Определение оптимального аварийного резерва

Как известно, под аварийным резервом понимают разность между располагаемой мощностью всех включенных в работу блоков и спросом

где – располагаемая фактическая мощность генерирующих источников системы,

– потребляемая мощность.

Обе эти мощности меняются случайно, причем располагаемая меняется дискретно и кратно мощности отключаемого блока, а мощность спроса – непрерывно.

Для составления математической модели выбора оптимального резерва необходимо привести оба случайных процесса к одному типу. С этой целью непрерывное изменение спроса заменяется дискретным с величиной ступени изменения , определяемой мощностью минимального блока.

Рассмотрим два дискретных ряда вероятностей:

1) дискретный ряд вероятностей аварийного выхода блоков

в котором нижний индекс определяет величину аварийного выхода мощности целым числом дискретных ступеней;

2) дискретный ряд вероятностей снижения нагрузки относительно максимальной

в котором нижний индекс определяет величину снижения спроса относительно наибольшего также целым числом дискретных ступеней.

Например, – вероятность того, что нагрузка совпадает с максимальной, а – вероятность аварийного выхода блока мощностью eМВт.

При перемножении этих дискретных рядов

и последующего раскрытия скобок формируется множество слагаемых, каждое из которых определяет вероятность сложного события с одновременным аварийным выходом различной мощности в случайные моменты графика, когда нагрузка равна или ниже максимальной. Например, слагаемое определяет вероятность аварийного выхода 2e МВт в момент, когда нагрузка ниже максимальной на eМВт.

Если в часы максимума нагрузки нет резерва, то сумма нижних индексов определяет величину дефицита мощности. Это позволяет при R=0 определять вероятности различных дефицитов мощности путем выборки из произведения рядов слагаемых, сумма нижних индексов которых равна определяемому дефициту

Если в часы максимума нагрузки есть резерв, равный R=re , то сумма нижних индексов должна равняться r+k

Это объясняется тем, что при случайном появлении дефицита в (r+k)e МВт часть его, равная re, автоматически покрывается путем включения резерва, а оставшаяся часть определяет фактический дефицит.

При появлении этого дефицита происходит снижении частоты в системе и, как следствие, отключение части потребителей с помощью АЧР. Это приводит к ущербу в узлах нагрузки, математическое ожидание которого за расчетное время T определяется как сумма ущербов при различных дефицитах:

Удельный ущерб у_о здесь принят одинаковым для всех очередей АЧР, хотя может учитывать и очередность работы автоматики.

При расчете ущерба для выбора резерва удачно используется понятие интегральной вероятности дефицита, например в кe МВт, т.е. вероятности дефицита в кe и большего

и т.д.

В этом случае ущерб при любом резерве , например равном R=r×e в часы максимальной нагрузки, будет пропорционален сумме интегральных вероятностей, найденных при соответствующем резерве

Определим целесообразность повышения резерва на величину e МВт от величины R=r×eдо значения , что потребует дополнительных затрат , которые должны покрываться за счет снижения ущерба.

При этом уменьшение ущерба определяется как разность:

Так как интегральные вероятности , , …, то они компенсируют друг друга и .

Очевидно, увеличение резерва является выгодным, когда снижение ущерба превышает затраты на дополнительный резерв, т.е.

Таким образом, целесообразность повышения резерва определяется следующим соотношением .

В курсовой работе достаточно определить величину сложившегося в соответствии с исходными данными резерва в часы наибольших нагрузок и определить ожидаемое снижение ущерба.

Для определения дискретного ряда аварийного выхода мощности следует принять показатели нерабочего состояния блоков системы в соответствии с табл. 8.

Таблица 8

Тип блоков	К-25	К-50	ГА-50	К-100	К-150	К-200
Вероятнось аварийного состояния q	0,2	0,15	0,15	0,1	0,05	0,05

Таким образом, исходя из состава блоков величина дискретной ступени для рассматриваемых рядов вероятностей принимается равной 25 МВт. Все блоки системы в зависимости от варианта разбиваются на 3 или 4 группы однотипных по мощности.

Вероятность выхода k агрегатов из n однотипных определяется по формуле Бернулли:

При наличии нескольких групп однотипных агрегатов вероятность различных выходов определяется из произведения биномов

путем выбора таких слагаемых, произведения которых определяют аварийный выход ke МВт.

Пример

В системе работают три группы однотипных блоков 2´100+2´50+4´25;

вероятности аварийного состояния их соответственно равны , , . Величина дискретной ступени равна e = 25 МВт.

Произведение биномов для этих групп

Члены дискретного ряда вероятностей аварийного выхода разной мощности

;

Для следующих членов ряда определим лишь возможные сочетания аварийных выходов в группах, дающих в сумме рассматриваемую потерю мощности в 3e ,4eи т.д.

Þ 50 + 25 или 3´25;

Þ 1´100, или 2´50 или 4´25 или 50 + 2´25.

Следует отметить, что члены ряда быстро уменьшаются. Поэтому достаточен учет первых членов, покрывающих в сумме вероятность 0,99.

Определение членов дискретного ряда снижения нагрузки относительно максимальной требует построения годового графика по продолжительности. Он строится на основе полученного ранее суточного графика зимних суток. Полагаем, что суточный график для летнего периода имеет тот же вид, но уровень потребления составляет 0,7 от зимнего, а в период весны и осени 0,8 от зимнего. Продолжительность зимы, весны, лета и осени в сутках составляет, соответственно, 90, 92, 92 и 91.

Годовой график по продолжительности используется не только при выборе резерва. В основном он используется для определения потребляемой энергии, числа часов использования наибольшей нагрузки и числа часов максимальных потерь.

Для построения годового графика по продолжительности надо графики характерных суток разместить в табл. 9.

Затем нужно подготовить новую таблицу, во вторую колонку которой записать в порядке убывания все мощности потребления, которые встречаются на суточных графиках. В следующих колонках указать продолжительность в часах Dt за сутки, число календарных дней N в соответствующих сезонах и общее число часов DT в году работы с рассматриваемой нагрузкой. Необходимым условием правильного графика является общая продолжительность работы, равная 8760 часов. Итоговая сумма по колонке 5 табл. 10 позволяет проверить правильность учёта продолжительности разных уровней нагрузки.

Таблица 9

Период года	Нагрузка по ступеням графика, МВт	Число суток

Зима
Лето
Весна-осень

В колонку 6 записывается относительная мощность нагрузки, определяемая по отношению к максимальной мощности. Сумма по колонке 7 определяет число часов использования максимума

а по колонке 8 – число часов максимальных потерь

Таблица 10

№	P, МВт	Dt, час	N, сутки	DT, час

Пользуясь случаем, можно проверить правильность эмпирической формулы для определения t по Т

По результатам табл. 10 строится годовой график по продолжительности (рис. 10), на котором для каждого значения мощности из колонки 2 таблицы откладывает по оси времени отрезок из колонки 5.

Рис. 10

Получившийся ступенчатый график можно сгладить плавной кривой с сохранением площади под графиком, которая пропорциональна энергии, потребляемой за год. После этого сглаженный график заменяется вновь ступенчатым, но уже с определённой величиной ступени, равной дискретной величине e МВт. Эта замена производится также с сохранением энергии.

Для определения оптимального резерва надо оценить существующий резерв в часы наибольшей нагрузки, округлив его до целого числа дискретных ступеней e.

Члены дискретного ряда определяются по отношению времени работы с определенной нагрузкой к общему числу часов в году, равному 8760. Например, вероятность работы с максимальной нагрузкой определяется отношением Т₁ к Т, т.е. , где T = 8760.

Для определения вероятностей различных дефицитов необходимо определить величину существующего резерва в МВт, а затем округлить ее до целого числа дискретных ступеней e.

10. Выбор средств автоматизации диспетчерского управления

Для рассматриваемой в проекте энергосистемы необходимо выбрать устройства телемеханики и обоснованно определить объём телеметрии, т.е. число каналов телеизмерений (ТИ) и телесигнализации (ТС) для каждого объекта системы, выбрать средства связи и показать общую схему информационного обеспечения, полагая, что диспетчерский пункт энергосистемы находится в районе нагрузочного узла 1. Выбор ТС и ТИ может быть различным, но должен быть максимально информативным и отвечать требованиям отображения режима объекта в оперативно-информационном комплексе (ОИК) для диспетчера энергосистемы.

На каждом КП устройств телемеханики необходимо показать число каналов ТИ и ТС. При определении линий связи между объектами для передачи телеметрии следует учитывать возможность использования КП для ретрансляции телеинформации, поступающей от других КП.

Один из объектов энегосистемы задаётся преподавателем для более детальной разработки и выбора технических средств диспетчерского и технологического управления.

Для заданного объекта надо привести упрощённую схему электрических соединений, выбрав её в соответствии с рекомендациями «Норм технологического проектирования». Для КЭС и ГЭС, например, необходимо показать все блоки и отходящие ЛЭП. В качестве схемы выполнения ОРУ можно принять двойную систему шин с обходной. На схеме показать блочные трансформаторы и трансформаторы собственных нужд (ТСН), а также пускорезервный ТСН. Для одного из блоков показать секции 6 кВ КРУ СН и отходящие от них фидера к двигателям механизмов собственных нужд и к трансформаторам 6/0,4.

Для понизительной подстанции необходимо показать схему РУ высокого напряжения, силовые трансформаторы, РУ низкого напряжения с отходящими фидерами, трансформаторы собственных нужд. На схемах РУ объектов кроме основного силового оборудования следует изобразить также выключатели и разъединители, трансформаторы тока и напряжения, для которых выбрать номинальные первичные параметры.

Для рассматриваемого объекта необходимо предложить вариант экранной страницы для отображения телеметрии. На цифровых индикаторах экрана следует показать значения параметров режима, которые получены по результатам расчёта режима в часы наибольших нагрузок. Привести расчёт этих показаний с учетом процесса квантования и оценить ошибку квантования по каждому параметру.

Как известно, масштабы квантов по току и мощности для 8-и разрядного АЦП выбираются по следующим формулам

, .

Масштаб кванта по напряжению зависит от модификации вторичного преобразователя типа Е-855, определяющей тип его шкалы.

Для Е-855/1, имеющего полную шкалу, начинающуюся при ,

для Е-855/2, имеющего усечённую шкалу,

Номенклатура выпускаемых измерительных преобразователей приведена в табл. 11.

Таблица 11

№	Измеряемый параметр	Тип	Входной сигнал	Класс точности	Выходн. ток, mА	Потребл. ВА
1.	Напряжение	Е-855	0 – 125 В 75 – 125 В	0,5	0 – 5, 0–20	0,2
2.	Ток	Е-842	0 – 1 А 0 – 5 А		0 – 5, 0–20	1,0 1,5
3.	Активная мощность трёхфазная	Е-848	0 – 1, 0 – 5 А 0 – 120 В 80 – 120 В	0,5	0 – 5, ± 5, 0–20	0,6 по АС,АВ,СВ 0,2
4.	Активная и реактивная мощность трёхфазная	Е-849	0 – 1, 0 – 5 А 0 – 120 В 80 – 120 В		0 – 5, ± 5, 0–20	4,0 по АС, 0,2 по ост., 0,2
5.	Реактивная мощность трёхфазная	Е-860	0 – 1, 0 – 5 А 0 – 120 В 80 – 120 В	0,5	0 – 5, ± 5, 0–20	4,0 по АС, 0,2 по ост., 0,2
6.	Частота	Е-858	45 – 52 Гц	0,02 Гц	0–5,0–20	2,0

Для применения в разрабатываемых системах телеметрии сегодня рекомендуется использовать преобразователи с выходным током 0…20 мА. На рис. 11 приводятся схемы подключения всех вторичных измерительных преобразователей типа Е, представленных в таблице.

Преобразователи Е849, Е859, Е860 имеют модификацию, в которой питание осуществляется от сети 220 В и подключается к клеммам 7 и 8. При этом сокращается потребление мощности от измерительных цепей.

Для всех каналов ТИ необходимо выбрать типы вторичных преобразователей и определить масштабы квантов.

Для установки на объектах энергосистемы можно рекомендовать такие устройства телемеханики как «Гранит», КОМПАС, «Уктус» и другие с 8-и или 12-и разрядным АЦП [1,2].

Рис. 11

Рассмотрим подробнее сравнительно новое устройство телемеханики КОМПАС, которое разработано и выпускается в г. Краснодаре предприятием АОЗТ «ЮГ-СИСТЕМА».

КОМПАС ТМ – комплект программно-аппаратных средств телемеханики предназначен для построения телемеханических комплексов различной конфигурации для сбора информации и управления объектами энергетического хозяйства.

Структура комплекта показана на рис. 12.

Основными элементами комплекта являются устройства контролируемого пункта малогабаритные (УКПМ), предназначенные для ввода сигналов от датчиков телесигнализации (ТС), аналоговых измерительных преобразователей типа Е (ТИТ), ввода импульсных сигналов от датчиков и счёта числа импульсов (ТИИ), вывода сигналов телеуправления (ТУ) и для обмена информацией с устройствами пункта управления (ПУ).

Объём телеметрии для выпускаемых УКПМ представлен в табл. 12.

Таблица 12

Исполнение устройства	Информационная ёмкость, не менее
ТС	ТИТ	ТУ	ТИИ
УКПМ-3
УКПМ-4				–
УКПМ-5				–
УКПМ-6
УКПМ-7				–

УКПМ имеет аппаратный блок (АБ), блок клеммных соединений (БКС) и блок реле повторителей (БРП), который предназначен для усиления и распределения управляющих сигналов и коммутации исполнительных цепей приводов механизмов. Контакты исполнительных реле обеспечивают на напряжении 220 В включение нагрузки с установившимся током до 2 А.

Рис. 12

Аппаратный блок пункта управления (АБПУ-М) предназначен для обмена информацией с устройствами КП, устройствами ПУ нижележащих, смежных и вышележащих уровней, с ПЭВМ рабочих станций (РС) и с блоками отображения телеметрии на мнемоническом диспетчерском щите (ДЩ).

Комплект совместим со старыми устройствами телемеханики типа ТМ-120-1, ТМ-120-1.М, ТМ-512 и др. Максимальное число обслуживаемых УКПМ до 128, что позволяет обеспечивать сбор информации и управление в больших и сложных системах.

Разветвитель канальный (РК) предназначен для объединения в единый канал до восьми приёмных каналов тональной частоты (ТЧ).

Аналогичную архитектуру и элементную базу имеет и телекомплекс «Уктус», разработанный и выпускаемый в Екатеринбурге.

Приведем также некоторые данные по телекомплексу «Гранит», который выпускается уже более 20 лет и сегодня в системе АСДУ является наиболее распространенным. В этот комплекс впервые для обработки информации были введены две микро-ЭВМ, что позволило назвать его интеллектуальным. Встроенные в шкаф ПУ эти ЭВМ в режиме взаимного резервирования обеспечивают программную обработку, прием, передачу и отображение разнородной информации. Шкафы КП устанавливаются на объектах без обслуживающего и с обслуживаемым персоналом и обеспечивают ввод, вывод и ретрансляцию разнообразной телеметрии от однотипных или других устройств телемеханики без предоставления ее местному персоналу.

Комплекс может включать любое количество КП в пределах 128 комплектов и несколько ПУ, для связи между которыми могут применяться радиальные и магистральные каналы связи. Возможность организации связи между ПУ позволяет создавать многоуровневые иерархические системы.

В проекте необходимо также выбрать устройства телемеханики и на остальных объектах системы, ориентировочно наметить объем телеметрии на каждом и показать на схеме связь всех контролируемых пунктов с оперативно-информационным комплексом АСДУ энергосистемы.

Пример такой схемы приведен на рис.13, где показана также и техника оперативно-информационного комплекса типа КИО-3, включающая приемные устройства телемеханики, мостовой компьютер (МК), файл-сервер (ФС), циклический компьютер (ЦК) и рабочие станции (РС), объединенные локальной сетью.

В завершение рассмотрим еще одну возможную схему построения АСУ ТП, которая может быть интегрирована в АСДУ предприятия электрических сетей или энергосистемы. Базой для этой системы является технический комплекс «НЕВА», первые версии которого предназначались для регистрации электрических сигналов.

В современной модификации все технические средства комплекса в соответствии с назначением разделены на следующие составные части:

– блок регистрации и контроля нормальных и аварийных режимов и учета электроэнергии (БРКУ) – основной блок системы;

– датчики аналоговых и дискретных сигналов;

– персональный компьютер (ПК);

– источник бесперебойного питания (ИБП).

Рис. 13

Структурная схема комплекса показана на рис. 14. Один блок БРКУ позволяет контролировать 32, 64 или 96 параметров нормального режима, осциллографировать до 64 мгновенных значений тока и напряжения, контролировать до 288 дискретных сигналов от устройств РЗА, блок-контактов коммутационных аппаратов, счетчиков электроэнергии и других устройств.

Рис. 14

Подключенные к БРКУ сигналы от выключателей и разъединителей позволяют отображать текущее состояние схемы объекта на экране ПК, а сигналы с преобразователей типа Е дают возможность отобразить и текущие параметры нормального режима.

Записанные осциллограммы позволяют проводить всесторонний анализ аварийных событий, используя для этой цели построение векторных диаграмм, расчет фаз, симметричных составляющих тока и напряжения в любой момент доаварийного, аварийного и послеаварийного режима.

Возможность подключения к дискретным входам импульсных выходов счетчиков электрической энергии позволяет использовать систему «НЕВА» для автоматизации контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ).

Выбор АСКУЭ

Одной из важнейших задач диспетчерского управления в условиях перехода к рыночным отношениям является контроль за производством и отпуском электроэнергии, проверка баланса с оценкой технических и коммерческих потерь.

Сегодня для этой цели на объектах энергетики и на промышленных предприятиях используется различные технические средства организации АСКУЭ. Наибольшей популярностью пользуется один из первых в России комплекс технических средств (КТС) «Энергия», представленный сегодня несколькими модификациями: «Энергия-микро», «Энергия-модем», «Энергия-радио».

КТС «Энергия» осуществляет сбор и обработку информации в реальном масштабе времени со всех типов:

– отечественных счетчиков электрической энергии;

– отечественных и зарубежных расходомеров жидких и газообразных энергоносителей и датчиков давления и температуры;

– коммутационных аппаратов распределительных устройств.

На рис. 15 показана структурная схема КТС «Энергия». В состав КТС входят: специализированный вычислительный комплекс (СВК); импульсные устройства для встраивания в электромеханические счетчики (УФИ); устройства сбора данных (УСД) Е441М, Е443 или Е443М; преобразователи «Энергия-микро» и «Энергия-микро Т».

СВК выполнен на базе компьютера IBM со встроенными платами приема данных от УСД по двухпроводным линиям связи, их обработки и выдачи результатов в виде таблиц, графиков, ведомостей на видеомонитор и печатающее устройство.

УФИ –устройство формирования импульсов предназначено для установки внутри трехфазных индукционных счетчиков типов СА3, СА4, СР4 и фотоэлектрического преобразования числа оборотов диска в импульсы тока.

УСД Е443 – устройство сбора данных от восьми измерительных преобразователей (расхода, давления, температуры) с унифицированным выходным сигналом 0–5 или 4–20 мА, измерение расходов жидких и газообразных энергоносителей и их тепловой энергии и передачи результатов по двухпроводной линии в СВК или на счетчики импульсов.

УСД Е443М – устройство сбора данных от 16 счетчиков электрической энергии или данных от 16 датчиков телесигнализации, предварительную обработку и передачу их по двухпроводной линии в СВК.

Преобразователь «Энергия-микро»предназначен для сбора данных от 16 индукционных или электронных счетчиков электрической энергии, обработки полученных данных и выдачи информации на индикацию, в телефонную линию через модем, в СВК. Программируется пользователем на месте эксплуатации.

Преобразователь «Энергия-микро Т»предназначен для сбора данных от восьми измерительных преобразователей (расхода, давления, температуры) с унифицированным выходным сигналом 0–5 или 4–20 мА, измерение расходов жидких и газообразных энергоносителей и их тепловой энергии, обработки полученных данных и выдачу данных на индикацию, в телефонную линию через модем, в СВК. Программируется пользователем на месте эксплуатации.

Общее число каналов учета не превышает 384, число УСД не более 24, погрешность передачи данных от УСД до СВК 0,1 %.

Рис. 15

Постоянная модернизация системы и разработка 6-й версии, названной КТС «Энергия+», позволила создать единую техническую и программную платформу для построения:

– автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) для расчетов на ФОРЭМ с функциями телеуправления и телесигнализации;

– автоматизированных систем технического учета электроэнергии с функциями телеуправления и телесигнализации;

– автоматизированных систем контроля и учета энергоносителей (АСКУЭН) для коммерческого и технического учета потребления и выработки тепловой энергии и расходов жидких и газообразных энергоносителей;

– автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП).

Рассмотренная система учета электроэнергии далеко не единственная из тех, которые внедряются сегодня в энергосистемах и на промышленных предприятиях. Но все они имеют много общего и отличаются часто только элементной базой и типом счетчиков.

Рис. 16

В проекте необходимо для заданного объекта определить ориентировочное количество счётчиков, выбрать техническую базу АСКУЭ, показать на схеме размещение счетчиков активной и реактивной энергии и устройств сбора данных (УСД).

В качестве примера на рис. 16 приведена схемы АСКУЭ на базе КТС «Энергия» для понизительной подстанции. На счетчиках коммерческого учета показаны номера каналов, по которым идентифицируются параметры соответствующих измерительных систем.

Наиболее сложные АСКУЭ создаются на электростанциях, где кроме коммерческого учета важное место отводится техническому учету и не только электроэнергии, но и других энергоносителей. На КЭС можно планировать по одному УСД на секцию собственных нужд. Следует определить список основных механизмов и других присоединений секции, на которых устанавливаются счетчики электрической энергии.

В пояснительной записке необходимо привести примерный список присоединений, в которых контролируется расход электроэнергии. Показать размещение счетчиков на схеме и определить функции АСКУЭ на объекте.

⇐ Предыдущая 1 2 345 Следующая ⇒