Методическое указание по расчетам установившихся режимов и электродинамических переходных процессов с использованием программно-вычислительного комплекса «EUROSTAG».

Разработан научно научно-техническим
центром TRACTEBEL совместно с
ELECTRICITE DE FRANCE.
Предназначен для моделирования
электромеханических переходных
процессов любой длительности (от
миллисекунд до тысяч секунд секунд). ).
Первая версия появилась в 1988 году году, ,
текущая версия 4.3 вышла в феврале
2005 года года.

Используется для для:
Определения предельного времени отключения аварии
Проверки факта сохранения синхронной параллельной работы
после аварии
Выбора параметров для систем автоматического отключения
нагрузки
Анализа последствий технологических нарушений при
ненормативных условиях эксплуатации
Оценки поведения энергосистемы при аварии или в тяжелых
режимах (лавина напряжения и частоты частоты, , потеря синхронизма синхронизма, ,
ресинхронизации ресинхронизации, , и т.д.) .)
Определения устойчивости движения электрических машин машин, , работы
регуляторов и т.п.
Разработки и настройки локальных систем управления (регуляторы
скорости скорости, , АРВ АРВ, , регуляторы устройств РПН РПН...) ...)
Разработки Разработки, , координация и настройка систем защиты
Разработки централизованных систем противоаварийного
управления
Обучения

РУКОВОДЯЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКЕ ЭНЕРГОСИСТЕМ

УДК 621.311.004.65:621.316.925

1.1. Руководящие указания по противоаварийной автоматике энергосистем (основные положения) содержат общую характеристику разных видов противоаварийной автоматики (па), определяют их на­значение, условия применения и функции.

Руководящие указания предназначены для организаций Минэнерго СССР, осуществляющих разработку и эксплуатацию устройств про­тивоаварийной автоматики: требования Руководящих указаний должны также учитываться при разработке систем технологической автома­тики основного оборудования.

1.2. Противоаварийная автоматика предназначена для ограни­чения развития и прекращения аварийных режимов в энергосистеме. Важнейшей ее задачей является предотвращение общесистемных ава­рий, сопровождающихся нарушением электроснабжения потребителей на значительной территории.

1.3. Противоаварийная автоматика находится во взаимодейст­вии с релейной защитой и другими средствами автоматического уп­равления в энергосистеме, включая АПВ, АВР, автоматическое ре­гулирование возбуждения, автоматическое регулирование частоты и активной мощности (вместе с автоматическим ограничением пере­тока), и выполняет следующие функции:

автоматическое предотвращение нарушения устойчивости энер­госистемы - АПНУ (автоматическое управление мощностью в целях сохранения устойчивости энергосистемы - АУМСУ);

автоматическую ликвидацию асинхронного режима - АЛАР (автоматическое прекращение асинхронного хода - АПАХ); автоматиче­ское ограничение снижения частоты - АОСЧ;

автоматическое ограничение снижения напряжения - АОСН;

автоматическое ограничение повышения частоты - АОПЧ;

автоматическое ограничение повышения напряжения - АОПН;

автоматическое ограничение перегрузки оборудования - АОПО

(автоматическую разгрузку оборудования - АРО).

1.4. Противоаварийная автоматика энергетического района состоит из систем, выполняющих функции по п.1.3 (районам может быть энергосистема или ее часть, энергообъединение или его часть, как правило, обладающие сильно выраженной зависимостью режимов входящих в них электростанций и сетей).

Система ПА реализуется совокупностью устройств, объединенных единым принципом действия, взаимно-координированными параметрами настройки, в ряде случаев - аппаратурно. Система может быть централизованной (с центральным устройством, связанным каналами передачи информации с остальными устройствами) и децентрализованной (без центрального устройства).

Сложная система (например, АПНУ) строится по принципу территориальной иерархии с выделением устройств разного уровня управления. При этом максимальная часть общей задачи системы передается на возможно более низкий уровень управления. Иерархическое построение ПА является перспективным (особенно для крупных энергообъединений).

1.5. При выполнении любой из функций (см.п.1.3) противоаварийная автоматика осуществляет:

выявление аварийной ситуации;

определение вида и значения (дозировки) управляющих воздействий (УВ);

исполнение УВ.

Указанные операции могут выполняться как отдельными устройствами (пусковым - ПУ, автоматической дозировки управляющих воздействий - АДВ, исполнительным - ИУ), так и устройствами, совмещающими выполнение двух или всех трех из приведенных операций (например, пускодозирующие устройства).

При выполнении любой из указанных операций и на стыке между ними могут использоваться устройства телепередачи информации, сигналов и команд управления.

1.6. Порядок учета и оценки работы устройств и систем ПА при их эксплуатации установлен действующей Инструкцией по учету и оценке работы РЗА.

1.7. Оценка экономической эффективности затрат на создание и эксплуатацию ПА при сопоставлении вариантов ее выполнения должна производиться на основании приведенных затрат, которые рассчитываются с учетом средних годовых издержек, обусловленных как правильной, так и неправильной работой ПА.

Адресная передача мощности

ELECTRICITY TRACING AND CO-OPERATIVE GAME THEORY

A transmission loss allocation scheme based
on the concept of power tracking has been proposed
recently. The allocation is based on the assumption that at
any network node, inflows are shared proportionally
between outflows (and vice versa). In this paper the
proportionality assumption is analysed in terms of the cooperative
game theory. We define a game to model
transmission loss allocation, and establish that the solution
concept, which is characterised by desirable properties
one may demand of a loss allocation scheme, the Shapley
value, validates the proportional sharing rule.

ALLOCATION OF TRANSMISSION SUPPLEMENTARY CHARGE TO REAL AND REACTIVE LOADS

This paper has applied the MW-MILE methodology to allocate the transmission supplementary charge to real and reactive power loads. The charge for usage of an individual transmission asset is split into a non-locational component, due to the unused capacity of the asset, and a locational component, due the actually used capacity of the asset. The latter is allocated, using the previously proposed electricity tracing method, to individual real and reactive loads in the network.

Использование алгоритмов адресности при определении узловых цен на электроэнергию

На примерах простейших электрических сетей показывается возможность определения доли активной мощности, передаваемой из генераторных узлов в нагрузочные узлы и потерях мощности, возникающих на пути такой передачи. Указанная информация, получаемая на основе матричного или графового алгоритмов адресности, и данные о цене производства электроэнергии на станциях позволяют определить цену электроэнергии в нагрузочных узлах и долю от этой цены, приходящуюся на потери электроэнергии при ее передаче из генераторных в нагрузочные узлы. Студентам предлагается решить проблему определения узловых цен на электроэнергию для заданной электрической сети с использованием алгоритма адресности, реализованного в программе СДО-6.
Исследование возможности применения алгоритмов адресности для решения задач электроэнергетики на протяжении длительного промежутка времени проводились автором данных методических указаний совместно с проф., д.т.н. А.З Гаммом, перечень основных работ приведен в библиографии.

UCTE

The "Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity" (UCTE) is the association of
transmission system operators in continental Europe, providing a reliable market base by
efficient and secure electric "power highways".
The UCTE (up to the 30th of June 1999 named UCPTE) has created a “Survey of essential
UCPTE recommendations for the interconnected operation” (dated 31st of December 1991)
and important additional rules and recommendations on specific subjects after that date. Up
to now (and if not already replaced by the Operation Handbook) these documents have been
in force in the UCTE.
The “UCTE Operation Handbook” (OH) is an up-to-date collection of operation principles
and rules for the transmission system operators in continental Europe. Additional references
to UCTE operation and security rules and recommendations as well as a list of publications,
public statistics and information about the members, organisation, structure and activities of
the UCTE in general can be found on the UCTE Web site:
!http://www.ucte.org
This introduction is the cover paper for the operation handbook policies and appendices. It
includes a general overview, the main characteristics and scopes of the handbook, a
description of the handbook structure with the table of contents as well as guides and
descriptions for readers. The glossary of terms is provided in a separate paper.

LOAD-FREQUENCY CONTROL
AND PERFORMANCE

Introduction
The objective of PRIMARY CONTROL is to maintain a balance between GENERATION and
consumption (DEMAND) within the SYNCHRONOUS AREA, using turbine speed or turbine
governors. By the joint action of all interconnected undertakings / TSOs, PRIMARY CONTROL
aims at the operational reliability of the power system of the SYNCHRONOUS AREA and
stabilises the SYSTEM FREQUENCY at a stationary value after a disturbance or incident in the
time-frame of seconds, but without restoring the reference values of SYSTEM FREQUENCY and
power exchanges (see !P1-B for SECONDARY CONTROL). Adequate PRIMARY CONTROL
depends on generation resources made available by generation companies to the TSOs.
Please refer to appendix 1 (see !A1-A) for basics and principles of PRIMARY CONTROL.
This policy section replaces the corresponding sections for primary control in the latest
“UCPTE-Ground Rules concerning primary and secondary control of frequency and active
power within the UCPTE”, dated 1998.
Criteria
C1. Nominal frequency. The set-point frequency (or scheduled frequency) f0 (see !P1-
D) defines the target value of the SYSTEM FREQUENCY f for system operation. Outside
periods for the correction of SYNCHRONOUS TIME (see !P1-D), the nominal frequency
value in the SYNCHRONOUS AREA is 50 Hz.
C2. Frequency deviations. A FREQUENCY DEVIATION Δf (the departure f–f0 of the actual
SYSTEM FREQUENCY f from the scheduled frequency f0) results from a disturbance or
an incident and may occur during normal system operation. Different criteria are used
to distinguish the size of this deviation:
C2.1. Calling up of Primary Control. To avoid calling up of PRIMARY CONTROL in
undisturbed operation at or near nominal frequency, the FREQUENCY DEVIATION
should not exceed ±20 mHz. PRIMARY CONTROL is activated if the FREQUENCY
DEVIATION exceeds ±20 mHz (the sum of the accuracy of the local frequency
measurement and the insensitivity of the controller, see !P1-A-R1 and !P1-
A-R2).
C2.2. Maximum Quasi-Steady-State Frequency Deviation. The quasi-steady-state
FREQUENCY DEVIATION in the SYNCHRONOUS AREA must not exceed ±180 mHz
(maximum permissible steady-state FREQUENCY DEVIATION; under the condition
of SELF-REGULATION OF THE LOAD according to !P1-A-C4).
C2.3. Minimum Instantaneous Frequency. The instantaneous frequency must not
fall below 49.2 Hz (that corresponds to -800 mHz as maximum permissible
dynamic FREQUENCY DEVIATION from the nominal frequency !P1-A-C1) in
response to a shortfall in generation capacity equal to or less than the
reference incident according to !P1-A-C3.
C2.4. Load-Shedding Frequency Criterion. LOAD-SHEDDING (automatic or manual,
including the possibility to shed pumping units) starts from a SYSTEM
FREQUENCY of 49.0 Hz (or below). The detailed step-plans for LOAD-SHEDDING
(in the responsibility of the TSOs, with the possibility to perform earlier
shedding of pumping units at higher frequency value as an operational
measure, with the lowest value of 47.5 Hz and the need of progressive stages
in between) define additional frequency criteria for further measures.
C2.5. Maximum Instantaneous Frequency. The instantaneous frequency must not
exceed 50.8 Hz (that corresponds to +800 mHz as maximum permissible
dynamic FREQUENCY DEVIATION from the nominal frequency !P1-A-C1) in
response to a loss of load or interruption of power exchanges equal to or less
than the reference incident according to !P1-A-C3.

C3. Reference Incident. The maximum instantaneous deviation between generation and
demand in the SYNCHRONOUS AREA (by the sudden loss of generation capacity, loadshedding
/ loss of load or interruption of power exchanges) to be handled by PRIMARY
CONTROL starting from undisturbed operation depends on the size of the area / zone1
and on the size of the largest generation unit or generation capacity connected to a
single bus bar located in that area2.
C3.1. First Synchronous Zone. For the first synchronous zone as in 2003 the
maximum power deviation to be handled is 3000 MW, assuming realistic
characteristics concerning system reliability and size of loads and generation
units.
C3.2. Second Synchronous Zone. For the second synchronous zone as in 2003,
the maximum power deviation to be handled is 540 MW.
C3.3. Other Synchronous Areas. For other SYNCHRONOUS AREAS (UCTE
SYNCHRONOUS AREAS), that are not connected to the main synchronous zone,
the size of the reference incident needs to be defined in each particular case
with respect to the size of the area and the size of the largest generation units
located in that area.
C3.4. Observation Incident. Incidents, such as the sudden loss of generation or
load, that exceed 1000 MW in the first synchronous zone or 250 MW in the
second synchronous zone are considered to be relevant for system
observation in that zone3.
C4. Frequency Characteristics. Key values of the frequency characteristics are defined
on the basis of system observation4.
C4.1. Self-Regulation of Load. The self-regulation of the load in all SYNCHRONOUS
AREAS is assumed to be 1 %/Hz, that means a load decrease of 1 % occurs in
case of a frequency drop of 1 Hz.
C4.2. Security Margin. For FREQUENCY CONTROL, a static security margin of 20 mHz
is defined, identical with the calling up of PRIMARY CONTROL (see "P1-A-C2.1).
C5. Deployment Times of Primary Control Reserve. The time for starting the action of
PRIMARY CONTROL is a few seconds starting from the incident, the deployment time for
50 % or less of the total PRIMARY CONTROL RESERVE is at most 15 seconds and from
50 % to 100 % the maximum deployment time rises linearly to 30 seconds.
C6. Frequency Change Indicators. For special use in a post-operation analysis, the
following criteria are defined to measure the characteristics of absolute changes of the
SYSTEM FREQUENCY within a short period of time.
C6.1. Periods of Time. Typical periods of time are ±60 minutes, ±15 minutes and
±5 minutes around the time of an incident or the change of the hour.
1: The definitions of synchronous zones (first and second zone as existing today as a result of the
Balkan war) are temporal only due to the planned reconnection of the UCTE area. The reconnection is
scheduled for 2005. The system load for the first SYNCHRONOUS AREA typically varies between 150 GW
off-peak and 300 GW peak.
2: The final values used in the definition of the reference incidents are determined by the UCTE SG
“TSO-Forum” and finally confirmed by the UCTE WG “Operations and Security” and the UCTE SC. The
values given are under consideration.
3: The values have been adapted by the UCTE SG “TSO-Forum” in 2001 and are reviewed annually.
4: The final values used in the definition are determined by the UCTE SG “TSO-Forum” and finally
confirmed by the UCTE WG “Operations and Security” and the UCTE SC. The values given are under
consideration.
C6.1. Periods of Time. Typical periods of time are ±60 minutes, ±15 minutes and
±5 minutes around the time of an incident or the change of the hour.
C6.2. Maximum Time Grid. The values used for frequency change indicators are
based on a maximum time grid of 10 seconds.
C6.3. Frequency Patterns. Typical patterns of the frequency within a short period of
time can be: constant with / without offset, decrease, increase, peak up, peak
down, peak up down and peak down up.
C6.4. Peak Frequency Range within Period. The peak frequency range is
calculated as the difference between the maximum and the minimum
frequency within the given period of time.
C6.5. Peak Frequency Derivative within Period. The peak frequency derivative is
determined as the maximum or minimum derivative of the frequency within the given period of time.

Методические указания по определению устойчивости энергосистем

главное технчиеское управление по эксплуатации энергосистем.

Статическая устойчивость нагрузки

В качестве основного фактора, определяющего статическую устойчивость нагрузки, следует рассматривать наличие в составе комплексной нагрузки вращающихся машин-асинхронных и синхронных двигателей, что в определенных условиях может приводить к лавине напряжения. Такая неустойчивость проявляется, в первую очередь, в снижении напряжения на шинах узла нагрузки (до 30-60$ нормального рабочего напряжения), что приводит к нарушению электроснабжения всех потребителей данного узла.

отчет

по научно-исследовательской работе

Подготовка материалов для разработки новых «Методических указаний

по устойчивости энергосистем»

Методические указания по устойчивости энергосистем

(заключительный)

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

Часть 1

ПОДГОТОВЛЕНЫ ВНИИЭ, МЭИ, ВГПИиНИИ Энергосетьпроект, ЦДУ ЕЭС СССР, ИЭД АН УССР и НИИПТ: введение - ВНИИЭ, ЦДУ ЕЭС СССР, ИЭД; гл.1 - ВНИИЭ, ЦДУ ЕЭС СССР; гл.2 - МЭИ, Энергосетьпроект, ВНИИЭ; гл.3 - МЭИ, Энергосетьпроект; гл.4 - МЭИ, Энергосетьпроект; гл.5 - ВНИИЭ, МЭИ; гл.6 - ВНИИЭ, МЭИ; гл.7 - ВНИИЭ, НИИПТ, ЦДУ ЕЭС СССР; гл.8 - МЭИ; гл.9 - ИЭД; гл.10 - ВНИИЭ, ЦДУ ЕЭС СССР; приложения - ВНИИЭ, МЭИ, Энергосетьпроект, НИИПТ, ИЭД.

СОСТАВИТЕЛИ д-р техн. наук Л.Г.Мамиконянц (введение, гл.1, 5-7, 10), канд. техн. наук Л.М.Горбунова (гл.6), канд. техн. наук Ю.Е.Гуревич (гл.6, приложения 1, 11, 12), инж. Л.Е.Либова (гл.2), канд. техн. наук В.Ф.Тимченко (гл.7), д-р техн. наук А.А.Хачатуров (гл.5, 8, приложения 1, 8, 9), ВНИИЭ; д-р техн. наук В.А.Веников (гл.2-6, 8, приложение 1), канд. техн. наук Н.Д.Анисимова (гл.3, 8, приложения 3, 4, 14), д-р техн. наук Л.А.Жуков (гл.2, 5), д-р техн. наук И.В.Литкенс (гл.3, приложения 5, 6), канд. техн. наук В.А.Строев (гл.3, 6, приложение 10), канд. техн. наук Д.А.Федоров (гл.4, 5), канд. техн. наук А.Н.Цовьянов (гл.4), МЭИ; д-р техн. наук Д.И.Азарьев (гл.2-4), инж. Ю.В.Кишкин (гл.2, приложения 2, 18) инж. Ю.В.Морошкин (гл.3), инж. Ю.А.Поздняков (гл.3, 4, приложение 7), канд. техн. наук З.Г.Хвощинская (гл.2, приложение 18), инж. Л.П.Шипунова (гл.2), Энергосетьпроект; д-р техн. наук С.А.Совалов (введение, гл.1, 7, 10, приложение 1), канд. техн. наук М.Г.Портной (гл.7, 10), ЦДУ ЕЭС СССР; д-р техн. наук Л.В.Цукерник (гл.9, приложения 15, 16, 17) ИЭД; канд. техн. наук Е.А.Марченко (гл.7, приложение 13), канд. техн. наук В.А.Андреюк (гл.7, приложение 13), НИИПТ.

УТВЕРЖДЕНЫ заместителем начальника Главного технического управления по эксплуатации энергосистем К.М.Антиповым 24 марта 1977 г.

ВВЕДЕНИЕ

Настоящие Методические указания базируются на [Л.1] и имеют целью дать проектным, исследовательским и эксплуатирующим организациям рекомендации (но не обязательные предписания) по методам определения различных видов устойчивости энергосистем в целом и отдельных их элементов (межсистемных связей, нагрузки и др.), а также по принципиальному выбору мероприятий, необходимых для обеспечения устойчивости энергосистем.

Методические указания содержат общие, принципиальные рекомендации, а не детально разработанные методики. Последние при необходимости могут составляться применительно к конкретным условиям в зависимости от решаемых задач, имеющихся средств для анализа устойчивости энергосистем и т.п.

Как правило, рекомендации даются вариантно, т.е. предоставляется возможность выбрать один или несколько из известных и рекомендуемых к использованию методов анализа устойчивости энергосистем в зависимости от решаемой задачи, имеющихся исходных данных и средств анализа.

При описании отдельных методов отмечаются их основные положения, но детали и особенно выводы используемых формул не приводятся, однако даются ссылки на соответствующие литературные источники. Исключения составляют методы, еще не опубликованные или опубликованные в малотиражных изданиях.

В большей части случаев рекомендуемые методы анализа устойчивости энергосистем иллюстрируются примерами принципиального характера без детального изложения всего расчета.

В настоящее время многие вопросы теории и практики анализа и способов обеспечения устойчивости энергосистем находятся еще в стадии разработки. В частности, быстро развиваются и совершенствуются методы анализа устойчивости энергосистем с помощью электронных аналоговых и особенно цифровых вычислительных машин (ЦВМ). В связи с этим настоящие Методические указания содержат рекомендации по известным методам и не ограничивают опытное использование новых, не вошедших в них методов анализа устойчивости энергосистем и мероприятий по ее обеспечению.

В настоящие Методические указания включены и некоторые приближенные методы анализа и критерии устойчивости энергосистем и их нагрузок, теоретически недостаточно строго обоснованные, но проверенные на практике. Это, в частности, относится к упрощению схем энергосистем, к ряду практических критериев оценки устойчивости и т.п.

В данных Методических указаниях сохранены определения и термины, принятые в [Л.1] и приведенные также в приложении 1.

Методические указания состоят из десяти глав и ряда приложений.

В гл.1 сформулированы задачи анализа устойчивости энергосистем на различных стадиях их проектирования и эксплуатации, даны определения видов их устойчивости, изложены общие рекомендации по анализу устойчивости: расчетные режимы, требуемая точность, анализ результатов, выбор средств для анализа и т.п. В гл.2 даются указания по подготовке исходных данных и режимов, по преобразованию схем энергосистем (эквивалентированию).

В гл.3, 4, 5 приведены рекомендации по анализу соответственно статической, динамической и результирующей устойчивости энергосистем. При этом, где необходимо, для каждого вида устойчивости даны рекомендации по специфическим особенностям применения специальных средств анализа (статических моделей, аналоговых и цифровых вычислительных машин).

Вопросам анализа устойчивости нагрузки посвящена гл.6, при этом рассматриваются случаи, когда изменение режима нагрузки не может существенно повлиять на устойчивость параллельной работы генераторов энергосистемы, т.е. когда напряжение электросети, питающей нагрузку за некоторым сопротивлением, является заданным (не обязательно постоянным) и не зависящим от режима рассматриваемой нагрузки. Более сложный случай, в котором устойчивость собственно энергосистемы и питающейся от нее нагрузки взаимно сильно связаны, охватываются общими методами, приведенными в гл.3, 4 и 5.

Специфические особенности анализа устойчивости энергосистем при наличии слабых межсистемных связей рассматриваются в гл.7. Глава 8 посвящена основным вопросам анализа самовозбуждения (главным образом применительно к случаям наличия в их электросетях значительных емкостей) и самораскачивания (в общем случае учета активных сопротивлений всех элементов энергосистемы). Общие рекомендации по применению ЦВМ для анализа устойчивости энергосистем даны в гл.9. Рекомендации по проведению натурных экспериментов в энергосистемах - в гл.10. Главы 6-10 составляют содержание части 2 Методических указаний.

Изданные ранее "Основные положения и временные руководящие указания по определению устойчивости энергетических систем" будут в дальнейшем пересматриваться и дополняться на основе опыта их использования при проектировании и эксплуатации энергосистем и с учетом новых теоретических разработок. В соответствии с этим предполагается в будущем пересмотреть и дополнить настоящие Методические указания.

 

РУКОВОДЯЩИЕ УКАЗАНИЯ

ПО УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

РД 34.20.576-94

Зам. директора по научной работе ВНИИЭ Л. Г. Мамиконянц

Главный инженер ЦДУ ЕЭС России А. А. Окин

Главный инженер Института "Энергосетьпроект" В. С. Ляшенко

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Руководящие указания устанавливают требования, которым должны удовлетворять энергосистемы и их объединения в отношении устойчивости.

1.2. Руководящие указания являются обязательными для проектных и эксплуатационных организаций. С введением их в действие утрачивают силу "Руководящие указания по устойчивости энергосистем" (М., Союзтехэнерго 1984г.). Действующие отраслевые директивные материалы до их пересмотра сохраняют силу в частях не противоречащих настоящим Руководящим указаниям.

1.3. Требования к устойчивости энергосистем могут быть изменены по сравнению с указанными в настоящем документе с учетом конкретных условий при наличии технико-экономического обоснования.