Развитие технологии синхронизированных векторных измерений в ЕЭС России

Применение технологии синхронизированных векторных измерений (СВИ), основанной на измерении с высокой точностью параметров электрического режима в различных точках энергосистемы (с частотой измерения до 1 000 измерений за период промышленной частоты, с передачей данных с трафиком 50 раз в секунду, синхронизированных по времени с помощью глобальных спутниковых навигационных систем с точностью, не превышающей 1 мкс), позволяет существенно увеличить уровень технического развития современных систем мониторинга, защиты и управления электрическим режимом энергосистемы и эффективность оперативно-диспетчерского управления.

В ЕЭС России на платформе СВИ создана система мониторинга переходных режимов (СМПР):

• на объектах электроэнергетики ЕЭС России введено в эксплуатацию более 90 ПТК СМПР, включающих в себя более 600 устройств синхронизированных векторных измерений;
• в СО введена в эксплуатацию автоматическая система сбора информации СВИ в онлайн- и офлайн-режиме (АС СИ СМПР);
• разрабатываются и внедряются технологические приложения на базе программных комплексов мониторинга и анализа режимных условий работы оборудования и электрических сетей энергосистемы.

Введение

Благодаря созданию и развитию в ЕЭС России технологии СВИ появились более качественные данные о параметрах электрического режима энергосистемы и созданы предпосылки для совершенствования технологических алгоритмов работы систем мониторинга, защиты и управления и развития EMS-приложения на современной информационной платформе [1].

Требования к качеству передаваемой телеинформации о параметрах электрического режима и фактическом эксплуатационном состоянии линий электропередачи и оборудования энергосистемы в настоящее время адаптированы к техническим характеристикам коммуникационных IT-систем и аналоговых измерительных преобразователей. Реализация апертуры аналоговых сигналов, равной, как правило, 0,5% величины номинальных токов измерительных трансформаторов (в соответствии с ГОСТ Р МЭК 870-6), приводит к тому, что данные об изменении параметров режима работы оборудования поступают в центры управления (ДЦ, ЦУС) от 3 до 10 раз в минуту. Такое качество информации не позволяет определять и учитывать в реальном времени динамические характеристики силового оборудования и узлов нагрузки в технологических алгоритмах систем мониторинга и управления, что сдерживает возможности их дальнейшего развития, а также делает невозможным реализацию таких технологических задач, как мониторинг низкочастотных колебаний, мониторинг работы системных регуляторов, мониторинг разделения энергосистемы на части [2] и т. п.

Преимущество технологии СВИ заключается в возможности выполнения непрерывной записи параметров электромеханических переходных процессов в энергосистеме. Сравнительные осциллограммы параметров активной мощности и тока, построенные на основе данных СВИ и телеизмерений, представлены на рис. 1 и 2.

Задача технического совершенствования современных систем мониторинга и управления приобретает в настоящее время особую актуальность. Массовое внедрение ВИЭ с резкопеременным режимом работы в энергосистему и развитие технологий гибкой электропередачи приведут к изменению динамических свойств энергосистемы и необходимости совершенствования систем управления в аспекте реализации адаптивного управления в нормальных и аварийных режимах работы энергосистемы с учетом ее реальных динамических характеристик. В этих условиях одним из решений должно стать применение данных СВИ в качестве входной информации для современных систем мониторинга и управления.

Широкомасштабное применение технологии СВИ требует разработки следующего комплекса мероприятий технического и нормативного характера:

• формирование нормативных требований к качеству данных СВИ и реализация технических мероприятий, обеспечивающих требуемое качество данных СВИ и их передачи и обработки;
• совершенствование коммуникационной инфраструктуры и аппаратных средств АСДУ для снятия ограничений в применении данных СВИ в необходимых объемах;
• разработка новых или адаптация существующих систем мониторинга и управления и EMS-приложений, способных выполнять расчеты как на базе SCADA-измерений, так и на базе данных СВИ, — и т. д.

Развитие СМПР в ЕЭС России

«Системный оператор» является идеологом развития технологии СВИ в ЕЭС России: регулятор разрабатывает нормативно-техническую документацию в области СВИ, формирует требования к функциональности и характеристикам УСВИ и КСВД, контролирует разработку проектов создания и внедрения программно-технических комплексов (ПТК) СМПР на объектах электроэнергетики, обеспечивает мониторинг эксплуатации СМПР и инициирует разработку технологического программного обеспечения на базе СВИ.

Система СМПР ЕЭС представляет собой совокупность устройств синхронизированных векторных измерений (УСВИ), концентраторов синхронизированных векторных данных (КСВД), каналов передачи данных между объектами электроэнергетики и диспетчерскими центрами СО, а также средств обработки полученной информации.

В соответствии с назначением СМПР ЕЭС России одной из основных ее функций является передача данных СВИ от ПТК СМПР объектов электроэнергетики в диспетчерские центры (ДЦ). Для реализации этой задачи СО инициировал разработку и внедрение АС СИ СМПР в промышленную эксплуатацию в главном ДЦ и своих филиалах.

АС СИ СМПР функционирует как распределенная децентрализованная система, обеспечивающая предоставление пользователям системы данных СВИ по запросу (офлайн-режим) или в режиме реального времени (онлайн-режим). В онлайн-режиме производится сбор заданного объема данных СВИ, необходимого для применения в задачах оперативно-диспетчерского управления в реальном времени. Сбор данных в офлайн-режиме производится технологами при необходимости применения данных в расчетных задачах. Архитектура АС СИ СМПР показана на рис. 3.

АС СИ СМПР позволяет:

• реализовать технологию автоматического сбора и передачи данных от УСВИ и КСВД в диспетчерские центры СО в онлайн- и офлайн-режимах;
• сформировать базу данных СВИ и обеспечить систематический сбор данных СВИ при возникновении технологических нарушений и аварийных возмущений в ЕЭС России;
• оптимизировать требования к пропускной способности каналов передачи данных;
• инициировать разработку инструмента анализа для мониторинга низкочастотных колебаний, оценки состояния электрического режима, расследования технологических возмущений и аварийных ситуаций (поставарийный анализ), мониторинга корректности работы системных регуляторов, верификации расчетных моделей, а также для выполнения исследовательских задач по оценке динамических свойств ЕЭС России, по уточнению статических и динамических характеристик узлов нагрузки и т.д.

Достигнутые технические характеристики АС СИ СМПР обеспечивают необходимую функциональность для применения СВИ в задачах оперативно-диспетчерского управления. Существующие принципы построения архитектуры обмена СВИ отвечают основным требованиям к качеству информационного обмена с точки зрения скорости доставки в онлайн-режиме и обработки данных, а также использования протоколов информационного обмена. Кроме того, подтверждена техническая возможность доставки СВИ в режиме реального времени с объектов электроэнергетики в главный ДЦ за время, не превышающее 200 мс (структурная схема сбора данных СВИ в Тюменском РДУ, ОДУ Урала и главном ДЦ в режиме реального времени показана на рис. 4). Помимо этого, обеспечена возможность интеграции АС СИ СМПР с внешними IT-системами, в том числе установленными в других субъектах электроэнергетики.

Функционально в архитектуре АС СИ СМПР выделяется несколько взаимодействующих подсистем, каждая из которых состоит из компонентов или модулей (табл. 1).

Табл. 1. Назначение компонентов подсистем АС СИ СМПР

АС СИ СМПР выполняет сбор следующих параметров:

• синхронизированные векторы фазных напряжений (модуль и аргумент), где модулем является действующее значение фазного напряжения (Ua, Ub, Uc), а аргументом — соответствующий абсолютный угол напряжения (δUa, δUb, δUc);
• синхронизированные векторы фазных токов (модуль и аргумент), где модулем является действующее значение силы переменного тока (Ia, Ib, Ic), а аргументом — соответствующий абсолютный угол тока (δIa, δIb, δIc);
• частота напряжения переменного тока (fa, fb, fc);
• скорость изменения частоты (dfa/dt, dfb/dt, dfc/dt);
• линейное напряжение (Uab, Ubc, Uca);
• активная, реактивная и полная мощности (P, Pa, Pb, Pc, Q, Qa, Qb, Qc, S, Sa, Sb, Sc);
• угол нагрузки (ϕ, ϕa, ϕb, ϕc);
• синхронизированные векторы напряжений и токов прямой, обратной и нулевой последовательности;
• напряжение обмотки возбуждения генератора (Uf);
• ток обмотки возбуждения генератора (If);
• напряжение возбуждения возбудителя (Uff);
• ток возбуждения возбудителя (Iff).

В главном ДЦ уже введено в промышленную эксплуатацию ПО мониторинга низкочастотных колебаний (ПК PhasorPoint), функционирующее в режиме реального времени, а в трехлетней перспективе запланированы разработка и внедрение еще нескольких приложений, функционирующих в режиме реального времени на базе СВИ. Поэтому становится актуальной задача оценки качества получаемых СВИ и определения степени влияния данных худшего качества на качество функционирования приложений.

С точки зрения обеспечения качества СВИ для их применения в практических задачах в режиме реального времени можно выделить 3 основных направления:

• Мониторинг качества СВИ с целью обеспечения приложений потребителей данных качественной входной информацией. Необходимо обеспечить постоянный мониторинг данных, и в этом контексте УСВИ, коммуникационные сети, КСВД являются элементами, которые не должны в значительной мере снижать показатели качества, полноты и скорости доставки данных. Основной задачей мониторинга является идентификация «слабого звена» в коммуникационной инфраструктуре передачи данных СВИ с уровня объекта электроэнергетики в главный ДЦ.
• Развитие средств управления данными (применение СВИ на уровне АС СИ СМПР или приложений). При фиксации факта постоянных потерь данных необходимо задействовать эффективные функционирующие автоматически методики и средства идентификации и обработки ошибочных (отсутствующих) данных (резервирование данных, распознавание ошибочных данных, экстраполяция, замещение, а также критерии идентификации данных как недостаточно достоверных для применения).
• Требования к уровню приложений с точки зрения работы с данными. Приложения на базе СВИ должны разрабатываться таким образом, чтобы на результаты их работы умеренное ухудшение качества СВИ не оказывало значительного влияния. Оптимальным подходом являются включение в приложения, функционирующие на базе СВИ, модулей контроля качества данных и оповещение пользователя в том случае, если недостоверные данные могут оказать критическое влияние на работу ПО.

Системное решение задачи обеспечения качества данных предполагает следующее:

• формирование набора терминов и определений для описания и определения качественных характеристик СВИ;
• предварительное определение требований к показателям качества данных СВИ (при этом для разных приложений они могут отличаться);
• проведение исследований для выявления качества поступающих в ДЦ данных СВИ;
• анализ и выявление проблем, возникающих на пути передачи и обработки данных от УСВИ до АС СИ СМПР;
• разработка методики определения корректности работы приложений на базе данных СВИ с различными показателями качества;
• внедрение в узлах АС СИ СМПР модулей контроля качества данных СВИ;
• выявление и устранение причин ухудшения качества данных СВИ, доведение качества данных до необходимого уровня.

В настоящее время специалистами предлагаются следующие направления применения данных СВИ для задач мониторинга и управления:

• в онлайн-режиме:
  • управление перетоками мощности электрической сети с контролем относительного угла,
  • мониторинг низкочастотных колебаний с идентификацией источника,
  • оценка состояния электрического режима,
  • управление перетоками мощности электрической сети с учетом наличия низкочастотных колебаний и их уровня,
  • идентификация выделения частей энергосистемы на изолированную работу,
  • мониторинг тяжести текущего режима энергосистемы с целью принятия своевременных мер по предотвращению и развитию нарушений,
  • ситуационная осведомленность диспетчера (визуализация динамики изменения режимных параметров, интеграция результатов анализа с различными средствами визуализации),
  • мониторинг устойчивости нагрузки по напряжению — и т. д.;
• в офлайн-режиме:
  • верификация расчетных моделей,
  • повышение точности оценки состояния электрического режима,
  • расследование технологических нарушений и аварийных ситуаций в энергосистеме (поставарийный анализ),
  • повышение точности расчетов электрических режимов энергосистемы (максимально и аварийно допустимых перетоков мощности),
  • уточнение статических и динамических характеристик энергосистемы,
  • мониторинг корректности работы системных регуляторов,
  • определение места и вида повреждения на линиях электропередачи,
  • уточнение параметров схем замещения линий электропередачи, силового оборудования и нагрузки потребителей,
  • информационная поддержка оперативного и технологического персонала при мониторинге эксплуатационного состояния оборудования.

Решение перечисленных выше задач позволит улучшить наблюдаемость и управляемость режимом работы энергосистемы, что повысит надежность ее работы.

СО инициировал разработку и внедрение системы мониторинга запасов устойчивости, системы мониторинга системных регуляторов, входной информацией для которых в числе прочих являются данные СВИ. Кроме того, большое внимание уделяется следующим задачам:

• мониторингу низкочастотных колебаний (НЧК), разработке и тестированию инструментария для идентификации параметров колебаний в режиме реального времени, что обеспечивает возможность оценки уровня колебательной устойчивости энергосистемы и предотвращение развития слабо демпфированных колебаний;
• адаптивному управлению режимом энергосистемы в целях повышения демпферных свойств через настройку параметров регулирования АРВ синхронных генераторов электростанций.

Развитие системы мониторинга запасов устойчивости

Система мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ) предназначена для определения максимально допустимых перетоков активной мощности (МДП) в контролируемых сечениях электрической сети в режиме реального времени на основе телеизмерений и данных СВИ и оцененного по ним установившегося электрического режима энергосистемы.

Первая версия СМЗУ была разработана под руководством СО для северных районов Тюменской области и введена в промышленную эксплуатацию в 2008 году. Она позволяла на основе оцененного режима по заданным траекториям векторов изменения режима (ВИР) циклически рассчитывать предельные электрические режимы, выделять опасные сечения и затем определять в них МДП по фактическим схемно-режимным условиям работы энергосистемы. Впервые при создании этой системы на 6 объектах электроэнергетики северных районов Тюменской области были установлены УСВИ и организована передача информации СВИ в ПТК СМЗУ, установленный в Тюменском РДУ.

В 2012–2016 годах «Системный оператор» инициировал проекты модернизации данной системы с целью расширения ее функциональности и повышения точности определения фактических величин МДП в заданных контролируемых сечениях путем создания нормативных запасов устойчивости энергосистемы в нормальных и послеаварийных режимах, учета ослабления сети при аварийных возмущениях (критерий N-1), ограничений по току и напряжению, действия локальной противоаварийной автоматики (ЛАПНУ), обеспечения критериев сохранения динамической устойчивости в послеаварийных режимах. В 2016 году модифицированная СМЗУ была введена в промышленную эксплуатацию в ОДУ Северо-Запада. В 2017 году СМЗУ были введены в промышленную эксплуатацию в ОДУ Сибири и ОДУ Юга; работы по созданию СМЗУ ведутся и в других операционных зонах ЕЭС России.

Алгоритм расчета допустимых режимов энергосистем по условиям статической и динамической устойчивости [3, 4] состоит из 3 основных частей:

• контроль допустимости текущего режима (для заданных ВИР) по условиям статической устойчивости;
• контроль допустимости текущего режима для заданных аварийных возмущений по условиям обеспечения статической устойчивости послеаварийных режимов и динамической устойчивости перехода к ним с учетом действия локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости;
• расчет МДП в заданных контролируемых сечениях по условиям статической и динамической устойчивости с учетом действия локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости.

Результатом работы системы являются расчетные значения МДП в контролируемых диспетчером сечениях или в расчетных опасных сечениях при выполнении следующих условий:

• обеспеченность необходимыми запасами апериодической устойчивости по активной мощности в контролируемых сечениях и по напряжению в установившемся текущем и возможных послеаварийных режимах с учетом действия противоаварийной автоматики;
• отсутствие перегрузки по току сетевых элементов;
• динамическая устойчивость перехода от текущего режима к послеаварийным с учетом действия противоаварийной автоматики.

СМЗУ позволяет наиболее полно использовать пропускную способность электрической сети на основе определения в реальном времени допустимости электрического режима по критериям, сформулированным в «Методических указаниях по устойчивости энергосистем» (СО 153-34.20.576-2003).

Развитие системы мониторинга системных регуляторов

Разработка и внедрение системы мониторинга системных регуляторов (СМСР) были инициированы «Системным оператором»: в 2011–2015 годах проекты по внедрению СМСР были реализованы на Северо-Западной и Краснодарской ТЭЦ. Основными функциями СМСР являются мониторинг правильности функционирования систем возбуждения (АРВ и СВ) синхронных генераторов и своевременное извещение оперативного персонала станции и диспетчерского персонала СО о возникших неисправностях [5].

На каждом генераторе электростанции предусматривается установка УСВИ, на входы которого подаются фазные токи и напряжения статора генератора, напряжение возбуждения и ток возбуждения генератора. Для осуществления корректного анализа работы АРВ и СВ все УСВИ синхронизированы по времени посредством приемников сигналов глобальных навигационных спутниковых систем. Вычисленные и измеренные в УСВИ массивы данных о параметрах работы генератора передаются в анализатор СМСР в режиме реального времени по протоколу стандарта IEEE С37.118.2.

Алгоритмы СМСР, функционирующие на базе данных СВИ, позволяют идентифицировать 5 характерных неисправностей в системе возбуждения генератора:

• некорректность работы системного стабилизатора АРВ по демпфированию колебаний параметров режима синхронного генератора;
• отсутствие или несвоевременный ввод релейной форсировки возбуждения;
• преждевременное снятие форсировки возбуждения;
• некорректность работы ограничителя минимального возбуждения;
• некорректность работы ограничителя двукратного тока возбуждения.

Существующую технологию контроля правильности функционирования АРВ и СВ, реализованную в настоящее время в отдельном ПТК СМСР, технически и экономически более целесообразно интегрировать в состав функций КСВД, установленных на объектах электроэнергетики, и в АС СИ СМПР на уровне ДЦ. В целях решения данной задачи было разработано универсальное ПО СМСР (далее — УПО СМСР), позволяющее расширить функциональность алгоритмов СМСР в областях:

• обеспечения контроля правильности функционирования регуляторов возбуждения в составе бесщеточной системы возбуждения;
• обеспечения функциональности СМСР на уровне объектов электроэнергетики путем взаимодействия УПО СМСР с КСВД ПТК СМПР;
• обеспечения взаимодействия СМСР с АС СИ СМПР на уровне ДЦ.

УПО СМСР представляет собой модуль расширения ПТК СМПР в двух вариантах реализации: для объекта управления и для диспетчерского центра. В случае установки УПО СМСР на объекте управления информационный обмен с КСВД осуществляется по протоколу стандарта IEEE C37.118.2. КСВД в штатном режиме работы выполняет сбор измерений от УСВИ и их ретрансляцию на УПО СМСР для определения корректности работы АРВ. Схемы взаимодействия УПО СМСР и КСВД на объекте управления и УПО СМСР с АС СИ СМПР показаны на рис. 5a и 5б.

В качестве анализатора в ПТК СМСР используется PC-сервер.

Анализатор циклически формирует линейный архив с данными, производит анализ данных по алгоритмам оценки правильности функционирования СВ и АРВ и при выявлении факта их некорректной работы создает аварийный архив и сигнал для передачи на верхний уровень в ДЦ. В случае корректной работы СВ или АРВ на верхний уровень передается информационный сигнал исправности их работы один раз в секунду. Пользовательский интерфейс УПО СМСР реализован в виде веб-приложения, позволяющего технологу АС СИ СМПР осуществлять мониторинг работоспособности и корректности работы систем АРВ в онлайн- и офлайн-режимах.

Мониторинг низкочастотных колебаний

Мониторинг низкочастотных колебаний параметров электрического режима (НЧК ПЭР) является одной из приоритетных задач исследования динамических характеристик ЕЭС России. НЧК определяются как периодические изменения ПЭР с частотой от 0,01 до 5 Гц, возникающие в результате взаимного движения роторов синхронных машин или наличия источников вынужденных колебаний. По физической природе НЧК делятся на два вида: системные и вынужденные [6].

К системным относятся НЧК, характеризующие динамические свойства генераторов, синхронно работающих в энергосистеме. Данные колебания подразделяются на локальные, присущие отдельному синхронному генератору или генераторам электростанции, и межзональные (диапазон частот 0,01–1 Гц), возникающие между синхронными генераторами разных энергосистем (электрически удаленные синхронные генераторы). Межзональные НЧК могут становиться причиной высокоамплитудных колебаний мощности на протяженных транзитах, которые при неблагоприятных обстоятельствах приводят к нарушению колебательной устойчивости и разделению энергосистемы на изолированно работающие части.

К вынужденным НЧК относятся колебания, происходящие под воздействием внешних периодических сил. Причинами возникновения вынужденных НЧК могут являться:

• некорректная работа систем регулирования генераторов (автоматические регуляторы возбуждения синхронного генератора, регуляторы скорости вращения турбины и т. п.);
• нахождение гидрогенераторов в зонах нерекомендованной и ограниченной работы;
• режимы работы ВИЭ;
• режим работы промышленных предприятий с периодическими резкопеременными характеристиками нагрузки — и т. п.

Частным случаем низкочастотных колебаний является возникновение режима синхронных качаний активной мощности.

Порядок ликвидации режимов синхронных качаний определен СТО 59012820.29.240.007-2008 «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем». В соответствии со СТО ликвидация режима синхронных качаний в области регулирования производится путем изменения электроэнергетического режима имеющимися устройствами регулирования (в частности, активной и реактивной мощностей, напряжения и др.). Для ликвидации режима синхронных качаний активной мощности генераторов необходимо выполнять разгрузку генераторов по активной мощности и увеличение загрузки по реактивной мощности в пределах установленных для них ограничений. При возникновении качаний в синхронной зоне по контролируемым сечениям необходимо выполнять мероприятия по повышению напряжения в приемной части синхронной зоны, а также по уменьшению перетока активной мощности по контролируемым сечениям, в которых наблюдаются синхронные качания. Важность своевременного выявления начала возникновения синхронных качаний в энергосистеме и идентификации их характеристик определяются необходимостью принятия адекватных мер по сохранению колебательной устойчивости и предотвращению возникновения асинхронного режима. В реальном времени однозначно идентифицировать начало режима синхронных качаний возможно только с применением данных СВИ за счет их синхронности, высокой дискретизации, быстрого отклика измерений, а также отсутствия апертуры при передаче данных в ДЦ.

Модальный анализ параметров НЧК в ЕЭС России проводится с помощью ПАК PhasorPoint. На рис. 6–8 приведены примеры модального анализа НЧК.

Специалисты СО на постоянной основе ведут мониторинг НЧК в ЕЭС России. Проблема анализа низкочастотных колебаний охватывает целый комплекс задач, начиная идентификацией источника вынужденных НЧК, мониторингом колебательной устойчивости, верификацией цифровых моделей энергосистем на основе модальных характеристик и заканчивая адаптивным управлением режимом энергосистемы в целях повышения демпферных свойств через настройку параметров регулирования АРВ синхронных генераторов электростанций, вставок и электропередач постоянного тока, средств компенсации реактивной мощности, а также управляемых элементов на базе силовой электроники (FACTS). Эти вопросы требуют серьезных научных исследований, в которых кроме экспертов «Системного оператора» принимают участие специалисты «НТЦ ЕЭС», НИУ МЭИ, ИСЭМ СО РАН, УрФУ и других организаций.

Применение данных СВИ при анализе режимов работы ЕЭС России

Увеличение количества введенных в эксплуатацию программно-технических комплексов СМПР на объектах электроэнергетики позволило значительно повысить наблюдаемость и качество анализа технологических нарушений в ЕЭС России и оценку правильности работы устройств защиты и автоматики, а также выявить ряд нарушений эксплуатационного состояния оборудования объектов электроэнергетики. Далее приведены несколько примеров анализа технологических нарушений по данным СВИ.

Анализ работы АРВ

В декабре 2015 года на одной из ГРЭС, расположенной в ОЭС Урала, были зафиксированы многочисленные замыкания в фазе В генератора (первое замыкание произошло в 3 часа 58 минут по причине пробоя изолятора на высоковольтном вводе повышающего трансформатора), смещение нейтральной точки в цепях генераторного напряжения и работа форсировки возбуждения АРВ генератора, которая приводила к возникновению кратковременных качаний активной мощности размахом от 250 до 500 МВт (рис. 9а и 9б). При повышении напряжения условия для пробоя изолятора устранялись и пробой самоликвидировался.

В связи с тем, что величина тока замыкания на землю в обмотке статора была меньше уставки (5 А), повреждение не было ликвидировано. До момента отключения генератора от сети было зафиксировано более 400 замыканий, сопровождавшихся колебаниями параметров электрического режима значительной амплитуды. Генератор был отключен от сети действием защиты от замыкания в обмотке статора спустя 1 час 12 минут после возникновения первого замыкания.

Оперативный персонал электростанции никаких действий не предпринимал вплоть до отключения генератора защитой, в результате чего генератор по аварийной заявке был выведен в ремонт на сутки. При этом до срабатывания защиты и аварийного отключения генератора от сети было достаточно времени для идентификации проблемы, принятия и согласования решения о разгрузке данного генератора с одновременным набором мощности на других генераторах электростанции.

Выделение энергосистемы на изолированную работу

В одном из контролируемых сечений было зафиксировано несколько случаев возникновения синхронных качаний активной мощности, один из которых привел к выделению энергосистемы на изолированную работу автоматикой ликвидации асинхронного режима. Отключение нескольких ЛЭП при переходящих коротких замыканиях вблизи электростанции привело к возникновению нарастающих синхронных качаний активной мощности в контролируемом сечении от диапазона 300–710 МВт до диапазона от —140 до 800 МВт. Общая продолжительность синхронных качаний составила 110 сек. По результатам анализа выявлена неэффективность работы системных регуляторов генерирующего оборудования по демпфированию качаний. Динамика изменения частоты в режиме синхронных качаний активной мощности показана на рис. 10. В результате проведенных мероприятий по оценке работоспособности систем регулирования и актуализации настройки их характеристик была произведена замена автоматических регуляторов возбуждения генераторов электростанции.

Анализ данной ситуации показал эффективность применения данных СВИ в качестве инструмента для идентификации синхронных качаний в режиме реального времени с целью своевременного информирования оперативного персонала объекта электроэнергетики и принятия неотложных мер по разгрузке генерирующего оборудования.

На рис. 11а с P-Q-диаграммой, характеризующей эксплуатационные пределы работы генерирующего оборудования электростанции, показана динамика изменения активной и реактивной мощности генераторов электростанции, а на P-Q диаграмме на рис. 11б — динамика изменения суммарной мощности генераторов электростанции и ЛЭП, входящих в контролируемое сечение. Переток мощности по ЛЭП демонстрирует процесс нарастания синхронных качаний в контролируемом сечении и превышение перетока уровней максимально допустимого и аварийно допустимого перетоков.

Результаты анализа низкочастотных колебаний в ОЭС Востока

На ПС 500 кВ в ОЭС Востока была зафиксирована мода НЧК параметров электроэнергетического режима с частотой 0,47 Гц, амплитудой 7 МВт по активной мощности, 6 мГц по частоте и значительно пониженным уровнем демпфирования 70 с [7]. Для исследования причин возникновения НЧК был проведен анализ режимов работы генерирующего оборудования в данном регионе. Было определено, что резкое падение уровня демпфирования моды возникает при работе конкретного гидроагрегата одной из ГЭС в диапазоне 100–320 МВт. На рис. 12 активная мощность данного гидроагрегата отмечена красным цветом при превышении контролируемого уровня демпфирования, равного 10 с. Анализ причин возникновения данных НЧК не выявил факты некорректной работы систем регулирования генерирующего оборудования.

После информирования СО об обнаруженных НЧК персонал электростанции совместно с заводом-изготовителем генерирующего оборудования провел испытания по уточнению эксплуатационной характеристики гидроагрегата, по результатам которых та была скорректирована. Мониторинг НЧК в ОЭС Востока подтвердил устранение выявленной проблемы.

Возникновение режима синхронных качаний активной мощности в ОЭС Центра

Системой мониторинга переходных режимов ОЭС Центра были зафиксированы низкочастотные колебания активной мощности продолжительностью 12 минут, частотой 0,9 Гц и амплитудой от 20 до 80 МВт. Амплитуда колебаний активной мощности по ВЛ 750 кВ «Курская АЭС — Североукраинская» составила 70 МВт (рис. 13). Анализ данных СМПР показал, что источник вынужденных низкочастотных колебаний активной мощности находился на территории ОЭС Украины.

Заключение

В ЕЭС России продолжается развитие системы мониторинга переходных режимов, причем достигнутый уровень развития технологии СВИ позволяет производить внедрение систем и ПО, функционирующих на базе СВИ, в эксплуатацию.

Возможности применения данных СВИ не ограничиваются задачами оперативно-диспетчерского управления. Практический опыт работы с данными СВИ свидетельствует о целесообразности широкого применения СВИ на объектах электроэнергетики с целью мониторинга технического состояния оборудования и режимов работы генерирующего оборудования.

Литература

1. Аюев Б. И. О системе мониторинга переходных режимов // Энергорынок. № 2. 2006.
2. Жуков А. В., Демчук А. Т., Дубинин Д. М. Развитие технологий векторной регистрации параметров для противоаварийного и режимного управления электрическими режимами энергосистем / РЗА 2012 // Тез. докл. XXI междунар. науч.-техн. конф. М., ВВЦ, 2012. С. 232–245.
3. Александров А. С., Максименко Д. М., Неуймин В. Г. Расчет максимально допустимых перетоков в системе мониторинга запасов устойчивости // Международная научно-техническая конференция СИГРЭ «Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем». Санкт-Петербург, 2017.
4. Кац П. Я., Лисицын А. А., Тен Е. А., Сацук Е. И., Фролов О. В., Эдлин М. А. Разработка и исследование эффективности технических средств и мероприятий по повышению надежности энергосистем // Изв. НТЦ Единой Энергетической Системы. 2015. № 2(73). С. 6–13.
5. Герасимов А. С., Есипович А. Х., Штефка Й. Й., Шескин Е. Б., Жуков А. В., Негреев А. П. Результаты комплексных испытаний и опытной эксплуатации пилотной системы мониторинга системных регуляторов // Международная научно-техническая конференция СИГРЭ «Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем». Екатеринбург, 2013.
6. Жуков А. В., Сацук Е. И., Дубинин Д. М., Опалев О. Л. Мониторинг низкочастотных колебаний в ЕЭС России по данным СМПР // Международная научно-техническая конференция СИГРЭ «Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем». Сочи, 2015.
7. Жуков А. В., Дубинин Д. М., Опалев О. Л. Результаты идентификации источников низкочастотных колебаний в ЕЭС России по данным СМПР // Международная молодежная научно-техническая конференция «Электроэнергетика глазами молодежи-2016». Казань, 2016.