автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Разработка и развитие принципов противоаварийного управления распределительными сетями мегаполиса

На правах рукописи

4856973

Илюшин Павел Владимирович

РАЗРАБОТКА И РАЗВИТИЕ ПРИНЦИПОВ ПРОТИВОАВАРИЙНОГО УПРАВЛЕНИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫМИ СЕТЯМИ МЕГАПОЛИСА

Специальность 05.14.02 -«Электрические станции и электроэнергетические системы»

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени^ ^ 0 ^ у 2 О "И кандидата технических наук

4856973

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Научно-технически центр электроэнергетики», г. Москва.

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Шакарян Юрий Гевондович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Шунтов Андрей Вячеславович

доктор технических наук, профессор Назарычев Александр Николаевич

Ведущая организация: Открытое акционерное общество

«Московская объединенная электросетевая компания» (ОАО «МОЭСК»).

Защита состоится «25» октября 2011 года в 14 часов _00._ мин. и заседании диссертационного совета Д 512.002.01 при Открытом акционерно обществе «Научно-технический центр электроэнергетики» по адресу: 11520 Москва, Каширское шоссе, д. 22, корп. 3.

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печать: организации, просим направлять на имя ученого секретаря диссертационног совета Д 512.002.01 по адресу: 115201, Москва, Каширское шоссе, д. 22, корп. 2 ОАО «НТЦ электроэнергетики».

С диссертационной работой можно ознакомиться в библиотеке и на сай-ОАО «НТЦ электроэнергетики».

Автореферат разослан « » 2011 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 512.002.01, доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Для обеспечения современных требований к надежности электроэнергетики, как одного из важнейших элементов хозяйственной деятельности государства, требуется, в частности, повышение надежности работы распределительных сетей.

Рост энергопотребления при ограниченных возможностях развития электрических сетей создает предпосылки крупных аварий, нарушающих работу распределительных сетей на больших территориях (Московская и соседние области к югу от Москвы 25 мая 2005 г., Санкт-Петербург 20 августа 2010 г., Нью-Йорк 13-14 июля 1977 г., восток США и Канады 14 августа 2003 г. и др.).

В последние годы в целях обеспечения надежности в электроэнергетике принят ряд постановлений Правительства РФ, нормативно-правовых актов и процедур, способствующих решению задач по обеспечению надежности, в том числе:

• постановление Правительства РФ от 25.08.2008 № 637 «Об организации деятельности Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (Федерального штаба)»;

• нормативно-правовые акты, устанавливающие порядок долгосрочного планирования развития электроэнергетики и контроля инвестиционных программ субъектов электроэнергетики (постановления Правительства РФ от 01.12.2009 № 977, от 17.10.2010 № 823 и др.);

• правила долгосрочного рынка мощности (постановления Правительства РФ от 24.02.2010 № 89 и от 13.04.2010 № 238) и рынка системных услуг (постановление Правительства РФ от 03.03.2010 № 117);

• процедура подготовки к осенне-зимнему периоду (ОЗП);

• новая 11АВ-методология тарифообразования.

Распределительные сети мегаполисов (220 кВ и ниже) отличаются от системообразующих сетей высших классов напряжения следующими свойствами:

• расстояния между узлами сети сравнительно малы;

• сети многосвязны, т.е. сеть не распадается на независимые части при отключениях нескольких связей, кроме возможной потери питания отдельных узлов;

• запасы по статической устойчивости, как правило, много больше, чем запасы по максимально допустимым (аварийно допустимым) токам;

• генераторы близки электрически как между собой, так и по отношению к нагрузкам, что обусловливает их большое взаимное влияние.

Существующие методы оценки устойчивости и надежности

электроэнергетических систем не учитывают этой специфики распределительных сетей мегаполисов, что требует проведения специальных исследований.

Проблемам режимов работы энергосистем, установившихся и перехода и противоаварийному управлению ими посвящено много работ, заложивших теоретические основы, так и решивших много актуальных практических за, Но рост нагрузки мегаполисов и соответствующее развитие болы распределительных сетей, особенно за последние десятилетия, привели к тс что стали актуальными новые задачи, не рассмотренные в научно-практичес исследованиях в недавнем прошлом.

Целью диссертационной работы является разработка новых и разви существующих принципов противоаварийного управления распределитель™ сетями мегаполисов, имеющих своей конечной целью повышение надежно работы распределительных сетей и электроснабжения потребителей.

Конкретные задачи, отвечающие этой цели, поставленные и решавшиес настоящей работе, следующие:

1) анализ, применительно к распределительным сетям мегаполш особенностей, существенных в отношении надежности и отличающих их системообразующих сетей высших классов напряжения;

2) анализ следующих основных факторов, существенно влияющих надежность и специфических для распределительных сетей мегаполисов:

• глубокое секционирование сети 110-220 кВ, выполняемое снижения токов КЗ;

• наличие значительного количества генерирующих установок ма или средней мощности, образующих «распределенную генераци играющую большую роль в обеспечении электроснабже быстрорастущей нагрузки;

3) разработка технических предложений и методических указаний расчету коэффициента запаса текущего или планируемого режима, аналогичн коэффициенту запаса статической устойчивости по активной мощно (эффективному в системообразующих сетях со слабыми сечениями), учитывающего специфику распределительных сетей и актуального для них;

4) исследование и разработка алгоритма введения реж) распределительной сети в допустимую область на основе контроля токо ветвях схемы и напряжений в ее узлах и с учетом практически реализуемь распределительной сети управляющих воздействий;

5) разработка технических решений для повышения эффективно применения мобильных ГТЭС (МГТЭС) при ликвидации аварийных перегр> сети в районе ПС Пушкино московской энергосистемы и определе требований к скорости набора мощности МГТЭС;

6) исследование и разработка технических решений, связанных применением делительной автоматики на парогазовых электростанц Городецкая и Международная, в части доработки схемы электростанции, выб коммутаций, реализующих деление, а также выбора целесообразных парамет автоматики ликвидации асинхронного режима.

Методы выполнения работы - анализ противоаварийного управления распределительной сетью московской энергосистемы (методы и средства ПА, практические эксплуатационные задачи), а также расчеты установившихся режимов и переходных процессов, которые выполнялись с помощью программ «Растр» и «Мустанг».

Научная новизна основных результатов работы

Основные научные результаты, полученные в диссертационной работе:

1. Для управления режимами распределительных сетей сформулировано понятие коэффициента запаса по приращению нагрузки (аналогичное понятию коэффициента запаса статической устойчивости, применяемого для системообразующих сетей).

Пределом утяжеления режима при определении коэффициента запаса по приращению нагрузки является достижение границы области допустимых режимов по токам в ветвях и напряжениям в узлах.

Разработаны методические указания по вычислению коэффициента запаса по приращению нагрузки с соответствующими примерами.

2. Разработан алгоритм введения режима в допустимую область (ВРДО). Алгоритм ВРДО снабжен методическими рекомендациями и примерами.

3. Выявлены области эффективного применения предложения Ф.Л. Когана разгружать генераторы по активной мощности при перегрузках сети с тем, чтобы (при сохранении ограничений по току) увеличивать выдачу реактивной мощности и повышать напряжение в узлах сети.

4. Проанализирован вопрос и сформулированы требования к быстродействию автоматики, которая после отделения электростанции от сети действием делительной автоматики (ДА) отключает необходимую часть нагрузки в выделенном районе.

Если дефицит реактивной мощности, сопровождающий дефицит активной мощности, таков, что возможна лавина напряжения, то должна предусматриваться разгрузка с максимальным быстродействием - по факту отделения от сети. Если нет оснований ожидать лавины напряжения, то задержки в срабатывании АЧР (из-за выбора низких уставок по частоте) несущественны до тех пор, пока кратковременные снижения частоты допустимы для генераторов.

Если авария инициирована близким многофазным КЗ, то вероятность возникновения лавины напряжения в промышленном узле значительно возрастает.

5. Высказано предложение допускать в распределительных сетях асинхронные режимы работы генераторов при нормативных возмущениях, если такой асинхронный режим не вызывает дополнительных нарушений устойчивости (что должно быть подтверждено соответствующими расчетами), при условии, что допустимая длительность асинхронного режима контролируется АЛАР.

Целесообразность этого обусловлена тем, что определенные виды генераторов имеют запасы динамической устойчивости значительно более

низкие, чем традиционные генераторы, и не могут сохранять динамическ; устойчивость при КЗ.

Задержка срабатывания AJIAP не должна применяться, ее асинхронный режим может вызвать дополнительные нарушен устойчивости генераторов и двигателей.

Практическая ценность работы

Исследования, проведенные в диссертационной работе, позволя]

продвинуть решение следующих проблемных вопросов повышения надежное

работы распределительных сетей:

1. Предложено создать систему централизованной ПА распределительной се' способную собирать информацию по состоянию сети, напряжениям токовым нагрузкам в ней и, на основании расчетов режимов работы се' принимать решения о снятии перегрузок, локализации и предотвращен аварии и пр. При проектировании системы ЦПА PC, а также с цел] формулирования пакета четких инструкций для оператив! технологического персонала (в частности по применению ограничен электропотребления в г. Москва и Московской области), полезна наработ сценариев возможных «сверхнормативных» аварий, приводящих нарушению питания значительной нагрузки.

2. Для обеспечения возможности работы ДА на ПГЭС Городецкая С разделения электростанции на несинхронно работающие час рекомендовано дополнить схему РУ 10 и/или 11,5 кВ выключателяг» объединяющими секции шин, связанные с различными генераторами, выполнять деление выключателями 220 кВ повышающих трансформаторов

3. Рассмотрены возможности ликвидации аварийной перегрузки сети в райо ПС Пушкино московской энергосистемы с помощью автоматическс запуска и быстрого набора мощности подключенной к сети мобильной ГТС (МГТЭС). Показаны необходимые для этого параметры пуска и набс нагрузки газотурбинных установок МГТЭС и соответствующие кратное токовой перегрузки в ЛЭП.

4. Для случаев срабатывания ДА на ПГЭС Международная обнаружена рез выраженная зависимость возможности возникновения лавины напряжения величины генераторного напряжения (т.е. от рабочего значения coscp) режиме перед делением. Место возникновения лавины напряжения нагрузка ТЭЦ-7. Обнаружены и обоснованы также трудности, к котор! приводит изолированная работа всего рассматриваемого района ПП Международная, в отношении применения АВР в местах разрывов (на I Фили, Мазилово, Сити, Никитская).

5. Проанализированы особенности газопоршневых электростанций (ГПЭ General Electric - Jenbacher, препятствующие их эффективной работе распределительных сетях при наличии связи с энергосистемой в общ случае и, особенно, после выделения участка сети на автономную рабо-Сформулированы конкретные пожелания заводам-изготовителям (в час механической прочности конструкции и выбора уставок защит генераторо

представлены рекомендации по ограничению применения таких ГПЭС, по их присоединению к распределительным сетям и применению ПА.

Реализация результатов работы

1. Основные результаты диссертационной работы в части методики расчета коэффициента запаса по приращению нагрузки распределительной сети, алгоритма ВРДО и требований к установкам распределенной генерации включены в «Концепцию интеллектуальной электроэнергетической системы с адаптивно-активной сетью (ИЭС ААС)» ОАО «НТЦ электроэнергетики» и включены в Заключительный отчет «Концепция ИЭС ААС» (2011 г.).

2. Предложение по развитию схемы ПГЭС Городецкая для обеспечения применения ДА принято ООО «ЭнергоСервисПроект» и включено в раздел проекта «Схема выдачи мощности ПГЭС Городецкая. Электротехнические решения. Расчет режимов и устойчивости прилегающей сети 220 кВ. Расчет токов КЗ. Принципиальные решения по противоаварийной автоматике».

3. Алгоритм введения режима в допустимую область (ВРДО) принят в ОАО «МОЭСК» для проведения расчетов при планировании режимов работы распределительных сетей.

4. Предложения по возможности ликвидации аварийной перегрузки сети разрабатывались совместно с ОАО «Институт «Энергосетьпроект» и были использованы в проекте автоматики ограничения перегрузки линий для транзита В Л 110 кВ Трубино - Клязьма 1, 2 с отп., Н.Подлипки - Тополь, Клязьма -Тополь с отп., Клязьма - Пушкино, Пушкино - Роса с действием на АЗГ МГТЭС Пушкино.

Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались научно-технических конференциях и семинарах, в том числе:

- Международном производственно-техническом семинаре «Современные методы проектирования, строительства и эксплуатации линий электропередачи и электрических подстанций» 24-26.11.2010 г., г. Алматы (Республика Казахстан);

- Научно-техническом семинаре «Электрические сети России - 2010», 30.1103.12.2010 г., г. Москва;

- IX Международной научно-технической конференции «Перспективы развития электроэнергетики. Энергоэффективность и энергосбережение», 2930.03.2011 г., г. Москва;

- 3-й Международной научно-технической конференции «Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем» Исследовательского комитета СИГРЭ, секции В5 «Релейная защита и автоматика», 30.05-03.06.2011 г., г. Санкт-Петербург;

- X Международной научно-технической конференции «Силовые и распределительные трансформаторы, реакторы. Системы диагностики», 2122.06.2011 г., г.Москва.

Опубликованные работы

По результатам выполненных исследований опубликовано 14 работ, в т числе: в центральных журналах, входящих в список ВАК, - 5, в техничесь отчетах ОАО «НТЦ электроэнергетики» - 4.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулирова постановки задач, решаемых в диссертации, определены цели работы, описа методы ее выполнения, а также сформулирована научная новизна и отмече практическая значимость работы.

В первой главе рассмотрены особенности концентрированн распределительных сетей 110 - 220 кВ, которые должны быть учтены, что была корректной экстраполяция нормативов устойчивости и других требован к надежности, разрабатывавшихся главным образом для системообразуюш сетей, на распределительные сети.

Многие особенности обусловлены наличием в больших распределительн сетях электростанций, имеющих среднюю и малую мощность (так называел «распределенная генерация»).

Вероятность возникновения асинхронных режимов (АР) тал электростанций высока, особенно, если в качестве приводов использую' газотурбинные установки со свободными силовыми турбинами или двигате внутреннего сгорания: анализ показал, что предельное по динамическ устойчивости генераторов время отключения КЗ, в случае многофазных 1 меньше времени ликвидации КЗ первыми ступенями защит лие электропередачи. Но одновременно с вероятностью нарушения динамическ устойчивости растет вероятность самопроизвольной ресинхронизации, bbi малых постоянных инерции.

В отличие от системообразующей сети, связывающей крупн электростанции, нарушения динамической устойчивости нескольких небольн генераторов в концентрированной распределительной сети оказыва кратковременное воздействие и при том на небольших участках сети. С дру1 стороны, отключение генераторов от AJIAP может привести к перегрузкам распределительной сети. При этом учитываются возможности дополннтельш во время АР, нарушений устойчивости генераторов и синхронных двигателе)" перехода двухчастотного АР в многочастотный, что затрудняет его выявлени ликвидацию.

Этими обстоятельствами, при выполнении соответствующих расчет предлагается руководствоваться при настройке AJIAP.

Для наиболее тяжелых аварий в распределительной сети характерно отличие от системообразующей сети) протекание аварии при ненормативн условиях, когда авария начинается с перегрузки линий электропередачи, может закончиться лавиной напряжения и нарушением устойчиво! генераторов. Такие аварии, по мнению автора, обязательно требуют априори*

анализа и выводов относительно применения противоаварийных мероприятий. В частности, рассмотрены такие меры, как автоматическая загрузка генераторов (рассматривались вопросы управления загрузкой агрегатов мобильных ГТЭС).

На рис. 1 показан анализ возможностей ликвидации аварийно возникшей перегрузки сети с помощью автоматического запуска и набора мощности мобильной ГТЭС (МГТЭС), подключенной к распределительной сети 110 кВ в районе ПС Пушкино московской энергосистемы. Показаны необходимые для этого параметры пуска ГТУ и соответствующие кратности токовой перегрузки в ЛЭП.

Рис. 1. К расчету кратности перегрузки, допустимой по условиям пуска МГТЭС.

Сформулированы требования к МГТЭС для обеспечения эффективности противоаварийного управления в части:

• обеспечения параметров пуска;

• реализации возможности приема команд от устройств ПА в общестанционном устройстве управления МГТЭС;

• возможности использования МГТЭС в режиме регулируемого синхронного компенсатора;

• возможности использования МГТЭС как резервного аварийного источника питания для запуска тепловых электростанций «с нуля»;

• схемы присоединения МГТЭС к сети.

Проанализированы особенности газопоршневых установок СЕ-ЛепЬасЬег 2400 кВт (такие генерирующие установки применены на московских Курьяновских очистных сооружениях) и показано, что уставки электрических защит генераторов, не оправданные как по быстродействию, так и по величине

(уставки определены заводом-изготовителем и не подлежат изменению, д. сохранения гарантийных обязательств на ГПЭС), близки к параметр; нормального режима. Это приводит к излишним отключениям генераторов щ КЗ в сети, а внезапное отделение ГПЭС вместе с нагрузкой на генераторнс напряжении от сети 110 кВ приводит к излишним отключениям генераторов.

Последнее показывает расчет, результаты которого представлены на рис. в процессе, принципиально вполне благополучном, срабатывают защиты и I снижению напряжения, и по повышению частоты.

Рис. 2. Внезапное отделение потребителя и ГПЭ ОЕ-1епЬасКег с генераторами 2400 кВт от сети 110 кВ в случае, если рассматриваемые защиты на ГПЭС переведены на сигнал.

Расчетами показано, кроме того, что работа этих генерирующих установ( в автономном режиме полностью неудовлетворительна, так к включения/отключения электродвигателей вызывают излишние отключен] генераторов.

По данным анализа сформулированы специальные рекомендации д. заказчиков ГПЭС и МГТЭС и их поставщиков в части предъявления требован] обеспечивать использование любых генерирующих установок в автономнс режиме, требований к допускаемым отклонениям частоты в рабочих режима механической прочности, обеспечивающей отсутствие повреждений установ! при внешних КЗ в сети, а также в отношении допустимости несинхронных АГ на связи с ЭЭС (и др.).

Во второй главе рассматриваются возможности совершенствован средств оперативно-технологического управления для повышения надежное работы распределительной сети.

Показано, что:

• в общем случае ремонтное состояние схемы распределительной сети должно служить основанием для снижения требований по надежное

электроснабжения. Исключением для конкретного потребителя или группы потребителей являются случаи, когда имеет место ремонтное состояние одного ввода из двух имеющихся у этих потребителей;

• для распределительных сетей целесообразно использовать понятие не вынужденного перетока, а режима с высоким риском нарушения электроснабжения потребителей;

• срабатывания АЛАР на присоединениях электростанций к распределительной сети целесообразно разрешать при любых возмущениях в распределительной сети, в том числе при нормативных возмущениях.

Хотя запасы по статической устойчивости для распределительных сетей, как правило высоки, это не снимает вопрос об использовании актуального понятия запаса. Для распределительных сетей предложено определять запас по величине допустимого увеличения всей нагрузки распределительной сети, в равной мере, пропорционально исходным нагрузкам. При этом под допустимостью режима понимается его принадлежность области допустимых режимов по токам в ветвях и напряжениям в узлах.

Коэффициент запаса для распределительной сети по приращению нагрузки предлагается рассчитываться по формуле:

к Хрнред-(1+АРФ)-Ернсх Рн Т^рпред '

где: £Р„пред - величина суммарной активной нагрузки в распределительной сети (МВт) в предельно допустимом режиме, т. е. на границе области допустимых режимов (ОДР);

£РНИСХ - величина суммарной нагрузки (МВт) в распределительной сети в рассматриваемом режиме;

ДРгр - половина ширины полосы, в которой обычно лежат исполненные графики суммарных нагрузок однотипных дней (в долях соответствующих величин нагрузки по среднему графику).

Даны рекомендации относительно учета изменений реактивной нагрузки при увеличении активной нагрузки.

Рассчитанные утяжеления режима для участка распределительной сети, прилегающей к ПС Пушкино московской энергосистемы, показаны на рис. 3.

В первом случае (нормальная схема) раньше других достигает своего максимально допустимого значения ток по связи 220 кВ Трубино - ТЭЦ-23, коэффициент запаса по росту активной нагрузки - почти 10%. Несколько медленнее перегружаются связи Н.Софрино - Уча и Трубино - Речная.

- - Трубино - ТЭЦ-23

- — Н.Софрино - Уча

— Трубино - Речная

- - Пушкино - Роса

■ - - Пушкино - Клязьма

- — Н.Подлилш • Тополь

140 120 100 80 60 40

Нормальная схема

- S S . у ✓ ' / -

/ / ^ 1 , 1 1 1 1

,120

100

80

60

40

Отключена Н. Подлипки - Тополь

! -

У S S У S у s'

у

у » 1,1,

20

1 1.05 1.1 1.15 1.2 0.9 0.95 1 Суммарная нагрузка Москвы (кисходной)

Рис. 3. Утяжеление исходного режима сети и поиск предельно

допустимого режима по критерию I < 1тах (напряжения в этих режимах допустимы). Вертикальная линия отмечает максимально допустимую суммарная нагрузку.

1.05

На графике видно, что расчеты полезно продолжать при I > Imax: п значениям I / Imax можно планировать необходимые противоаварийны мероприятия на случай возникновения перегрузки. В послеаварийном режиме после отключения линии Н.Подлипки - Тополь, сразу же, при исходно нагрузке, обнаруживается перегрузка линии Пушкино - Роса на 4,2% свер Imax, так что коэффициент запаса в исходном режиме равен -10%. Это означав-что такой режим длительно не допустим и нужны мероприятия по введенш режима данного участка сети в допустимую область.

Расчеты показали, что если коэффициенты мощности нагрузки в процесс утяжеления режима изменяются, то приращения токов остаютс пропорциональными приращениям нагрузки, но пропорциональность сами токов величине суммарной нагрузки несколько нарушается.

В отношении потребителей, внезапное нарушение электроснабжени которых вызывает опасность для людей, экологической обстановк! безопасности государства и т. п., целесообразно требовать оснащения опасны объектов системами безопасности, если проектирование этих объектов н закончено к моменту принятия соответствующего РД. Для действующи объектов необходим такой порядок, при котором потребители информирую энергоснабжающую организацию о том, может ли внезапное нарушени электроснабжения привести к опасности для людей, экологической обстанови повреждению основного дорогостоящего оборудования и т. п.

Важно, чтобы статистическая информация об отказах в распределительно сети анализировалась, в частности, теми организациями, которые веду проектирование развития сети, выбирают типы электрооборудования и т. п.

Целесообразны:

• наработка сценариев возможных аварий, приводящих к нарушению питания значительной нагрузки, с целью формулирования требований к автоматике разгрузки и ее применению оперативно-технологическим персоналом, в частности, в Москве и Московской области;

• создание системы централизованной ПА распределительной сети, способной собирать информацию по состоянию сети, напряжениям и токовым нагрузкам в ней и, на основании расчетов режимов работы сети, принимать решения о снятии перегрузок, локализации и предотвращении аварий и пр.;

• расширение состава собираемой статистической информации, учитывая в частности:

•S возникновение КЗ на линиях электропередачи, раздельно по ВЛ и

КЛ, с распределением по видам КЗ; S отказы выключателей при отключении тока КЗ; ■S АПВ: успешные, неуспешные, отказы АПВ, отсутствие АПВ (отсутствие самой автоматики или блокирование ее действия) и др.

В третьей главе представлена разработка алгоритма введения режима распределительной сети в допустимую область (ВРДО).

В алгоритме ВРДО предусматриваются четыре ступени:

• управление напряжениями в сети и на электростанциях;

• управление активными мощностями генераторов;

• изменения конфигурации сети; <

• ограничение электропотребления.

Обращение к следующей ступени происходит после исчерпания возможностей нормализации режима на предыдущей ступени, или если на текущей ступени не достигнуто значимого (заданного) уменьшения целевой функции, или если нарушаются какие-либо ограничения, не нарушенные в исходном режиме.

Порядок применения каждого из управлений, шаг изменения управляемого параметра и его минимальное и максимальное значения определяет работник подразделения расчета электрических режимов. Он же задает для каждого из управлений список объектов управления: список ПС, где имеются средства регулирования напряжения, список трансформаторов с работоспособными РПН и т. д.

Порядок перебора объектов может быть задан работником подразделения расчета электрических режимов. По умолчанию объекты рассматриваются, начиная с тех, где напряжения (относительно номинальных значений) на текущем шаге ВРДО наименьшие. Тогда после каждого выполненного управления снова определяется объект управления, что позволяет вовлечь в процесс нормализации режима максимальное количество средств управления при минимальных управляющих воздействиях. Либо управления на выбранном

объекте продолжаются до тех пор, пока не будет достигнуто ограничен управляемого параметра или не прекратится снижение значения целев функции. Этот способ полезен, когда расширение числа объектов, управляем; при ВРДО, связано со значительными трудностями.

Задача ВРДО может быть поставлена в двух основных вариантах:

• выведение режима на границу ОДР;

• тоже с учетом того обстоятельства, что в течение времени реализац ВРДО может увеличиться нагрузка соответственно суточному графи] В этом случае выполняются оценки времени, необходимого д реализации УВ, и при расчете последовательных шагов BPJ учитываются соответствующие изменения нагрузки.

Целевая функция ВРДО построена следующим образом. Принимаются внимание только отклонения напряжений вниз от минимально допустим] значений и отклонения токов вверх от их максимально допустимых значений.

Соответственно этому, в относительных единицах,

если U < Umin., то AU = ( Umin. - U ) / U„0M., иначе О, если I > 1шах., то AI = I / Imax. - 1, иначе 0;

В качестве целевой функции рассматривается выражение:

S = ки х max (AU) + ki х max (AI),

где: кц, ki - весовые множители, которые в общем случае могут задавать разными для разных узлов (или ветвей), а также разными для разных велич отклонений AU, AI. Впредь до накопления необходимого опыта приня'

ки= 10, к, = 1.

При решении задачи ВРДО необходим учет зависимости максимальн располагаемой мощности генераторов в установившемся режиме от активн мощности и напряжения.

Выявлены области эффективного применения предложения Ф.Л. Кога при перегрузках сети разгружать генераторы по активной мощности с т« чтобы (при сохранении ограничений по токам генераторов) увеличить выда реактивной мощности и повысить напряжение.

Анализ показал, что:

• к рассматриваемой разгрузке целесообразно прибегать в таких режим; когда генераторное напряжение снижено значительно (на 5-10 % более);

• чем больше снижение генераторного напряжения, тем значителы эффект разгрузки;

• в длительных режимах, когда электропотребление мол рассматриваться не зависимым от напряжения, эффект разгруз возрастает;

• величина эффекта тем больше, чем меньше эквивалентное активи сопротивление связи (в долях реактивного),

• при значительном эквивалентном внешнем сопротивлении эффект разгрузки может стать отрицательным;

• возможность разгрузки генераторов лимитируется ростом токов в сети, питающей рассматриваемый район;

• наиболее эффективны разгрузки генераторов примерно на 20-50 %.

Для ВРДО решена тестовая задача, а также рассмотрены варианты ВРДО для ремонтных схем района ПС Пушкино московской энергосистемы, где имеют место значительные перегрузки, с учетом использования МГТЭС в этой районе. На рис. 4 показан ход ВРДО для исходного состояния с отключенными ВЛ-110 кВ Уча - Роса и Н.Подлипки - Тополь; На МГТЭС в работе два генератора; БСК на ПС Клязьма отключены. Наибольшая перегрузка - на связи 110 кВ Трубино -Клязьма (на 29,5%), напряжения на ПС 110 кВ Пушкино и Роса - 99,4 и 99,0 кВ.

105

|1 Трубино - Клязьма 1 (на участке макс, перегрузки)

и Клязьма _

1Л1уш> чип

I I

1.Ц*

(

1 Пушкино - Клязьма 1

Клязьма - ,

птл Подлипки

е-

Цф

Рис. 4.

ВРДО в системе электроснабжения ПС 110 кВ Пушкино и др.

На оси абсцисс - шаги ВРДО:

1 - включение БСК на ПС Клязьма 25+75 Мвар;

2 - разгрузка двух генераторов МГТЭС на 50% (отменено);

3 — включение третьего генератора;

4 - снижение электропотребления на 9,2%.

ЦФ - целевая функция.

В четвертой главе при исследовании процессов, вызываемых действием делительной автоматики (ДА) на двух объектах: ПГЭС Городецкая и ПГЭС Международная, рассмотрены требования к управлению таким процессом.

Показано, что в случаях значительного дефицита мощности требования к быстродействию разгрузки решающим образом зависят от того, к какому из

двух типов процессов, определяемых местными условиями, относится процес вызываемый действием ДА (эти два типа процессов сопоставлены на рис. 5).

На этом графике показано наложение двух процессов: при значении ] меньшем критической величины (Бкр) и при значении Б, большем критичесю величины. Здесь Окр = 43,3%.

Рис. 5. Срабатывания ДА на ПГЭС Международная, наложение двух процессов.

Как следует из таких расчетов, если в результате ДА не нарушает устойчивость двигателей (дефицит Б < Вкр), то плавность снижения частот допускает применение АЧР, причем изменение выдержки времени от 0,2 с до 1 мало изменяет процесс.

Если же в нагрузке возможно возникновение лавины напряжения (О > 0К1 то требуется высокое быстродействие разгрузки, не обеспечиваемое АЧР требующее разгрузки по факту отделения от сети.

Число известных факторов, от которых зависит величина Окр, дополне! распределением реактивных нагрузок выделяемого узла между собственнс электростанцией и сетью в предшествующем режиме (рис. 6). В рабо-обосновано, что чем меньше исходный поток реактивной мощности I генераторов, тем больше вероятность того, что дефицит мощности превыс] критическую величину.

-12

-16

48

44,

42

-

-

Частота \

[f » 1 ............i.,. ч 1

10

20

30

40

Реактивная мощность Q. Мвар, генерируемая в сеть 220 кВ одним генератором в исх. режиме

Рис. 6. Влияние исходной реактивной мощности генераторов ПГЭС Городецкая на процесс отделения от сети.

Для обеспечения срабатывания ДА на ПГЭС Городецкая без разделения электростанции на независимые части, рекомендовано дополнить схему РУ 10 и/или 11,5 кВ выключателями, объединяющими секции шин, питающих собственные нужды и сторонних потребителей, таким образом, чтобы при делении на выключателях 220 кВ повышающих трансформаторов схема не распадалась на независимые части (рис. 7).

ПС

Ксмо^оео £L

Рис. 7.

Рекомендованные схемы ПГЭС Городецкая после срабатывания ДА. а) В отношении

электроснабжения СН целесообразнее первая схема (а), в отношении потребителей РУ-10 кВ - вторая (б)

Для ПГЭС Международная обнаружено, что по признаку наименьше запаса устойчивости нагрузки и наибольшей вероятности возникновения лавш напряжения нужно выделять:

• сеть 10 кВ, питающуюся от ПС Пресня;

• сеть 6 кВ ТЭЦ-7 (расчеты показывают, что именно нагрузка этой се провоцирует лавину напряжения в рассматриваемом районе).

Весь рассматриваемый район ПГЭС Международная отрезан во мног: точках от остальной сети (на ПС Фили, Мйзилово, Сити, Никитская), что аварийных режимах это становится существенным отрицательным факторо Что касается соответствующих АВР, то:

• АВР может восстановить электроснабжение только после значительно перерыва питания;

• применение БАВР в распределительной сети связано со многш трудностями улавливания допустимой разности фаз напряжений;

• АВР не будет работать, если напряжение на резервируемой стороне исчезает, а лишь понижается (снижения напряжения до 70-80% номинального могут быть достаточными для запуска АОСН, но они достаточными для запуска обычного АВР).

В заключении подведены итоги работы, сформулированы основн] научные и практические результаты работы.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

Для разработки новых и развития существующих принцип противоаварийного управления распределительными сетями мегаполисов диссертационной работе выполнено следующее.

1. Для распределительных сетей рекомендовано введение коэффициен запаса по приращению активной нагрузки сети, аналогично коэффициенту запаса по мощности перетока, эффективному системообразующих сетях. Нулевому коэффициенту запаса по приращен! активной нагрузки соответствует положение режима на границе ОДР токам в ветвях или напряжениям в узлах. Разработаны методическ указания по вычислению коэффициента запаса по приращению активн нагрузки сети.

2. Разработан расчетный метод введения текущего или планируемого режи распределительной сети в ОДР. В соответствующем алгорит учитываются возможности управления напряжением сети и электростанциях, управления активными мощностями генератор! изменения конфигурации сети, ограничения электропотребления.

3. Проанализированы особенности современных генерирующих установ (конструктивные и уставок защит генераторов), используемых «распределенной генерации». Выявлены недостатки, которые требу] устранения, и показаны особенности применения ПА к таю генерирующим установкам.

4. Проанализированы особенности асинхронных режимов генераторов в распределительных сетях и даны рекомендации в отношении настроек AJIAP. Показано, что поскольку вероятность ресинхронизации электростанций в распределительной сети обычно велика, срабатывание AJIAP целесообразно отстраивать по времени от ресинхронизации генераторов с учетом конкретных условий: если задержка срабатывания AJIAP не приводит к возникновению многочастотного асинхронного режима или к дополнительным нарушениям устойчивости двигателей в узлах нагрузки.

5. Обоснованы различия в требованиях к ДА на электростанциях распределительной сети в зависимости от того, может ли процесс отделения от сети электростанции с местной нагрузкой привести к лавине напряжения в нагрузке. Если такие последствия возможны, то должна быть предусмотрена автоматика, которая отключает необходимую часть нагрузки по факту отделения от сети (а не по сигналу АОСН, так как требуется минимально возможное запаздывание, и, тем более, не от АЧР). Разработаны рекомендации по применению ДА на ПГЭС Международная и ПГЭС Городецкая.

Основное содержание работы отражено в следующих публикациях:

1. Илюшин П.В. «О свойствах энергоустановок с газопоршневыми двигателями». - Электрические станции, 2009, №11.

2. Жмурко В.Е., Илюшин П.В., Кандауров Л.Н., Хвощинская М.А. «Использование мобильных электростанций для противоаварийного управления в энергосистемах». - Электро, 2010, № 4.

3. Гвоздев Д.Б., Илюшин П.В., Кочкин В.И., Фокин В.К, Фролов В.И. «Применение адаптивной модели энергосистемы для управления источниками реактивной мощности». - Электричество, 2011, № 2.

4. Илюшин П.В. «Учет особенностей объектов распределенной генерации при выборе алгоритмов противоаварийного управления в распределительных сетях» — Электро, 2011, № 4.

5. Илюшин П.В. «Требования к разгрузке при вынужденном отделении от сети электростанции с собственными нуждами и нагрузкой на напряжении 6-10 кВ» - Электро, 2011, № 6 (в печати).

6. Илюшин П.В. «Особенности выбора средств противоаварийного управления в распределительных сетях с ГТУ, ГПЭС, МГТЭС», тезисы доклада. Международный производственно-технический семинар «Современные методы проектирования, строительства и эксплуатации линий электропередачи и электрических подстанций» 24 - 26 ноября 2010 года, г. Алматы (Республика Казахстан) Организатор семинара: ОЮЛ «Союз инженеров-энергетиков Республики Казахстан».

7. Селезнева H.A., Илюшин П.В., Барбетов А.И. «Устройство автоматического ограничения перегрузки линий: теория и практика», тезисы доклада.

Международная специализированная выставка и научно-техничесю семинар «Электрические сети России - 2010», 30 ноября - 03 декабря 20 года, г. Москва.

8. Илюшин П.В. «Учет особенностей объектов малой генерации при выбо алгоритмов противоаварийного управления в распределительных сетя> доклад. IX Международная научно-техническая конференц «Перспективы развития электроэнергетики. Энергоэффективность энергосбережение», 29 - 30 марта 2011 года, г. Москва. Организат конференции: Международная ассоциация «ТРАВЭК».

9. Илюшин П.В. «Основные направления реализации Положения технической политике ОАО «Холдинг МРСК» в распределитель» сетевом комплексе», доклад. X Международная научно-техническ конференция «Перспективы развития электроэнергетш Энергоэффективность и энергосбережение», 21-22 июня 2011 года, Москва. Организатор конференции: Международная ассоциац «ТРАВЭК».

10. Селезнева Н.А., Илюшин П.В., Барбетов А.И. «Устройство автоматическс ограничения перегрузки линий», тезисы доклада PS2 — S4-04. 2 Международная научно-техническая конференция «Современн! направления развития систем релейной защиты и автомата энергосистем». Исследовательского комитета СИГРЭ, секции В5 «Релейн защита и автоматика», 30 мая - 03 июня 2011 г., г. Санкт-Петербу! Секция 4: Современные тенденции развития систем противоаварийного режимного управления.

11. Технический отчет ОАО «НТЦ электроэнергетики», 2009: «Разработ Технических предложений для снижения токов короткого замыкания Московской энергосистеме с помощью устройств FACTS», Этап «Формирование концепции обеспечения допустимых значений токов КЗ энергосистеме на основе обобщения результатов работ по определен! предельных значений токов КЗ для оборудования 110 кВ и 220 к нормативным требованиям к построению электрической се-обеспечивающему допустимые значения токов КЗ, анализу влиян глубины стационарного секционирования сети выключателями надежность электроснабжения потребителей, применению сх автоматического «деления», техническим требованиям токоограничивающим устройствам различных типов. Формирован предложений по пересмотру существующих РД» (Тихонов Ю.А., Гурев Ю.Е., Гайснер А.Д., Илюшин П.В. и др.).

12. Технический отчет ОАО «НТЦ электроэнергетики», 2010: «Разработ Концепции интеллектуальной электроэнергетической системы с актив! адаптивной сетью», Этап 2 «Основные положения Концепции развит интеллектуальной электроэнергетической системы с активно-адаптивн сетью» - «Структурирование потребителей под возможность ситуационнс управления нагрузкой, взаимодействие систем управления режимами

надежностью работы распределительных сетей и электропотреблением с центрами управления ИЭС ААС» (Гуревич Ю.Е., Илюшин П.В., Кучеров Ю.Н.).

13. Технический отчет ОАО «НТЦ электроэнергетики», 2011: «Разработка алгоритмов, принципов и условий совместной работы силового оборудования ААС и электростанций с максимальным эффектом от их применения», Этап «Разработка технических требований к генераторным газотурбинным и газопоршневым установкам для обеспечения возможности автономного электроснабжения потребителей» (Тихонов Ю.А., Гуревич Ю.Е., Илюшин П.В., Кучеров Ю.Н.).

14. Технический отчет ОАО «НТЦ электроэнергетики», 2011: «Концепция ИЭС ААС».

ОАО "НТЦ электроэнергетики" Тираж 80 экз.

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ОСОБЕННОСТЕЙ АВАРИЙНЫХ РЕЖИМОВ

РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ.

1.1. Сравнение тех свойств распределительных и системообразующих сетей, которые наиболее существенны в отношении устойчивости энергосистемы и переходных процессов.

1.1.1. Общая характеристика.

1Л .2. Влияние процессов по напряжению на динамическую устойчивость генераторов в распределительной сети.

1.1.3. Особенности асинхронных режимов в распределительной сети.

1.1.4. О многочастотных асинхронных режимах в распределительной сети.

1.2. Ослабление распределительной сети мегаполиса, вынужденное необходимостью снижать токи КЗ.

1.3. Особенности применения современных электростанций небольшой мощности.

1.3.1. Применимость МГТЭС для повышения надежности работы сети.

1.3.1.1. Ликвидация токовой перегрузки в сети.

1.3.1.2. Управление напряжением в сети.

1.3.1.3. Аварийный источник питания для пуска электростанции с нуля».

1.3.1.4. Требования к МГТЭС для обеспечения эффективности противоаварийного управления.

1.3.2. Схемы присоединения электростанций небольшой мощности.

1.3.3. Влияние специфических свойств ГТЭС и ГПЭС на надежность электроснабжения потребителей.

1.3.3.1. Механические постоянные инерции газотурбинных генераторов.

1.3.3.2. Защиты на ГПЭС и ГТЭС, препятствующие нормальной работе электростанций.

1.3.3.3. Специальные рекомендации для заказчиков ГПЭС и МГТЭС и их поставщиков.

1.4. Выводы по Главе 1.

ГЛАВА 2. ВОЗМОЖНОСТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СРЕДСТВ

ОПЕРАТИВНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ

РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ.

2.1. Специфика распределительных сетей и ограничения применимости к ним действующих нормативов устойчивости.

2.1.1. Понятие «ремонтной схемы».

2.1.2. Категории «утяжеленного» и «вынужденного» перетока.

2.1.3. Особенности применения ПА.

2.2. Принятый в настоящее время порядок обеспечения надежности при планировании режима распределительной сети.

2.3. Предлагаемое введение запаса по приращению нагрузки.

2.3.1. Постановка вопроса.

2.3.2. Определение запаса по приращению нагрузки.

2.3.3. Общие закономерности.

2.3.4. Расчеты коэффициента запаса по росту активной нагрузки в московской сети 110-220 кВ.

2.4. Специальные нормы, необходимые в части надежности электроснабжения опасных и ответственных потребителей.

2.5. Специальные требования к проектированию распределительной сети.

2.6. о целесообразности расчетного анализа «сверхнормативных» возмущений.

2.7. Необходимое (дополнительно к существующему) информационное обеспечение.

2.8. Выводы по Главе 2.

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМА ВВЕДЕНИЯ РЕЖИМА

РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ В ДОПУСТИМУЮ ОБЛАСТЬ.

3.1. Имеющееся программное обеспечение для введения режима в допустимую область.

3.2. Особенности ВРДО распределительных сетей и oci ювы предлагаемого алгоритма.

3.2.1. Постановка задачи. Этапы применения управляющих воздействий для ВРДО.-.

3.2.2. Целевая функция.

3.3. Факторы, которые должны быть уч гены дополнительно к учитываемым в настоящее время. специальные вычислительные задачи. 3.3.1. Учет зависимости максимальной располагаемой мощности генератора в установившемся режиме от активной мощности и напряжения.

3.3.2. Об эффективности частичного снижения активной мощности у генераторов, работающих в распределительной сети, для снижения риска развития аварии.

3.4. Экспериментальные расчеты ВРДО по предлагаемому алгоритму.

3.4.1. Проверка предлагаемого алгоритма в упрощенной схеме.

3.4.2. Примеры решения задач ВРДО для московской распределительной сети.

3.5. Выводы по Главе 3.

ГЛАВА 4. РАЗВИТИЕ ПРИНЦИПОВ ПОСТРОЕНИЯ ДЕЛИТЕЛЬНОЙ АВТОМАТИКИ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ В БОЛЬШИХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ.

4.1. Известные решения по делительной автоматике.

4.2. Действующие нормативные документы.

4.3. Постановки задач, рассматриваемых в настоящей главе.

4.4. Схемно-режимные различия в условиях работы электростанций в распределительной сети. Выбор управляющих воздействий

4.5. Требования к разгрузке при вынужденном отделении от сети электростанции со своими собственными нуждами и нагрузкой на напряжении 6-10 кВ на примере ПГЭС Городецкая.

4.5.1. Вариации изменения уставки по генераторному напряжению.

4.5.2. Требования к быстродействию разгрузки, если устойчивость двигателей не нарушается.

4.6. Исследование влияния параметров сети и нагрузки на требования к ПА, обеспечивающей успешную реализацию деления на ПГЭС Магистральная.

4.6.1. Особенности схемы.

4.6.2. Внезапное отделение рассматриваемого района от энергосистемы. Вероятные процессы.

4.6.3. Процессы при такой же аварии, но сопровождающейся КЗ.

4.6.4. О выборе ограничиваемых потребителей, использовании сетевых АВР и особенностях моделирования дефицитных районов энергосистем.

4.6.5. Требования к быстродействию разгрузки сети и возможности реализации такой разгрузки.

4.7. Выводы по Главе 4.

Надежная (бесперебойная) поставка электроэнергии является важнейшей составляющей жизнеобеспечения современной среды обитания людей, эффективного функционирования общественного производства. Перебои в электроснабжении по масштабам ущерба могут быть причислены к наиболее опасным видам бедствий, наносящим удар по национальной экономике и по благополучию людей. Поэтому обеспечение надежности электроснабжения потребителей требует повышенного внимания при любой форме экономических отношений в обществе.

В последние годы в целях обеспечения надежности в электроэнергетике принят ряд постановлений Правительства РФ, нормативно-правовых актов и процедур, способствующих решению задач по обеспечению надежности, в том числе:

• постановление Правительства РФ от 25.08.2008 № 637 «Об организации деятельности Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (Федерального штаба)»;

• нормативно-правовые акты, устанавливающие порядок долгосрочного планирования развития электроэнергетики и контроля инвестиционных программ субъектов электроэнергетики (постановления Правительства РФ от 01.12.2009 № 977, от 17.10.2010 № 823 и др.);

• правила долгосрочного рынка мощности (постановления Правительства РФ от 24.02.2010 № 89 и от 13.04.2010 № 238) и рынка системных услуг (постановлеште Правительства РФ от 03.03.2010 № 117);

• процедура подготовки к осенне-зимнему периоду (ОЗП);

• новая ИАВ-методология тарифообразования1 и др.

В российских условиях коммерциализация электроэнергетического производства, если она не будет дополнена четкой системой технического

1 RAB (Regulatory Asset Base - регулируемая база инвестированного капитала) -система долгосрочного тарифообразования, основной целью которой является привлечение инвестиций в расширение и модернизацию инфраструктуры. регулирования, прежде; всего в аспекте обеспечения надежности электроснабжения, может нанести электроэнергетике значительный ущерб, привести к ослаблению технологической дисциплины и ответственности, снижению качества ремонтов, ухудшению состояния генерирующих и сетевых объектов, повышению аварийности в ЭЭС и нарушениям бесперебойности электроснабжения потребителей. Определенные проявления подобных негативных моментов уже имели место в последнее время. Яркими примерами этого можно считать известную Московскую системную аварию 2005 г., аварию на Саяно-Шушенской ГЭС, приведшую к многим человеческим жертвам и большим разрушениям на электростанции, системную аварию в Санкт-Петербурге 20 августа 2010 г., погасившую всю северную половину города и области.

Анализ зарубежного опыта также обнаруживает, что рост конкуренции в электроэнергетической отрасли, приводящий к экономии издержек, часто сопровождается снижением уровня резервов всех видов, что непосредственно влияет на надежность функционирования ЭЭС, а ослабление стимулов для долгосрочных инвестиций может создать проблему покрытия перспективного спроса, закладывая базу для снижения надежности в будущем.

Основной целью функционирования электроэнергетической отрасли является надежное и экономичное снабжение потребителей электрической энергией требуемого качества. Надежность снабжения потребителей электроэнергией является одной из характеристик эффективности ЭЭС.

Следует различать надежность элемента (объекта) электроэнергетики и надежность ЭЭС [1, 2 и др.]. ГОСТ Р 27.002-2009 «Надежность в технике. Термины и определения» и ряд аналогичных стандартов определяют надежность как свойство объекта (оборудования, системы) выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования. Условия функционирования объекта включают внешние условия, которые воздействуют на объект и могут способствовать либо препятствовать выполнению его функций, а также внутренние требования к эксплуатационным параметрам и условиям обслуживания объекта. Понятие «определенные условия функционирования» отражает технически допустимые диапазоны внешних воздействий на объект и его эксплуатационных параметров.

Надежность электроэнергетической системы есть свойство системы сохранять способность выполнения предназначенных функций во времени при различных режимах работы и воздействиях внешних условий.

Надежность объекта и ее составляющие являются комплексными свойствами, которые в зависимости от назначения объекта и условий его эксплуатации могут включать ряд свойств (в отдельности или в определенном сочетании). По типу описываемых состояний и событий надежность определяется единичными свойствами безотказности и восстанавливаемости. Безотказность и восстанавливаемость определяются рядом сопряженных с надежностью свойств (имеющих лишь частичное отношение к надежности и определяющих более широкие понятия, выходящие за рамки надежности), таких как готовность, устойчивоспособность и живучесть. В свою очередь готовность, устойчивоспособность и живучесть определяются, помимо безотказности и восстанавливаемости, сопряженными с надежностью свойствами управляемости и ремонтопригодности.

В понятии надежность энергосистемы следует особо выделять понятие живучесть энергосистемы, как способность энергосистемы противостоять каскадному развитию системных аварий, а также самовосстанавливаться под воздействием автоматизированного или ручного диспетчерского управления. При этом под системной аварией понимается нарушение устойчивости параллельной работы электростанций, недопустимые отклонения частоты тока в системе и напряжения в узлах, перегрузки по току элементов основной сети, приводящие к каскадному отключению последних, возникновению асинхронного режима, делению системы на несбалансированные части и массовому отключению потребителей электроэнергии или ограничениям их нагрузок на большой территории.

В Федеральном Законе «Об электроэнергетике» надежность подразделяется на системную надежность и надежность электроснабжения. Однако представляется целесообразным ввести еще понятие надежности распределения электроэнергии, характеризующей надежность распределительных сетей. Тогда надежность электроснабжения потребителя будет представлять собой композицию системной надежности и надежности распределения. Системную надежность можно определять как надежность самой ЭЭС как сложной технической или производственной системы. Надежность электроснабжения - аспект надежности, отражающий требования со стороны потребителей в бесперебойном снабжении их электроэнергией.

Противоаварийное управление в электроэнергетике базируется на теории и конкретных исследованиях устойчивости энергосистем и надежности их функционирования, а также на теории и методах оптимального иерархического управления режимами ЭЭС. Значительный вклад в разработки этих направлений внесли ученые и специалисты: H.A. Абраменкова, В.А. Андреюк, Д.А. Арзамасцев, В.А. Баринов, П.И. Бартоломей, Я.Б. Баркан, В.В. Бушуев, Г.Л. Брухис, М.Х. Валдма, В.А. Веников, Н.И. Воропай, А.З.Гамм, В.И. Горин, И.А. Глебов, A.A. Горев, И.З. Глускин, И.А. Груздев, Ю.Б. Гук, Ю.Е. Гуревич, В.М. Горнштейн, А.Ф. Дьяков, В.В. Ершевич, П.С. Жданов, В.Г. Журавлев, Т.Б. Заславская, А.Н. Зейлигер, A.C. Зеккель, В.И. Идельчик, Б.И. Иофьев, П.Я. Кац, В.Г. Китушин, Ф.Л. Коган, Л.А. Кощеев, В.Д. Ковалев, Ю.Н. Кучеров, С.А. Лебедев, М.Л. Левинштейн, И.В. Литкенс, Э.С. Лукашев, Л.Г. Мамиконянц, И.М. Маркович, Е.А. Марченко, Л.А. Мелентьев, Ф.Я. Морозов, В.Г. Наровлянский, В.В. Нечаев, Н.И. Овчаренко, A.A. Окин, М.Г. Портной, А.Т. Путилова, P.C. Рабинович, М.Н. Розанов, С.С. Рокотян, Ю.Н. Руденко, Г.И. Самородов, В.А. Семенов, С.А. Совалов, Н. И. Соколов, В.А. Строев, Л.Д.

Стернинсон, O.A. Суханов, В.Ф. Тимченко, Ю.А. Тихонов, Х.Ф. Фазылов, Т.А. i

Филиппова, А.Г. Фишов, В.П. Фотин, A.A. Хачатуров, З.Г. Хвощинская, Е.В. Цветков, Л.В. Цукерник, В.М. Чебан, Ю.Г. Шакарян, В.К. Щербаков, О.В. Щербачев, Ю.В. Щербина и другие [3-13 и др.].

Проблемам режимов работы энергосистем, установившихся и переходных, и противоаварийному управлению ими посвящено много работ, заложивших как теоретические основы, так и решивших много актуальных практических задач. Но рост нагрузки мегаполисов и соответствующее развитие больших распределительных сетей, особенно за последние десятилетия, привели к тому, что стали актуальными новые задачи, не рассмотренные в научно-практических исследованиях в недавнем прошлом.

Распределительные сети мегаполисов (220 кВ и ниже) отличаются от системообразующих сетей высших классов напряжения следующими свойствами (первые два свойства независимы, остальные — следствия):

• расстояния между узлами сети сравнительно малы;

• сети многосвязны, т.е. сеть не распадается на независимые части при отключениях нескольких связей, кроме возможной потери питания отдельных узлов;

• запасы по статической устойчивости как правило много больше, чем запасы по максимально допустимым (аварийно допустимым) токам;

• генераторы электрически близки как между собой, так и по отношению к нагрузкам, что обусловливает их большое взаимное влияние.

Существующие методы оценки устойчивости и надежности электроэнергетических систем не учитывают этой специфики распределительных сетей мегаполисов, что требует проведения специальных исследований.

Разумеется, реальные распределительные сети могут иметь «слабые» участки с протяженными линиями и небольшими запасами по статической устойчивости (например, в северных районах). Такие участки сети не обладают указанными свойствами, но они по характеру процессов (и по фактической роли в энергоснабжении данного района) отвечают понятиям системообразующей сети и не входят в объект исследования.

Целью диссертационной работы является разработка новых и развитие существующих принципов противоаварийного управления распределительными сетями мегаполисов, имеющих своей конечной целью повышение надежности работы распределительных сетей и электроснабжения потребителей.

Конкретные задачи, отвечающие этой цели, поставленные и решавшиеся в настоящей работе, следующие:

1) анализ, применительно к распределительным сетям мегаполисов, особенностей, существенных в отношении надежности и отличающих их от системообразующих сетей высших классов напряжения;

2) анализ следующих основных факторов, существенно влияющих на надежность и специфических для распределительных сетей мегаполисов:

• глубокое секционирование сети 110—220 кВ, выполняемое для снижения токов КЗ;

• наличие значительного количества генерирующих установок малой или средней мощности, образующих «распределенную генерацию», играющую большую роль в обеспечении электроснабжения быстрорастущей нагрузки;

3) разработка технических предложений и методических указаний по расчету коэффициента запаса текущего или планируемого режима, аналогичного коэффициенту запаса статической устойчивости по активной мощности (эффективному в системообразующих сетях со слабыми сечениями), но учитывающего специфику распределительных сетей и актуального для них;

4) исследование и разработка алгоритма введения режима распределительной сети в допустимую область на основе контроля токов в ветвях схемы и напряжений в ее узлах и с учетом практически реализуемых в распределительной сети управляющих воздействий (УВ);

5) разработка технических решений для повышения эффективности применения мобильных ГТЭС (МГТЭС) при ликвидации аварийных перегрузок сети в районе ПС Пушкино московской энергосистемы и определение требований к скорости набора мощности МГТЭС;

6) исследование и разработка технических решений, связанных с применением делительной автоматики на парогазовых электростанциях Городецкая и Международная, в части доработки схемы электростанции, выбора коммутаций, реализующих деление, а также выбора целесообразных параметров автоматики ликвидации асинхронного режима.

Методы выполнения работы — анализ противоаварийного управления распределительной сетью московской энергосистемы (методы и средства ПА, практические эксплуатационные задачи), а также расчеты установившихся режимов и переходных процессов, которые выполнялись с помощью программ «Растр» и «Мустанг». («Растр» - когда нужно было использовать вычисления отклонений токов от максимально допустимых и отклонений напряжений от минимально допустимых, выраженные в отн. ед.).

Научная новизна основных результатов работы представленных в работе результатов, по мнению автора, сводится к следующим положениям.

1. Для управления режимами распределительных сетей сформулировано понятие коэффициента запаса по приращению нагрузки (аналогичное понятию коэффициента запаса статической устойчивости, применяемого для системообразующих сетей).

Пределом утяжеления режима при определении коэффициента запаса по приращению нагрузки является достижение границы области допустимых режимов по токам в ветвях и напряжениям в узлах.

Разработаны методические указания по вычислению коэффициента запаса по приращению нагрузки с соответствующими примерами. г 2. Разработан алгоритм введения режима в допустимую область (ВРДО). Алгоритм ВРДО снабжен методическими рекомендациями и примерами.

3. Выявлены области эффективного применения предложения Ф.Л. Когана разгружать генераторы по активной мощности при перегрузках сети с тем, чтобы (при сохранении ограничений по току) увеличивать выдачу реактивной мощности и повышать напряжение в узлах сети.

4. Проанализирован вопрос и сформулированы требования к быстродействию автоматики, которая после отделения электростанции от сети действием делительной автоматики (ДА) отключает необходимую часть нагрузки в выделенном районе.

Если дефицит реактивной мощности, сопровождающий дефицит активной мощности, таков, что возможна лавина напряжения, то должна предусматриваться разгрузка с максимальным быстродействием — по факту отделения от сети. Если нет оснований ожидать лавины напряжения, то задержки в срабатывании АЧР (из-за выбора низких уставок по частоте) несущественны до тех пор, пока кратковременные снижения частоты допустимы для генераторов. '

Если авария инициирована близким многофазным КЗ, то вероятность возникновения лавины напряжения в промышленном узле значительно возрастает.

5. Высказано предложение допускать в распределительных сетях асинхронные режимы работы генераторов при нормативных возмущениях, если такой асинхронный режим не вызывает дополнительных нарушений устойчивости (что должно быть подтверждено соответствующими расчетами), при условии, что допустимая длительность асинхронного режима контролируется АЛАР.

Целесообразность этого обусловлена тем, что определенные виды генераторов имеют запасы динамической устойчивости значительно более низкие, чем традиционные генераторы, и не могут сохранять динамическую устойчивость при КЗ.

Задержка срабатывания АЛАР не должна применяться, если асинхронный режим может вызвать дополнительные нарушения устойчивости генераторов и двигателей.

Практическая значимость результатов видится автору работы в следующем.

Исследования, проведенные в диссертационной работе, позволяют содействовать решению следующих проблемных вопросов повышения надежности работы распределительных сетей:

1. Предложено создать систему централизованной ПА распределительной сети, способную собирать информацию по состоянию сети, напряжениям и токовым нагрузкам в ней и, на основании расчетов режимов работы сети, принимать решения о снятии перегрузок, локализации и предотвращении аварии и пр. При проектировании системы ЦПА РС, а также с целью формулирования пакета четких инструкций для оперативно-технологического персонала (в частности по применению ограничения электропотребления в г. Москва и Московской области), полезна наработка сценариев возможных «сверхнормативных» аварий, приводящих к нарушению питания значительной нагрузки.

2. Для обеспечения возможности работы ДА на ПГЭС Городецкая без разделения электростанции на несинхронно работающие части рекомендовано дополнить схему РУ 10 и/или 11,5 кВ выключателями, объединяющими секции шин, связанные с различными генераторами, и выполнять деление выключателями 220 кВ повышающих трансформаторов.

3. Рассмотрены возможности ликвидации аварийной перегрузки сети в районе ПС Пушкино московской энергосистемы с помощью автоматического запуска и быстрого набора мощности подключенной к сети мобильной ГТЭС (МГТЭС). Показаны необходимые для этого параметры пуска и набора нагрузки газотурбинных установок МГТЭС и соответствующие кратности токовой перегрузки в ЛЭП. 4. Для случаев срабатывания ДА на ПГЭС Международная обнаружена I резко выраженная зависимость возможности возникновения лавины напряжения от величины генераторного напряжения (т.е. от рабочего значения соэф) в режиме перед делением. Место возникновения лавины напряжения — нагрузка ТЭЦ-7. Обнаружены и обоснованы также трудности, к которым приводит изолированная работа всего рассматриваемого района ПГЭС Международная, в отношении применения АВР в местах разрывов (на ПС Фили, Мазилово, Сити, Никитская).

5. Проанализированы особенности газопоршневых электростанций (ГПЭС) General Electric - Jenbacher, препятствующие их эффективной работе в распределительных сетях при наличии связи с энергосистемой в общем случае и, особенно, после выделения участка сети на автономную работу. Сформулированы конкретные пожелания заводам-изготовителям (в части механической прочности конструкции и выбора уставок защит генераторов), представлены рекомендации по ограничению применения таких ГПЭС, по их присоединению к распределительным сетям и применению ПА.

Основные положения диссертации, которые выносятся на защиту

1. Противоаварийное управление распределительными сетями не копирует противоаварийное управление системообразующими сетями, а имеет свою специфику, которая должна учитываться в теории и практике противоаварийного управления. Специфика распределительных сетей обусловлена главным образом малыми запасами по допустимым токам в ветвях, малыми взаимными сопротивлениями между узлами сети и наличием генераторов с малыми механическими постоянными инерции.

2. Для распределительных сетей целесообразно использовать понятие коэффициента запаса по приращению нагрузки, разработанное в диссертации, как аналог коэффициента запаса статической устойчивости по мощности в контролируемых сечениях, эффективного в системообразующих сетях.

3. Для введения режима работы сети в допустимую область целесообразно использовать разработанный в диссертации алгоритм, учитывающий ограничения по токам в ветвях и напряжениям в узлах и определяющий необходимые воздействия на системы управлениям напряжениями в сети и на электростанциях, на активные мощности генераторов, возможные изменения конфигурации сети и ограничение электропотребления.

4. Предложенная Ф.Л. Коганом разгрузка по активной мощности генераторов, работающих в распределительной сети, действительно позволяет снизить токовые нагрузки на сеть в условиях пониженных напряжений, если выполняются условия (по параметрам генерации), сформулированные в диссертации.

5. Требования к быстродействию разгрузки при срабатываниях делительной автоматики, когда в отделяемом районе имеется значительный дефицит мощности, зависят от того, возможна ли лавина напряжения в этом районе после деления. Если возможна, то АЧР не эффективна, а требуется разгрузка без выдержки времени по самому факту деления.

6. Динамическая устойчивость газотурбинных генераторов с приводом от свободной силовой турбины не сохраняется при нормативных возмущениях. В этих случаях целесообразно действие АЛАР с задержкой срабатывания, допускающей ресинхронизацию, если асинхронный режим не может вызвать дополнительных нарушений устойчивости генераторов и двигателей.

7. Практические рекомендации по мерам для:

• ликвидации аварийной перегрузки сети в районе ПС Пушкино московской энергосистемы с помощью автоматического запуска и быстрого набора мощности подключенной к сети мобильной ГТЭС;

• реализации делительной автоматики на ПГЭС Городецкая и ПГЭС Международная.

Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались: '• на Международном производственно-техническом семинаре «Современные методы проектирования, строительства и эксплуатации линий электропередачи и электрических подстанций» 24—26.11.2010 г., г. Алматы (Республика Казахстан);

• на научно-техническом семинаре «Электрические сети России — 2010», 30.11 - 03.12.2010 г., г. Москва;

• на IX Международной научно-технической конференции ТРАВЭК «Перспективы развития электроэнергетики. Энергоэффективность и энергосбережение», 29 - 30.03.2011 г., г. Москва;

• на 3-й Международной научно-технической конференции «Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем» Исследовательского комитета СИГРЭ, секции В5 «Релейная защита и автоматика», 30.05 - 03.06.2011 г., г. Санкт-Петербург;

• на X Международной научно-технической конференции ТРАВЭК «Силовые и распределительные трансформаторы, реакторы. Системы диагностики», 21 - 22.06.2011 г., г. Москва.

Публикации автора по теме диссертации

1. Илюшин П.В. «О свойствах энергоустановок с газопоршневыми двигателями». - Электрические станции, 2009, №11.

2. Жмурко В.Е., Илюшин П.Б., Кандаурое Л.Н., Хеощинская М.А. «Использование мобильных электростанций для противоаварийного управления в энергосистемах». - Электро, 2010, № 4.

3. Гвоздев Д.Б., Илюшин П.В., Кочкин В.И, Фокин В.К, Фролов В.И. «Применение адаптивной модели энергосистемы для управления источниками реактивной мощности». — Электричество, 2011, № 2.

4. Илюшин П.В. «Учет особенностей объектов распределенной генерации при выборе алгоритмов противоаварийного управления в распределительных сетях» - Электро, 2011, № 4.

5. Илюшин П.В. «Требования к разгрузке при вынужденном отделении от сети электростанции с собственными нуждами и нагрузкой на напряжении 6-10 кВ» - Электро, 2011, № 6 (в печати).

6. Илюшин П.В. «Особенности выбора средств противоаварийного управления в распределительных сетях с ГТУ, ГПЭС, МГТЭС», Международный производственно-технический семинар «Современные методы проектирования, строительства и эксплуатации линий электропередачи и электрических подстанций» 24 - 26 ноября 2010 года г. Алматы (Республика Казахстан) Организатор семинара: ОЮЛ «Союз инженеров-энергетиков Республики Казахстан». Опубликован доклад.

7. Селезнева Н.А., Илюшин П.В., Барбетов А.И. «Устройство автоматического ограничения перегрузки линий: теория и практика», Международная специализированная выставка и научно-технический семинар «Электрические сети России - 2010», 30 ноября - 03 декабря 2010 года, г. Москва. Доклад размещен на официальном сайте.

8. Илюшин П.В. «Учет особенностей объектов малой генерации при выборе алгоритмов противоаварийного управления в распределительных сетях», IX Международная научно-техническая конференция «Перспективы развития электроэнергетики. Энергоэффективность и энергосбережение», 29 - 30 марта 2011 года. Организатор конференции: Международная ассоциация «ТРАВЭК». Опубликованы тезисы.

9. Селезнева Н.А., Илюшин П.В., Барбетов А.И 3-я Международная научно-техническая конференция «Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем». Исследовательского комитета СИГРЭ, секции В5 «Релейная защита и автоматика», 30 мая -03 июня 2011 г. в г. Санкт-Петербург. Секция 4: Современные тенденции развития систем противоаварийного и режимного управления. Доклад PS2 - S4-04 «Устройство автоматического ограничения перегрузки линий». Опубликованы тезисы. ilO. Технический отчет ОАО «НТЦ электроэнергетики», 2009: «Разработка *

Технических предложений для снижения токов короткого замыкания в Московской энергосистеме с помощью устройств FACTS», Этап 2 «Формирование концепции обеспечения допустимых значений токов КЗ в энергосистеме на основе обобщения результатов работ по определению предельных значений токов КЗ для оборудования 110 кВ и 220 кВ, нормативным требованиям к построению электрической сети, обеспечивающему допустимые значения токов КЗ, анализу влияния глубины стационарного секционирования сети выключателями на надежность электроснабжения потребителей, применению схем автоматического «деления», техническим требованиям к токоограничивающим устройствам различных типов. Формирование предложений по пересмотру существующих РД» (Тихонов Ю.А., Гуревич Ю.Е., Гайснер А.Д., Илюшин П.В. и др.).

11. Технический отчет ОАО «НТЦ электроэнергетики», 2010: «Разработка Концепции интеллектуальной электроэнергетической системы с активно-адаптивной сетью», Этап 2 «Основные положения Концепции развития интеллектуальной электроэнергетической системы с активно-адаптивной сетью» - «Структурирование потребителей под возможность ситуационного управления нагрузкой, взаимодействие систем управления режимами и надежностью работы распределительных сетей и электропотреблением с центрами управления ИЭС ААС» (Гуревич Ю.Е., Илюшин П.В., Кучеров Ю.Н.).

12. Технический отчет ОАО «НТЦ электроэнергетики», 2011: «Разработка алгоритмов, принципов и условий совместной работы силового оборудования ААС и электростанций с максимальным эффектом от их применения», Этап «Разработка технических требований к генераторным газотурбинным и газопоршневым установкам для обеспечения возможности автономного электроснабжения потребителей» (Тихонов Ю.А., Гуревич Ю.Е., Илюшин П.В., Кучеров Ю.Н.).

13. Илюшин П.В. «Основные направления реализации Положения о технической политике ОАО «Холдинг МРСК» в распределительном сетевом комплексе», X Международная научно-техническая конференция «Перспективы развития электроэнергетики. Энергоэффективность и энергосбережение», 21-22 июня 2011 года. Организатор конференции: Международная ассоциация «ТРАВЭК». Опубликованы тезисы.

14.Технический отчет ОАО «НТЦ электроэнергетики», 2011: «Концепция ИЭС ААС».

Внедрение результатов работы:

1. Развитие противоаварийного управления распределительными сетями является естественной частью комплексной программы перехода к активно-адаптивным сетям и созданию интеллектуальной энергосистемы [14—17]. Поэтому существенная часть вопросов, разрабатываемых в диссертации: рекомендации в отношении коэффициента запаса по приращению нагрузки (п. 2.3), рекомендации по введению режима в допустимую область (гл. 3), исследования особенностей распределенной генерации и соответствующие рекомендации (п. 1.3), — включены ОАО «НТЦ электроэнергетики» в «Концепцию ИЭС ААС» (2011 г.);

2. Предложение по развитию схемы ПГЭС Городецкая для обеспечения применения ДА принято ООО «ЭнергоСервисПроект» и включено в раздел проекта «Схема выдачи мощности ПГЭС Городецкая. Электротехнические решения. Расчет режимов и устойчивости прилегающей сети 220 кВ. Расчет токов КЗ. Принципиальные решения по противоаварийной автоматике».

3. Алгоритм введения режима в допустимую область (ВРДО) принят в ОАО «МОЭСК» для проведения расчетов при планировании режимов работы распределительных сетей.

4. Предложения по возможности ликвидации аварийной перегрузки сети разрабатывались совместно с ОАО «Институт «Энергосетьпроект» и были использов'аны в проекте автоматики ограничения перегрузки линий для транзита ВЛ 110 кВ Трубино — Клязьма 1, 2 с отп., Н.Подлипки — Тополь, Клязьма - Тополь с отп., Клязьма — Пушкино, Пушкино — Роса с действием на АЗГ МГТЭС Пушкино.

4.7. Выводы по Главе 4

I. Делительная автоматика (ДА), позволяющая при аварии в сети выделить на автономную работу электростанцию со своими собственными нуждами и местной нагрузкой (или частью местной нагрузки), - одно из известных средств ограничения распространения аварии. В настоящее время ДА применяется с пуском по снижению частоты (частотная делительная автоматика, ЧДА), но также разворачиваются работы по ДА по снижению напряжения в сети (ДАН).

II. Известно, что отделение от сети электростанции со своими собственными нуждами и нагрузкой на генераторном напряжении в случаях, когда величина отделяемой нагрузки превышает располагаемую мощность питающих ее генераторов, может приводить как к понижению частоты, если устойчивость двигателей в нагрузке не нарушается, так и к повышению частоты. Последнее обусловливается дефицитом реактивной мощности и лавиной напряжения.

III. При проектировании мер, применение которых необходимо в случае отделения генераторов с местной нагрузкой от сети, следует прежде всего определить, возможны ли при каких-либо реальных случаях такого отделения от сети (в т. ч. при отделении от сети, сопровождающемся КЗ в ней) нарушения устойчивости двигателей, приводящие к лавине напряжения в отделяемой нагрузке. Если такие последствия возможны, то должна быть предусмотрена автоматика, которая отключает необходимую часть нагрузки по факту отделения от сети (а не по сигналу АОСН, так как требуется минимально возможное запаздывание), обеспечивает напряжения в нагрузке выше критических значений и сохранение работоспособности электроприемников, оставшихся включенными.

IV. Объемы разгрузки определяются вариантными расчетами электромеханических переходных процессов. Такие расчеты не отличаются от обычных, но требуют правильного учета состава отделяемых нагрузок (соотношения между двигательной и статическими компонентами нагрузки), от чего решающим образом зависит уровень устойчивости нагрузки.

V. Если нет оснований ожидать нарушений устойчивости двигателей, то задержки в срабатывании АЧР (из-за выбора низких уставок по частоте) несущественны до тех пор, пока кратковременные снижения частоты допустимы для генераторов.

VI. Выбор управляющих воздействий ДА, обеспечивающих деление, как правило затруднителен. Для ПГЭС Городецкая рекомендовано (совместно с ООО «ЭнергоСервисПроект») дополнить схему РУ 10 и 11,5 кВ выключателями, объединяющими секции шин таким образом, чтобы при делении на выключателях 220 кВ повышающих трансформаторов схема не распадалась на независимые части (см. рис. 4.4.2).

VIL Значение критического дефицита активной мощности (такого, что если фактический дефицит больше этого значения, то происходит нарушение работы всех электроприемников лавина напряжения, сброс нагрузки, повышение частоты) зависит не только от наличия КЗ и от состава нагрузки, но и, в большой степени, от того, как местная реактивная нагрузка распределяется в доаварийном режиме между местными генераторами и сетью. Обосновано, что чем меньше поток реактивной мощности от этих генераторов, тем больше вероятность того, что дефицит мощности окажется больше критического, т. е. итогом срабатывания ДА будет лавина напряжения и повышение частоты. Значимость этого обстоятельства установлена на примерах процессов при ДА, рассчитанных для ПГЭС Городецкая и ГГГЭС Международная.

VIII. Для ПГЭС Международная обнаружена резко выраженная зависимость критического дефицита мощности от величины генераторного напряжения (т. е. от рабочего значения coscp) в режиме перед делением.

IX. Для ПГЭС Международная по признаку наименьшего запаса устойчивости нагрузки и набольшей вероятности возникновения лавины напряжения нужно выделять:

• сеть 10 кВ, питающуюся от ПС Пресня;

• сеть 6 кВ ТЭЦ-7 (расчеты показывают, что именно нагрузка этой сети провоцирует лавину напряжения в рассматриваемом районе).

X. Весь рассматриваемый район ПГЭС Международная отрезан во многих точках от остальной сети (на ПС Фили, Мазилово, Сити, Никитская), что в аварийных режимах это становится существенным отрицательным фактором. Что касается соответствующих АВР, то:

• применение БАВР в распределительной сети связано со многими трудностями улавливания допустимой разности фаз напряжений;

• обычный АВР может восстановить электроснабжение только после значительного перерыва питания;

• обычный АВР не будет работать, если напряжение на резервируемой стороне не исчезает, а лишь понижается (снижения напряжения (до 70-80 % от номинального могут быть достаточными для запуска АОСН, но они не достаточными для запуска обычного АВР).

Заключение

Содержание настоящей работы - разработка новых и развитие существующих принципов противоаварийного управления распределительными сетями мегаполисов, имеющих своей конечной целью повышение надежности работы распределительных сетей и электроснабжения потребителей.

Основные научные и практические результаты работы:

1. Показано, что из-за специфики распределительных сетей способы противоаварийного управления ими могут отличаться от способов противоаварийного управления системообразующими сетями. Поэтому, в частности, для распределительных сетей требуется модификация:

• понятия запаса, характеризующего текущий или планируемый режим;

• методов введения режима в допустимую область.

2. Предложено ввести понятие коэффициента запаса текущего или планируемого режима по приращению нагрузки (во всех узлах рассматриваемой сети пропорционально исходным мощностям) и измерять этот запас по относительной величине такого прироста активной и реактивной нагрузки, при котором достигается граница области допустимых режимов. При этом граница области допустимых режимов определяется по значениям максимально допустимых токов в ветвях и минимально допустимым напряжениям в узлах (последнее — по «Методическим указаниям по устойчивости энергосистем»). Разработаны методические указания по расчету коэффициента запаса, в частности в отношении задания приращений реактивной нагрузки (задания величины ЛС)П/ДРН).

3. Разработан алгоритм введения режима распределительной сети в допустимую область на основе контроля токов в ветвях схемы и напряжений в узлах и с учетом управляющих воздействий, практических реализуемых в конкретных условиях и направленных на:

• управления напряжениями в сети и на электростанциях;

• управление активными мощностями генераторов, работающих в распределительной сети;

• возможные коммутации в сети;

• ограничение электропотребления.

4. Показано, что распространение генерирующих установок малой или средней мощности (образующих «распределенную генерацию» и играющих большую роль в обеспечении электроснабжения быстрорастущей нагрузки), особенно газотурбинных генерирующих установок со свободной силовой турбиной и газопоршневых, значительно снижает динамическую устойчивость и может сделать невыполнимыми требования сохранения синхронной динамической устойчивости при нормативных возмущениях. В связи с этим поставлен вопрос о допустимости кратковременного асинхронного режима при нормативных возмущениях при условии отсутствия дополнительных нарушений устойчивости и с соответствующей перенастройкой АЛАР.

5. На основании расчетов определены требования к скорости набора мощности мобильных ГТЭС для ликвидации аварийных перегрузок сети в районе ПС Пушкино московской энергосистемы.

6. В связи с необходимостью применения делительной автоматики на ПГЭС Городецкая, выполнена доработка схемы электростанции, выбраны коммутации, реализующие деление, а также выбраны целесообразные параметры AJIAP.

1. Кучеров Ю.Н., Кучерова О.М., Капойя JL, Руденко Б.Н. Надежность и эффективность функционирования больших транснациональных ЭЭС. Новосибирск, Наука, Сибирская изд. фирма РАН, 1996.

2. Руденко Ю.Н., Ушаков И.А. Надежность систем энергетики. М., Наука, 1990.

3. Абраменкова H.A., Воропай Н.И., Заславская Т.Б. Структурный анализ электроэнергетических систем. Новосибирск, "Наука", 1990.

4. Баринов В.А., Совалов С.А. Режимы энергосистем, методы анализа и управления. М., Энергоатомиздат, 1990.

5. Бушуев В.В., Новиков H.JL, Сарычев С.П. и др. Вопросы управления режимами энергосистем при изменении их параметров в широком диапазоне. Моделирование и управление в энергетических системах. Сборник научных трудов ЭНИН. М., 1981.

6. Воропай Н.И., Шер И.А. Имитационный подход при исследовании процессов в электроэнергетических системах / Имитационный подход к изучению больших систем энергетики. JL, Тр. Ленинградского Политехнического ин-та, 1983.,

7. Гончуков В.В., Горнштейн В.М., Крумм Л.А. и др. Автоматизация управления энергообъединениями. Под ред. С.А. Совалова. М.: Энергия, 1979.

8. Жданов П.С. Вопросы устойчивости электрических систем. Под ред. Л.А. Жукова. М., Энергия, 1979.

9. Иофьев Б.И.' Автоматическое аварийное управление мощностью энергосистем. М., "Энергия", 1974 .

10. Маркович И.М. Режимы энергетических систем. М., "Энергия", 1969.

11. Овчаренко Н.И. Автоматика электрических станций и электроэнергетических систем. / Под редакцией А.Ф. Дьякова. М., Изд-во НЦ ЭНАС, 2000.

12. Портной М.Г., Рабинович P.C. Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости. М., Энергия, 1978.

13. Хачатуров A.A. Несинхронные включения и ресинхронизация в энергосистемах. М., Энергия, 1977.

14. Шакарян Ю.Г., Новиков H.JI. Технологическая платформа Smart Grid (основные средства). Энергоэксперт, 2009, № 4.

15. Интеллектуальные сети: Российский взгляд. Энергоэксперт, 2009, № 4. Круглый стол: Шульгинов Н.Г., Дементьев Ю.А., Воротницкий В.В., Михаль П.Н.

16. Дорофеев В.В., Макаров A.A. Активно-адаптивная сеть — новое качество ЕЭС России. Энергоэксперт, 2009, № 4.

17. Гуревич Ю.Е. Обобщенные параметры, характеризующие условия работы крупных электростанций в ЕЭС СССР. Труды ВНИИЭ, вып. 56. М., Энергия, 1978.

18. Методические указания по устойчивости энергосистем. Утверждены приказом Минэнерго России от 30.06.2003 г. № 277.

19. Гуревич Ю.Е., Либова JI.E. Применение математических моделей электрической нагрузки в расчетах устойчивости энергосистем и надежности электроснабжения промышленных потребителей. М., ЭЛЕКС-КМ, 2008.

20. Жмурко В.Е., Илюшин П.В., Кандауров JI.H., Хвощинская М.А. Использование мобильных электростанций (МГТЭС) для противоаварийного управления в энергосистемах. — Электро, 2010, № 4.

21. Мозгалев К.В., Неклепаев Б.Н., Шунтов A.B. О стабилизации уровней токов короткого замыкания в сетях 110 кВ и выше. — Электричество, 2004, № 10.

22. Востросаблин A.A., Неклепаев Б.Н., Шунтов A.B. Об эффективности мероприятий по ограничению токов короткого замыкания в основных сетях энергосистем. Известия Академии Наук. Энергетика. 2001, № 4.

23. Абдурахманов A.M., Мисриханов М.Ш., Неклепаев Б.Н., Шунтов A.B. Еще раз о составляющих модели отказа выключателя. — Электрические станции, 2005, № 4.

24. Шакарян Ю.Г., Новиков H.J1. Технологическая платформа Smart Grid 4 (Основные средства) Энергоэксперт, 2009, №4.

25. Борисов Ю.В., Гуревич Ю.Е., Пойдо А.И., Хвощинская З.Г. О применении газотурбинных генераторов в энергосистемах России. — Электричество, 1995, № 11.

26. Илюшин П.В. «Учет особенностей объектов распределенной генерации при выборе алгоритмов противоаварийного управления в распределительных сетях» Электро, 2011, № 4.

27. Бернер М.С., Брухис Г.Л., Гуревич Ю.Е., Кучеров Ю.Н. Проблемы применения аварийной разгрузки больших распределительных сетей. -«Электро», 2008, № 5.

28. Правила функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики. Утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 31 августа 2006 г. № 530.

29. Проект Специального технического регламента «О безопасности при нарушениях электроснабжения», 2006.

30. Методические указания по проектированию развития энергосистем. СО 153-34.20.118-2003.

31. NERC North American Electric Reliability Corporation., Стандарт TPL-001 -0.

32. Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е., Окин А.А Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах. М., Энергоатомиздат, 1990.

33. Селезнева Н.А. Делительная автоматика для ТЭС Международная. Тезисы докладов XVI научно-технической конференции "Обмен опытом проектирования, наладки и эксплуатации устройств РЗА и ПА в энергосистемах Урала", г. Екатеринбург, 2010 г.

34. Технические правила организации в ЕЭС России автоматического ограничения снижения частоты при аварийном дефиците активноймощности (автоматическая частотная разгрузка). СТО 59012820.29.240.001-2010.

35. Белослудцев К.А., Гуревич Ю.Е. Возможные пути развития аварий, вызванных большим дефицитом мощности. — Электрические станции, 2004, № 9.

36. Арцишевский Я.Л., Земцов A.A. Принципы противоаварийного управления в системах электроснабжения с собственным источником -Электрические станции, 2010, №10.

37. Илюшин П.В. «Требования к разгрузке при вынужденном отделении от сети электростанции с собственными нуждами и нагрузкой на напряжении 6-10 кВ» Электро, 2011, № 6.