые регуляторы районного масштаба сократят необходимые объемы ввода в эксплуатацию установок ИРМ с низким числом часов использования (использование либо в пиковых режимах, либо в минимальных режимах), а также повысят пропускную способность электрических сетей.

Постановка задачи В настоящей работе авторами рассматриваются подходы к созданию автоматического группового регулятора напряжения (ГРН) для энергорайона с функцией координации локальных регуляторов ИРМ (для УШР, СТК и др.) и локальной ПА типа автоматики ограничения снижения напряжения (АОСН), автоматики ограничения повышения напряжения (АОПН) и автоматики управления реактором (АУР). Основная идея заключается в том, что групповой регулятор определяет согласованные уставки локальных регуляторов и локальной ПА, и самостоятельно не управляет электрооборудованием, выполняя только функции верхнего уровня автоматической системы управления.

Постановка задачи Групповой регулятор напряжений для энергорайона представляет собой вычислительный комплекс, установленный на узловой подстанции или в диспетчерском пункте, работающий в автоматическом режиме, оснащенный цифровыми каналами связи с локальными регуляторами ИРМ и локальной ПА на энергообъектах. Источниками информации о текущих режимах может выступать: система сбора и передачи информации (ССПИ), используемая для ПА; системы телемеханики для районных и региональных диспетчерских пунктов.

Постановка задачи В нормальном режиме работы ГРН выполняет в реальном времени расчеты уставок и передает их по каналам связи в ЛРН и ЛПА на энергообъекты. При нарушении работы каналов связи, спустя заданную выдержку времени, ЛРН и ЛПА переходят на заранее заданные уставки. В ЛРН и ЛПА осуществляется контроль допустимости значений получаемых от ГРН уставок. В ЛПА имеются ступени с заранее заданными уставками (на границе допустимых диапазонов), которые не меняются ГРН, тем самым исключается повреждение оборудования или нарушение устойчивости при ложной работе ГРН.

Постановка задачи На функциональном уровне ГРН состоит из следующих подсистем: подсистема сбора телеинформации и ее первичной обработки; подсистема оценивания состояния (ОС); подсистема анализа режима, расчета уставок и выработки управляющих воздействий (УВ) на смену уставок ЛРН и ЛПА; подсистема выдачи УВ и анализа фактической работы ЛРН и ЛПА; общая информационная платформа ГРН.

Подсистема сбора телеинформации и ее первичной обработки получение телеинформации: –телеизмерения (ТИ) параметров режима; –телесостояния (ТС) элементов сети; –ТИ и ТС по ИРМ, управление которыми выполняется ЛРН и ЛПА, для которых ГРН выдает уставки. –ТИ и ТС от ЛРН и ЛПА по доступности управления и наличию запасов по регулированию. первичная обработка телеинформации и хранение ретроспективной информации в архивах.

Подсистема оценивания состояния Выполняет задачу оценивания состояния на нескольких расчетных схемах: сокращенная расчетная схема энергорайона (уровень объектов ЕНЭС); расширенная (подробная) расчетная схема энергорайона (с объектами 35 кВ и выше); сокращенная расчетная схема ЭЭС (уровень объектов ЕНЭС); расширенная (подробная) расчетная схема ЭЭС (с объектами 110 кВ и выше); динамически формируемая расчетная схема сети по критерию наблюдаемости для задачи ОС.

Подсистема оценивания состояния Для каждой расчетной схемы выполняется: первичная достоверизация; оценивание состояния; автоматический контроль оцененного режима (проверка балансов, оценка отклонения от измерений, нахождение параметров режима в технологических пределах, сравнение с предыдущим успешным расчетом). По итогам расчета оценивания состояния на нескольких схемах сети выполняется сопоставление результатов, и выбираются схемы, пригодные для дальнейших расчетов.

Подсистема анализа режима Для каждой расчетной схемы, полученной из блока ОС и одобренной для решения технологических задач выполняется: оценку режима по качественным критериям, основанным на формальных логических правилах, с последующей его классификацией (нормальный, ремонтный, аварийный, послеаварийный, вынужденный и т.п.); оценку режима по количественным критериям, с последующей его классификацией (нормальный, аварийный, вынужденный и т.п.). обобщенную классификацию режима на основании качественной и количественной оценки.

Подсистема анализа режима К количественным критериям оценки режима можно отнести: устойчивость к набору нагрузки с учетом ограничений (определяется методом утяжеления); оценку резервов по реактивной мощности при утяжелении режима; оценку резервов по реактивной мощности по критерию n-1 (отключение ИРМ или отключение секций шин с ИРМ);

Подсистема анализа режима Выполняется сверка полученной классификации для разных расчетных схем, после чего может выполняться оптимизация по нескольким направлениям: экономический критерий (снижение потерь электроэнергии во всей сети или в заданном фрагменте сети); качество электроэнергии и допустимость режима (ввод режима в допустимую область по напряжению с учетом ограничений по перегрузке оборудования); оценка надежности режима (перебор нормативных возмущений в сети с оценкой допустимости/недопустимости послеаварийного режима, в случае недопустимости послеаварийного режима осуществляется совместный ввод послеаварийного и исходного режима в допустимую область).

Подсистема анализа режима В зависимости от классификации режима, выполняется или не выполняется оптимизация. Оптимизация может выполняться по нескольким направлениям: в нормальном режиме снижаются потери, оценивается и повышается режимная надежность, в тяжелом режиме выполняется ввод в допустимую область, в вынужденном режиме обеспечиваем резервы быстрого управления для повышения надежности и устойчивости ЭЭС в целом и устойчивости узлов нагрузки.

Подсистема анализа режима Далее выполняется совместная оценка нескольких вариантов оптимизации режима и сопоставление УВ. При оптимизации учитывается состояние управляемых элементов сети, ресурсы их управления. Осуществляется минимизация ресурсоемких УВ (отключение выключателей БСК и ШР, управление РПН). Выполняется оценка волатильности режимных параметров, для исключения многократных переключений выключателей, РПН. Осуществляется формирование оптимальных УВ, в соответствии с рассмотренными выше критериями. На основании комплексной оптимизации и оптимальных УВ рассчитываются уставки ЛРН и ЛПА для их последующей передачи на объекты.

Подсистема анализа режима Далее выполняется моделирование рассчитанных уставок ЛРН и ЛПА на разных расчетных схемах, моделируется возникновение нормативных возмущений. Выполняется оценка достижения эффекта по разным критериям. Оценка совокупной эффективности от смены уставок ЛРН и ЛПА. Возможно, в случае неудачи потребуется итеративный перебор для гармонизации взаимопротиворечивых УВ по разным критериям.

Подсистема выдачи УВ и анализа фактической работы ЛРН и ЛПА осуществляет проверку отсутствия сбоев в расчетных алгоритмах (на основании данных самодиагностики); передает рассчитанные уставки ЛРН и ЛПА на энергообъекты; получает сигналы подтверждения смены уставок ЛРН и ЛПА; осуществляет оценку смены уставок ЛРН, оценивает адекватность реализованного управления; выполняет сравнение ожидаемого расчетного эффекта и реального эффекта от смены уставок ЛРН и ЛПА, осуществляет классификацию УВ, в случае неадекватности выдает сигнализацию и блокирует некоторые алгоритмы оптимизации (до их перенастройки со стороны эксплуатации).

Общая информационная платформа ГРН Предлагается построить на технологическом ядре SCADA АНАРЭС и ППО «ПЛАТФОРМА-АПК». Основные функции информационной платформы: запуск и контроль программных модулей (выполняет сервер приложений SCADA АНАРЭС); обеспечение функционирования базы данных реального времени для всех задач ГРН (выполняет сервер каналов SCADA АНАРЭС); самоконтроль системы (возможно совмещенный со сторожевым таймером при его наличии), блокировка управления и сигнализации;

Общая информационная платформа ГРН Основные функции информационной платформы: стыковка с ССПИ и системами телемеханики; выдача команд на УВ, на смену уставок ЛРН и ЛПА, контроль прохождения команд; запуск и контроль расчетных задач (включая автоматическое принудительное снятие при их зависании), блокировка управления при сбоях.

Выводы В настоящее время в ИСЭМ СО РАН разрабатывается лабораторный прототип системы, в соответствии с предложенным подходом к созданию автоматического ГРН для энергорайона с функцией координации ЛРН и ЛПА. При разработке особое внимание уделяется вопросам надежной работы программных блоков, функциям их самодиагностики. Предполагается, что разрабатываемая система должна работать без участия обслуживающего персонала.