Главная
База знаний "Allbest"
Физика и энергетика
Управление режимами объединенной энергосистемы в рыночных условиях
Управление режимами объединенной энергосистемы в рыночных условиях
Современное состояние электроэнергетической системы, особенности управления ее режимами и перспективы развития. Информационное обеспечение при оперативно-диспетчерском управлении. Система мониторинга переходных режимов. Верификация динамических моделей.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | реферат |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 20.12.2013 |
| Размер файла | 1,2 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
"НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ"
ИнститутЭНИН
Направление подготовки электроэнергетика и электротехника
Кафедра электрических сетей и электротехники
РЕФЕРАТ
по дисциплине Электроэнергетические системы и сети
на тему "Управление режимами объединенной энергосистемы в рыночных условиях"
Выполнил студент гр.5А1Д
Сороколатов С.В.
Томск 2013 г.
Содержание
- Введение
- 1. Современное состояние ЕЭС
- 2. Современное планирование и управление режимами ЕЭС
- 2.1 Основные функции Системного оператора
- 2.2 Информационное обеспечение при оперативно-диспетчерском управлении
- 2.2.1 Создание Системы мониторинга переходных режимов
- 2.2.2 Верификация динамических моделей
- 2.2.3 Мониторинг низкочастотных колебаний в ЕЭС/ОЭС
- 2.2.4 Экспериментальное определение крутизны частотных характеристик ЕЭС/ОЭС
- 2.2.5 Управление режимами с использованием информации СМПР
- 3. Анализ технологических нарушений и аварий
- 4. Перспективы дальнейшего развития единой энергосистемы (ЕЭС)
- Список использованных источников
Введение
Роль электроэнергетики - основополагающая в экономике и социальном развитии каждого государства. В связи с этим, в 90-ые годы, когда произошел распад Советского Союза и образовалось Содружество Независимых государств, правительствами бывших союзных республик был создан Электроэнергетический Совет СНГ, целью которого было прежде всего проведение скоординированных действий для обеспечения устойчивого развития и надежного электроснабжения вновь созданных государств, а также разработка совместных технических решений по эффективному функционированию объединенных энергетических систем.
Единая энергетическая система (ЕЭС) - совокупность производственных или имущественных объектов электроэнергии, связанных единым процессом производства (в том числе производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии) и передачи электрической энергии в условиях оперативно-диспетчерского централизованного управления в электроэнергетике [1].
В условиях современных рыночных отношений, политической и хозяйственной независимости, как государств содружества, так и регионов внутри самих государств, ЕЭС является основой для взаимовыгодного обмена электроэнергией, оптимизации расходов первичных энергоресурсов, повышения устойчивого электроснабжения потребителей в нормальном и аварийном режимах.
режим энергосистема объединенная диспетчерский
1. Современное состояние ЕЭС
Единая энергетическая система в своем составе объединяет следующие государства: Россию, Белоруссию, Украину, Казахстан, Армению, Азербайджан, Грузию, Латвию, Литву и Эстонию. Кроме того, В режиме синхронной работы с ЕЭС, взаимодействуют многие европейские страны, а именно: Польша, Румыния, Словакия, Чехия, Болгария, Венгрия, Германия.
Объединение энергосистем в ЕЭС позволяет достичь:
ь снижения необходимых суммарных нагрузок;
ь сокращения потребности в установленной мощности электростанций;
ь рационального перераспределения нагрузки между электростанциями для сокращения топливных расходов;
ь снижения финансовых и материальных затрат на строительство объектов энергетики;
ь улучшения экологической ситуации.
В настоящее время на территории Европы имеется три независимых энергообъединения:
· Восточная синхронная зона (ЕЭС/ ОЭС);
· Северная синхронная зона (NORDEL) - энергосистемы скандинавских стран;
· Западная синхронная зона (UCTE - энергосистемы 23-х стран континентальной Европы [2].
Энергообъединения ЕЭС/ОЭС и UCTE работают с единой частотой по точно согласованному регламенту регулирования и общим для обеих систем правилам. Но сложность в техническом взаимодействии состоит в том, что Западная и Восточная синхронные зоны значительно отличаются как по существующим нормам организации внутреннего взаимодействия, так и по способам управления. Для улучшения достигнутого ранее уровня оптимальной работы, прежде всего по степени надежности энергоснабжения и качества электроэнергии, необходимо разработать специальные правила технического регламента, позволяющие согласованно и планомерно в синхронном режиме эксплуатировать энергетические объекты европейских систем.
В составе единой энергосистемы России в настоящее время работают параллельно 7 объединенных энергосистем, включающих себя более 700 электростанций общей мощностью более 210 ГВт. Две трети генерирующих мощностей приходится на тепловые станции, из которых 55% составляют электроцентрали (ТЭЦ), 45% - конденсационные электростанции (КЭС).
По итогам 2012 года общая установленная мощность электростанций ЕЭС России составила 223070,83 МВт.
Увеличение установленной мощности электростанций ЕЭС России с учетом ввода нового и реконструкцией действующего генерирующего оборудования электростанций составило 6460,5 МВт. Ввод новых мощностей в 2012 году на электростанциях ЕЭС России составил 6134,31 МВт. Выведено из эксплуатации 1911,37 МВт неэффективного и устаревшего генерирующего оборудования [3].
Ежегодно все станции вырабатывают около одного триллиона кВт•ч электроэнергии. В 2012 году электростанции ЕЭС России выработали 1 032,1 млрд. кВтч (на 1,3% больше, чем в 2011 году). На рисунке 1 приведены структуры установленной мощности электростанций ЕЭС России (слева) и выработки электроэнергии в ЕЭС России (справа) по состоянию на 01.01.2013 года.
В сравнении с работой локальных энергетических систем создание ЕЭС позволило значительно снизить капитальные вложения в электроэнергетику и уменьшить ежегодные капитальные вложения в каждом государстве - члене объединенной ЭС.
Рисунок 1 - Структура установленной мощности электростанций ЕЭС России (слева) и структура выработки электроэнергии в ЕЭС России (справа) по состоянию на 01.01.2013 года.
Но наряду с видимыми преимуществами в последнее время в развитии ЕЭС наблюдаются и ощутимые недостатки:
постоянное недовыполнение заданий по вводу генерирующих мощностей;
низкий объем строительства современных электростанций;
слабое развитие электросетей и средств регулирования потоками электроэнергии в них;
увеличивающийся рост объема морально устаревшего оборудования электростанций;
значительные потери электроэнергии в электрических сетях и др.
В этих условиях крайне важно принять наиболее правильное решение по дальнейшему развитию электроэнергетики, от чего во многом зависит экономическое развитие как страны в целом, так и ее отдельного взятого региона.
2. Современное планирование и управление режимами ЕЭС
В советское время управление ЕЭС осуществлялось достаточно эффективной системой диспетчерского управления. Принцип планирования и управления режимами заключался в строгом подчинении каждыми ступенями и временных уровней управления более высоким ступеням и уровням с широким использованием принципа оптимальности. Вырабатываемые на каждой ступени и уровне управления решения определяются требованиями оптимизации режима с использованием эквивалентных характеристик частей ЕЭС, соответствующих более низким ступеням и уровням управления. Полученные задания отрабатываются на каждой из более низких ступеней и в каждом уровне с уточнением и детализацией на основе использования более полных моделей управляемых на этих уровнях частей ЕЭС. При этом на нижних ступенях и уровнях управления должны готовиться эквивалентные характеристики частей ЕЭС для высших ступеней управления [2].
Для осуществления управления ЕЭС была создана автоматизированная система с применением современной цифровой вычислительной техники и средств связи.
При распаде СССР на независимые государства и разделении между ними собственности электроэнергетической отрасли бывшего государства развитие ЕЭС и ее системы стало в основном определяться политическими и социальными процессами новых государств и коренным образом претерпело значительные изменения.
Крупные электростанции (ГРЭС мощностью 1000 МВт и выше, гидроэлектростанции мощностью более 300 МВт) и магистральные, межсистемные и межгосударственные линии электропередач, а также региональные районные энергосистемы, объединенные в Единую энергосистему России, вошли в состав Российского Акционерного общества (РАО) энергетики и электрификации "ЕЭС России".
При управлении и планировании режимами решаются следующие задачи:
ь выбор состава включенного генерирующего оборудования "на неделю вперед" с уточнением выбранного состава в течение недели;
ь планирование на предстоящие сутки на основании выбранного состава генерирующего оборудования и законтрактованных объемов поставок электроэнергии;
ь формирование прогнозного диспетчерского графика;
ь внутрисуточное (оперативное) планирование режимов УЭС на установленный интервал, обеспечение поставок электроэнергии в пределах балансирующего рынка;
ь формирование диспетчерских графиков, информации, необходимой оперативному персоналу, участникам рынка и инфраструктурным организациям для управления режимами Единой энергосистемы России в данное время и в соответствии с целями, установленными действующими нормативными документами (правилами), при условии соблюдения технологических ограничений;
ь фиксирование и классификация отклонений объемов фактических поставок электроэнергии от договорных значений на оптовом рынке [2].
И хотя, при переходе к рыночной экономике задачи оперативно-диспетчерского управления энергетическими режимами в целом не претерпели существенных изменений, следует отметить, что выбор поставщиков, состава включенного генерирующего оборудования, поставщиков электроэнергии при планировании диспетчерских графиков на сутки вперед и поставщиков электроэнергии, на так называющем балансирующем рынке, требуют принятия принципиально новых решений, основанных на управлении технологическими режимами работы объектов электроэнергетики в порядке. Основные положения функционирования оптового рынка и правила оптового рынка утверждены Правительством Российской Федерации. Централизованное координирование оперативно-диспетчерским управлением режимами объединенной энергосистемы РФ осуществляется открытым акционерным обществом "Системный оператор Единой энергетической системы", имеющим филиалы практически во всех регионах России.
2.1 Основные функции Системного оператора
Централизованный контроль над оперативно-диспетчерским управлением Единой энергетической системы России с февраля 2008 года осуществляется компанией ОАО "Системный оператор Единой энергетической системы" (ОАО "СО ЕЭС").
Основными направлениями деятельности являются:
· управление технологическими режимами работы объектов электроэнергетики в соответствии с основными положениями и правилами оптового рынка, утвержденными правительством России;
· мониторинг фактического технического состояния и уровня эксплуатации объектов электроэнергетики;
· согласованное регулирование частоты электрического тока, обеспечение оптимальной работы систем автоматического регулирования частоты электрического тока и мощности, системой противоаварийной автоматики;
· разработка оптимальных суточных графиков работы электростанций и электрических сетей Единой энергетической системы России;
· организация и управление режимами параллельной работы российской электроэнергетической системы и электроэнергетических систем иностранных государств;
· строгое соблюдение параметров надежности функционирования Единой энергетической системы России и качества электрической энергии;
· согласование вывода из эксплуатации и в ремонт объектов электросетевого хозяйства, энергетических объектов по производству электрической энергии, а также ввода их в эксплуатацию после ремонта;
· прогнозирование объема потребления и производства в сфере электроэнергетики;
· обеспечение процесса формирования резерва производственных энергетических мощностей;
· выдача субъектам электроэнергетики и потребителям электрической энергии с управляемой нагрузкой диспетчерских команд и распоряжений, связанных с осуществлением функций системного оператора и обязательных для исполнения;
· участие в формировании технологических требований при присоединении субъектов электроэнергетики к единой национальной (общероссийской) электрической сети и территориальным распределительным сетям;
· контроль над своевременной и надлежащей реализацией инвестиционных программ генерирующих компаний, сформированных по результатам торговли мощностью.
Рынок услуг Системного оператора, производимых для ЕЭС, позволяет обеспечить надежность и высокое качество электроснабжения. Диспетчерское управление осуществляется таким образом: с объектов управления в диспетчерские центры поступает часть информации о состоянии и режимах работы соответствующего объекта (работоспособность коммутационных аппаратов, значения напряжения и мощности, а также другая необходимая для проведения расчетов информация, обработка которой ведется в режиме реального времени. Именно поэтому условия работы автоматических систем и качество принимающих диспетчером решений зависят от производительности и надежности информационных систем, реализующих данную функцию [2].
Другая часть информации представляет собой данные для осуществления долгосрочного и краткосрочного планирования режимов и координации ремонтной деятельности. И хотя эта информация не носит оперативный характер, от нее напрямую зависит точность оптимизации процессов управления режимами.
Экономическое стимулирование участия генераторов в управлении частотой и перетоками, создание инновационных технологий автоматического синтеза расчетной модели узловых цен, а также внедрение современного программного обеспечения для решения оптимального распределения нагрузки между генераторами и доведение команд управления до мест исполнения позволяет на высоком техническом уровне создать прозрачную, проверяемую и эффективную систему планирования и ведения электроэнергетических режимов. Разработка оптимальных диспетчерских графиков для обеспечения максимальной суммарной выгоды участников рынка электроэнергии дает возможность ввести основные индикаторы оперативно-диспетчерского управления - новые ценовые сигналы рынка электроэнергетики.
2.2 Информационное обеспечение при оперативно-диспетчерском управлении
Развитие информационных систем является важнейшим фактором оптимизации систем диспетчерского и технологического управления и рассматривается как приоритетная экономическая задача.
Наиболее важными направлениями развития информационных систем являются:
· усовершенствование средств и систем автоматизации технологического управления;
· развитие технологий управления в основе которых лежат системы оперативного мониторинга объектов и ресурсов;
· модернизация (улучшение) технологий передачи, обработки и защиты информации;
· разработка общих информационных сетевых систем;
· объединение систем диспетчерского управления, визуализации и отображения информации, развитие технологий управления на основе мониторинга, прогнозирования состояния ресурсов и объектов.
2.2.1 Создание Системы мониторинга переходных режимов
В 80-ые годы прошлого столетия была создана и внедрена в эксплуатацию Система мониторинга переходных режимов (СМПР), предназначенная для получения необходимых данных об электромеханическом переходном режиме [5].
СМПР ЕЭС/ОЭС - комплекс регистрирующих приборов и каналов передачи информации между регистраторами, концентраторами данных и центрами управления. Регистраторы устанавливаются в крупных энергоузлах, на межсистемных связях и 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) [6].
В СМПР используются три типа регистраторов:
SMART WAMS (ЗАО "РТСофт" Россия);
Регина (МЧП "Анигер", Украина);
Powerlog (ENEA, Германия) [7].
На рисунке 2 приведена схема размещения регистраторов.
Автоматизированная система сбора информации СМПР представляется на каждом объекте автоматизации (диспетчерском центре, подстанции, станции) двумя подсистемами: система приема, обработки и хранения и система межуровневого обмена. На рисунке3приведена архитектура системы сбора информации.
Возможность использования полученной информации для решения тех или иных задач критическим образом зависит от возможности ее передачи от места регистрации в центр обработки. В связи с этим использование СМПР может быть разделено на две основные категории:
области применения технологии СВРП, не требующие передачи информации в режиме реального времени (off-line задачи);
области применения технологии СВРП для управления работой энергосистем в режиме реального времени (on-line задачи).
Среди off-line приложений можно выделить верификацию динамических моделей, мониторинг низкочастотных колебаний энергосистемы и анализ технологических нарушений и аварий.
2.2.2 Верификация динамических моделей
На первом этапе освоения технологии СВРП Системным оператором ЕЭС решены задачи верификации динамических моделей и мониторинга низкочастотных колебаний. Процедура верификации динамических моделей реализована в ЕЭС/ОЭС с 2007 г. для режимов зимнего максимума, летнего минимума, весны и осени.
В настоящее время для верификации базовой динамической модели (БДМ) разработаны и постоянно совершенствуются современные инструменты расчетов динамики, позволяющие проводить расчеты без ограничения любой расчетной схемы сети 220 кВ и выше с учетом разнообразных систем регулирования режимных параметров.
Рисунок 2 - Схема размещения регистраторов
Рисунок 3 - Архитектура системы сбора информации
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 [7].
Системный оператор ЕЭС определяет критерии, которые используются для выделения технологических нарушений для целей верификации БДМ. Кроме того, специалистами разработан регламент сбора и подготовки исходной информации о предаварийном режиме и самом технологическом нарушении.
Для верификации выбираются технологические нарушения, связанные с возникновением в ЕЭС/ОЭС аварийных небалансов мощности от 800 МВт и более, а также вызванные отключением генераторов или отделением отдельных ОЭС от ЕЭС. По соответствующим запросам во всех ОЭС собираются данные по предшествующему режиму, составу и загрузке включенного на момент технологического нарушения генераторного оборудования, о диапазонах регулирования его активной мощности. Оценка технологического нарушения производится на основании расчета предаварийного электрического режима.
Оценка достоверности БДМ выполняется по совпадению следующих параметров:
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.
Постоянная верификация и актуализация базовой динамической модели (БДМ) позволяет использовать ее как эталонную модель для создания и актуализации динамических моделей отдельных ОЭС, применяющихся в службах электрических режимов Системного оператора. Это повышает точность анализа электромеханических переходных процессов при решении технологических задач и обеспечивает выполнение требований нормативных документов при назначении электрических режимов.
Верификация БДМ и подобных динамических моделей отдельных ОЭС должна выполняться периодически, на постоянной основе.
Дальнейшее развитие технологии верификации связано с необходимостью автоматизации процедуры подготовки динамической модели, включающей:
сбор информации с регистраторов СМПР;
получение предаварийного электрического режима;
сбор данных оперативно-информационного комплекса (ОИК) Системного оператора о составе и загрузке генерирующего оборудования электростанций на момент возникновения технологического нарушения.
Постоянная актуализация БДМ и ее верификация по технологическим нарушениям позволяют сделать эту модель эффективным инструментом мониторинга системной надежности.
2.2.3 Мониторинг низкочастотных колебаний в ЕЭС/ОЭС
При формировании сверхмощного энергообъединения, 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 сокращению 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 [7].
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.
2.2.4 Экспериментальное определение крутизны частотных характеристик ЕЭС/ОЭС
Эффективность регулирования активной мощности и частоты как в аварийных режимах, так и в нормальных, главным 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.
Важнейшей динамической характеристикой энергообъединения, которая учитывается при оперативно-диспетчерском управлении и при анализе аварий является крутизна частотной характеристики. 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.
2.2.5 Управление режимами с использованием информации СМПР
Системный оператор ЕЭС ведет 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. Например, 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 создана и усовершенствуется система мониторинга запасов устойчивости на базе регистраторов СМПР.
3. Анализ технологических нарушений и аварий
Анализ технологических нарушений и аварий с использованием данных СМПР проводится в ЕЭС России в экспериментальном порядке. Для дальнейшего развития этого направления необходимо разработать процедуру анализа технологических нарушений и аварий с использованием технологии СВРП и увеличить количество регистраторов СМПР на энергообъектах ЕЭС/ОЭС [7].
Это позволит выполнить верификацию динамической модели по технологическому нарушению (данным СМПР) и использовать ее как для анализа причин аварий, так и для разработки научно-технических рекомендаций по их предотвращению в будущем.
On-line приложения технологии СВРП предлагается использовать в следующих областях:
оценка состояния;
мониторинг уровней устойчивости;
мониторинг асинхронных режимов;
мониторинг функционирования автоматических регуляторов возбуждения и систем возбуждения генераторов электростанций;
противоаварийное управление.
Оценка состояния решается на всех уровнях диспетчерского управления (СО, ОДУ, РДУ) с использованием ПО "Космос". Источником сведений для ПО "Космос" является информация из ОИК СК-2003.
для ПО "Космос" в Тюменском РДУ данные регистраторов СМПР реализованы в виде подсистемы системы мониторинга уровней устойчивости. При этом данные регистраторов СМПР используются в качестве информации, дублирующей ОИК.
В перспективе предполагается организовать более широкое использование данных регистраторов СМПР для ПО "Космос" в качестве информации, дополняющей ОИК. Для этого необходимо разработать и внедрить в эксплуатацию автоматическую систему сбора информации с регистраторов СМПР и ее передачу в ОИК всех уровней диспетчерского управления.
Мониторинг уровней устойчивости реализован в ОЭС Урала в виде системы мониторинга запасов устойчивости в северных регионах Тюменской области (СМЗУ в СРТО). СМЗУ позволяет определять опасные сечения в системообразующей сети и их пропускную способность в условиях реального времени.
Программно-технический комплекс системы мониторинга запасов устойчивости состоит из следующих элементов. На рисунке 4 приведена структура программно-технического комплекса СМЗУ.
Рисунок 4 - Структура программно-технического комплекса СМЗУ
Измерительная система СМЗУ располагается на объектах управления региональной электроэнергетической системы (четыре подстанции, две электростанции) и состоит из комплекса измерительных трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, регистраторов СМПР, необходимых коммуникационных каналов;
Измерительная система обеспечивает поток измеряемых и вычисляемых данных на следующий уровень СМЗУ - систему сбора - посредством канала передачи данных, представляющего собой два физических канала с пропускной способностью не менее 256 кбит/с (или не менее 128 кбит/с на одно наблюдаемое присоединение).
Оценка состояния является основной задачей комплекса оперативно-диспетчерского управления, решениекоторой формирует расчетную модель текущего установившегося режима.
Точность оценки состояния энергосистемы за счет учета взаимных углов напряжений в разных узловых точках повышается при расширении перечня технологий векторного измерения исследуемых параметров.
в настоящее время в составе СМЗУ функционирует новый модуль оценки состояния, который выполняет расчеты в циклическом режиме.
По модели реального времени с помощью информационной расчетной системы (ИРС) производится расчет условий устойчивости. Информация поступает от векторных регистраторов параметров режима, от системы сбора и обработки телеметрии (SCADA),результаты расчета максимально допустимых перетоков (МДП) и определения опасных сечений и обрабатывается автоматической расчетной системой.
Для получения экономического эффекта, принятые диспетчером решения по корректировке ограничений перетоков мощности в опасных сечениях и реальном времени на основе расчета МДП текущего режима, должны быть максимально обоснованными и технически грамотными.
В 2009 г. СМЗУ была введена в северных регионах Тюменской области в промышленную эксплуатацию. В перспективе - внедрение СМЗУ в других операционных зонах СО и в системообразующей сети ЕЭС России.
На основе измерения взаимных углов векторов напряжений различных ОЭС ЕЭС России необходимо организовать мониторинг асинхронных режимов, что даст возможность проводить обширные исследования длительных асинхронных режимов и разрабатывать новые методы управления ими.
Оценка правильности работы АРВ в части демпфирования синхронных колебаний в системе и поддержания заданных уровней напряжения на шинах электростанций проводится на основе мониторинга функционирования автоматических регуляторов возбуждения (АРВ) и систем возбуждения генераторов электростанций.
АРВ рассматривается здесь как один из основных системных регуляторов, обеспечивающих надежность функционирования ЕЭС России. Этот вид мониторинга предполагается организовывать на всех крупных электростанциях, для чего необходимо:
разработать технологию мониторинга функционирования систем возбуждения и автоматических регуляторов возбуждения генераторов электростанций;
создать системный проект мониторинга функционирования систем возбуждения и автоматических регуляторов возбуждения генераторов электростанций;
разработать нормативно-техническую документацию (НТД), обеспечивающую мониторинг функционирования систем возбуждения и автоматических регуляторов возбуждения генераторов электростанций.
Мониторинг правильности функционирования АРВ и систем возбуждения генераторов позволит контролировать соответствия действительности заявляемых электростанциями характеристик, установленных на генераторах систем и регуляторов возбуждения [7].
Сегодня регистраторы СМПР для противоаварийного управления в ЕЭС России не используются. Задачами по развитию противоаварийной автоматики (ПА) на основе использования функциональных возможностей СМПР являются: создание пусковых органов ПА нового типа на основе технологии СВРП; разработка ПА с использованием пусковых органов нового типа; создание ПА для выявления и недопущения угрозы возникновения каскадных аварий.
Технологии СВРП позволяют разработать координирующую систему ПА более высокого уровня.
4. Перспективы дальнейшего развития единой энергосистемы (ЕЭС)
Для развития ЕЭС России предусматривается:
строительство ЛЭП напряжением 500 и 1150 кВ - для создания мощной электрической связи между восточной и европейской частями;
укрепление транзитных связей между объединенной энергетической системой: ОЭС Средней Волги - ОЭС Центра - ОЭС Северного Кавказа, дающих возможность увеличить надежность энергоснабжения Северного Кавказа, и ОЭС Урала - ОЭС Средней Волги - ОЭС Центра и ОЭС Урала - ОЭС Северо-запада для выдачи избыточной мощности ГРЭС Тюмени;
укрепление системообразующих связей между ОЭС Центра и Северо-запада;
развитие электрической связи между ОЭС Востока и ОЭС Сибири для обеспечения параллельной работы всех энергообъединений страны и гарантии надежного энергоснабжения районов Дальнего Востока.
Кроме того, внутренний рынок РФ можно вполне обеспечить, используя нетрадиционные возобновляемые энергоресурсы (геотермальная энергия, ветровая, солнечная, биомасса и т.д.). Использование возобновляемых источников энергии в целях электроснабжения с экономической точки зрения даже при интенсивном развитии этого вида топлива пока еще будет составлять единицы процентов от общего расхода энергоресурсов.
Дальнейшее развитие и техническое перевооружение энергетического сектора России невозможно без соответствующего развития различных отраслей промышленности, таких как атомная электротехническая, нефтегазовая, нефтехимическая, и др., металлургии, машиностроения, химической промышленности России, а также строительного комплекса. Поэтому можно с уверенностью сказать, что их необходимое развитие - одна из приоритетных в экономической политике нашего государства [8].
Список использованных источников
1. Федеральный закон Российской Федерации от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ "Об электроэнергетике".
2. Б.И. АюевМетоды и модели эффективного управления режимами единой электроэнергетической системы России.
3. http://www.myenergy.ru/russia/energymarket/ [Электронный ресурс].
4. http://www.tadviser.ru/index. php/Компания: СО_ЕЭС_Системный_оператор_Единой_энергетической_системы [Электронный ресурс].
5. Б.И. Аюев. Система мониторинга переходных режимов. - ОАО "СО ЕЭС" Россия. - [Электронный ресурс]. - http://forca.ru/stati/energetika/sistema-monitoringa-perehodnyh-rezhimov.html.
6. B. Ayuev, P. Erokhine, Y. Kulikov. IPS/UPS Wide Area Measuring System / CIGRE, 41 Session, August 27 - September 01, 2006.
7. А. Жуков, заместитель главного диспетчера; Ю. Куликов, начальник отдела научно-технического сотрудничества; А. Демчук, руководитель Центра внедрения противоаварийной и режимной автоматики; И. Мацкевич, заместитель руководителя Центра внедрения противоаварийной и режимной автоматики, ОАО "Системный оператор Единой энергетической системы". - Система мониторинга переходных режимов. - http://www.ruscable.ru/article/Sistema_monitoringa_perexodnyx_rezhimov/ [Электронный ресурс].
8. Колчанова В.А., Никитин А.В. Современное состояние электроэнергетики России и перспективы дальнейшего развития. - Национальный исследовательский Томский политехнический университет, Россия.
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Характеристика основных методов решения задач нелинейного программирования. Особенности оптимизации текущего режима электропотребления по реактивной мощности. Расчет сети, а также анализ оптимальных режимов электропотребления для ОАО "ММК им. Ильича".
магистерская работа [1,2 M], добавлен 03.09.2010Расчет пропульсивного комплекса судна. Построение поля рабочих режимов двигателя, паспортной диаграммы судна и использование их при управлении режимами СЭУ. Расчет буксировочного сопротивления и мощности. Оценка уровня дискомфортности главного двигателя.
курсовая работа [104,8 K], добавлен 12.02.2012Элементы электроэнергетической системы, классификация ее режимов. Регулирование напряжения и частоты в энергосистемах, баланс реактивной мощности и его связь с напряжением. Расчет мощности электроприемников и напряжения линий, выбор трансформаторов.
курсовая работа [319,5 K], добавлен 14.04.2014Расчет установившихся режимов электрической системы. Определение критического напряжения и запаса устойчивости узла нагрузки по напряжению в аварийных режимах энергосистемы с АРВ и без АРВ на генераторах. Комплексная схема замещения, расчет параметров.
курсовая работа [3,8 M], добавлен 09.03.2016Интеллектуальные энергетические системы: технические возможности и эффективность. Рынок электрической энергии в России: состояние и проблемы развития. Анализ аварийных электрических режимов в электроэнергетической системе и расчет управляющих воздействий.
курсовая работа [461,4 K], добавлен 12.12.2013Расчет установившегося режима работы электроэнергетической системы. Токи несимметричного короткого замыкания, их напряжение в месте короткого замыкания. Динамическая устойчивость энергосистемы. Определение величины предельного времени отключения.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 27.12.2012Значение электроэнергетики в экономике Российской Федерации, ее предмет и направления развития, основные проблемы и перспективы. Общая характеристика самых крупных тепловых и атомных, гидравлических электростанций, единой энергосистемы стран СНГ.
контрольная работа [24,3 K], добавлен 01.03.2011Расчёт исходного и экономического режимов работы участка электроснабжения региональной энергосистемы. Определение параметров сети относительно точки присоединения. Расчёт параметров линии присоединения и её режима работы. Расчёт переходных процессов.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 03.09.2012Эволюция развития представлений о роли и месте оперативных комплексов. Средства диспетчерского и технологического управления. Реализация CIM-моделей в задачах автоматизации энергетических объектов. Концептуальная модель системы с шиной интеграции.
реферат [130,4 K], добавлен 27.10.2011Основная задача электростанции. Выполнение диспетчерского графика электрической и тепловой нагрузки. Снижение удельных расходов топлива на ТЭС. Управление оперативным персоналом, режимами работы оборудования, преодоление возникающих аварийных ситуаций.
реферат [22,1 K], добавлен 15.10.2011
