автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Оптимизация режимов энергосистемы Северо-Запада на основе применения фазорегулирующих устройств

На правах рукописи

ООЗОбЗЭОЗ

ФРОЛОВ Олег Валерьевич

ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СЕВЕРО-ЗАПАДА НА ОСНОВЕ ПРИМЕНЕНИЯ ФАЗОРЕГУЛИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ

Специальность 05 14 02 - Электростанции и электроэнергетические системы

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

О 1 ИЮН 2007

Санкт-Петербург - 2007

003063903

Работа выполнена на кафедре "Электрические системы и сети" Государственного образовательного учреждения высшего

профессионального образования «Санкт-Петербургский государственный политехнический университет»

Научный руководитель -

Официальные оппоненты

доктор технических наук, профессор Смоловик Сергей Владимирович

доктор технических наук, Долгополов Андрей Геннадиевич

кандидат технических наук, доцент Герасимов Сергей Евгеньевич

Ведущая организация ЗАО «Энергопроект»

Защита состоится " июня 2007 г в 10 00 часов на заседании

диссертационного совета Д 212 229 11 при ГОУ ВПО «Санкт-Петербургский государственный политехнический университет» по адресу 195251, г Санкт-Петербург, ул Политехническая, д 29 Главное здание, ауд 325

С диссертацией можно ознакомиться в фундаментальной библиотеке ГОУ ВПО «Санкт-Петербургский государственный политехнический университет»

Автореферат разослан "X/ " мая 2007 г

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212 229 11 кандидат технических наук, доцент

Попов М Г

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Предварительные прогнозы роста спроса на электрическую энергию в Объединенной электроэнергетической системе (ОЭС) Северо-запада показывают, что темпы роста потребления в период 2005 - 2010 гг могут составить от 330 - 350 МВт в год при реализации умеренного сценария развития и 450 - 550 МВт в год при реализации оптимистического варианта развития экономики и коммунально-бытового сектора Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Санкт-Петербурга Правительством Санкт-Петербурга совместно с РАО ЕЭС России разработан план мероприятий, предусматривающий вводы новых генерирующих мощностей, интенсивное сетевое строительство и сооружение значительного количества новых подстанций 330 и 110 кВ Планами развития предусматривается строительство второй очереди Ленинградской атомной электростанции (ЛАЭС-2) и значительное усиление сетей 330 и 750 кВ, существенно влияющих на надежность электроснабжения западной части Северо-западного региона Предлагаемые варианты усиления системообразующих сетей приводят к появлению сложно-замкнутых кольцевых структур работающих параллельно сетей различных классов напряжения

Указанные масштабные задачи ставят целый ряд научных проблем, связанных с выбором рациональной структуры сетей, управлением режимами, в том числе по активной и реактивной мощности, обеспечением необходимых запасов статической и динамической устойчивости

Одной из сложных проблем является организация параллельной работы сетей 110, 330 и 750 кВ, обеспечивающая рациональное распределение потоков активной и реактивной мощности

Выполненными исследованиями показано, что оптимизация потокораспределения возможна только при применении средств продольного режимного регулирования, то есть устройств, позволяющих управлять распределением мощности по элементам сети В качестве устройств, применяемых для оптимизации потоков мощности между параллельно работающими сетями различных классов напряжения рассмотрены силовые фазорегулирующие устройства (ФРУ)

Объектом исследования является применение ФРУ для улучшения характеристик установившихся режимов электрических сетей западной части ОЭС Северо-запада, обеспечивающих электроснабжение Санкт-Петербурга В качестве фазорегулирующих устройств предполагается применение автотрансформаторов с поперечным регулированием фазы выходного напряжения и распространенных в западных энергосистемах устройств продольного включения Применение этих устройств позволяет оптимизировать загрузку наиболее мощных сетей класса 750 кВ, ограничить

опасные величины перетоков мощности по кабельным линиям 330 кВ и добиться снижения потерь

Работа выполнялась в рамках реализации программы «Создание в единой энергосистеме России гибких (управляемых) систем электропередачи переменного тока и устройств регулирования напряжения», предусмотренной приказом РАО «ЕЭС России» № 488 от 19 09 2003

Актуальной задачей является разработка математических моделей ФРУ для внедрения в основные расчетные программы, используемые для расчета установившихся режимов работы и переходных процессов при возмущениях в сети, что дает возможность исследовать показатели статической устойчивости системы при применении ФРУ с непрерывным управлением

Значительное внимание в работе уделено исследованию процессов при конечных возмущениях в ЭЭС Проанализированы законы управления ФРУ, обеспечивающие хорошее затухание послеаварийных колебаний в условиях упрощенной модели энергосистемы

Целью работы является рассмотрение влияния фазорегулирующих устройств продольного регулирования на характеристики установившихся режимов работы сложной электрической системы (на примере ОЭС Северо-запада), а также на статические и динамические свойства электрической системы Для достижения поставленной цели решены следующие задачи

1 Выполнен анализ возможных путей развития энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области с учетом планов ввода генерирующих мощностей и развития электрических сетей различных классов напряжения

2 Разработаны рекомендации по усилению системообразующих сетей 330 и 750 кВ ОЭС Северо-запада, включающих межсистемные линии электропередачи между ОЭС Северо-запада и ОЭС Центра

3 На основе расчетов и анализа установившихся режимов западной части ОЭС Северо-запада разработаны рекомендации по местам установки фазорегулирующих устройств (ФРУ), обеспечивающих рациональное распределение потоков мощности по параллельно работающим сетям 330 и 750 кВ и снижение потерь Определены зависимости перетоков мощности по основным сечениям сетей 330 - 750 кВ в зависимости от величины поперечного коэффициента трансформации фазорегулирующих устройств

4 На языке Modelica разработана методика математического моделирования переходных процессов энергосистемы простой структуры, включающей ФРУ, для анализа процессов при конечных возмущениях и демпферных свойств

5 Выполнены расчеты установившихся режимов и динамической устойчивости западной части ОЭС Северо-запада в условиях упрощенной модели и выполнены оценки запасов статической устойчивости Результаты расчетов динамической устойчивости в упрощенной схеме проверены в схеме сложной электрической системы

6 Выполнен анализ параметров и характеристик трансформаторов, позволяющих регулировать фазу выходного напряжения

7 Выполнено исследование влияния ФРУ с непрерывным управлением на показатели статической устойчивости

Научная новизна диссертационной работы

на основе расчетов и анализа установившихся режимов западной части ОЭС Северо-запада разработаны рекомендации по местам установки ФРУ, обеспечивающих рациональное распределение потоков мощности по параллельно работающим сетям 330 и 750 кВ и снижение потерь,

разработаны рекомендации по усилению системообразующих сетей 330 и 750 кВ ОЭС Северо-запада, включающих межсистемные линии электропередачи между ОЭС Северо-запада и ОЭС Центра,

на языке Modelica разработана методика математического моделирования переходных процессов энергосистемы простой структуры, включающей ФРУ, для анализа процессов при конечных возмущениях и демпферных свойств системы,

выполнены расчеты установившихся режимов и динамической устойчивости западной части ОЭС Северо-запада в условиях упрощенной модели и выполнены оценки запасов статической устойчивости,

выполнено исследование влияния ФРУ с непрерывным управлением на показатели статической устойчивости

Практическая ценность работы

Разработанные рекомендации по местам установки ФРУ западной части ОЭС Северо-запада, обеспечивающие рациональное распределение потоков мощности по параллельно работающим сетям 330 и 750 кВ и снижение потерь могут быть использованы при проектировании системообразующих сетей 330 и 750 кВ ОЭС Северо-запада, включающих межсистемные линии электропередачи между ОЭС Северо-запада и ОЭС Центра

Разработанное в ходе выполнения диссертации программное обеспечение, полученные выводы и рекомендации могут быть использованы в проектных и эксплуатационных организациях при реконструкции и проектировании электрических систем переменного тока, содержащих протяженные линии высоких классов напряжения, параллельно работающие сети различных классов напряжения, а также при выполнении исследований электромеханических процессов электрических систем и оптимизации показателей переходных процессов при авариях Разработанное программное обеспечение используется в научной работе кафедры «Электрические системы и сети» СПбГТУ при решении задач анализа и оптимизации установившихся режимов работы существующих и перспективных ЭЭС, анализа протекания аварий в энергосистемах Выработанные в процессе исследований приемы анализа и расчетные методики могут использоваться при рассмотрении перспективных вопросов установки управляемых устройств регулирования фазы в энергосистемах с BJI различных классов напряжения

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и получили одобрение на научных семинарах кафедры «Электрические системы и сети» СПбГПУ, на научно-технических конференциях «Фундаментальные исследования в технических университетах» 2006-2007 годах, на Всероссийском научном семинаре «Энергетическая безопасность России» 12 апреля 2006 года

Публикации. По результатам исследований опубликовано 7 печатных

работ

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа включает введение, четыре главы и заключение, изложенные на 135 страницах Содержит 27 рисунков, 35 таблиц, список литературы из 86 наименований

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы Определены цель исследования, решаемые для ее достижения задачи, сформулирована научная новизна и практическая ценность, представлена апробация и рекомендации по использованию результатов диссертационной работы

Первая глава посвящена анализу современного положения в объединенной энергосистеме Северо-Запада Рассмотрены проблемы и особенности развития семи энергосистем, входящих в состав объединенной энергосистемы Выполнен обзор литературы, касающейся компенсации реактивной мощности BJI, рассмотрены технико-экономические показатели различных устройств поперечной компенсации

Энергосистемы ОЭС Северо-Запада обслуживают потребителей Архангельской, Ленинградской, Мурманской, Новгородской и Псковской областей, Карельской и Коми Республик, г Санкт-Петербурга, охватывая территорию в 1256 тыс кв км с населением около 12,2 млн человек

По ОЭС Северо-Запада и отдельным энергосистемам ОЭС с 1998 в ОЭС Северо-Запада наблюдался рост электропотребления Среднегодовой прирост потребления электроэнергии с 2000 по 2006 г составил 3,1%

ОЭС Северо-Запада имеет сложную технологическую структуру состоящую из электростанций различных типов (АЭС, ГРЭС, ТЭЦ, ГЭС) суммарная установленная мощность которых практически 21 тыс МВт, длина линий электропередач напряжением только 750 - 110 кВ более 40 тыс км, а установленная трансформаторная мощность подстанций 750-110 кВ -более 54 тыс МВА Высшим напряжением в энергосистемах, входящих в состав ОЭС Северо-Запада, является 750 кВ На этом напряжении осуществляется связь Западной части ОЭС Северо-Запада с ОЭС Центра, а также выдается мощность Ленинградской АЭС

В ОЭС Севера-Запада более 105 электростанций включая две атомные станции (Ленинградская, Кольская), две крупные станции парогазового цикла

(Северо-Западаная, Калиниградская ТЭЦ-2), три крупные конденсационные электростанции (Киришская ГРЭС, Псковская ГРЭС, Печорская ГРЭС)

ОЭС Северо-запада работает параллельно с ЕЭС России, ОЭС Балтии, ОЭС Беларуси Через вставку постоянного тока на ПС 330/400 кВ Выборгская осуществляются экспортные поставки электроэнергии в Финляндию Кроме того, в Западной зоне ОЭС Северо-Запада выделяются генераторы для работы в энергосистемах Норвегии и Финляндии

Уровень потребления мощности в ОЭС Северо-Запада в ближайшие 10 лет имеет устойчивую тенденцию роста по умеренному варианту в среднем 23 % в год, по оптимистическому варианту - 5,6% до 2010 года и 3,7% после 2010 года Снижение прироста после 2010 года определяется

1 Удовлетворением существующих, но не реализованных заявок прошлых лет,

2 Эластичностью спроса, связанной с ростом цены на электроэнергию из-за повышения цен на топливо, что неизбежно приведет к развитию энергосберегающих технологий

Результаты прогнозов потребления на 2016 год по региональным энергосистемам и ОЭС Северо-Запада в целом в оптимистическом и умеренном вариантах представлены в таблице 1

Таблица 1

Прогноз потребления электроэнергии по региональным энергосистемам на 2016

год

Энергосистема Оптимистический вариант Умеренный вариант

млрд кВтч в 2016 г % за 10 лет % в год млрд кВтч в 2016 г % за 10 лет % в год

Архангельская 10,44 38 3 9,59 26,9 2,2

Карельская 13,66 58 4,2 12,65 45,1 3,4

Кольская 17,44 31 2,5 13,94 3,3 0,3

Коми 10,26 27 2,2 8,87 10,3 0,9

Ленинградская 67,51 83 5,6 57,68 56,2 4,1

Новгородская 4,87 35,4 2,8 4,67 29,9 2,4

Псковская 3,8 94 6,2 1,92

Калининградская 4,96 31,4 2,5 4,53 19,9 1,7

ОЭС Северо-Запада 132,96 58,78 4,3 113,85 35,96 2,8

С учетом предполагаемых вводов и выводов мощности ОЭС Северо-Запада величина установленной мощности объединения на 01 012010 составит 21580 МВт, что на 1850 МВт больше чем в 2006 г При этом рост потребления в ОЭС Северо-Запада в этот же период по оптимистическому варианту ожидается 3796 МВт, по умеренному - 1420 МВт

Установленная мощность, с учетом вводов и выводов мощности ОЭС Северо-Запада по состоянию на 01 01 2016 г ожидается 28692 МВт или на

8961 МВт больше чем в 2006 г При этом рост потребления в ОЭС Северо-Запада в этот же период по оптимистическому варианту ожидается 7400 МВт

Установленная мощность западной части ОЭС Северо-Запада с 2006 по 2015 годы

Рис 1

Наиболее крупные вводы генерирующих мощностей ожидаются в Ленинградской энергосистеме Изменение установленной мощности электростанций по Западной зоне ОЭС Северо-Запада представлен на рис 1

Ввод энергоблоков № 1 и № 2 на ЛАЭС-2 в 2013, 2014 годах позволит скомпенсировать рост потребления электроэнергии в конце десятилетия и подготовиться к выводу блоков Ленинградской АЭС-1

В качестве перспективных мероприятий, обеспечивающих надежное энергоснабжение региона предполагаются

- сооружение воздушно-кабельной линии 330 кВ между Ленинградская АЭС - ПС Зеленогорск - ПС Выборгская

Ввод в строй кольцевой структуры линий 750 кВ между Калининской АЭС, подстанцией Белозерская (район г Череповец), подстанцией Сясь (где предполагается сооружение ГАЭС) и подстанцией Восточная, что существенно усилит связь ОЭС Северо-Запада с ОЭС Центра,

Создание двух внутригородских кольцевых структур ВЛ 330 кВ -от ПС Западная через ПС Василеостровская на ПС Северная, замена воздушных линий 220 кВ, связывающих ПС Восточная, ПС 16, ПС 15 на кабельные линии 330 кВ, От ПС Восточная через ПС 16, ПС 15 на ПС Василеостровская и далее на ПС Северная

Завершение строительства второй цепи транзита 330 кВ Колэнерго-Карелэнерго-Ленэнерго

Ввод Юго-Западной ТЭЦ (540 МВт),

Вводы генерирующих мощностей на электростанциях ТГК-1, Строительство ПС 330 кВ Восточная-2,

Сооружение и ввод в строй ПС 330 кВ Зеленогорская, Строительство ОРУ 330 кВ Северной ТЭЦ, Выполнение перечисленных мероприятий позволит обеспечить надежность режимов системообразующей сети энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области после 2010 года в условиях роста спроса на электрическую энергию, обусловленного повышением уровня жизни населения и развитием экономики региона

Необходимо отметить, что указанные мероприятия по развитию генерирующих мощностей и электрических сетей Санкт-Петербурга приводят к появлению сложно-замкнутых кольцевых структур, объединяющих сети различных классов напряжения Это обстоятельство требует применения средств продольного регулирования, обеспечивающих близкое к оптимальному распределение потоков активной мощности Исследование указанных вопросов составляет основное содержание диссертации

Во второй главе описаны основные математические модели элементов электроэнергетической системы и приемы их реализации в различных программных средах, включая существующие программные комплексы для расчетов установившихся режимов и динамической устойчивости сложных энергосистем

Рассмотрены основные закономерности применения фазорегулирующих устройств для оптимизации режимов работы неоднородных электрических сетей Рассмотрены современные способы построения фазорегулирующих устройств с тиристорными переключателями В первом приближении сформулированы требования к параметрам и мощности устройств

Рассмотрена конструкция автотрансформатора связи типа АОДЦТН-333000/750/330 со встроенным продольным регулированием напряжения в нейтрали и отдельным последовательным регулировочным трансформатором для поперечного регулирования напряжения под нагрузкой, включаемым между общей и регулировочной обмотками автотрансформатора

При поперечном регулировании в нейтрали имеет место связанное регулирование, т е одновременное смещение по фазе векторов UBH, UCH При этом эффект поперечного регулирования, те взаимное смещение по фазе векторов UB„ и Uc„ на угол S = S¡+S2 получается благодаря тому, что один и тот же вектор Unon складывается с векторами, имеющими разные модули С учетом параметров автотрансформатора 750/330 кВ и трансформаторов поперечного регулирования (его максимальное напряжение равно 68 кВ) получаем

для номинальных значений напряжений автотрансформатора и полностью включенной регулировочной обмотке (РО)

дтм = arctg —+ arctg —= 19°40' - 8°55' = 10°45'

ЗЗО/л/З 750/V3

Для минимальных значений напряжений автотрансформатора и полностью включенной РО

8МШС = агсщ-агщ-= 22° - 9°50' =12°10\

290,5/л/3 682,5/л/з

что соответствует максимальному углу сдвига фаз

Рассмотрены схемы и приведены параметры фазорегулирующих трансформаторов проходного типа, применяемых в энергосистемах западных стран

Рассмотрены приемы математического моделирования переходных процессов синхронной машины, автоматического регулятора возбуждения и узлов нагрузки Они использованы при разработке математических моделей Главы 4, на основе которых выполнены оценки эффективности фазорегулирующих устройств с точки зрения влияния на статическую и динамическую устойчивость простейшей эквивалентной системы, а также более сложной модели ОЭС Северо-запада

В третьей главе приведены результаты расчетов установившихся режимов электропередачи при установке фазорегулирующих устройств Показано, что использование приводит к заметному улучшению распределений потоков активной мощности и, соответственно, снижению потерь Структура перспективной электрической сети иллюстрируется рис 2

Рис 2 Перспективная структура сети

Усиление энергосистемы привело к появлению сложной архитектуры сетей, характеризующейся наличием кольцевых структур и параллельной работой сетей различных классов напряжений Организация рационального распределения потоков мощности в таких сложно-замкнутых сетях представляет собой сложную задачу

Поскольку практически все кольцевые структуры рассматриваемой сети включают подстанцию 750/330/110 Восточная, то для изменения распределения потоков мощности по сечениям связанных сетей 330 и 750 кВ энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области, представленным на рисунке 3 предлагается оснастить автотрансформатор 750/ЗЗОкВ на ПС Восточная устройством регулирования фазы напряжения, позволяющим изменять величину поперечной составляющей коэффициента трансформации и тем самым влиять на перетоки мощности

Учитывая большое разнообразие электрических режимов, определяемое мощными связями с ОЭС Центра и наличием гидроаккумулирующей станции следует ориентироваться на применение устройства, способного осуществлять непрерывное изменение фазы контролируемого напряжения в соответствии с текущими структурой сети и параметрами режима

Рис 3 Перетоки мощности по ВЛ 750 кВ и КЛ 330 кВ в режиме зимнего максимума нагрузки

Сопоставление режимов показывает, что без использования продольного регулирования мощности (поперечного регулирования напряжения) не удается загрузить участок ВЛ 750 кВ между подстанциями Восточная и Ленинградская, в то время как сети 330 кВ (особенно внутригородские связи ПС Западная - ПС Порт - ПС Василеостровская - ПС 15) являются существенно перегруженными

Поворот фазы напряжения на 5,2 эл градуса (0,04 о е по отношению к ступени напряжения 330 кВ) приводит к существенному перераспределению мощностей по сетям 330 и 750 кВ поток мощности по ВЛ 750 кВ ПС Ленинградская - ПС Восточная возрастает с 90 до 500 МВт, что приводит к разгрузке на 10 - 12% всех внутригородских кабельных линий 330 кВ (Рис. 3) Кабельная линия 330 кВ ПС Василеостровская - ПС №15 разгружается на 88 МВт, что составляет 17% от величины загрузки

Изменяется направление перетока мощности в сечении ЗЗОкВ ПС Ленинградская - ПС Колпино, КирГРЭС, величина перетока изменяется на 90 МВт Существенно меняется в сторону увеличения переток по двуцепной ВЛ 750 кВ ЛАЭС - ПС Ленинградская Изменение мнимой составляющей коэффициента трансформации на 0,01 о е позволяет изменить величину передаваемой через автотрансформатор 750/330 кВ на ПС Восточная на 120 МВт

Изменение наиболее характерных режимных параметров иллюстрируется рис 3 Возрастает переток через АТ 750/330 ПС Восточная и ВЛ 750 кВ ПС Восточная - ПС Ленинградская при одновременном уменьшении потоков мощности по кабельным линиям 330 кВ Таким образом, регулирование фазы способствует возрастанию загрузки сетей 750 кВ и снижению перетоков по внутригородским сетям 330 кВ

Характер изменения всех перетоков мощности близок к линейному Тем не менее, следует отметить, что несмотря на некоторую разгрузку кабельных линий ПС Западная - ПС Порт - ПС Василеостровская - ПС 15 их нагрузка превышает допустимую Этой же особенностью отличаются и послеаварийные режимы, которые также рассмотрены в данном разделе

Близкой к оптимальной величиной поперечного коэффициента трансформации для работы в установившемся режиме зимнего максимума является 0,03-0,04 о е

Проблема предотвращения опасных перегрузок кабельных линий между ПС Западная и ПС Порт и далее ПС Василеостровская, ПС 15, которые были зафиксированы в предыдущих расчетах режимов, заставила выполнить проверку целесообразности установки дополнительного фазорегулирующего устройства на ПС Западная на кабельной линии 330 кВ, отходящей в сторону ПС Порт Поскольку речь идет о системе линий 330 кВ, то предлагаемое устройство должно быть проходного типа Мощность указанного устройства должна выбираться из соображений ограничения токовой нагрузки кабеля, то есть должна быть равной 600 - 700 МВА

Исходя из полученных результатов, характеризующих весьма высокую эффективность ФРУ с точки зрения управления режимами работы сети, был рассмотрен вариант их совместного регулирования Алгоритм управления ФРУ на ПС Западная строился исходя из необходимости ограничения перетока мощности по внутригородским кабельным линиям Это позволило проанализировать возможности ФРУ ПС Восточная с точки зрения регулирования основных режимных параметров и снижения потерь в сети Основные результаты расчетов иллюстрируются данными рис 4 Пунктирными линиями на указанных рисунках показаны зависимости перетоков мощности по элементам сети при работе ФРУ ПС Западная по описанному выше алгоритму поддержания постоянной величины активной мощности (600 МВт) по КЛ ПС Западная - ПС Порт Из зависимостей рис 4 видно, что регулировочные возможности ФРУ ПС Восточная сохраняются В то же время рис 4 иллюстрирует возможности жесткого ограничения перетоков мощности по кабельным линиям во всем диапазоне регулирования коэффициента трансформации АТ ПС Восточная

линиям при совместном регулировании двух фазорегулирующих устройств

При этом потери в сети несколько возрастают за счет разгрузки кабельных линий, обладающих малым активным сопротивлением Несмотря на это, существует возможность снижения потерь за счет регулирования ФРУ (по крайней мере, на 1,0 - 1,5 МВт)

В целом можно сделать вывод о высокой эффективности применения фазорегулирующих устройств для управления режимами сложно-замкнутых сетей и ограничения опасных перетоков мощности по сечениям Целесообразно включить вопрос об использовании ФРУ в перспективной электрической сети электроснабжения Санкт-Петербурга

Использование второго ФРУ, ограничивающего ток кабельной линии позволяет отказаться от прокладки второй цепи кабельной линии длиной 26 км, что повлечет значительную экономию средств

Четвертая глава посвящена оценке статической и динамической устойчивости в условиях эквивалентной упрощенной и полной схемы исследуемого объекта

Количество работ, посвященных исследованию режимов и устойчивости электропередач с ФРУ относительно невелико В основном ФРУ рассматривается как средство улучшения показателей установившихся режимов работы, а его возможное влияние на показатели колебательной статической устойчивости и переходные процессы при конечных возмущениях практически не рассматривались

Применение ФРУ весьма эффективно для обеспечения режимов работы сложно-замкнутых неоднородных сетей различных классов напряжения, однако представляет интерес оценка возможности привлечения ФРУ не только к оптимизации показателей установившегося режима работы, но и повышению качества протекания переходных процессов

Обычным критерием регулирования в сложно-замкнутой сети является минимум потерь мощности (с учетом ограничений по устойчивости) При привлечении ФРУ к улучшению системной динамики в качестве параметра регулирования целесообразно использовать скольжение ротора ближайшего генератора или величину отклонения частоты напряжения в одной из точек подключения ФРУ Ниже приведены результаты определения показателей устойчивости при регулировании ФРУ

Исследования по определению эффективности и особенностей работы ФРУ были выполнены в схеме электропередачи, представленной на рис 5 Принималось, что повышающий трансформатор оснащен ФРУ При этом закон регулирования ФРУ имеет следующий вид (1+РТ) Аёфру

^задан

где Т- постоянная времени фазорегулирующего устройства, с,

Ад фру - угол сдвига фазы ФРУ, рад,

Л(Ои - отклонение частоты напряжения, рад/с ,

дзадан - заданная величина сдвига в установившемся режиме,

/соагкоэффициент регулирования по отклонению частоты напряжения

В ходе исследований определялись показатели устойчивости при различных величинах постоянных времени ФРУ, коэффициентах регулирования и заколах управления возбуждением генератора.

Для рассмотренных выше условий регулирования (АРВ-ПД на генераторе и регулирование ФРУ по скольжению генератора или по отклонению частоты напряжения на зажимах генератора) была рассчитана зависимость достигаемой степени устойчивости от постоянной времени ФРУ. Полученные результаты представлены в табл. 2 и на pire, 6.

Таблица 2.

Зависимость степени устойчивости ог постоянной времени ФРУ.

1

Постоянная времени ФРУ, с

0,2 0,5 1 2

Тр, с а

0,1 -4,994

0,2 -2,498

0,5 -1,0235

1 -0,5651

2 -0,3674

5 -0,277

Рис. 6. Зависимость, степени устойчивости системы от постоянной

времени ФРУ.

Для получения приближенных оценок статической и динамической устойчивости энергосистемы, включающей Санкт-Петербург и примыкающие сети напряжением 330 и 750 кВ, были проведены предварительные оценки устойчивости в эквивалентной схеме энергообъединения, представленной на рис 7

В таблице 3 приведены корни характеристического полинома, характеризующие статическую устойчивость линеаризованной модели представленного эквивалента

Как следует из данных таблицы 3, рассматриваемая эквивалентная система обладает весьма высокими показателями устойчивости Основными факторами являются наличие мощного кольца линий 750 кВ, обусловливающие жесткие связи с ОЭС Центра, и кольцевых структур ВЛ 330 кВ

ПС

Ленинградская 3* Н11 ,

Калининская_

ПС Восточная

Ленэнерго эквивалент

Т

5

:вирскиф

гэс !

Г7 ©

ПС Петрозаводск

Кольско-Карельский эквивалент

Киришская ГРЭС

ё

i НЮ Новгород энерго эквивалент

те

I О!

Г13 ОЭС Центра

H1S Череповец

Рис 7 Эквивалентная схема энергообъединения

Указанные факторы определяют также и высокий уровень динамической устойчивости параллельной работы генераторов объединения Исследование динамической устойчивости, выполненное в программной среде Modélica, показало, что система выдерживает трехфазное короткое замыкание длительность 0,3 с практически в любой точке (кроме подстанций Кольско-карельского транзита, не представленных в данной эквивалентной схеме)

Таблица 3

Корни

характеристического полинома -1 0089 ± 13 128i -0 81361 ± 12 621 -0 72565 ± 6 14761 -0 72416+ 11 7771 -0 70171 ±0 957811 -0 5591 +0 222431 -О 54096 + 7 21041 -О 48069 ± 5 09611 -О 48004 ±5 57031 -0 43626 + 0 00314821 -О 40315 ±7 76131 -О 40063 ± 4 46761 -О 33639 -О 29956 -О 2596 -О 23957 -О 17789

Выводы

1 Рассмотрены перспективы развития энергосистемы Санкт-Петербурга на разных этапах Выделены ключевые моменты реконструкции и усиления сетей и ввода новых генерирующих мощностей Показано, что в ходе развития сетей образуется несколько кольцевых структур линий 330 кВ, в том числе кабельных Необходимо отметить большую техническую целесообразность сооружения воздушно-кабельной линии через Финский залив Однако, параллельная работа связанных сетей напряжений 330 и 750 кВ характеризуется неравномерной загрузкой элементов и, в силу этого, повышенными потерями в сети

2 Показано, что оптимальным решением вопроса регулирования потоков мощности по неоднородным сетям является установка фазорегулирующего автотрансформатора на подстанции «Восточная», связывающей разветвленные сети 330 кВ с линиями 750 кВ Регулирование фазы напряжения обеспечивает равномерную загрузку систем линий электропередачи различных классов напряжения и снижение потерь мощности

3 Принятая к реализации структура сети линий 330 кВ обусловливает в ряде режимов перегрузку внутригородских кабельных линий Это требует установки второго фазорегулирующего устройства на ПС «Западная» Использование второго ФРУ позволяет ограничить токовые

перегрузки линий и отказаться от прокладки второй цепи кабельной линии класса 330 кВ

4 Использование фазорегулирующих устройств позволяет снизить потери в сети в среднем на 1,5 - 2 МВт

5 Выполнено исследование эффективности использования фазорегулирующего устройства для демпфирования колебаний в условиях простейшей электрической системы Показано, что привлечение ФРУ с непрерывным регулированием эффективно только в условиях применения на генераторах АРВ пропорционального действия Показано, что АРВ-СД обладает значительно большими возможностями в части обеспечения демпфирования колебаний

6 Исследование устойчивости, выполненное для эквивалентной схемы части ОЭС Северо-запада, примыкающей к Санкт-Петербургу, показало, что рассматриваемая энергосистема обладает значительными запасами колебательной статической и динамической устойчивости, что подтверждает правильность выбранных проектных решений

7 В целом можно сделать вывод о высокой эффективности применения фазорегулирующих устройств для управления режимами сложно-замкнутых сетей и ограничения опасных перетоков мощности по сечениям Целесообразно включить вопрос об использовании ФРУ в перспективной электрической сети электроснабжения Санкт-Петербурга

Основные положения диссертации отражены в публикациях:

1 Беляев А Н, Смоловик С В, Фролов О В «Обоснование необходимости применения устройств управляемой поперечной компенсации для транзитных электропередач класса 330 - 500 кВ»// Материалы Всероссийского научного семинара «Энергетическая безопасность России» 12 апреля 2006 года, Санкт-Петербург - СПб Изд-во Политехи Ун-та, 2006г с 100- 105

2 Смоловик С В , Фролов О В «Современные требования системы оперативно-диспетчерского управления к персоналу и возможности СПбГПУ по его подготовке» // Материалы Всероссийского научного семинара «Энергетическая безопасность России» 12 апреля 2006 года, Санкт-Петербург -СПб Изд-во Политехи Ун-та, 2006г с 105-108

3 Смоловик С В, Фролов О В «Научные задачи, связанные с развитием энергосистемы Санк-Петербурга и Ленинградской области» // Научно-технические ведомости СПбГПУ, № 5-1 (47), 2006 с 65-68

4 Фролов О В «Применение фазорегулирующих устройств в ОЭС Северо-запада» // Материалы XI Всероссийской конференции по проблемам науки и высшей школы «Фундаментальные исследования в технических университетах» 18-19 мая 2007г - Издательство СПбГПУ - Санкт-Петербург 2007г - с 463-464

5 Фролов О В «Направления развития деятельности системного оператора как инфраструктуры института конкурентного рынка электроэнергии» // Труды 7 Международной научно-практической конференции «Экономика, экология и общество России в 21-м столетии», СПб, 2005 с 586-590

6 Фролов О В «Задачи диспетчерского управления в области поддержки торговых процедур и сопровождения конкурентного рынка электроэнергии» // Труды IX Международной научно-практической конференции «Системный анализ и управление» СПб 2005 с 261-264

7 Фролов О В «Оперативно-диспетчерское (технологическое) управление в электроэнергетике на уровне региональных энергосистем в условиях функционирования оптового и розничных конкурентных рынков электроэнергии» // Труды 4 Международной научно-практической конференции «Экономика, экология и общество России в 21-м столетии» СПб 2002 с 74-80

Лицензия ЛР №020593 от 07 08 97

Подписано в печать 18 04 2007 Формат 60x84/16 Печать цифровая Уел печ л 1,0 Тираж 100 Заказ 1629Ь

Отпечатано с готового оригинал-макета, предоставленного автором, в Цифровом типографском центре Издательства Политехнического университета 195251, Санкт-Петербург, Политехническая ул, 29 Тел 550-40-14 Тел/факс 297-57-76

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. Развитие энергосистемы Северо-Запада России.

1.1 Текущее состояние объединенной энергосистемы Северо-Запада.

1.2. Прогноз потребления электроэнергии.

1.3. Развитие генерирующих мощностей

1.4. Развитие схем выдачи мощности электростанций.

1.5. Развитие системообразующей сети Западной зоны ОЭС Северо-Запада.27 1.6 . Обзор средст продольного регулирования в электрических системах.

1.6.1. Гибкие электропередачи переменного тока.

1.6.2. Продольная емкостная компенсация.

1.6.3. Регуляторы фазового угла.

1.7. Задачи диссертации

ГЛАВА 2. Математическое моделирование элементов электрической системы.

2.1. Описание автотрансформатора с продольно-поперечным регулированием.

2.2.1. Специфика применения продольно-поперечного регулирования на

ЛАЭС.

2.2 Фазорегулирующий (проходной) трансформатор последовательного включения.

2.3. Управление потоком мощности с помощью регулятора фазового угла.

2.4. Управление потоками активной и реактивной мощности в замкнутых контурах.

2.5. Улучшение динамической устойчивости системы с помощью регуляторов фазового угла.

2.6. Возможности применения тиристорных переключателей ответвлений с дискретным управлением.

2.7. Соображения о номинальной мощности вентилей тиристорного переключателя ответвлений.

2.8. Математические модели для расчета динамических процессов в электрической системе.

2.8.1. Математическое моделирование переходных процессов синхронного щ генератора.

2.8.2. Математическое моделирование автоматического регулятора возбуждения сильного действия.

2.8.3. Математическое моделирование переходных процессов нагрузки.

2.9. Выводы по Главе 2.

ГЛАВА 3. Анализ и оптимизация режимов работы энергосистемы на основе применения фазорегулирующих устройств.

3.1. Анализ эффективности применения ФРУ.

3.2. Оценка эффективности ФРУ в послеаварийных режимах работы энергосистемы.

3.3. Применение двух разнотипных ФРУ для оптимизации режимов и предотвращения перегрузок.

3.3.1. Регулирование ФРУ на ПС Западная.

3.3.2. Вариант совместного регулирования фазорегулирующих устройств

3.4. Выводы по Главе 3.

ГЛАВА 4. Оценка эффективности применения ФРУ для повышения статической и динамической устойчивости системы.

4.1. Исследование эффективности применения ФРУ в электропередаче простейшей структуры.

4.2. Исследование переходных процессов при конечных возмущениях.

4.3. Исследование устойчивости в эквивалентной схеме западной части ОЭС Северо-запада.

4.4. Результаты расчетов переходных процессов в полной схеме энергообъединения.

4.5. Выводы по Главе 4.

Энергосистема Санкт-Петербурга и прилегающего региона развивается в условиях быстро растущего спроса на электрическую энергию и определенного отставания ввода новых генерирующих мощностей. Так, максимум потребления электроэнергии 6879 МВт был зарегистрирован 23 января 2006 года. Основной причиной увеличения спроса были устойчивые пониженные температуры. Указанная величина потребления на 439 МВт (6.8 %) выше максимума потребления 2005 года, на 544 МВт (8.6 %) выше максимума потребления в период до 1990 года и, что весьма характерно, на 33% выше максимального потребления в 1998 году.

Следует отметить, что для покрытия максимумов потребления были * задействованы все располагаемые резервы электростанций. Режимы электрической сети в период осеннее-зимнего максимума (ОЗМ) можно характеризовать как напряженные, перегрузка оборудования предотвращалась проведением специальных мероприятий (например, переводом потребителей на электроснабжение от менее загруженных центров питания и др.). В условиях повышенного спроса загрузка основных трансформаторных мощностей находилась в интервале между 85 и 100%. Приблизительно 20% высоковольтных линий электропередачи в этот период были нагружены на 90 - 95%.

Дефицит электроэнергии покрывался передачей электроэнергии из ОЭС Центра.

Таким образом, рассмотренный напряженный период работы ф энергосистемы характеризовался

- полным использованием резервов генерирующих мощностей;

- полное использованием пропускной способности межсистемных транзитов;

- величинами потоков мощности по системообразующей сети и автотрансформаторным связям 750, 330, 220, 110 кВ достигающими номинальных значений;

- необходимостью ограничения потребителей в ряде районов в период экстремально низких температур;

Необходимо отметить, что в период экстремально низких температур оборудование электростанций и электрических сетей отработало без сбоев.

Предварительные прогнозы роста спроса на электрическую энергию показывают, что темпы роста потребления в период 2005 - 2010 гг. могут составить от 330 - 350 МВт в год при реализации умеренного сценария развития и 450 - 550 МВт в год при реализации оптимистического варианта развития экономики и коммунально-бытового сектора. Следует отметить, что в связи с быстрым развитием систем кондиционирования и ростом числа бытовых кондиционеров энергосистема может столкнуться с увеличением спроса на электрическую энергию в летние месяцы и появлением группы потребителей с крайне неблагоприятными с точки зрения устойчивости характеристиками. В связи со сказанным представляется важным выполнение исследовательских работ, связанных с изучением устойчивости системы по напряжению.

Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Санкт-Петербурга Правительством Санкт-Петербурга совместно с РАО ЕЭС России разработан план мероприятий, предусматривающий вводы новых генерирующих мощностей, интенсивное сетевое строительство и сооружение значительного количества новых подстанций 330 и 110 кВ. В рамках этих решений предусматривается строительство второй очереди Ленинградской атомной электростанции и значительное усиление сетей 330 и 750 кВ, существенно влияющих на надежность электроснабжения западной части Северо-западного региона.

Указанные масштабные задачи ставят целый ряд научных проблем, связанных с выбором рациональной структуры сетей, управлением режимами, в том числе по реактивной мощности, обеспечением необходимых запасов статической и динамической устойчивости.

4 Одной из самых острых системных проблем является нарастание противоречий между недостаточным регулировочным диапазоном генерирующих мощностей и неравномерным характером потребления электроэнергии. ЕЭС России имеет острый дефицит мобильных генерирующих мощностей и, соответственно, высокоманевренных электростанций. Обеспечение системной надежности и энергетической безопасности становится невозможным без решения этой проблемы.

В настоящее время годовой, недельный и суточный графики электропотребления отличаются достаточной неравномерностью во времени (коэффициенты неравномерности 0,63; 0,77 и 0,83 соответственно). В 2003-2006 гг. сложилась тенденция к возрастанию неравномерностей электропотребления, обострилась проблема обеспечения объемной и структурной сбалансированности производства и потребления электроэнергии.

Покрытие неравномерных потребностей в электроэнергии осуществляется преимущественно за счет регулирования нагрузки генерирующего оборудования электростанций и перетоков электроэнергии между энергосистемами в масштабах ЕЭС России.

Наибольшие трудности в покрытии неравномерных потребностей в электроэнергии возникают в осенне-зимнее время, когда потребление электроэнергии максимально и максимальна суточная неравномерность электропотребления. В этот период требуется наибольшее использование регулирующих возможностей генерирующего оборудования, что приводит к

• вынужденной необходимости работы оборудования электростанций в максимально неэкономичном режиме.

Для регулирования неравномерности недельного графика электропотребления ЕЭС России и в виду недостатка маневренных мощностей на выходные дни вынужденно останавливаются до 15 энергоблоков установленной мощностью до 4000 МВт, а работающие разгружаются до технологического минимума. Это негативно сказывается на ресурсе и экономичности оборудования, а также существенно ограничивает возможности Системного оператора (ОАО "СО-ЦЦУ ЕЭС") по оптимизации энергетических режимов и компенсации реактивной мощности. Особенно актуальной и наиболее сложной становится проблема обеспечения сбалансированности суточного графика электропотребления.

Мировой энергетический опыт показывает, что эффективным решением этих проблем является сооружение высокоманевренных гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС). ГАЭС технологически отличаются от всех других типов электростанций максимальным регулировочным диапазоном и максимальным быстродействием. Только ГАЭС способны работать как в пиковой зоне, так и в зоне ночного провала суточного графика нагрузок. Быстродействие ГАЭС позволяет активно использовать оборудование станции в качестве резерва быстрого аварийного ввода. Время набора гидроагрегатом полной нагрузки от состояния покоя составляет всего 20-120 секунд, в насосном режиме - 6-9 минут. Собственные сооружения и оборудование ГАЭС просты, надежны и долговечны.

В целях обеспечения энергетической безопасности России и системной надежности ОЭС Северо-Запада, а также Единой энергетической системы страны признано целесообразным строительство Ленинградской ГАЭС на реке Шапше установленной мощностью 1560 МВт в турбинном режиме и 1760 в насосном режиме. Выдачу мощности ГАЭС рекомендуется осуществлять на напряжении 330 кВ и 750 кВ. Присоединение Ленинградской ГАЭС к энергосистеме предполагается осуществить заходом существующей ВЛ 330 кВ ПС Сясь - ПС Петрозаводск и предусмотренной к строительству второй цепи. Выдачу мощности на напряжение 750 кВ рекомендуется осуществить путем строительства ВЛ 750 кВ

ПС Ленинградская - ПС Восточная - Ленинградская ГАЭС - ПС Белозерская (Череповец).

Предполагается строительство ОРУ 750 кВ на ПС Восточная с установкой автотрансформатора 750/330 кВ, 1000 МВА для надежного электроснабжения быстроразвивающихся промышленных предприятий и жилой застройки в восточной части города и прилегающих областных районов. Однако при указанном усилении сети возникает проблема организация параллельной работы сетей 110, 330 и 750 кВ, обеспечивающая рациональное распределение потоков активной и реактивной мощности.

Выполненными исследованиями показано, что оптимизация потокораспределения возможна только при применении средств продольного режимного регулирования, то есть устройств, позволяющих управлять распределением активной мощности по элементам сети. Для оптимизации распределения потов мощности между параллельно работающими сетями различных классов напряжения в наибольшей степени подходят силовые фазорегулирующие устройства (ФРУ). К настоящему времени наиболее освоенным типом фазорегулирующих устройств в России являются автотрансформаторы с поперечным регулирование напряжения [37, 51]. За счет наличия дополнительного трансформатора (так называемого возбуждающего) имеется возможность введения дополнительной поперечной составляющей напряжения, то есть регулируемого изменения фазы одного из напряжений трансформатора. Сдвиг фазы реализуется за счет разности коэффициентов трансформации.

В зарубежной практике достаточно широкое распространении нашли продольные (проходные) трансформаторы, обеспечивающие введение дополнительной поперечной составляющей напряжения, дающую возможность изменять фазу напряжения в пределах ± 25 электрических градусов. Достигнутые на сегодня мощности проходных фазорегулирующих трансформаторов в среднем составляет 450 - 660 МВА [83, 86], но достигают мощностей 1630 МВА [67].

Следует отметить, что в использовавшихся ранее конструкциях переключение соответствующих ответвлений обмоток осуществлялось механическими переключателями, что обусловливало низкую надежность всего устройства в целом. Эксплуатационные службы, как правило, определяли близкое к оптимальному положение переключательного устройства, после чего выводили его из работы. Так, например, обстоит дело на ЛАЭС.

Благодаря усовершенствованиям аппаратуры на основе силовой электроники появились предложения по конструкциям фазорегулирующих трансформаторов или фазорегулирующих устройств (ФРУ) без механических контактных переключателей на основе тиристоров [64, 65, 66]. Динамические характеристики таких ФРУ допускают весьма быстрое изменение регулируемого параметра, позволяющее корректировать протекание переходных процессов, вызванных конечными возмущениями [54,56, 65, 78]. Однако на практике такие устройства до сих пор не реализованы.

Следует отметить, что интерес к возможностям изменения под нагрузкой продольного (для управлением величиной напряжения и реактивной мощности) и поперечного (для воздействия на потоки активной мощности) коэффициентов трансформации силовых трансформаторов возник еще в середине 30-х годов прошлого столетия на первых этапах формирования объединенных электрических систем [51, 79]. Так, в работе известного советского ученого В.Г. Холмского, выпущенной в 1950 г. приведены ссылки на работы 30-х годов. Теория вопроса активно развивалась киевской научной школой и получила продолжение в трудах научной школы Новосибирского электротехнического института (ныне технический университет), возглавлявшейся профессором В.М. Чебаном [53 - 59]. В зарубежной практике большое количество работ появилось в середине-конце 70-х годов прошлого века, когда вопрос о реальном управлении потокораспределением в сложно-замкнутых сетях встал на повестку дня [64, 65, 66, 78, 79, 86]. Трансформаторы с управлением фазой напряжения (как правило, это проходные трансформаторы последовательного включения) достаточно широко распространены в Западной Европе и США и не случайно на сессии СИГРЭ 2006 года появилась отдельная секция, посвященная фазорегулирующим трансформаторам [67, 82]. Следует отметить, что все применяемые в настоящее время трансформаторы указанного типа имеют механические переключатели ответвлений, хотя имеется достаточное количество теоретических работ по применению тиристорных плавно регулируемых быстродействующих систем [64, 75, 79, 84]. Благодаря развитию систем силовой электроники в последнее время активно обсуждается вопрос о замене трансформатора с переключающимися ответвлениями на управляемый инвертор, питающийся от вспомогательного трансформатора, который обеспечивает введение необходимой величины напряжения, сдвинутого на заданный угол по отношению к основному. Указанное устройство получило название «обобщенный регулятор перетока» (Unified Power Flow Controller в английской терминологии) [65, 71, 75, 76, 79, 80]. К настоящему моменту одно такое устройство реализовано в США [79].

Объектом исследования данной работы является применение ФРУ для улучшения характеристик установившихся режимов электрических сетей западной части ОЭС Северо-запада, обеспечивающих электроснабжение Санкт-Петербурга. В качестве фазорегулирующих устройств предполагается применение автотрансформаторов с поперечным регулированием фазы выходного напряжения и трансформатора последовательного включения. Применение этих устройств позволяет оптимизировать загрузку наиболее мощных сетей класса 330 и 750 кВ и добиться снижения потерь. Для снижения возможных перегрузок элементов сети предполагается установка проходного ФРУ на одной из подстанций.

Научная новизна диссертационной работы заключается в следующем: - на основе расчетов и анализа установившихся режимов западной части

ОЭС Северо-запада разработаны рекомендации по местам установки

ФРУ, обеспечивающих рациональное распределение потоков мощности по параллельно работающим сетям 330 и 750 кВ и снижение потерь;

- разработаны рекомендации по усилению системообразующих сетей 330 и 750 кВ ОЭС Северо-запада, включающих межсистемные линии электропередачи между ОЭС Северо-запада и ОЭС Центра;

- на языке Modelica разработана методика математического моделирования переходных процессов энергосистемы простой структуры, включающей ФРУ, для анализа процессов при конечных возмущениях и демпферных свойств;

- выполнены расчеты установившихся режимов и динамической устойчивости западной части ОЭС Северо-запада в условиях упрощенной модели и выполнены оценки запасов статической устойчивости;

- выполнено исследование влияния ФРУ с непрерывным управлением на показатели статической устойчивости.

Следует указать, что в отечественной энергетике был реализован ряд проектов, включающих фазорегулирующие устройства. Одно из них находится на Ленинградской атомной станции и предназначено для оптимизации распределения потоков активной мощности по сетям 330 и 750 кВ. Однако, из-за низкой надежности устройств механического переключения контактов это устройство работает в режиме сезонного регулирования. При выполнении данной работы автор не ориентировался на использование какой-либо конкретной системы регулирования, имея в виду получение методических результатов и общее понимание проблемы рационального управления потоками активной мощности.

В результате выполнения работы удалось обосновать место установки ФРУ, определить требования к глубине регулирования и оценить возможное влияние регулирования на ограничение перегрузок и снижение потерь в сети.

4.5. Выводы по Главе 4.

1. Выполнено исследование эффективности использования фазорегулирующего устройства для демпфирования колебаний в условиях простейшей электрической системы. Показано, что привлечение ФРУ с непрерывным регулированием эффективно только в условиях применения на генераторах АРВ пропорционального действия. Показано, что АРВ-СД обладает значительно большими возможностями в части обеспечения демпфирования колебаний.

2. Исследование устойчивости, выполненное для эквивалентной схемы части ОЭС Северо-запада, примыкающей к Санкт-Петербургу, показало, что рассматриваемая энергосистема обладает значительными запасами колебательной статической и динамической устойчивости, что подтверждает правильность выбранных проектных решений.

3. В условиях сложной электрической системы фазорегулирующее устройство имеет высокую эффективность с точки зрения ограничения опасных перегрузок элементов сети и оптимизации потокораспределения в нормальных и пославарийных режимах. Для решения вопроса о применении быстродействующих ФРУ для повышения динамической устойчивости и демпфирования послеаварийных качаний необходимо проведение исследований по координации настроек и согласованию законов управления ФРУ и других автоматических регуляторов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Рассмотрены перспективы развития энергосистемы Санкт-Петербурга на разных этапах. Выделены ключевые моменты реконструкции и усиления сетей и ввода новых генерирующих мощностей. Показано, что в ходе развития сетей образуется несколько кольцевых структур линий 330 кВ, в том числе кабельных. Необходимо отметить большую техническую целесообразность сооружения воздушно-кабельной линии через Финский залив. Однако, параллельная работа связанных сетей напряжений 330 и 750 кВ характеризуется неравномерной загрузкой элементов и, в силу этого, повышенными потерями в сети.

2. Показано, что оптимальным решением вопроса регулирования потоков мощности по неоднородным сетям является установка фазорегулирующего автотрансформатора на подстанции «Восточная», связывающей разветвленные сети 330 кВ с линиями 750 кВ. Регулирование фазы напряжения обеспечивает равномерную загрузку систем линий электропередачи различных классов напряжения и снижение потерь мощности.

3. Принятая к реализации структура сети линий 330 кВ обусловливает в ряде режимов перегрузку внутригородских кабельных линий. Это требует установки второго фазорегулирующего устройства на ПС «Западная». Использование второго ФРУ позволяет ограничить токовые перегрузки линий и отказаться от прокладки второй цепи кабельной линии класса 330 кВ.

4. Использование фазорегулирующих устройств позволяет снизить потери в сети в среднем на 1,5 - 2 МВт.

5. Выполнено исследование эффективности использования фазорегулирующего устройства для демпфирования колебаний в условиях простейшей электрической системы. Показано, что привлечение ФРУ с непрерывным регулированием эффективно только в условиях применения на генераторах АРВ пропорционального действия. Показано, что АРВ-СД обладает значительно большими возможностями в части обеспечения демпфирования колебаний.

6. Исследование устойчивости, выполненное для эквивалентной схемы части ОЭС Северо-запада, примыкающей к Санкт-Петербургу, показало, что рассматриваемая энергосистема обладает значительными запасами колебательной статической и динамической устойчивости, что подтверждает правильность выбранных проектных решений.

7. В целом можно сделать вывод о высокой эффективности применения фазорегулирующих устройств для управления режимами сложно-замкнутых сетей и ограничения опасных перетоков мощности по сечениям. Целесообразно включить вопрос об использовании ФРУ в перспективной электрической сети электроснабжения Санкт-Петербурга.

1. Александров Г.Н. Быстродействующий управляемый реактор трансформаторного типа 420 кВ, 50 Мвар пущен в эксплуатацию // Электричество, 2002 №3. С.64-66.

2. Александров Г.Н. Передача электрической энергии переменным током. -М.: Изд-во "Знак", 1998. 278 с.

3. Александров Г.Н., Горелов А.В., Ершевич В.В. и др. Проектирование линий электропередачи сверхвысокого напряжения / под ред. Г.Н. Александрова. С.-Петербург: Энергоатомиздат, 1993, 560 с.

4. Александров Г.Н., Евдокунин Г.А., Лисочкина Т.В., Подпоркин Г.В., Селезнев Ю.Г. Новые средства передачи электрической энергии в электрических системах / Под ред. Г.Н. Александрова Л.: ЛГУ, 1987, 230с

5. Александров Г.Н., Альбертинский Б.И., Шкуропат И.А. Принципы работы управляемого шунтирующего реактора трансформаторного типа. Электротехника, 1995, №11.

6. Александров Г.Н., Евдокунин Г.А., Подпоркин Г.В. Параметры воздушных линий электропередачи компактных конструкций. // Электричество, 1982, N 4, с. 3-7.

7. Андерсон П., Фуад А. Управление энергосистемами и устойчивость: / Пер. с англ. под ред. Я.Н. Луганского. -М.: Энергия, 1980. 568 е., ил.

8. Баринов В.А., Литвиненко Е.А. Определение установившихся режимов и статической устойчивости сложных электроэнергетических систем // Методы и программное обеспечение для расчетов колебательной устойчивости энергосистем (ФЭО). СПб., 1992. - с. 18-29.

9. Баринов В.А., Совалов С.А. Анализ статической устойчивости электроэнергетических систем по собственным значениям матриц // Электричество.-1983.-№ 2.-е. 8-15.

10. Бортник И.М., Буряк С.Ф., Олынвинг М.В., Таратута И.П. Статические тиристорные компенсаторы энергосистем и сетей электроснабжения. -Электричество. -1998. № 2, с. 13-19.

11. Брянцев A.M., Долгополов А.Г., Евдокунин Г.А. и др. Управляемые подмагничиванием шунтирующие реакторы для сети 35-500 кВ. Электротехника, 2003, №1.

12. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах: Учебник для электроэнергетич. спец. вузов. Изд. 4-е. М.: Высшая школа, 1985 - 536 с.

13. Веников В.А. Проблемы планирования развития и эксплуатации энергосистем. -М.: Энергия, 1978. 142 с.

14. Веников В.А., Литкенс И.В. Математические основы автоматического управления режимами электросистем.-М.: Высшая школа, 1964.-202 с.

15. Горев А.А. Переходные процессы синхронной машины.-М., Л.: Госэнергоиздат, 1950.- 551 с.

16. Ершевич В.В. Первый формальный шаг по пути создания Единой электроэнергетической системы мира. Электричество, 1992, № 1. (Е8)

17. Жданов П.С. Вопросы устойчивости электрических систем, М.: Энергия, 1979.-445 с.

18. Ивакин В.Н., Сысоева Н.Г., Худяков В.В. Электропередачи и вставки постоянного тока и статические тиристрорные компенсаторы / Под ред. В.В. Худякова. М.: Энергоатомиздат, 1993.

19. Ивакин В.Н., Ковалев В.Д., Худяков В.В. Гибкие электропередачи переменного тока. //Электротехника. 1996, N 8.

20. Ивакин В.Н., Ковалев В.Д. Перспективы применения силовой преобразовательной техники в электроэнергетике. Электричество, 2001г., №9.

21. Кашин И.В., Смоловик С.В. Устойчивость работы протяженных электропередач переменного тока с регулируемыми устройствами поперечной компенсации. Электричество, 2001, №2.

22. Костюк О.М. О математическом описании элементов энергосистемы для решения задач статической устойчивости. Киев, 1973. - 64 с.

23. Костюк О.М. Элементы теории устойчивости энергосистем. Киев: Наукова думка, 1983. - 295 с.

24. Кочкин В.И. Управляемые статические устройства компенсации реактивной мощности для линии электропередачи. // Электричество, 2000 №9. С.13-19.

25. Кочкин В.И., Шакарян Ю.Г. Режимы работы управляемых линий электропередачи.- Электричество. 1997, N 9.

26. Кочкин В.И., Нечаев О.П. Применение статических компенсаторов реактивной мощности в электрических сетях энергосистем и предприятий. М.: Изд-во НЦ ЭНАС., 2000.

27. Левинштейн М.Л., Щербачев О.В. Статическая устойчивость электрических систем. Учебное пособие, СПб.: СПбГТУ, 1994. - 264 с.

28. Литкенс И.В., Пуго В.И. Колебательные свойства электрических систем. М.: Энергоатомиздат, 1988. - 216 с.

29. Лукашов Э.С. Вопросы устойчивости в малом дальних электропередач переменного тока.: Дис.д-ра техн. наук / ЛПИ, Л., 1971.

30. Лукашов Э.С. Уравнения малых колебаний дальних электропередач и исследование их на устойчивость. Новосибирск: Наука, сиб. отделение, 1966. - 220 с.

31. Маркович И.М. Режимы энергетических систем. М., Энергия, 1969. -351 с.

32. Макаровский С.Н., Хвощинская З.Г. Проблемы управления напряжением и реактивной мощностью в основных сетях ЕЭС России. Энергетик, 2002г., №6.

33. Максименко И.Ф. Поперечно-продольное регулирование потоков мощности в замкнутых электрических сетях 110 330 кВ // Электрические станции, 1969, № 8, с. 84-85.

34. Масленников В.А. Управление собственными динамическими свойствами крупных энергообъединений и дальних электропередач: Дис. д-ра техн. наук / СПбГТУ, СПб., 1998. - 284 с.

35. Основные положения стратегии развития электроэнергетики России до 2020 г. Этап 2. Обосновывающие материалы. ИНЭИ РАН, Москва, 2001.

36. Петров Г.Н. Электрические машины. В 3-х частях. 4.1. Введение трансформаторы. Учебник для вузов. М., «Энергия», 1974. 240 с.

37. Продольная емкостная компенсация линий электропередачи. М.,Л. ГЭИ, 1957.-48 с.

38. Рагозин А.А. Обобщенный анализ динамических свойств энергообъединений на основе структурного подхода: Дис.д-ра техн. наук / СПбГТУ. СПб., 1998.-353 с.

39. Рагозин А.А. Условия статической устойчивости дальних линий электропередачи с управляемыми шунтирующими реакторами и их физическая интерпретация. Электричество, 1997, №5.

40. Рудницкий М.Г. Элементы теории устойчивости и управления режимами энергосистем.: Учебное пособие. Свердловск, УПИ, 1984. -95 с.

41. Совалов С.А., Баринов В.А. Математическое моделирование установившихся режимов электроэнергетических систем. Электричество.- 1980. № 10, с. 11-17.

42. Совалов С.А. Противоаварийное управление в энергосистемах. М.: Энергоатомиздат, 1988. - 416 с.

43. Совалов С.А. Режимы Единой энергосистемы. М.: Энергоатомиздат, 1983.-384 с.

44. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Энергоатомиздат, Москва, 1985.

45. Статические компенсаторы реактивной мощности в электрических системах: Перевод тематического сборника Рабочей группы ИК 38 СИГРЭ / Под ред. И.И. Карташева. М.: Энергоатомиздат, 1990.

46. Суханов JI.A., Мягкова Г.П. Основные параметры отечественных генераторов. М.: Информэлектро, 1986.

47. Управление процессами электрических систем.: Тематический сборник/ под ред. Строева В.А. М., МЭИ, 1978. - 100 с.

48. Ушаков Е.И. Статическая устойчивость электрических систем. / АН СССР. Сиб. Отделение. Сибирский энергетический ин-т. Новосибирск: Наука. Сиб. Отделение, 1988. - 273 с.

49. Холмский В.Г. Применение регулируемых трпнсформаторов в электрических сетях. М., Госэнергоиздат, 1950, 152 с.

50. Холмский В.Г. Расчет и оптимизация режимов электрических сетей. М., «Высшая школа», 1975. 280 с.

51. Чебан В.М., Смирнова С.Н., Манусов В.З. Исследование поперечного регулирования напряжения для повышения экономичности и надежности электрических систем // Сб. 2 науч. сессии ВУЗов Зап. Сибири. 1966. - Вып.5. - С. 27 - 34.

52. Чебан В.М. Некоторые вопросы фазового управления режимами электрических систем // Электричество. 1974. - № 10. - С. 1-4.

53. Чебан В.М., Манусов В.З. Оптимизация перетоков мощности по параллельным линиям разного напряжения // Материалы Всесоюз. симпоз. «Применение методов мат. моделирования в энергетике / СЭИ АН СССР. Иркутск, 1966. - С. 37 - 49.

54. Чебан В.М., Денисов В.В., Фишов А.Г. Регулирование фазы напряжения на передаче переменного тока с помощью управляемых реакторов // Ферромагнитные устройства в энергетических системах / ЭНИН им. Г.М. Кржижановского. -М., 1985. С. 110-123.

55. Чебан В.М., Кижнер С.И, Сухов А.И. Управление потокораспределением в неоднородной сети // Труды Ленинградского политехи, ин-та. №357: Электроэнергетика. -1977. - С. 7 - 11.

56. Щедрин Н.Н. Упрощение электрических систем при моделировании. -М-Л.: Энергия, 1966. 159 с.

57. Щербачев О.В. Режимы и оборудование электрических систем. Л., ЛПИ, 1980.-113 с.

58. Юрганов А.А. Динамические свойства и устойчивость мощных турбогенераторов АЭС с сильным регулированием возбуждения: Автореф. дис.докт. техн. наук. Л., 1990. - 46 с.

59. Anderson P.M., Fouad A.A. Power system control and stability. Ames, Iowa, 1977,p.569.

60. Baker, R., et al., "Control Algorithm for a Static Phase Shifting Transformer to EnhanceTransient and Dynamic Stability," IEEE PAS, vol. 101, no. 9, September 1982.

61. E.M.Carlini, G.Manduzio, D.Bonmann Power Flow Control on the Italian network by means of phase-shifting transformers //CIGRE session Paper A2 -206, 2006

62. De Mello F.P., Nolan P.J., Laskowski T.F., Undrill J.M. Coordinated Application of Stabilizers In MultiMachine Power Systems // IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems. Vol. PAS-99, № 3. May 1980.-pp. 892-901.

63. Edris A. FACTS Technology Development: An Update. // IEEE Power Engineering, March 2000,

64. Ghosh A., Ledwich G., Malik O.P., Hope G.S. Power System Stabilizer Based on a Adaptive Control Technique // IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-103, № 8. August 1984. pp. 1983-1989.

65. Gigioli R., Paris L., Zini C. et al. Reactive power balance optimization to improve the energy transfer through A.C. system over long distance. // Session CIGRE, 1988,28th August 3rd September.

66. Gu W., Bollinger K.E. A Self-Tuning Power System Stabilizer for Wide Range Synchronous Generation // IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 4, № 3, August 1989. pp. 1191-1199.

67. Gyugyi L. Solid-State Control of Electric Power in AC Transmission Systems. / International Symposium on "Electric Energy Conversion in Power Systems". Invited paper, № T-IP. 4, Capri, Italy, 1989.

68. Gyugyi L. et al. Unified Power Flow Controller: A New Approach to Power Transmission Control. // IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 10, № 2, April 1995.

69. Hingorani, N. G., "Power Electronics in AC Transmission Systems," C1GRE Special Report PI-02, Paris Session, 1996.

70. Hingorani, N. G., "Flexible AC Transmission," IEEE Spectrum, vol. 30, no. 4, April 1993.

71. Hingorani N. G., Gyugui L. "Understanding FACTS", IEEE, 2004,494 c.

72. Hingorani N.G. High Power Electronics and Flexible AC Transmission System. // IEEE Transactions on Power Systems, July 1988. pp. 3-4.

73. Hiskens I.A., Davy R.J. A Technique for Exploring the Power Flow Solution Space Boundary. // Proc. of the International Symposium on Electric Power Engineering Stockholm Power Tech: Power Systems, Stockholm, Sweden, 18-22 June, 1995, pp. 478-483.

74. P. Hurlet, J-C. Riboud, J. Margoloff, A. Tanguy French experience in phase-shifting transformers // CIGRE session Paper A2 204, 2006.

75. W.L. Kling , D.A.M. Klaar et al. Phase shifting transformers installed in the Netherlands in order to increase available international transmission capacity// CIGRE Session 2004, Paper C2 207

76. Mathur, R. M., and Basati, R. S., "A Thyristor-Controlled Static Phase Shifter for AC Power Transmission," IEEE PAS, vol. 100, no. 5, May 1981.

77. G.Reed, J.Paserba, P.Salavantis. The FACTS on Resolving Transmission Gridlock. IEEE P&E № 2, vol.1, spt./oct. 2003.

78. W. Seitlinger, Phase Shifting Transformers Discussion of Specific Characteristics, CIGRE Session 1998, Paper 12-306