Митрофанов (1226864), страница 18

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 18)

Режимная надежность обеспечивается за счет:

• установления и соблюдения требований к запасам устойчивости по активной мощности в контролируемых сечениях (линиях электропередач) и по напряжению в узлах;

• регламентирования расчетных возмущений, при которых необходимо соблюде­ние требований к устойчивости;

• установления и учета допустимых токовых нагрузках элементов электрической

сети;

• достаточного быстродействия и надежности устройств РЗА, поддержания нор­мальных уровней напряжения, соответствия отключающей способности выключателей уровням т.к.з.;

• выбора объемов и координации принципов действия и настроек устройств противоаварийного управления;

• установления и соблюдения принципов оперативно-диспетчерского управления.

Указанные требования, принципы и параметры определяются существующими

нормативными и руководящими документами и в будущем могут быть уточнены. Важно учитывать данные требования и принципы уже на стадии проектирования энергообъектов и проверять при выдаче технических условий на присоединение. Присоединяемые или ра­ботающие в составе ЭЭС энергообъекты не должны оказывать негативное влияние на функционирование других энергетических объектов или снижение надежности ЭЭС.

Важным элементом технической политики является разработка планов действий при нестандартных и ненормативных возмущениях - потеря крупной ПС или электростан­ции, одновременная потеря нескольких электросетевых элементов вследствие единствен­ного внешнего воздействия (например, аварийное отключение нескольких КЛ, проходя­щих в общем коллекторе). Набор таких возмущений должен зависеть от особенностей конкретных схем и условий энергоснабжения потребителей. Выход такого рода маловеро­ятных возмущений за рамки расчетных (нормативных) условий не должен исключать го­товность персонала к действиям, как и поддержание необходимого запаса ресурсов для ликвидации последствий субъектами электроэнергетики.

В настоящее время в ЕЭС функционирует эффективная иерархическая система цен­трализованного оперативно-диспетчерского управления, обеспечивающая надежную па­раллельную работу ОЭС и энергосистем стран СНГ и Балтии, регулирование частоты электрического тока, планирование ремонтов генерирующего и сетевого оборудования, функционирование оптового рынка электроэнергии и мощности.

Повышение на рассматриваемом интервале времени системной надежности за счет схемно-режимных мероприятий не должно рассматриваться как возможность снизить тре­бования к системе диспетчерского управления (Опыт энергосистем развитых стран свиде­тельствует об организации в последние годы диспетчерских служб, все более приближаю­щихся по своим функциям к диспетчерским службам в ЕЭС России). Такие меры, как уход от «слабых» межсистемных связей и обеспечение схемных решений, исходя из требований критерия «п-1 » и «п-2 » ослабят напряженность оперативного управления, однако не должны приводить к снижению ответственности диспетчерских служб и объему их рабо­ты, особенно в части анализа текущей схемно-режимной ситуации. Вместе с тем, все бо­лее глубокое внедрение новых экономических отношений в системе генерации, потребле­ния и транспорта электроэнергии приведет к повышению значимости оптимизационных решений при формировании текущих режимов и, соответственно, необходимости исполь­зования все более совершенных методик и углубления автоматизации системы управления (прежде всего - в части подготовки оперативных решений). Особое значение имеет реше­ние проблемы обеспечения баланса мощности при покрытии пиковых нагрузок.

Таким образом, определяющими долгосрочную техническую политику в области оперативно-диспетчерского управления будут следующие качественные изменения в объ­екте и технологиях управления:

В период до 2020-2030 года необходимо_решить задачи:

• создание континентальной энергосистемы путем объединения на параллельную ра­боту синхронных зон, создания несинхронных связей в виде вставок и электропере­дач постоянного тока;

• международная унификация функций и технологий оперативно-диспетчерского управления;

• качественное повышение наблюдаемости режима энергосистемы;

• создание высоко интегрированного управляющего комплекса (технической систе­мы оперативно-диспетчерского управления), обеспечивающего скоординированную работу в режиме реального времени оперативного планирования, оперативного управления и технологической автоматики.

В ЕЭС России совершенствование системы регулирования частоты и мощности должно быть ориентировано, прежде всего, на создание многоуровневой системы вторич­ного регулирования, при которой в каждой ОЭС создается своя собственная система регу­лирования, входящая в состав централизованной системы АРЧМ ЕЭС.

Планирование и управление режимом ЕЭС России.

Актуальными остаются подходы к декомпозиции задачи управления по территори­альному и иерархическому принципам, трёхуровневая иерархическая система оперативно­диспетчерского управления различными частями энергосистемы, распределённая по всей территории ЕЭС.

Управление режимом энергосистемы должно осуществляться с максимальным ис­пользованием автоматических технических средств: управления частотой и активной мощностью, оценки тяжести и надёжности текущих режимов, управления напряжением в основной сети с целью обеспечения нормативных запасов устойчивости и минимизации потерь электроэнергии, управления коммутационными аппаратами, находящимися в непо­средственном управлении персонала данного уровня диспетчерского управления.

Система противоаварийного управления, предназначенная для обеспечения устой­чивой работы ОЭС при возмущениях, должна иметь информацию обо всей энергосисте­ме как для расчёта послеаварийного потокораспределения, так и для выявления слабых в смысле устойчивости частей, которые могут быть значительно удалены от места возму­щения.

Координирующая система противоаварийного управления (КСПАА) для обеспече­ния устойчивости ЕЭС должна включать в себя следующие уровни:

• уровень ЦДУ;

• уровень ОДУ;

• уровень РДУ

• подстанционный уровень;

• уровень электростанции;

• агрегатный уровень.

Эшелонированность системы противоаварийного управления состоит в использова­нии резервных устройств противоаварийной автоматики, таких как устройства предотвра­щения асинхронного хода (АЛАР), поддержания частоты (АЧР), автоматика поддержания напряжения на шинах подстанции.

Создание иерархической эшелонированной системы противоаварийного управле­ния позволит обеспечить надежность работы и живучесть функционирования энергосис­тем.

Совершенствование системы противоаварийного управления должно быть направ­лено на повышение уровня надежности при снижении объема управляющих воздействий. Для достижения этой цели должна быть использована всё более глубокая координация воздействий всех элементов иерархической системы противоаварийного управления, в том числе за счет широкого внедрения централизованных систем автоматического управления (ЦПА), увеличения роли таких, пока мало используемых управляющих воздействий, как форсировка электрической мощности энергоблоков ТЭС и ТЭЦ, принудительное управле­ние мощностью устройств FACTS и ППТ, а также управление (без отключения) мощно­стью определенных видов нагрузки. По мере внедрения в ЕЭС ВПТ, ППТ и устройств FACTS им будет отводиться всё более важная роль в системе противоаварийного управле­ния). Противоаварийная автоматика должна охватывать все уровни ЕЭС.

Развитие автоматизации должно осуществляться по пути:

• совершенствования идеологии функционирования;

• применения современных технических средств на уровне лучших мировых и оте­чественных разработок;

• совершенствования принципов и методологии эксплуатации автоматических уст­ройств;

• автоматизации управления автоматическими устройствами, в том числе и с уров­ней иерархии оперативно-диспетчерского управления.

Создание и модернизация автоматизированных систем управления, автоматических устройств, систем связи и передачи информации, являющихся составными частями энер­госистемы, должны производиться на основе последних достижений мировой науки и тех­ники, так как их функционирование определяет наиболее важные свойства энергосистем - надёжность и живучесть. При этом должны широко использоваться международные стан­дарты построения современных интегрированных систем управления.

Обработка информации должна осуществляться в современных оперативно­информационных комплексах.

Технические средства и каналы связи, используемые при оперативном и автомати­ческом вторичном регулировании, должны работать в режиме реального времени с време­нами полного цикла получения, передачи и обработки информации, ее временного рассо­гласования не более 1 с.

Должны использоваться резервированные, помехозащищенные, как правило, циф­ровые каналы передачи данных, имеющие надежность для каждого канала не ниже 99.99%.

Обработка информации на промежуточных пунктах не должна создавать задержки либо искажения снижения точности) передаваемой информации.

Программно-аппаратные комплексы ЦКС и ЦС АРЧМ должны иметь резервирова­ние технических средств, защиту от потери информации, от сбоев программного обеспе­чения и сбоев в системах сбора информации.

Таким образом, внедрение современных программных и технических решений передовых предприятий по разработке, реализации и внедрению современных ОИУК продиктовано технической политикой в области электроэнергетики и способствует увеличению общей управляемостью энергосистемы России в целом.

Б.2 ОБОСНОВАНИЕ ВНЕДРЕНИЧ ОИУК

Б.2.1 Экономическое обоснование

Внедрение системы оперативно-информационного управляющего комплекса на понизительной подстанции 35/10 кВ будет производится в виде одномашинного исполнения в отличие от рассмотренных ранее вариантов. Данный вид исполнения предназначен для отельного объекта (электрическая подстанция, и т.д.) и обеспечивает функционирование серверов на базе АРМ оперативного персонала, с количесввом обрабатываемых параметров – до 3000.

При дальнейшем возможном расширении подстанции данный комплекс может быть расширен состав его оборудования и увеличение необходимых функций.

Рисунок Б.1 – ОИУК Одномашинного исполнения

Себестоимость такого исполнения вместе со строительно-монтажными работами, наладкой и аттестацией будет составлять около 3,5– 4,5 млн. рублей, что экономически оправдано, так как внедрение данной системы позволит сократить обслуживающий персонал на 2 человека и общий фонд заработной платы на 0,7 млн. руб./год. Таким образом, срок окупаемости технического решения составит 5 – 6,5 лет, что для нас является приемлем. В отечественной экономике для оборудования, имеющего высокую стоимость и большие сроки эксплуатационного использования, что характерно, прежде всего, для электроэнергетики, нормативный коэффициент экономической эффективности новой техники устанавливается на уровне не выше 7–8 лет. Следовательно мероприятия по внедрению ОИУК являются экономически эффективными.

Рисунок Б.2 - Примерные сведенья о ОИУК подстанции

Рисунок Б.3 – Сведенья об измерительных трансформаторах тока и напряжения

Рисунок Б.4 – Пример онлайн работы счетчика КИПП-2М

Рисунок Б.5 – Внешний вид счетчика КИПП-2М

Б.2.2 Расчет погрешности измерительных трансформаторов

Токовая погрешность ТТ, %, [16]

, (Б.1)

где – средняя длина магнитного потока в магнитопроводе, м; – сопротивление ветви вторичного тока (полное сопротивление вторичной цепи и вторичной обмотки), Ом; f – частота переменного тока, Гц; – действительное сечение магнитопровода, м ; – угол потерь, град; – угол сдвига фаз между вторичной эдс Е₂ и вторичным током I₂, град;

Угловая погрешность ТТ, %, [16]

Характеристики

Список файлов ВКР