CC BY
36
технического базиса для перехода к активно-адаптивным принципам построения сетей в перспективе.
Список литературы:
1. Бохмат, И.С. Снижение коммерческих потерь в электрических системах / И.С. Бохмат, В.Э. Воротницкий, Е.П. Татаринов // Электрические станции.- 1998.- № 9.- с.53-59.
2. Воропай Н.И. SMART GRID: Мифы, реальность, перспективы// Энергетическая политика. -2010.-№ 2.-с.9-15.
3. Кобец Б.Б., Волкова И.Ю. Инновационное развитие электроэнергетики на базе концепции Smart Grit. -М.: ИАЦ Энергия, 2010.-208 с.
4. Савина Н.В. Системный анализ потерь электроэнергии в электрических распределительных сетях/ Отв. ред. Н. И. Воропай. - Новосибирск: Наука, 2008. - 228 с.
5. «Стратегия развития электросетевого комплекса РФ», утвержденная Постановлением правительства РФ от 03.04.2013 г. № 511-р.
ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ КАСКАДНЫХ АВАРИЙ ПРИ УПРАВЛЕНИИ ЭНЕРГОСИСТЕМОЙ.
Мотовилов А.И.
Аспирант, Высшей школы энергетики, нефти и газа, Северный Арктический Федеральный Университет
Научный руководитель: Соловьев И.И.,
к.т.н., доцент, Кафедра электроснабжения и электротехники, Северный Арктический Федеральный Университет.
DOI: 10.31618/ESU.2413-9335.2019.3.60.27-31
АННОТОАЦИЯ
В крупных энергосистемах со сложной структурой при выполнении оперативных переключений значительно возрастает вероятность возникновения аварийных ситуаций. Для выявления возможных последствий и выбора стратегии предотвращения аварии проводят анализ возможных послеаварийных режимов работы энергосистемы. Исходными данными являются изменяющиеся топология и параметры текущего режима работы энергосистемы. В работе рассмотрены применяемые на практике алгоритмы предотвращения аварий, использующие различные математические модели энергосистемы. Показано что не учет непрерывно изменяющейся схемно-режимной обстановки приводит к необходимости завышению объемов управляющих воздействий. Автором предложено решение, устраняющее отмеченный недостаток и повышающее надежность энергосистемы.
ABSTRACT
In cases with large-scale power grid structures, it is difficult to solve the problem of cascading outages timely. The aim of the paper is to identify possible consequences of such outages and choose an accident prevention strategy. To achieve this aim different simulation methods are used. The author describes drawbacks of these methods and proposes a visual solution to improve the reliability of the power system. This solution will allow dispatchers to analyses current mode of the power system on-line.
Ключевые слов: энергосистема, каскадные аварии, алгоритмы, допустимый режим.
Key words: power system, cascading outages, algorithms, valid mode.
ВВЕДЕНИЕ.
Причинами крупных каскадных аварии в электроэнергетических системах (ЭЭС) со сложной структурой являются возмущения, более тяжелые, чем нормативные в данных схемно-режимных условиях, неправильная настройка и/или отказ релейной защиты и противоаварийной автоматики, ошибочные действия оперативного персонала [1].При этом происходит отключение элементов сети не входящих в состав сечений.
Область допустимых режимов определяется составом сечения и значениями максимально- и аварийно допустимых перетоков активной мощности в них, допустимым током в элементах сети и уровнями напряжения в узлах нагрузки. При оперативном определении актуального состава сечения и допустимых значений параметров электроэнергетического режима необходимо учитывать изменяющийся профиль нагрузки. Поставленная задача предотвращения каскадных аварий при управлении энергосистемой соответствует Доктрине энергетической безопасности Российской Федерации[2].
МЕТОДЫ.
После возникновения возмущения в энергосистеме, для противоаварийной автоматики с эшелонированным принципом построения и/или для диспетчерского персонала основной задачей является предотвращение дальнейшего развития аварии.
Противоаварийная автоматика первого эшелона имеет в ограниченную зону действия: энергоузел, энергорайон, энергообъединение. После возникновения возмущений и при достижении контролируемыми параметрами уставок срабатывания противоаварийная автоматика предотвращает дальнейшее развитие аварии, выдавая управляющие воздействия в автоматизированную систему управления технологическим процессом электростанций и подстанций. Периодичность расчета уставок срабатывания противоаварийной автоматики энергосистем с различным уровнем автоматизации колеблется от 1-3 раза в год до нескольких раз в час. Такой подход не учитывает непрерывно изменяющуюся схемно-режимную обстановку в энергосистеме, что приводит завышению объемов
управляющих воздействий. При усложнении структуры ЭЭС требования к частоте расчета уставок значительно возрастают, а эффективность работы противоаварийной автоматики снижается. При недостаточной работе устройств первого эшелона противоаварийной автоматики, ликвидация аварии выполняется другими подсистемами путем ресинхронизации или деления электрической сети, авария при этом имеет каскадный характер развития.
Цифровые измерительные системы с высокоскоростными каналами передачи информации позволяют использовать противоаварийную автоматику с алгоритмом по принципу «предсказания». В этом случае после возмущения в ЭЭС, автоматика выдает управляющие воздействия на объекты на основе фактических параметров предаварийного режима.
Учитывая постоянное развитие технологической основы электроэнергетики, внедрение рыночных отношений, либерализацию и глобализацию электроэнергетики и т.д.[3] повышаются требования к устойчивости ЭЭС. Таким образом, задача дальнейших исследований алгоритмов по принципу «предсказания» становится все более актуальной [1].
Действия диспетчера по предупреждению развития каскадных аварии в ЭЭС схожи по принципу действия с алгоритмом «предсказания», т.е. диспетчер отдает команды по фактическому изменению режима работы ЭЭС для введения его в допустимую область. Допустимая область режимов работы ЭЭС представляет собой функцию от разных влияющих параметров:
- температуры окружающего воздуха;
- потребления влияющего энергорайона;
- схемы сети;
- генерация влияющих станций;
- состава генерирующего оборудования влияющих станций и т.п.
При анализе распределения потоков мощности, рисунок 1,используют оперативно-информационный комплекс и программы расчета установившихся режимов с функцией оценивания состояния. Другие подходы основываются на анализе структуры топологии сети с использованием теории графов. При этом определение допустимой области режимов работы ЭЭС в темпе процесса является серьезной проблемой из-за дефицита информации о нагрузках, ее неточности, а также трудоемкости вычислений.
Рисунок 1. Алгоритм действий по анализу прогнозируемого режима работы энергосистемы.
Источником информации о параметрах текущего или какого-либо ретроспективного режима, как правило, служит база данных реального времени, из которой можно выбрать данные телеизмерений и телесигнализации. При автоматическом формировании оперативной схемы из-за сбоев телеметрии, либо некорректной ручной фиксации состояния оборудования в оперативно-измерительном комплексе возможно несоответствие топологии полученной оперативной схемы фактическому состоянию сети. Для исключения ошибок при расчетах и для ответа на вопрос «Что будет, если произойдет отключение?» необходимо провести анализ топологии и потокораспределния в сети, и проанализировать последствия. Актуальность задачи по оперативному контролю и управлению энергосистемой возрастает при производстве оперативных переключений.
За некоторыми исключениями [4] на время переключений диспетчер должен выполнить подготовку режима для исключения срабатывания устройств ПА и/или превышения максимально допустимых перетоков в контролируемых сечениях. Подготовку режима на время отключения ЛЭП, оборудования необходимо проводить в соответствии с завышенными требованиями инструкций по управлению режимами. Это вызвано отличием
текущей схемно-режимной ситуации от расчетной. Основными недостатками данного подхода является ограничение перетоков в контролируемых сечениях, что приводит к перерасходу топлива на электростанциях.
При этом для схем с элементами находящихся в длительном ремонте риск возникновения ненормативных возмущений возрастает, что также необходимо учитывать при управлении режимом работы ЭЭС.
РАСШИРЕНИЕ ДОПУСТИМОЙ ОБЛАСТИ
Предлагается увеличить допустимую область режимов на время переключений, используя выпускаемые оперативные резервы (определяются с учетом коэффициента влияния, а также сетевых огра-ничений).При изменении топологии схемы электрической сети отказ элементов участвующих в производстве оперативных переключений не должен приводить к аварии.
Пример схемы сети на рисунке 2 показывает связь энергорайона (ЭС) и подстанций ПС1-3 с Единой Энергосистемой России (ЕЭС) по одному полному сечению 1. Сечение состоит из 4-х линий Л1-4,значения МДП и АДП сведены в таблицу 1. Линии Л1.1 и Л1.2 в состав сечения 1 не входят.
0^'ечение 1 | Л1
I Л
Л1.1
Л1.2
Рисунок 2.Пример схемы сечения 1 между ЕЭС и ЭС.
Таблица 1. Допустимые перетоки в контролируемом сечении 1
№ схемы Схема сети Максимально -до пусти-мый переток, МВт Аварийно -допустимый переток,, МВт
1 Нормальная схема 190-Рнеб+ПА 190
2 В ремонте Л3 105 190
3 В ремонте Л4 115 190
4 В ремонте Л1.1 55 190
5 В ремонте Л1.2 50 140
*Для всех схем коэффициент реализации мероприятий равен 1.
При производстве оперативных переключений Для нормальной схемы сети на рисунке 3 пла-
риск отказа элементов должен быть учтен диспет- новый и текущий перетоки не превышают значения черским персоналом в соответствии с [4,5,6]. допустимого перетока.
Время.'
Рисунок 3.Перетоки в сечении1 для нормальной схемы При производстве оперативных переключений сунок 4). Запланированный объем резервов, пред-связанных с риском отключения Л1.2 плановый пе- полагается, будет обеспечивать снижение плано-реток будет находится в допустимой области, вого перетока ниже максимально-допустимого. Те-кроме периода времени с 9 до 13 и в 22 часах (ри- кущий переток существенно выше планового, поэтому требуется оценить достаточность резервов.
Рисунок 4. Перетоки в сечении1 для ремонтной схемы №5 (в ремонте линия Л1.2)
После отключения линии Л1.2режим оста-
Кэф- коэффициент влияния загрузки генерато-
нется в допустимой области в течение 20 минут. ров в ЭС на сечение 1 (равен 1 т.к. сечение 1 пол-Требуется загрузка электростанций в ЭС на величи- ное)
нуРзагр., определяемую по формуле:
где
Рзагр. = (Ртек - Рмдп.Рем.)/Кэф, .=(100-50)/1=50 МВт,
Ртек - текущий переток в сечении 1 Рмдп.Рем-МДП ремонтной схемы №5
На рисунке 5 показана характеристика для визуального контроля области допустимых режимов для самого тяжелого возмущения, отключение Л1.2.
QÛ
й щ,
■г» со II
■и
а
Переток в сечении, МВт
Рисунок 5. Допустимая область для самого тяжелого возмущения
Участок 1-2-3 характерен для отрицательного направления перетока по сечению для текущего режима, 3-4-5 для положительного.
При перетоке в текущей схеме на участке 2-34 (соответствует допустимому перетоку ремонтной схемы №5) действий по мобилизации резервов для приведения режима в допустимую область не требуется
При перетоке соответствующему участку 1 -2 или 4-5 резервов достаточно для приведения режима в допустимую область
В рассматриваемом примере переток больше, чем переток в т.5, т.е. возникает дефицит 20 минутных резервов. В этом случае требуется одно или несколько мероприятий: перенос времени переключений, увеличение резервов, ввод графиков аварийного ограничения, принятие мер для изменения коэффициентов влияния.
ВЫВОДЫ
Предотвратить каскадное развитие аварии -это одна из основных задач для системы противо-аварийной автоматики и диспетчерского персонала. Принципов и законов регулирования, исполь-
зуемых в локальных регуляторах огромное количество, поэтому задача определения зоны устойчивости и неустойчивости энергосистемы математически в общем виде не имеет решения. Ситуации рассогласованных действий из-за усложнения энергосистем будут увеличивать число аварийных электроэнергетических режимов. В будущем возможно после первого возмущения (отключения сетевых элементов или небаланса) реализовать алгоритмы на основе анализа текущей и предшествующей схемно-режимной ситуации.
Методическое и алгоритмическое обеспечение действии по координации устройств управления является важной и актуальной задачей. Один из возможных подходов к координации основывается на количественных оценках взаимного влияния управляемых элементов (коэффициентах влияния). Другой способ обеспечения координации может служить мультиагентный подход [7], заключающийся в рассмотрении устройств и систем противоаварий-ной автоматики как интеллектуальных агентов (обладающих свойствами коллективизма, социального поведения, инициативности и креативности), что позволяет создавать системы управления с адаптивной логикой и неявным формированием критериев управления.
Список литературы:
1. Воропай Н.И., Курбацкий В.Г., Томин Н.В., Пнасецкий Д.А., Сидоров Д.Н., Жуков А.В., Ефимов Д.Н., Осак А.Б., Спиряев В.А., Домышев А.В. Комплекс интеллектуальных средств для предотвращения крупных аварий в электроэнергетических системах - Новосибирск: Изд-во Наука, 2016. - 332 с. ISBN 978-5-02-038717-1
2. В. В. Бушуев, Н. И. Воропай, С. М. Сенде-ров, В. В. Саенко О доктрине энергетической безопасности России. Экономика Региона №2 2012. КиберЛенинка: https://cyberleninka. т/агйск/ш/о -doktrine-energeticheskoy-bezopasnosti-rossii УДК 338.24:621.3
3. Н.А. Манов, М.В. Хохлов, Ю.Я. Чукреев, Г.П. Шумилова, М.И. Успенский, М.Ю. Чукреев, Д.В. Полуботко, Н.Э. Готман, Т.Б. Старцева. Методы и модели исследования надежности электроэнергетических систем. - Сыктывкар, 2010. - 292 с. (Коми научный центр УрО РАН).
4. ГОСТ Р 55608-2013 Национальный стандарт Российской Федерации. Оперативно-диспетчерское управление. Переключения в электроустановках. Утв. и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 6 сентября 2013 г. № 996-ст
5. Требования к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энерго-принимающих установок "Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистеми объектов электроэнергетики" Утверждены приказом Минэнерго России от 12.07.2018 г. N 548
6. Инструкция по производству переключений в электроустановках ЕЭС России в операционной зоне ЦДУ. Утверждена 06.06.2018
7. И.Н. Колосок, А.С. Пальцев. Разработка мультиагентной системы для распределенного оценивания состояния ЭЭС// Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики: Сб. науч. Тр. Иркутск: ИСЭМ СО РАН. 2009, вып. 50., С. 234-240
УДК 620.9:69_
ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИЕ ТЕХНОЛОГИИ В СОВРЕМЕННОМ СТРОИТЕЛЬСТВЕ.
Паук Юлия Юрьевна
Северо - Кавказский горно - металлургический институт (государственный технологический университет) (Россия, Владикавказ).
АННОТАЦИЯ.
Статья посвящена современным методам энергосбережения в строительстве. Рассматриваются новые энергосберегающие технологии, а также меры, направленные на повышение энергоэфективности зданий. Приведены основные технические решения, с помощью которых можно достигнуть максимально возможный тепловой комфорт при значительном снижении потерь тепла.
ABSTRACT.
The article is devoted to modern methods of energy saving in construction. We consider new energy-saving technologies and measures aimed at improving the energy efficiency of buildings. The main technical solutions are presented with which you can achieve the highest possible thermal comfort with a significant reduction in heat loss.
Ключевые слова: энергосбережение, активные дома, пассивные дома, энергоэффективность.
Keywords: energy saving, active houses, passive houses, energy efficiency.
На фоне глобальных экологических проблем энергосбережение является одной из главных задач в строительстве. Это связано с недостатком энергоресурсов и высокой стоимостью добычи. Применение энергосберегающих технологий в строитель-
стве помогает уменьшить энергопотребление здания, поэтому данная проблема является актуальной в условиях холодного климата России.
Наименее устойчивыми к тепловым потерям являются ограждающие конструкции. Чтобы добиться снижения энергопотребления здания нужно
