CC BY
52
Вес [ Кг]
t, сек
Рис. 7. Дозирование материала с использованием алгоритма коррекции ошибки
Полученные теоретические и практические ре- новки удаётся достичь уменьшения ошибки дозирова-зультаты исследований свидетельствуют о том, что ния более чем на 30%. при сохранении требуемой производительности уста-
Библиографический список
1. Букреев В.Г., Гусев Н.В., Нечаев М.А., Краснов И.Ю., 2. Каталымов А.В., Любартович В.А. Дозирование сыпучих и Кремис С.Ю. АСУ ТП производства комбикормов на базе вязких материалов. Л.: Химия, 1990. 240 с. контроллера РаБ1\ме1 РТШ88-В8 // Современные технологии 3. Григорьев А.М. Винтовые конвейеры. М.: Машинострое-автоматизации. 2006. № 1. ние, 1972. 184 с.
УДК 621.311.16
ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
© М.А. Дубицкий1, Е.В. Болоев2
1Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83. 2Ангарская государственная техническая академия, 665835, Россия, г. Ангарск, ул. Чайковского, 60.
Предложена классификация резервов мощности в электроэнергетических системах (ЭЭС). Резерв мощности состоит из двух (основных) составляющих: резерв генерирующей мощности и резерв потребляющей части системы. Рассмотрены возможности использования резерва потребляющей части системы для обеспечения безопасности ЭЭС. Предложена методика обеспечения безопасности ЭЭС при аварийном отключении крупных электрических станций и межсистемных связей. Ил. 1. Табл. 3. Библиогр. 3 назв.
Ключевые слова: надежность; безопасность; живучесть; электроэнергетическая система; электрические станции; мобильный резерв мощности.
ENSURING SAFETY OF ELECTRIC POWER SYSTEMS M.A. Dubitsky, E.V. Boloev
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, Russia, 664074. Angarsk State Technical Academy 60 Chaikovsky St., Angarsk, Russia, 665835.
1Дубицкий Михаил Александрович, кандидат технических наук, доцент кафедры электрических станций, сетей и систем, тел.: 89025779502, e-mail: dubitskii_ma@mail.ru
Dubitsky Mikhail, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Electrical Power Stations, Networks and Systems, tel.: 89025779502, e-mail: dubitskii_ma@mail.ru
2Болоев Евгений Викторович, доцент кафедры электроснабжения промышленных предприятий, тел.: 89021721959, e-mail: boloev@mail.ru
Boloev Evgeny, Associate Professor of the Department of Power Supply of Industrial Enterprises, tel.: 89021721959, e-mail: bo-loev@mail.ru
The article proposes the classification of reserve capacity in electric power systems (EPS). The reserve capacity consists of two (basic) components: the reserve of generating capacity and the reserve of the consuming part of the system. The possibilities to use the reserve of the consuming part of the system are considered in the aspect of ensuring EPS safety. The methods to ensure EPS safety under emergency blackout of major power plants and interconnecting mains are proposed.
1 figure. 3 tables. 3 sources.
Key words: reliability; safety; liveness; electric power system; power plants; mobile reserve capacity.
На территории России большая часть электроэнергетических систем (ЭЭС) объединена в Единую электроэнергетическую систему (ЕЭЭС). Более половины её установленной мощности размещено на станциях мощностью более 1 ГВт. В состав ЕЭЭС входят объединенные ЭЭС (ОЭЭС). Пропускная способность электропередач по «сечениям» на границах между ОЭЭС составляет 1-3 ГВт, то есть соизмерима с мощностью крупных электростанций [1].
Аварийное отключение крупных электростанций или межсистемных связей из-за их повреждений и последующее массовое отключение потребителей (прекращение их электроснабжения) означает мгновенную остановку электронасосов, обеспечивающих циркуляцию воды в теплотрассах. При этом останавливаются не только ТЭЦ, но и все котельные, попавшие в зону аварии. В зимнее время подобные ситуации представляют особую опасность для жизни и здоровья людей. Аварийное отключение электронасосов в системе водоснабжения приводит к прекращению подачи воды потребителям, а в системе канализации - к аварийному сбросу отходов, при этом происходит загрязнение территории и водоемов. Отключен будет электрифицированный трубопроводный и железнодорожный транспорт и т.д.
Вероятность возникновения таких аварий возрастает по ряду причин: а) старение оборудования; б) снижение инвестиций в строительство и реконструкцию генерирующих мощностей, особенно в 90-ые годы; в) некомпетентное руководство, ориентированное, в основном, на получение прибыли; г) возможность террористической угрозы объектам энергетики и в том числе электроэнергетики.
Для компенсации небалансов мощности, связанных с отключением крупных электростанций и межсистемных связей, ЭЭС должны иметь в достаточном количестве мобильный резерв мощности (—м ), необходимый для быстрой коррекции режима, и возможность его использования с учетом ограниченных пропускных способностей межсистемных связей. Мобильного резерва генерирующей мощности для компенсации таких небалансов обычно не хватает, и поэтому дополнительно отключается нагрузка, которую будем далее рассматривать как аварийный резерв мощности системы, размещенный у потребителей. Экономические последствия отключения потребителей представляют собой не ущербы от перерывов электроснабжения, а дополнительные издержки системы, связанные с предоставлением ей предприятиями некоторой услуги по ограничению потребляемой ими мощности. Такая услуга оплачивается системой в соответствии с заключенными договорами. Величина этих издержек для системы, как правило, превышает вели-
чину ущербов у потребителей. Таким образом, мобильный резерв мощности размещается, во-первых, на генерирующем оборудовании электрических станций (оперативный включенный резерв активной генерирующей мощности системы ЯовЮ1), а во-вторых, у потребителей (величина нагрузки, которая может быть кратковременно отключена, Ятн), то есть будет равен их арифметической сумме. Тогда
-М = -о.вкп + -кон . (1)
После загрузки агрегатов невключенного (холодного) резерва подключается кратковременно отключаемая нагрузка, и потребители продолжают свою работу в нормальном режиме. Резерв потребляющей части системы (Ятн) замещается менее мобильным не-включенным резервом генерирующей мощности (-Кне™). Это оправдано и с экономической точки
зрения. «Погашение» крупной электрической станции является редким событием, и, соответственно, не часто будет кратковременно в большом объеме отключаться нагрузка. Иметь же в качестве мобильного резерва только оперативный включенный резерв генерирующей мощности для компенсации небаланса мощности было бы связано со значительными затратами.
Решение задачи содержит два этапа. На первом этапе в соответствии с рекомендациями [2] определяются величина и размещение в системе оперативного включенного резерва генерирующей мощности. На втором этапе определяются величина и размещение резерва мощности в потребляющей части системы (мощности кратковременно отключаемой нагрузки) для обеспечения безопасности ЭЭС при таких возмущениях, как аварийное отключение крупных электрических станций и межсистемных связей.
Целью настоящей работы является разработка методики определения величины и размещение в системе резерва у потребителей - —он (мощности
кратковременно отключаемой нагрузки), которая позволит обеспечить безопасность ЭЭС путем локализации аварий, вызванных отключениями в ЭЭС крупных электрических станций или межсистемных связей.
Выбор резерва мощности в потребляющей части системы. Осуществляется на основе анализа режима работы системы, когда в течение рассматриваемых суток для каждой т -й подсистемы
(т = 1,М) известна располагаемая мощность
N (т), суммарная нагрузка потребителей Ын(т),
величина мощности в плановом
Rp (m)
m) и аварийном
простое N (ш), а также включенная (ш) и невключенная мощность оперативного резерва КонвклШ), вычисленные на первом этапе решения
задачи в соответствии с рекомендациями [2].
Рассмотрим вначале выбор и размещение резерва мощности у потребителей, предназначенного для ликвидации небалансов, возникающих при аварийном отключении межсистемной связи. Решение начинается с обоснования необходимости привлечения резерва мощности у потребителей. Математическая формулировка этой задачи запишется в следующем виде.
Минимизировать
М
Е N тб (ш);
ш=1
при ограничениях
(ш)- Nн (ш)+
(2)
N^6 (ш) =
(5)
р'
к
+ Е^(Ш)-^(ш)-; ш = 1М; (3)
- Nа (ш)-Яо нвл (ш)-
- 7 (ш)= 0 Рлк (ш) < Рлк (ш) < Р лк (ш); к = ; (4)
\\2(ш), 7(ш) < 0;
[0, 7 (ш) > 0; ш = 1, ш .
Условие (2) позволяет минимизировать небалансы мощности (Nжб ) в системе. Уравнения (3) являются уравнениями баланса мощности подсистем. В этих уравнениях принято: Рлк (ш) - значения перетоков мощности по к -й связи (к, К - текущий номер и число связей, примыкающих к ш -й подсистеме); 7 (ш) - текущая переменная, которая в зависимости от своей величины может рассматриваться как небаланс мощности в ш -й подсистеме (когда она отрицательная) либо как оперативный включенный резерв мощности с учетом обменной мощности между подсистемами (когда она положительна). Неравенствами (4) учитываются ограничения перетоков мощности по связям между подсистемами. Формула (5) позволяет определить величину небалансов мощности в подсистемах.
Величина небалансов мощности, а также их распределение по подсистемам определяются решением задачи (2)-(5), которое может быть получено с использованием метода внутренних точек [3]. Аварийное снижение пропускной способности учитывается изменением в неравенствах (4) значений нижней и верхней границы пределов передаваемой мощности. В результате решения задачи (2)-(5) выявляются подсистемы, в которых возник небаланс (дефицит) мощности, так как мобильного резерва генерирующей мощности оказалось недостаточно, что служит основанием для размещения в системе мобильного резерва у потребителей. Для этого предварительно составляется
общий для всей системы список потребителей, формирующих резерв мощности, в порядке возрастания затрат, связанных с их отключением. Величина этих затрат определяется договорами между системой и соответствующими потребителями электрической энергии. Размещение резерва мощности у потребителей (с учетом рекомендаций [2]) начинается с выбора из этого списка самых «дешевых» (таких, отключение которых связано с наименьшими затратами), но принадлежащих подсистеме, где имеется дефицит мощности. На величину мощности этого потребителя уменьшается в этой же подсистеме нагрузка. Затем вновь решается задача (2)-(5), но наряду с изменением границ пределов передаваемой мощности в уравнениях (3) уменьшено для соответствующей подсистемы значение ее нагрузки на величину мощности отключаемого потребителя. В результате ее решения проверяется наличие дефицитов мощности в подсистемах. В случае наличия дефицитов мощности выбирается (и отключается) еще один потребитель. Данная процедура повторяется до тех пор, пока не будут компенсированы все небалансы мощности, возникающие при аварийном отключении рассматриваемой межсистемной связи. Таким образом, формируется список потребителей, которые будут отключены при отключении рассматриваемой межсистемной связи. Аналогично составляются списки потребителей для компенсации небалансов, возникающих при аварийном отключении других межсистемных связей. На основе этих списков формируется общий для системы список потребителей, отключение которых позволяет компенсировать дефициты мощности, вызванные отключениями межсистемных связей. Резерв мощности, размещенный у потребителей в каждой подсистеме, будет равен арифметической сумме мощности потребителей, которые необходимо будет отключить в каждой подсистеме при отключении межсистемных связей.
Рассмотрим теперь выбор и размещение резерва мощности у потребителей, необходимого для ликвидации небалансов, возникающих при аварийном отключении в любой из подсистем наиболее крупной электрической станции. Решение (как и в предыдущем случае) начинается с обоснования необходимости привлечения резерва мощности у потребителей. Для этого решается задача (2)-(5), но в уравнениях (3) для рассматриваемой подсистемы увеличивается значение мощности в аварийном простое на величину мощности наиболее крупной станции.
Процедура размещения резерва у потребителей производится так же, как и в предыдущем случае, но для компенсации небалансов мощности в первую очередь привлекается резерв, размещенный в той же системе, где произошло аварийное отключение станции, так как при этом использование резерва не ограничивается пропускной способностью сети.
В результате формируется список потребителей, которые будут отключены для компенсации небалансов мощности, возникающих при отключении межсистемных связей и крупных электростанций, и определяется резерв мощности в потребляющей части каждой ш -й подсистемы:
RKOH (m) = £ Nn_, (m) m = 1,M , (6) i=1
где ; (m) - мощность i -го потребителя в m -й
подсистеме, который будет отключен для компенсации небаланса мощности в системе. Выбранный резерв позволит обеспечить безопасность ЭЭС при аварийном отключении крупных электрических станций и межсистемных связей.
Алгоритм выбора резервов мощности у потребителей реализован с помощью вычислительной программы.
Пример. На рисунке приведена схема ОЭЭС. В табл. 1-3 приведены данные, необходимые для рас-
чета.
Рассмотрим в качестве примера аварийное отключение МС 2-5. При отключении МС 2-5 небалансы (дефициты) будут иметь место в первой системе -37,28 МВт, второй - 77,62 МВт, третьей - 115,09 МВт и четвертой - 60 МВт. Для компенсации небалансов мощности, как показали расчеты, необходимо отключить в первой подсистеме первый по списку (табл. 3) потребитель мощностью 500 МВт. При аварийном отключении крупной станции мощностью 2500 МВт во второй подсистеме достаточно будет отключить (для компенсации дефицитов мощности) в этой же подсистеме первый и второй потребитель, соответственно, мощностью 1000 МВт и 1200 МВт.
МС 5-6
6
сю О
Схема ОЭЭС
i
Таблица 1
Параметры объединенной системы_
Наименование Номер системы m
1 2 3 4 5 6 7
Располагаемая мощность N (т), МВт 3500 5400 4200 4600 6700 7200 3800
Мощность в плановом ремонте — (т), МВт 200 150 200 180 380 120 100
Оперативный невключенный резерв -он вкл (т), МВт 370 220 140 280 300 350 250
Мощность в аварийном ремонте ^ (т), МВт 150 200 300 200 200 400 200
Нагрузка ^ (т), МВт 3000 5400 4000 4000 4800 5400 3700
Мощность наиболее крупной станции в энергосистеме, МВт 1200 2500 1500 2300 3000 3800 2000
Таблица 2
Ограничения по перетоку мощности_
Ограничения по перетоку мощности Межсистемные связи (МС)
1-2 2-3 2-4 2-5 4-5 5-6 6-7
Рлк (m), МВт - 500 - 700 - 1000 - 1000 - 1000 - 700 - 500
P лк (m), МВт +500 +700 +1000 +1000 +1000 +700 +500
Таблица 3
Список потребителей, упорядоченный по мере возрастания затрат, связанных с их отключением
Потребитель Потребитель
Номер пунк та Номер системы Номер потребителя Величина отключаемой нагрузки, МВт Номер пунк та Номер системы Номер потребителя Величина отключаемой нагрузки, МВт
1 1 1 500 12 2 3 700
2 3 1 800 13 4 2 1000
3 6 1 2000 14 7 2 900
4 4 1 1200 15 6 2 2600
5 1 2 700 16 3 2 550
6 2 1 1000 17 7 3 300
7 5 1 2000 18 4 3 400
8 7 1 900 19 6 3 300
9 5 2 800 20 7 4 200
10 1 3 400 21 5 3 300
11 2 2 1200 22 3 3 400
Примечание: - потребители, которые по результатам расчетов необходимо будет отключать для компенсации небалансов мощности в ОЭЭС.
Аналогичные расчеты были проведены при отключении всех межсистемных связей и крупных электрических станций. Резерв потребляющей части первой подсистемы составил 1200 МВт, второй - 2200 МВт, третьей - 1350 МВт, четвертой - 1200 МВт, пятой - 2800 МВт, шестой - 2000 МВт, седьмой - 1800 МВт. Общий резерв потребляющей части системы -12550 МВт.
В ЭЭС обычно недостаточно мобильного резерва генерирующей мощности для локализации крупных
аварий. Обеспечение безопасности (путем локализации аварии) достигается отключением потребителей. Предложена методика, позволяющая выделить потребители, отключение которых будет эффективным средством обеспечения безопасности ЭЭС. Рассмотрен пример выбора и размещения резерва в потребляющей части системы для локализации аварий в ЭЭС при аварийном отключении крупных электрических станций и межсистемных связей.
Библиографический список
1. Надежность систем энергетики и их оборудования: в 4-х т. Т. 1. Справочник по общим моделям анализа и синтеза надежности систем энергетики / Г.Н. Антонов [и др.]; под общ. ред. Ю.Н. Руденко. М.: Энергоатомиздат, 1994. 480 с.
2. Дубицкий М.А., Руденко Ю.Н., Чельцов М.Б. Выбор и ис-
пользование резервов генерирующей мощности в электроэнергетических системах. М.: Энергоатомиздат, 1988. 272 с. 3. Дикин И.И. Итеративное решение задач линейного и квадратичного программирования // Доклады Академии наук СССР. 1967. Т. 174. № 4. С. 747-748.
