автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Разработка методики выбора мест установки устройств поперечной компенсации реактивной мощности в сетях 330-500 кВ

005012415

На правах рукописи

Назарова Екатерина Сергеевна

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ВЫБОРА МЕСТ УСТАНОВКИ УСТРОЙСТВ ПОПЕРЕЧНОЙ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В СЕТЯХ 330-500 кВ

Специальность 05.14.02 - «Электрические станции и электроэнергетические системы»

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 2 МЛ0 2612

Иваново - 2012

005012415

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина»

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Ведущая организация

Савельев Виталий Андреевич

доктор технических наук, профессор

Шунтов Андрей Вячеславович

доктор технических наук, профессор ОАО «Специализированное проектно-конструкторское бюро по ремонту и реконструкции», генеральный директор

Герасимов Сергей Евгеньевич

кандидат технических наук, доцент ФГАОУ ДПО «Петербургский энергетический институт повышения квалификации», заведующий кафедрой «Диспетчерское управление энергосистем»

Проектный Центр «Севзапэнергосетьпроект» ОАО «СевЗап НТЦ», г. Санкт-Петербург

Защита состоится 30 марта 2012 г. в 11 часов на заседании диссертационного совета Д 212.064.01 при Ивановском государственном энергетическом университете по адресу: 153003, г. Иваново ул. Рабфаковская д.34, корп. Б, аудитория 237.

Отзывы (в двух экземплярах, заверенные печатью организации) просим направлять по адресу: 150003, г. Иваново ул. Рабфаковская д.34, ученый совет ИГЭУ. Тел: (4932)38-57-12, факс (4932)38-57-01, е-таП:исЬ_50 vet@ispu.ru

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина».

Автореферат разослан ¿/¿е^Мл'ПЪП г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук

Мошкарин Андрей Васильевич

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Вопрос обеспечения устойчивой и надежной работы энергосистем остро стоит как в России, так и за рубежом, о чем свидетельствуют недавние системные аварии, сопровождающиеся нарушением электроснабжения значительного числа потребителей (например: на ПС Чагино в мае 2005 г.; отключение линий на ПС Южная в 2009 г. в г. Санкт-Петербурге вследствие загрязнения внешний изоляции; авария на ПС 330 кВ Восточная в августе 2010 г. в г. Санкт-Петербурге и другие).

Одним из способов обеспечения надежности электроснабжения потребителей является повышение пропускной способности линий электропередачи и наличие резервов мощностей. Условия рыночной экономики предполагают полное использование пропускной способности линий электропередачи, возлагая решение задачи обеспечения устойчивости на вспомогательные силовые устройства, обеспечивающие ее заданные или допустимые параметры. Сегодня предложен ряд путей решения этой проблемы. Однако, с увеличением единичной мощности электрооборудования систем электроснабжения изменяются требования, предъявляемые к настроечным параметрам регулирующих устройств, и, следовательно, возникают новые ограничения на режимы работы линий электропередачи (ЛЭП).

Применительно к сетям 500 - 750 кВ в России в восьмидесятых - девяностых годах 20 века интенсивно развивалось научное направление, связанное с использованием управляемых шунтирующих реакторов (УШР). В настоящее время в сетях различных классов напряжений установлено более 30 УШР. Однако, сегодня отсутствуют обобщенные технические требования, которым должны удовлетворять линейные управляемые реакторы, и, что особенно важно, не разработаны методики технико-экономического обоснования применения управляемых шунтирующих реакторов и не определены критерии выбора мест их установки в энергосистемах. Для выбора мест установки УШР необходимо проводить широкомасштабные исследования на физико-математической модели полной схемы сети с реализацией комплекса установившихся режимов. В связи с этим весьма актуальна разработка методики и формирование критерия для выбора мест установки УШР в высоковольтных сетях. Это позволит оценить целесообразность применения управляемого поперечного устройства компенсации реактивной мощности на той или иной подстанции по количественным параметрам системы.

Целью работы является научно-методическое обоснование выбора мест установки УШР в сетях 330 - 500 кВ для повышения их пропускной способности и обеспечения требуемого уровня надежности энергосистем.

Основные задачи исследования:

1. Выполнить анализ существующих подходов для принятия решения об установке устройства поперечной компенсации в высоковольтных сетях.

2. Разработать критерии и методику выбора мест установки устройств поперечной компенсации реактивной мощности в высоковольтных сетях 330 - 500 кВ на основе оценки параметров системы.

3. Реализовать предложенную методику в действующих энергосистемах, где остро стоит проблема обеспечения повышения пропускной способности линий электропередачи. Для этого необходимо:

• разработать эквивалентные схемы и физико-математические модели энергосистем с УШР в среде объектно - ориентированного программирования с помощью совместного использования среды компьютерного моделирования MATLAB и Dymola;

• исследовать установившиеся режимы работы в трех энергосистемах с установленными УШР - Кольско-Карельского транзита 330 кВ, транзита Север-Юг Казахстана 500 кВ, транзита Ново-Анжерская - Таврическая 500 кВ;

• провести анализ полученных данных в указанных энергосистемах, используя предложенную методику, и сформулировать обобщенный критерий выбора места установки управляемых шунтирующих реакторов применительно к сетям 330 - 500 кВ.

4. Оценить влияние настроечных параметров УШР на показатели статической устойчивости энергосистем.

5. Рассмотреть особенности применения разработанного критерия выбора места установки управляемых шунтирующих реакторов в городской сети.

В качестве основных методов научных исследований применялись численные эксперименты физико-математических моделей, как в эквивалентных, так и в полных схемах реальных энергосистем, которые выполнялись в специализированных программах расчета - таких как Dymola, MAT-LAB и RASTR. В физико-математическом описании моделей применены известные системы дифференциальных уравнений элементов электроэнергетической сети, численное решение которых позволяет выполнить расчеты переходных и установившихся режимов работы.

Научная новизна диссертационной работы заключается в следующем:

1. Разработана методика, позволяющая выбрать места установки управляемых устройств поперечной компенсации реактивной мощности в высоковольтных сетях, обеспечивающие более высокую стабилизацию напряжения и повышение пропускной способности ЛЭП, а также обеспечивают необходимые показатели устойчивости системы.

2. Предложен критерий выбора места установки УШР в сетях 330 -500 кВ. Учитывающий, кроме значения мощности короткого замыкания в месте установки УШР, отклонение напряжения при тестовом возмущении и мощность реактора, что в свою очередь позволяет более точно определить места установки управляемого поперечного устройства компенсации и охва-

тить более широкий спектр возможных эксплуатационных режимов в энергосистеме.

3. Разработаны математические модели нескольких реальных энергосистем в среде объектно-ориентированного программирования на языке Modélica, позволяющие создавать более сложные компьютерные модели энергосистем и с использованием отработанного взаимодействия программных оболочек систем моделирования MATLAB и Dymola выполнять оценку запаса статической устойчивости энергосистемы.

Практическая ценность.

1. Применение разработанных физико-математических моделей реальных энергосистем в среде объектно-ориентированного программирования Modélica и предложенного алгоритма совместного использования' программных оболочек Dymola и MATLAB при реконструкции и проектировании электрических систем, содержащих протяженные линии электропередачи 330 - 500 кВ, позволяют решать задачи нормализации уровней напряжения, повышения пропускной способности ЛЭП, оценки запаса статической и динамической устойчивости, а также улучшения показателей переходных процессов в аварийных режимах.

2. Методика и критерий выбора мест установки УШР предложены для внедрения в энергосистемах.

Реализация.

Результаты диссертационной работы реализованы в Кольско-Карельском транзите 330 кВ, транзите 500 кВ Север-Юг в Казахстане, транзите 500 кВ Ново-Анжерская - Таврическая в ОЭС Сибири и в энергосистеме 330 кВ «Ленэнерго».

Достоверность результатов и обоснованность научных положений полученных в диссертационной работе, подтверждается исследованиями и экспериментами, выполненными на физико-математических моделях действующих энергосистем.

В диссертационной работе проведены исследования, позволившие разработать методику и сформулировать критериальные условия выбора места установки УШР с целью повышения надежности электроснабжения путем нормализации уровней напряжения и повышения пропускной способности линий электропередачи. Также отработан механизм совместного использования программного обеспечения Dymola и MATLAB для расчета установившихся режимов, оценки запаса статической и динамической устойчивости систем. Указанные исследования соответствуют п. 10 «Теоретический анализ и расчетные исследования по транспорту электроэнергии переменным и постоянным током, включая проблему повышения пропускной способности транспортных каналов» и п. 13 «Разработка методов использования ЭВМ для решения задач в электроэнергетике» паспорту научной специальности 05.14.02 «Электрические станции и электроэнергетические системы».

Объектом исследования являются протяженные высоковольтные транзитные линии напряжением 330 - 500 кВ.

Предмет исследования - установившиеся режимы работы реальных энергосистем напряжением 330 - 500 кВ, их оптимизация и управление для нормализации уровня напряжения и обеспечения требуемой пропускной способности линий путем выбора мест установки управляемых поперечных устройств компенсации реактивной мощности.

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Методика выбора мест установки УШР в высоковольтных сетях.

2. Результаты анализа режимов работы протяженных энергосистем характеризующихся однонаправленным потоком мощности и их физико-математические модели с учетом применения УШР.

3. Критериальные условия выбора мест установки устройств поперечной компенсации реактивной мощности в протяженных транзитных линиях электропередачи.

4. Алгоритм определения настроечных параметров УШР с целью обеспечения статической устойчивости энергосистем.

Личный вклад автора заключается:

1. В разработке новой методики выбора мест установки УШР в высоковольтных сетях.

2. В разработке физико-математических моделей энергосистем и в определении их параметров.

3. Автором предложены новые критериальные соотношения и сформулирован критерий выбора мест установки УШР в сетях 330 - 500 кВ. При выборе места установки УШР автор предлагает оперировать не только значением мощности трехфазного короткого замыкания системы относительно шин рассматриваемой подстанции, но и величинами изменения напряжения и мощности реактора при переходе к управляемой компенсации, а также мощностью стабилизации эквивалентной системы.

4. Автором проведена апробация и практическая реализация методики выбора мест установки УШР в ряде энергосистем.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и получили одобрение на научных семинарах кафедры «Электрические системы и сети» СПбГТУ, на научно-технических конференциях «Фундаментальные исследования в технических университетах» 2005 - 2007 гг. (г. Санкт-Петербург), а также на семинарах международной научно-технической конференции ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА (г. Варна, Болгария, 2010 г., г. Стара Лесна, Словакия, 2011 г.), на международной научно-технической конференции «СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ» (XVI «Бенардосовкие чтения») 1 - 3 июня 2011г., на международном научном семинаре им. Ю.Н. Руденко (г. Ялта, Украина, 2010г., г. Решма, Ивановская область, 2011г.).

Публикации. По результатам исследований опубликовано 12 печатных работ, по перечню ВАК РФ 2 печатных работы.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа включает введение, четыре главы и заключение, изложенные на 121 странице. Содержит 4 приложения, 25 рисунков, 45 таблиц, список литературы из 96 наименований. Общий объем работы 170 страниц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы. Определена цель исследования, сформулированы задачи, решаемые для ее достижения и научная новизна. Выполнен обзор существующих типов управляемых шунтирующих реакторов, отражены их достоинства и недостатки.

В первой главе выполнен анализ проблемы обеспечения режимов высоковольтных протяженных линий электропередачи. Отмечены особенности обеспечения требуемой пропускной способности линий и резервирования мощностей в условиях рыночной экономики.

Показано, что одним из способов эффективного решения указанной проблемы является применение ЛЭП с правильным выбором места расстановки УШР и подбором их настроечных параметров, что обеспечит большую «гибкость» передающей системы и может найти применение в концепции FACTS. Предложена и разработана методика выбора мест установки УШР в высоковольтных сетях, используя количественные связи между определенными режимными параметрами. Предложены новые термины и критерии, такие как:

Технологически обоснованное значение коэффициента управления УШР. За технологически обоснованное принимается значение коэффициента по каналу отклонения напряжения, обеспечивающее стабилизацию напряжения в пределах (U„OM;\,05UHOJ при изменении нагрузки электропередачи от режима холостого хода до максимальной рабочей величины.

Изменение напряжения SU и изменение мощности реактора SQp. Под изменением напряжения SU и изменением мощности реактора SQp понимается модуль разности соответствующих величин при изменении коэффициента управления по каналу отклонения напряжения от минимального до технологически обоснованного значения. Минимальное значение коэффициента управления по каналу отклонения напряжения практически соответствует использованию неуправляемых реакторов.

Мощность стабилизации эквивалентной системы Бкзэ - мощность трехфазного короткого замыкания искусственно присоединенной системы, которая обеспечивает такую же стабилизацию напряжения, как и предполагаемый к установке реактор.

Для разработки критерия выбора места установки за основные критериальные величины и соотношения, были приняты следующие переменные:

• SU/SQp(o.e.) - критериальное соотношение, которое показывает степень изменения напряжения на подстанциях системы при изменении мощности реактора на 1 o.e.;

• Qp/SK33 (МВА/ГВА) - критериальное соотношение, показывающее, включение какой мощности реактора эквивалентно присоединению искусственной энергосистемы с мощностью короткого замыкания 1ГВА.

Для таких реальных энергосистем, как ЭС Казахстана транзит Север-Юг 500 кВ, ОЭС Северо-Запада Кольско-Карельский транзит 330 кВ, ОЭС Сибири транзит Ново-Анжерская - Таврическая 500 кВ выполнен анализ установившихся режимов и разработаны эквивалентные схемы.

Рассмотрим более подробно особенности ОЭС Северо-Запада. Упрощенная схема Кольско-Карельского транзита 330 кВ представлена на рис. 1.

Кольская АЭС

Транзитная электропередача 330 кВ, связывающая Кольскую и Карельскую энергосистемы с Ленэнерго, характеризуется стабильным потоком мощности от Кольской АЭС в дефицитную Карельскую энергосистему и далее в систему Ленэнерго. Кольская и Карельская энергосистемы имеют плотный график нагрузки, с числом использования максимума нагрузки около

7000 часов. Основная проблема указанных энергосистем заключается в ограниченном использовании мощности электростанций из-за недостаточной пропускной способности транзита Колэнерго - Карелэнерго - Ленэнерго. Указанную проблему можно решить, установив ряд устройств поперечной компенсации реактивной мощности.

Во второй главе описаны основные математические модели элементов электроэнергетической системы, используемые в диссертации. Отмечены особенности и достоинства применяемых языков программирования MAT-LAB и Modélica, с использованием программы поддержки Dymola для решения поставленных задач в работе. Отмечены преимущества совместного использования указанных сред программирования и приведен алгоритм их взаимодействия.

Современные крупные энергообъединения моделируются системами алгебро-дифференциальных уравнений высокого порядка. Моделирование электрических сетей набором алгебраических уравнений в среде MATLAB в ряде случаев приводит к вычислительной неустойчивости методов интегрирования. При использовании объектно-ориентированного языка моделирования динамических систем некаузального типа - Modélica удается избежать этой проблемы. Данный язык поддерживает объектно-ориентированное моделирование физических систем, используя концепции наследования и повторного использования компонентов.

Исходя из отмеченного для создания моделей исследуемых в диссертационной работе энергосистем было принято совместное использование системы MATLAB, как мощного средства анализа, и языка Modélica (совместно с программой поддержки Dymola), сочетающего в себе сильные стороны объектно-ориентированного программирования.

В программах расчета установившихся режимов в работе УШР моделируются следующим образом: задается значение модуля напряжения в точке присоединения УШР, а также минимальное и максимальное значения потребляемой им реактивной мощности, Qmin и Qmax, соответственно. При этом принимается, что напряжение в точке подключения реактора остается неизменным (U = const) при условии, что Qm¡„ <Q< Qmax.

Предполагается, что параметры реактора могут регулироваться по отклонению напряжения AU, по отклонению частоты напряжения А со и по производной отклонения частотырАсоъ точке присоединения реактора. Возможно и регулирование реактора по отклонению тока линии. За величину отклонения принимается разность между текущим и заданным значением переменной.

С учетом изложенного линеаризованный закон регулирования имеет

вид:

(1 + рТр) АВр = Кли AU + К[А1 + КЛа Асо + КрАа рАсц где: Тр - постоянная времени реактора, с, АВр - приращение проводимости реактора, o.e., Кли, К,, КАб> КрА(а - коэффициенты регулирования по отклоне-

нию напряжения, по отклонению тока линии, по отклонению частоты напряжения и по производной частоты напряжения.

Рис. 2. Структура системы управления УШР

Данному закону регулирования соответствует структура системы управления реактора, представленная на рис. 2. Схема выполнена по аналогии с АРВ-СД синхронных генераторов. На сумматор системы управления приходят сигналы от выбранных каналов регулирования со своими значениями коэффициентов усиления (сигналы по каналам отклонения тока линии, напряжения и частоты, затем они преобразовываются в ряде дифференцирующих и инерционных звеньях). Выходной сигнал сумматора учитывает постоянную времени реактора, и после прохождения блока ограничений определяет величину приращения проводимости реактора. Величина приращения проводимости суммируется с заданным значением проводимости реактора. Таким образом, выходной сигнал сумматора соответствует значению проводимости реактора, полученному с использованием того или иного канала регулирования.

Предложенная математическая модель позволяет моделировать как быстродействующие УШР трансформаторного типа, так и УШР, управляемые подмагничиванием.

Система управления реактора позволяет осуществлять регулирование по четырем каналам. Однако, исследования показали, что в отличие от АРВ генераторов в системе управления реактора наиболее эффективным при регулировании режимов является применение канала по отклонению напряжения.

Для режимного регулирования и по степени влияния на показатели статической устойчивости системы применение каналов по отклонению частоты напряжения и по производной частоты напряжения оказывается неэффективным, так как данные каналы учитывают медленные электромеханические процессы, имеющиеся в системе, и не оказывают заметного влияния на

точность поддержания напряжения в точке подключения УШР.

Таким образом, в исследованиях, проводимых в диссертационной работе, применялась модель УШР с использованием канала по отклонению напряжения.

В третьей главе приведены результаты исследований установившихся режимов реальных транзитных линий электропередачи напряжением 500 кВ и 330 кВ при их различной нагрузке по предложенной в главе 1 методике.

На основе анализа данных установившихся режимов транзита Север-Юг ЭС Казахстана были определены пограничные значения критериальных величин и сформулирован критерий выбора места установки УШР в сетях 500 кВ. Исследования Кольско-Карельского транзита напряжением 330 кВ позволили уточнить полученные условия.

Для иллюстрации рассмотрим применение предложенной методики выбора типа и места установки компенсирующего устройства на основе анализа установившихся режимов Кольско-Карельского транзита ОЭС Северо-Запада.

1. Первый этап методики заключается в разработке для заданной энергосистемы эквивалентной схемы с учетом схемно-режимных параметров исходной сети.

Таким образом, для Кольско-Карельского транзита была разработана эквивалентная схема 330 кВ (см. рис. 1) и создана компьютерная модель энергосистемы позволяющая рассчитать установившиеся режимы.

Численные эксперименты выполнялись для разных значений передаваемой мощности. В качестве основных режимов Кольско-Карельского транзита рассматривались два режима передачи мощности в сторону системы Ленэнерго. В режиме А загрузка линий составляла 20 - 40%Рнат. В режиме В передаваемая активная мощность по линиям транзита составляет 85 -90%Р„ат. С точки зрения компенсации избыточной реактивной мощности наиболее тяжелым является режим А.

2. Второй этап методики заключается в реализации численных экспериментов расчета режимов исследуемой энергосистемы в эквивалентной и полной схеме энергосистемы.

2.1. По результатам расчета в эквивалентной схеме энергосистемы установившихся режимов ставилась задача получить расчетные значения напряжения и мощности реакторов на подстанциях системы при изменении коэффициента управления реактора по каналу отклонения напряжения.

Варьирование Кои осуществлялось в диапазоне от -1 ед.провод./ед.напр. до значения коэффициента управления равного или превышающего технологически обоснованное. Значение Кои = -1 ед.провод./ед.напр. соответствует установке неуправляемых реакторов.

Анализ установившихся режимов показал необходимость установки устройств компенсации на ПС Лоухи, на Ондской ГЭС и на Петрозаводской ТЭЦ.

Расчет производился в относительных единицах (o.e.). В качестве базисной мощности принималась величина 1000 MB А, за базисное напряжение значение 330 кВ. При расчете режимов задавался модуль напряжения равный 1 o.e. и начальные значения мощности всех реакторов равные 0,18 o.e.

В таблице 1 отражены результаты расчета установившихся значений напряжения и мощности реакторов на промежуточных подстанциях Кольско-Карельского транзита для режима передачи мощности А. В таблице также приведены полученные значения изменения напряжения 6U на подстанциях системы и мощности реакторов öQp полученные при переходе к управляемой компенсации. В графической форме полученные результаты представлены на рис. 3.

Таблица 1

Влияние коэффициента регулирования УИ1Р по каналу отклонения напряжения на напряжение промежуточных подстанций и мощность реакторов в режиме А

ед. провод./ ед.напр. Лоухи Ондская ГЭС Петрозаводская ТЭЦ

U(o.e.) Qp(o.e.) Що.е.) Qp(o.e.) Що.е.) Qp(o.e.)

-100 1,002 -0,3494 1,001 -0,2907 0,999 -0,0827

-75 1,002 -0,3462 1,001 -0,2876 0,9987 -0,08595

-50 1,003 -0,3401 1,002 -0,282 0,9982 -0,09192

-25 1,006 -0,3242 1,004 -0,2685 0,997 -0,1061

-10 1,011 -0,291 1,006 -0,2441 0,9951 -0,1307

-5 1,016 -0,2602 1,009 -0,2244 0,9937 -0,1487

-1 1,025 -0,2049 1,013 -0,1932 0,9924 -0,1724

SU (o.e.)/ ÖQP (o.e.) 0,023 0,1445 0,012 0,0975 0,0066 0,0897

Анализ полученных данных показал следующее: В режиме А, при слабой загрузке линий электропередачи и при значении коэффициента регулирования Кои = -1 ед.провод./ед.напр. реакторы обеспечивают допустимый уровень напряжения в системе на всех подстанциях.

При усилении регулирования мощность реактора на подстанциях Лоухи и Ондская ГЭС увеличивается. Это приводит к незначительному снижению напряжения. При усилении регулирования реактор на подстанции Петрозаводская выводится из работы, что обуславливает незначительное повышение напряжения в допустимом диапазоне (0,95-1,05)11ном.

-Лоухн

-100

-75

-ОндскмГЭС -50

-ПстрозаводскаяТЭЦ

-25 0

-0,35

£ом(ед.1гровод./ед.напр.)

-Лоухн

-ОндскаяГЭС

-ПетрозаводскаяТЭЦ

о

5"

-100 -75 -50 -25 о

£он(ед.провод./ед.напр.)

Рис.3. Графики изменения мощности реактора и напряжения на подстанциях Кольско-Карельского транзита в функции коэффициента управления реактора по каналу отклонения напряжения в режиме передачи мощности А

Полученные результаты расчет установившегося режима передачи мощности В представлены в таблице 2.

Таблица 2

Влияние коэффициента регулирования УШР по каналу отклонения напряжения на напряжение промежуточных подстанций и мощность реакторов в режиме В

Кои, ед. провод./ ед.напр. Лоухи Ондская ГЭС Петрозаводская ТЭЦ

1](о.е.) Ор(о.е.) 11(о. е.) <2р(о. е.) и (о.е.) <2р(о.е.)

-100 1,001 -0,3061 1,001 -0,2602 0,9991 0,09217

-75 1,002 -0,3038 1,001 -0,258 0,9989 -0,09489

. -50 1,002 -0,2995 1,001 -0,2541 0,9984 -0,09986

-25 1,004 -0,2881 1,003 -0,2445 0,9973 -0,1119

-10 1,008 -0,2638 1,005 -0,2271 0,9953 -0,1335

-5 1,012 -0,241 1,007 -0,2129 0,994 -0,1499

-1 1,019 -0,1992 1,01 -0,19 0,9924 -0,1724

¿и (о. е.)/ ¿вР (о.е.) 0,018 0,1069 0,009 0,0702 0,0067 0,08023

В режиме В - режиме больших нагрузок, при значении коэффициента регулирования Кои = -1 ед.провод./ед.напр. реактор на подстанции Петрозаводская ТЭЦ должен выводиться из работы, при этом уровень напряжения в системе повышается, но не превышает допустимого значения 1,051/ном.

При усилении регулирования уровень напряжения на подстанциях Лоухи и Ондская ГЭС понижается, но более плавно, чем в режиме А. Это обусловлено увеличением мощности реакторов, которые обеспечивают компенсацию меньшей избыточной емкостной мощности в энергосистеме.

Предельным технологически обоснованным значением коэффициента управления УШР по каналу отклонения напряжения было выбрано значение Кои = -100 ед.провод./ед.напр. в обоих исследуемых характерных режимах.

2.2. На следующем этапе необходимо количественно оценить величину отклонения напряжения ли, а также изменения напряжения Ш и мощности реакторов ¿Ор. Анализ полученных результатов позволит сформулировать предварительные выводы относительно типов компенсирующих устройств, установка которых целесообразна на подстанциях системы.

А. Рассмотрим критериальные величины в характерном режиме передачи мощности А.

• При значении коэффициента управления реактора по каналу отклонения напряжения Кои = -1 ед.провод./ед.напр. отклонение напряжения Ли не превышает пограничных 5%. Для всех подстанций величина изменения

14

напряжения SU при переходе от неуправляемой компенсации к управляемой не превышает 5% и составляет 2,3%, 1,2% и 0,6%, соответственно. Предварительная оценка величин AU к SU позволяет сделать предположение о возможности ограничиться установкой неуправляемых устройств компенсации на данных подстанциях.

Изменение напряжения SU обусловлено следующим изменением мощности реакторов SQp 144,5 MBA, 97,5 MBA и 89,7 MBA установленных на подстанциях. Таким образом, для поддержания заданного уровня напряжения, т.е. при усилении регулирования мощность реакторов меняется достаточно сильно.

В. Рассмотрим критериальные величины в характерном режиме передачи мощности В.

При значении коэффициента управления реактора по каналу отклонения напряжения Кои = -1 ед.провод./ед.напр. уровень напряжения на этих подстанциях не превышает 1,05UHOM, а величина изменения напряжения SU при переходе к управляемой компенсации не превышает 5% и составляет 1,8%, 0,9% и 0,67%, соответственно.

Таким образом, рассмотренные критериальные величины не превышают своих пограничных значений, что позволяет сделать предположение о возможности ограничиться установкой шунтирующих реакторов на рассматриваемых подстанциях.

Указанное изменение напряжения обусловлено изменением мощности реакторов SQp 106,9 MBA, 70,2 MBA и 80,23 MBA, соответственно, что составляет величину большую, чем принятое пограничное значение и является некоторой предпосылкой для установки управляемого устройства компенсации на подстанциях системы.

Подводя итог анализа критериальных величин отклонения AU и изменения напряжения SU, а также величины изменения мощности реактора для двух характерных режимов передачи мощности делаем общий предварительный вывод о некоторых предпосылках о возможности ограничиться установкой неуправляемых шунтирующих реакторов (ШР) на всех подстанциях.

2.3. На следующем этапе необходимо определить количественную величину критериального соотношения SU/SQp (о.е.) и значение Бкз для промежуточных подстанций системы.

В таблице 3 показаны результаты расчетов для подстанций Кольско-Карельского транзита, а также значения мощности короткого замыкания, приведенные к ступени напряжения 500 кВ.

Критериальное соотношение SU/5Qp показывает эффективность установки УШР, чем выше это значение, тем больше отклоняется уровень напряжения на подстанции системы при изменении мощности реактора. Для подстанций Кольско-Карельского транзита по полученным значениям SU/SQp можно заключить, что наиболее эффективна установка УШР на под-

™""ии Лоухи, в то время как регулирование напряжения (т.е. применение УШР) на подстанциях Ондская ГЭС и Петрозаводская ТЭЦ является малоэффективным.

Таблица 3

Расчетные значения параметра Зи/б^з и Лез для подстанций Кольско-

К ЯПРТТХ.ГЬ'ЛГЛ тм1тти<»л ___~ __________

Подстанция SU/SQp (o.e.) Sk3, MBA Sk3, MBA, приведенное к 500кВ

Режим А Режим В

Лоухи 0,159 0,168 4 095 6 205

Ондская ГЭС 0,123 0,128 4 261 6 456

Петрозаводская ТЭЦ 0,0736 0,083 4 796 7 266

Согласно принятых в диссертационной работе критериальных условий установка УШР необходима на тех подстанциях энергосистемы для которых выполняется следующее условие: значение критериального соотношения SU/SQp в характерных режимах превышает значение 0,15 o.e., а значение мощности короткого замыкания для узла энергосистемы 500 кВ меньше 6,5 ГВА.

Для подстанций Петрозаводская ТЭЦ и Ондская ГЭС в обоих режимах данное условие не выполняется и поэтому на подстанциях целесообразно применить ШР.

Для подстанций Лоухи в обоих режимах значение критериального соотношения SU/SQp превышает граничное 0,15 o.e., в то время как значение мощности короткого замыкания приведенное к 500 кВ составляет величину меньшую 6,5 ГВА, т.е. для данной подстанции обозначенное выше условие выполняется. Из этого можно сделать вывод о необходимости установки

Таким образом, на данном этапе анализ значений критериального соотношения SU/SQp и значений мощности короткого замыкания показал что на подстанции Лоухи целесообразно установить УШР, а на подстанциях Ондская ГЭС и Петрозаводская ТЭЦ необходимо применение ШР, что подтверждает сделанный ранее предварительный вывод.

2.4. Далее выполняются численные эксперименты в полной схеме сети. Один из подходов исследования заключается в сопоставлении мощности подключаемого реактора (с помощью которого достигается нормализация напряжения), с мощностью искусственно присоединенной в данном узле эквивалентной энергосистемы, которая характеризуется мощностью короткого замыкания. Технический эффект от включения реактора на промежуточной подстанции сопоставляется с эффектом присоединения эквивалентной системы, которая характеризуется определенной мощностью короткого замыка-

ния, за счет чего осуществляется такая же стабилизация напряжения при изменениях режима работы.

Для реализации указанного подхода необходимо выполнение следующих действий:

• Экспериментально определяется зависимость ди^бОрз от 5кзэ.

• По полученной зависимости ёиэ/Щрэ от Бкзэ для каждой из подстанций энергосистемы, на которых предполагалась установка реактора определяется значение мощности трехфазного короткого замыкания искусственно присоединенной системы, соответствующее заданному значению 31//ё()р, полученному в эквивалентной схеме энергосистемы.

• Определяются критериальные соотношения в виде отношения мощности реактора при выбранном технологически обоснованном значении коэффициента управления реактора по каналу отклонения напряжения к полученному значению Бкзэ.

Критериальное соотношение £)р/Бкзэ показывает, включение реактора какой мощности эквивалентно присоединению искусственной энергосистемы с мощностью стабилизации 1ГВА.

На основе анализа ранее рассмотренных параметров необходимо определить значение мощности реактора, соответствующее присоединению искусственной энергосистемы с мощностью стабилизации 1ГВА. Полученное значение покажет, установка УШР какой мощности будет эффективна на рассматриваемой подстанции по условиям регулирования режима.

Данные, полученные в полной схеме сети Кольско-Карельского транзита, сопоставляются с результатами, полученными в эквивалентной схеме для режима А. Ниже приведены результаты, полученные с помощью численного эксперимента в полной схеме транзита, путем присоединения к узлу в котором установлен УШР, искусственной системы с заданной мощностью короткого замыкания. На рис. 4 представлена зависимость критериального соотношения <5£/у<5<2рэ для различных значений мощности стабилизации искусственно присоединенной системы.

По значению критериального соотношения ди/6()р, полученному в эквивалентной схеме транзита из графиков рис. 4 можно определить значение мощности короткого замыкания искусственно присоединенных энергосистем. В графах таблицы 4 представлены полученные значения критериального соотношения ди/5<2р для режима А, мощность реактора в именованных единицах при технологически обоснованном значении коэффициента управления УШР, а также значение мощности стабилизации искусственно присоединенной эквивалентной системы. В таблице так же приведено значение критериального соотношения Qp/Sкзэ, показывающее, реактор какой мощности способен поддерживать напряжение в узле энергосистемы так же, как искусственно присоединенная система с мощностью короткого замыкания 1 ГВА.

Рис.4. Зависимость 5И^д0рэ для различных значений мощности стабилизации искусственно присоединенной системы для подстанций Кольско-Карельского транзита

Таблица 4

Сводная таблица критериальных параметров Кольско-Карельского транзита ОЭС Северо-Запада

Подстанция SU/SQp о. е. Qp, MBA SK33, ГВА Qp/SK33 (МВА/ГВА) SK3, MBA

Лоухи 0,159 349,4 2,15 162,5 4 095

Ондская ГЭС 0,123 290,7 4 73,6 4 261

Петрозаводская ТЭЦ 0,0736 82,7 10 8,27 4 796

Для подстанции Лоухи величина критериального соотношения Qp/Бкзэ составляет 162 MBА/ГВА. Т.е. присоединение искусственной системы^ с мощностью трехфазного короткого замыкания 1ГВА на этой подстанций эквивалентно включению реактора большой мощности величиной 162 MB А.

Для подстанций Ондская ГЭС и Петрозаводская ТЭЦ величина критериального соотношения Qp/SK33 составляет 73,6 и 8,27 МВА/ГВА, т.е. присоединение искусственной системы с мощностью трехфазного короткого

замыкания 1ГВА для этих подстанций эквивалентно включению реактора небольшой мощности, а именно 73,6 и 8,27 МВА.

Таким образом, на подстанции Лоухи необходимо установить УШР, а на подстанции Ондская ГЭС и Петрозаводская ТЭЦ можно ограничиться установкой ШР.

На основе анализа полученных данных в двух энергосистемах сформулирована совокупность критериальных условий выбора места установки УШР в энергосистеме с учетом приоритета их выполнения. Установка УШР целесообразна на тех подстанциях энергосистемы, для которых выполняются следующие условия:

1. Отклонение напряжения AU превышает величину 5% в характерных режимах передачи мощности при значении коэффициента управления реактора равном -1 ед.провод./ед.напр.

2. Изменение напряжения SU при варьировании коэффициента регулирования реактора по каналу отклонения напряжения от -1 ед.провод./ед.напр. до технологически обоснованного значения коэффициента управления УШР превышает 5%.

3. Установка УШР необходима на тех промежуточных подстанциях системы, которые характеризуются значением мощности короткого замыкания, приведенной к 500 kB Ski < 6,5ГВА, при этом величина SU/SQp, определенная в условиях варьирования коэффициента управления реактора Кои от -1 ед.провод./ед.напр. до технологически обоснованного значения должна удовлетворять соотношению 6U/SQp>Q,\5 o.e.

4. Установка УШР необходима на промежуточных подстанциях системы при величине QP(MBA)/S„3 (ГВА) > 180МВА/ГВА для системы 500 кВ, для системы 330 кВ более 75 МВА/ГВА.

При анализе установившихся режимов в энергосистеме, необходимо оценить отклонение напряжения на промежуточной подстанции системы, степень изменения мощности реактора для поддержания напряжения в указанном диапазоне, мощность трехфазного короткого замыкания энергосистемы относительно рассматриваемой промежуточной подстанции и мощность компенсирующего устройства, необходимого для установки. Сравнив полученные значения с критериальными, можно сделать вывод о необходимости установки УШР или ШР в системе. В случае, противоречий, полученных по анализу результатов ЭЭС, необходимо рассмотреть остальные критериальные параметры. При получении неоднозначных результатов, необходимо рассмотреть несколько режимов передачи мощности, выбрав из них самые неблагоприятные с точки зрения компенсации реактивной мощности.

Четвертая глава посвящена оценке влияния коэффициентов регулирования реактора по каналу отклонения напряжения на показатели статической устойчивости системы и выбору настроечных параметров УШР как для регулирования режимов, так и для обеспечения статистической устойчивости.

Запас статической устойчивости сети оценивается по положению корней характеристического полинома энергосистемы. Такой подход позволяет выбрать оптимальное значение коэффициента управления УШР. Под оптимальным понимается такое значение коэффициента управления УШР, при котором система характеризуется максимальными показателями статической устойчивости.

Рассматриваемый подход к оценке запаса статической устойчивости энергосистемы, показал следующее:

1. Применение УШР с регулированием по каналу отклонения напряжения позволяет выбрать такое значение коэффициента управления, при котором система характеризуется максимальными показателями статической устойчивости.

2. Значение коэффициента регулирования, при котором достигаются максимальные показатели статической устойчивости, как правило, находится в диапазоне - 5 - 40 ед.провод./ед.напр. Такое значение коэффициента регулирования существенно меньше технологически обоснованной величины, выбор которой обусловлен режимными параметрами.

3. Применение УШР положительно влияет на апериодическую устойчивости системы.

В Приложении 1 представлена полная схема ЭС Казахстана, баланс мощности на 2015 г., а также приведены характеристики режимов работы линий. В приложении представлены параметры эквивалентных схем трех рассмотренных энергосистем.

В Приложении 2 приведено описание элементов энергосистемы в среде объектно-ориентированного программирования, на базе которых проводились численные эксперименты.

В Приложении 3 приведены результаты исследований установившихся режимов работы ОЭС Сибири на примере транзита Ново-Анжерская -Таврическая 500 кВ для выбора мест установки УШР по предложенной методике.

Полученные данные хорошо согласуются с типом уже установленных в сети устройств, что указывает на достоверность методики и результатов исследования.

В Приложении 4 приведены результаты эффективности применения устройств компенсации реактивной мощности в системе «Ленэнерго» с входящими в нее сетями 110 - 750 кВ МЭС «Северо-Запада», МРСК «Северо-Запада» и другими. На основе предложенной в диссертации методики выполнена расстановка устройств компенсации реактивной мощности и доказана возможность ограничиться применением неуправляемых устройств компенсации реактивной мощности в энергосистеме «Ленэнерго».

Показано, что применение управляемых устройств компенсации ре-

активной мощности с оптимальным значением коэффициента управления Кои порядка - 10-20 ед.провод./ед.напр. и электромагнитной постоянной времени Тр порядка 4 с может быть оправданно только для небольшого, примерно на 10%, повышения запаса статической устойчивости энергосистемы.

Исследования динамической устойчивости показали, что система обладает большим запасом динамической устойчивости; т.е. предельное время отключения замыкания примерно в 2 раза больше нормируемого значения.

Полученные результаты исследований позволили расширить область применения критерия выбора мест установки УШР для устройств поперечной компенсации реактивной мощности, работающих в емкостном диапазоне.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. Разработана методика определения условий выбора мест установки УШР в сетях 330 - 500 кВ. Доказано, что установка устройств управляемой поперечной компенсации улучшает показатели качества регулируемого напряжения на зажимах ответственных потребителей.

2. Сформулированы критерии выбора мест установки УШР в сетях 330 - 500 кВ. Разработанные критерии выбора места установки УШР и технические требования, предъявляемые к их параметрам, могут использоваться при рассмотрении перспектив развития сетей с применением данных устройств.

3. Разработаны эквивалентные модели реальных энергосистем (Кольско-Карельского транзита 330 кВ, транзита Север-Юг Казахстана 500 кВ, транзита Ново-Анжерская - Таврическая 500 кВ) в среде объектно-ориентированного программирования. Использование алгоритма взаимодействия с программной оболочкой МАТЬАВ может быть применено для решения более широкого спектра научных, эксплуатационных и исследовательских задач: таких как развитие сетей, обеспечения требуемой пропускной способности линий электропередачи, оценки запаса статической и динамической устойчивости, как в рассмотренных, так и в других энергосистемах.

4. Разработаны эквивалентные модели энергосистем и исследовано влияние места установки устройств поперечной компенсации реактивной мощности на показатели статической устойчивости систем и выполнен выбор настроечных параметров УШР.

5. Предложенный критерий выбора мест установки устройств компенсации реактивной мощности опробован в городской сети «Ленэнерго». Выполнен анализ установившихся режимов работы в перспективной схеме ее развития на 2015 г. и даны рекомендации по установке устройств компенсации реактивной мощности. На разработанной модели эквивалентной схемы системы рассчитаны показатели статической устойчивости и исследована динамическая устойчивость. Исследования показали, что рассмотренная схе-

ма сети «Ленэнерго» обладает высокими показателями как статической, так и динамической устойчивости.

Основные научные результаты отражены в следующих публикациях:

В изданиях по перечню ВАК

1. Назарова, Е.С. Анализ эффективности работы управляемых шунтирующих реакторов в сетях различных классов напряжения / Е.С. Назарова, E.H. Попков, A.A. Смирнов, В.А. Смирнов // Научно-технические ведомости СПБГПУ№4- 1(52), 2007.-С. 185-191.

2. Назарова, Е.С. О выборе настроечных параметров управляемых шунтирующих реакторов для повышения показателей статической устойчивости городской сети Ленэнерго / Е.С. Назарова, C.B. Смоловик // Технология ЭМС №4 (35). - Санкт-Петербург, 2010. - С.60-63.

В других изданиях

3. Назарова, Е.С. Исследование ударных электромагнитных моментов, воздействующих на валопровод генератора в аварийных режимах / Е.С. Назарова, C.B. Смоловик // XXXII Неделя науки СПбГПУ. Материалы межвузовской научно-технической конференции. 24-29 ноября 2003 г.- Санкт-Петербург: Издательство СПбГПУ, 2004. - С.34.

4. Назарова, Е.С. Повышение эффективности регулирования возбуждения генераторов многоагрегатной автономной системы электроснабжения / Е.С. Назарова, C.B. Смоловик // Материалы VIII Всероссийской конференции по проблемам науки и высшей школы «Фундаментальные исследования в технических университетах» 26-27 мая 2004г. - Санкт-Петербург: Издательство СПбГПУ, 2004. - С. 150.

5. Назарова, Е.С. Современные устройства поперечной компенсации реактивной мощности. XXXIII Неделя науки СПбГПУ / Е.С. Назарова, C.B. Смоловик // Материалы Всероссийской межвузовской научно-технической конференции. 29 ноября - 4 декабря 2004 г. - Часть 2. - Санкт-Петербург: Издательство СПбГПУ, 2005. - С. 11-12.

6. Назарова, Е.С. Обеспечение устойчивости узлов нагрузки на основе применения управляемых шунтирующих реакторов/ Е.С. Назарова, A.A. Смирнов, C.B. Смоловик // Электроэнергетическое оборудование: надежность и безопасность Труды СПбГТУ № 501. - СПб: изд-во СПбГПУ, 2006. -С.77-83.

7. Назарова, Е.С. Разработка критерия места установки управляемых шунтирующих реакторов в объединенных энергосистемах / Е.С. Назарова, C.B. Смоловик // Сборник докладов Девятой российской научно-технической конференции по электромагнитной совместимости технических средств и электромагнитной безопасности. - Санкт-Петербург, 2006. - С.138-142.

8. Назарова, Е.С. Оценка возможности применения управляемых шунтирующих реакторов как элементов FACTS / Е.С. Назарова, C.B. Смоловик //Сборник докладов научно-технической конференции «Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования». - ПЭИПК,Санкт-Петербург, 2010. -№33. - С. 194-200.

9. Назарова, Е.С. Влияние устройств поперечной компенсации на статическую устойчивость транзитных электропередач / Е.С. Назарова, А.Н. Беляев, A.A. Смирнов // Электрика - №5- Курск, 2011. - С.3-9.

Ю.Назарова, Е.С. Задачи и пути повышения энергоэффективности в электроэнергетике / Е.С. Назарова, В.А. Савельев, В.В. Батаева // Методические вопросы исследования больших систем энергетики: Сб. науч. тр. Вып. 61. Математические модели и методы исследования надежности либерализованных систем энергетики - Отв. Ред. Н.И. Воропай. - Иркутск, 2011. -С.282-289.

П.Назарова, Е.С. Исследование колебательных процессов на автономной электростанции с мощными дизель-генераторами / Е.С. Назарова, В .А. Савельев // Международная научно-техническая конференция «Состояние и перспективы развития электротехнологии» (XVI Бенардосовские чтения) Сб.науч. тр. Вып.1. «Электроэнергетика». - ИГЭУ, Иваново, 2011. -С.166-169.

12.Nazarova, Е. Impact of Magnetically Controlled Shunt Reactors on Transient Stability of Oil-Production Enterprise Isolated Power Systems / E. Naza-rova, A. Belyaev, A. Smirnov, A. Artimiev // ELEKTROENERGETIKA - INTERNATIONAL SCIENTIFIC SYMPOSIUM, Slovakia, 21.-23. 9.2011.

НАЗАРОВА Екатерина Сергеевна

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ВЫБОРА МЕСТ УСТАНОВКИ УСТРОЙСТВ ПОПЕРЕЧНОЙ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В СЕТЯХ 330 - 500 кВ

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Подписано в печать 20.02.2012. Формат 60x84 1/16 Печать плоская. Усл. печ. л. 1,3 9. Тираж 100 экз. Заказ № 121. ГОУ ВПО «Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина» 153003, Иваново, ул. Рабфаковская, 34. Отпечатано в УИУНЛ ИГЭУ.

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина»

61 12-5/3757

На правах рукописи

Назарова Екатерина Сергеевна

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ВЫБОРА МЕСТ УСТАНОВКИ УСТРОЙСТВ ПОПЕРЕЧНОЙ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ

МОЩНОСТИ В СЕТЯХ 330 - 500 кВ

Специальность 05.14.02 - Электрические станции и электроэнергетические системы

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель-доктор технических наук, профессор В.А.Савельев

Иваново 2011

СОДЕРЖАНИЕ..................................................................... 2

СОКРАЩЕНИЯ, ПРИНЯТЫЕ ПО ТЕКСТУ................................. 4

ВВЕДЕНИЕ........................................................................... 5

ГЛАВА 1. ПРОБЛЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ РЕЖИМОВ

ЭНЕРГОСИСТЕМ И РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ВЫБОРА МЕСТ

УСТАНОВКИ УПРАВЛЯЕМЫХ ШУНТИРУЮЩИХ РЕАКТОРОВ ... 14

„ .......... 14

1.1. Постановка задачи.............................................

1.2. Основные термины и критериальные соотношения................. 17

1.3. Методика определения критерия выбора мест установки УШР в

19

сетях различных классов напряжения..........................................

1.4. Особенности установившихся режимов и эквивалентные схемы

ЭС Казахстана, ОЭС Сибири и ОЭС Северо-Запада.......................... 25

........... 32

1.5. Выводы по главе...............................................

ГЛАВА 2. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ

ОБЪЕКТНО-ОРИЕНТИРОВАННОГО ПРОГРАММИРОВАНИЯ....... 33

............ 33

2.1. Постановка задачи.............................................

2.2. Математическое описание элементов электроэнергетической

............ 36

системы............................................................

2.3. Особенности моделирования элементов энергосистем на языке

Modélica с использованием программы поддержки Dymola и

.. 47

MATLAB.........................................................................

............ 53

2.4. Выводы по главе...............................................

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА КРИТЕРИЯ ВЫБОРА МЕСТ УСТАНОВКИ

УПРАВЛЯЕМЫХ ШУНТИРУЮЩИХ РЕАКТОРОВ..........................55

3.1. Постановка задачи.......................................................... 55

3.2. Анализ режимов и особенности эксплуатации транзита Север-

.... 55

Юг 500 .........................................................................

3.3. Анализ режимов и особенности эксплуатации Кольско-

Карельского транзита 330 ............................................................

3.4. Выводы по главе: формулировка критерия выбора мест

установки управляемых шунтирующих ректоров............................. 95

ГЛАВА 4. ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ УПРАВЛЯЕМЫХ ШУНТИРУЮЩИХ РЕАКТОРОВ НА СТАТИЧЕСКУЮ

УСТОЙЧИВОСТЬ ЭНЕРГОСИСТЕМ............................................ 101

101

4.1. Постановка задачи...........................................................

4.2. Оценка статической устойчивости транзита Север-Юг 500 кВ ... 102

4.3. Оценка статической устойчивости Кольско-Карельского

транзита 330 кВ..................................................................... ^^

108

4.4. Выводы по главе.............................................................

ЗАКЛЮЧЕНИЕ ПО РАБОТЕ.................................................... 110

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ......................................................... 112

, ............... 122

Приложение 1......................................................

127

Приложение 2........................................................................

~ .............. 132

Приложение 3.......................................................

, .............. 152

Приложение 4.......................................................

СОКРАЩЕНИЯ, ПРИНЯТЫЕ ПО ТЕКСТУ

АРВ-СД автоматический регулятор возбуждения сильного

действия;

АРЧВ автоматический регулятор частоты вращения;

БК батареи конденсаторов;

ВЛ высоковольтная линия;

BJIПНМ высоковольтная линия повышенной натуральной

мощности;

ПС электрическая подстанция;

УКРМ устройство компенсации реактивной мощности;

УУПК устройство управляемой поперечной компенсации;

ущр управляемый шунтирующий реактор;

VTTTPT управляемый шунтирующий реактор

трансформаторного типа; TTIKM шины бесконечной мощности;

ТТТР шунтирующий реактор;

ЗЗС электроэнергетическая система;

FACTS (Flexible гибкие линии электропередачи переменного тока AC Transmission System)

ВВЕДЕНИЕ

Вопрос обеспечения устойчивой и надежной работы энергосистем остро стоит в России, и во многих странах мира, о чем свидетельствуют недавние системные аварии (взрыв силового трансформатора 220 кВ на ПС Чагино в г. Москва в мае 2005 г. ; отключение отходящих линий на ПС Южная в 2009 г. в г. Санкт-Петербурге вследствие загрязнения внешний изоляции высоковольтного оборудования; затопление и разрушение машинного зала на Саяно-Шушенской ГЭС в августе 2009 г. ; авария на ПС Восточная ЗЗОкВ в августе 2010г. в г. Санкт-Петербурге), сопровождающиеся нарушением электроснабжения значительного числа потребителей. Весьма важным в указанной ситуации является обеспечение требуемой пропускной способности линий электропередачи и наличие резервов мощностей. В условиях рыночной экономики высокая стоимость линий электропередачи заставляет полностью использовать их пропускную способность, возлагая решение задачи обеспечения устойчивости на вспомогательные силовые устройства, обеспечивающие ее заданные или допустимые показатели. На сегодняшний день предложено ряд путей решения этой проблемы, но с появлением новой более мощной техники возникают новые требования к согласованию настроечных параметров регулирующих устройств и новые ограничения на режимы работы линий

электропередачи.

Опыт эксплуатации линий электропередачи 1150 кВ, полученный в течение восьмидесятых годов показал, что без применения управляемой поперечной компенсации зарядной мощности линий использование их пропускной способности практически невозможно: так например, при полностью включенных неуправляемых шунтирующих реакторах пропускная способность трех участков линии 1150 кВ Экибастуз - Кокчетав - Кустанай - Челябинск составляла менее 50% натуральной мощности.

В соответствии с возникшей проблемой в течение 80-х - 90-х годов в России интенсивно развивалось научное направление, связанное с

5

использованием УШР [9]. Использование управляемой поперечной компенсации позволяет решить проблему создания сверхдальних линий электропередачи для объединения удаленных друг от друга энергосистем. В этом случае управляемые реакторы, устанавливаемые на расстоянии 500 -600 км друг от друга обеспечивают поддержание напряжений в узловых точках электропередачи и необходимую степень компенсации реактивной

мощности [5, 9, 16, 23, 33].

Шунтирующие реакторы являются одним из основных элементов

протяженных передач, без использования которых организация режимов их работы невозможна, либо связана с большими осложнениями эксплуатации. Причем, для освобождения генераторов от функций регулирования реактивной мощности в системе необходимо применение управляемых шунтирующих реакторов. Применение УШР позволяет отказаться от использования таких дорогостоящих и сложных в эксплуатации устройств, как статические тиристорные и синхронные компенсаторы, для обеспечения нормальных и аварийных режимов работы электропередач.

В настоящее время наиболее известными конструктивными решениями в области создания УШР являются управляемые шунтирующие реакторы трансформаторного типа (УШРТ) и реакторы, управляемые

подмагничиванием сердечника.

Основным достоинством УШРТ является его практическая безынерционность, достигаемая быстрым изменением угла зажигания тиристорного блока управления. Потери в обмотках реактора минимизированы и составляют в среднем 0,11% от его мощности, что значительно меньше, чем 0,5% требуемые энергосистемами [3]. Содержание высших гармонических в токе сетевой обмотки данного типа реакторов не превышает 2% от номинального тока во всем диапазоне его регулирования. Такие характеристики УШРТ позволяют подключать их непосредственно к линиям электропередачи. В нормальных режимах работы линии они обеспечивают компенсацию избыточной зарядной мощности линии,

автоматически следя за режимом работы электропередачи. В аварийных режимах (разрыв линии, короткое замыкание на линии и т.п.) они быстро изменяют ток до необходимой величины, обеспечивая ограничение внутренних перенапряжений, быстрое погасание дуги короткого замыкания и

т.п.

В управляемых подмагничиванием электрических реакторах регулирование индуктивности производится изменением степени насыщения магнитной системы. В результате достигается плавное регулирование потребляемой мощности реактора. Допускается длительная перегрузка на 20% и кратковременная на 40%. Постоянная времени по регулированию мощности (быстродействие) реактора по требованию заказчика или месту подключения может варьироваться от 0,1 до 1 с. Удельные номинальные потери реактора такого типа реакторов составляют 4 - 7 Вт/кВА.

Начиная с 1998 года группой предприятий (Всероссийский электротехнический институт, ОАО «Электрические управляемые реакторы», ОАО «Запорожтрансформатор», ОАО «Раменский электротехнический завод Энергия») организовано производство управляемых шунтирующих реакторов для сети 110 - 500 кВ. На сегодняшний день осуществлено более 30 проектов, в том числе:

1. 1998 - 1999 гг. - установка управляемого реактора 25 MB А, 110 кВ на подстанции «Кудымкар» (АО «Пермэнерго»).

2. 2001 - 2002 гг. - изготовление и установка управляемого реактора 100 MB А, 220 кВ на подстанции «Чита» (МЭС Сибири).

3. 2002 г. - изготовление управляемого реактора 180 MB А, 330 кВ для подстанции «Барановичи» (концерн «Белэнерго»).

4. 2005 - 2006 гг. - изготовление и установка управляемого реактора 180 MB А, 500 кВ на подстанциях «Барабинская», «Таврическая».

5. 2007 г. - изготовление и установка управляемого реактора 180 MB А, 330 кВ на «Игналинской АЭС».

6. 2007 г. - изготовление и установка двух управляемых реакторов 180 MB А, 500 кВ на подстанции «Агадырь» и одного реактора на подстанции

«КЖ ГРЭС» (ЭС Казахстана).

На сегодняшний день установлено более 15 реакторов напряжением 110 кВ мощностью 25 МВА на различных подстанциях энергосистемы

России.

Судя по оценке зарубежных и отечественных экспертов, широкомасштабное применение управляемых подмагничиванием шунтирующих реакторов может стать одним из приоритетных направлений технического перевооружения высоковольтной сети 110 - 500 кВ. Общий суммарный эффект по сети в целом - это уменьшение потерь электроэнергии на 3 - 4% ее выработки, повышение пропускной способности межсистемных связей на 30 - 50%, восстановление качества электроэнергии до уровня

международных стандартов.

В сетях ЕЭС России отмечается высокая потребность в управляемых

реакторах как для установки на линиях высших классов напряжения взамен

ШР, так и для установки в распределительных сетях с подключением к

шинам 110 - 220 кВ, либо к третичным обмоткам автотрансформаторов. При

этом УШР должен применяться для регулирования режимов, реактор

трансформаторного типа может применяться как линейный.

Необходимо отметить, что на сегодняшний день отсутствуют

технические требования к линейным управляемым реакторам, а также не

разработаны методики технико-экономического обоснования применения

управляемых шунтирующих реакторов и критерии выбора места их

установки в энергосистемах. Для выработки рекомендаций по установки

УШР в какой либо системе необходимо проводить широкомасштабные

сетевые исследования в полной схеме сети с реализацией всего комплекса

установившихся режимов. В связи с этим весьма актуальным является идея

разработки методики и формулировка обобщенного критерия выбора места

установки УШР в высоковольтных сетях, который позволит оценить

целесообразность применения управляемого поперечного устройства компенсации на данной подстанции путем установления количественной связи между системными параметрами. Таким образом, целью диссертационной работы является разработка методики выбора места установки УШР в сетях 330 - 500 кВ. Предложенная методика была отработана при комплексном исследовании ОЭС различной структуры: ОЭС Казахстана транзит Север-Юг 500 кВ; ОЭС Сибири транзитная электропередача 500 кВ между подстанциями Ново-Анжерская - Заря -Барабинская - Таврическая, ОЭС Северо-Запада Кольско-Карельский транзит напряжением ЗЗОкВ. Анализ результатов исследования позволил сформулировать обобщенный критерии выбора места установки УШР в

высоковольтных сетях.

Опыт эксплуатации существующих транзитных электропередач 500 кВ в России и Казахстане показал, что применение неуправляемой поперечной компенсации (коммутируемых шунтирующих реакторов) по сравнению с управляемой приводит к снижению пропускной способности электропередачи, к увеличению потерь активной мощности, к существенным эксплуатационным расходам, вызванных необходимостью частых коммутаций реакторов и по этой же причине - пониженной надежности работы транзита.

Одним из объектов исследования является транзит 500 кВ длиной 1500 км, связывающий ЕЭС Казахстана с ОЭС Центральной Азии. В работе рассмотрены режимы передачи Север-Юг в его двухцепном варианте.

Транзитная электропередача ЗЗОкВ, связывающая Кольскую и Карельскую энергосистемы с Ленэнерго, характеризуется стабильным потоком мощности от Кольской АЭС в дефицитную Карельскую энергосистему и далее в систему Ленэнерго. Кольская и Карельская энергосистемы имеют весьма плотный график электрической нагрузки, характеризующийся числом часов использования максимума нагрузки около 7000. Основной проблемой является значительное недоиспользование

мощности электростанций Кольской и Карельской энергосистем по условию недостаточной пропускной способности электрической сети транзита

Колэнерго - Карелэнерго - Ленэнерго.

Развитие ОЭС Сибири на основе сооружения протяженных линий электропередачи 500 кВ приводит к необходимости применения устройств регулируемой поперечной компенсации. Общая длина линий электропередачи 500 кВ между подстанциями Ново-Анжерская - Заря -Барабинская - Таврическая превышает 900 км, что также определяет необходимость применения поперечной компенсации.

В первой главе выполнен обзор проблемы обеспечения режимов высоковольтных протяженных линий электропередачи. Отмечено, что в условиях рыночной экономики наиболее остро стоит вопрос об обеспечение требуемой пропускной способности линий электропередачи и наличие резервов мощностей. Одни из наиболее эффективным способом решения указанной проблемы является применение BJI с обоснованным выбором места расстановки УШР и подбором их настроечных параметров, что в свою очередь обеспечивает «гибкость» передающей системы в целом и может рассматриваться в рамках концепции FACTS. Далее предложена идея и разработана подробная поэтапная методика выбора места установки УШР в высоковольтных сетях, путем установления количественной связи между режимными параметрами. Введены новые термины и критериальные величины, которые используются в диссертационной работе. Для трех реальных энергообъектов выполнен анализ эксплуатационных установившихся режимов, разработаны эквивалентные схемы и определены

их параметры.

Во второй главе описаны основные математические модели элементов электроэнергетической системы, обозначены особенности применяемых языков программирования MATLAB и Modélica, с использованием программы поддержки Dymola. Отмечены широкие возможности совместного использования указанных сред программирования. Приведены

в

модели основных элементов ЭЭС и рассмотрен пример создания простейшей модели электропередачи позволяющий дать представление о

сути языка Modélica.

В третьей главе диссертационной работы приведены исследования

установившихся режимов реальных транзитных линий электропередачи 500 кВ и 330 кВ при их различной загрузке в соответствии с предложенной в главе 1 методикой. Определены пограничные значения критериальных величин и соотношений. На основе анализа полученных данных выполнена оценка эффективности применения управляемых шунтирующих реакторов в рассматриваемых энергосистемах. Сформулированы критериальные условия выбора места установки управляемых шунтирующих реакторов высоковольтных сетях различного класса напряжения.

В четвертой главе проведена оценка влияния применения УШР на

показатели статической устойчивости энергосистем.

В Приложении 1 представлены полная схема ЭС Казахстана, баланс мощности на 2015 г. и характеристики режима работы линий рассматриваемой системы. Также в приложении приведены параметры эквивалентных схем трех рассмотренных энергосистем.

В Приложении 2 представлено описание различных элементов простейшей схемы в среде объектно-ориентированного программирования, с помощью которой получены результаты численных экспериментов.

В Приложении 3 выполнены исследования установившихся режимов работы ОЭС Сибири транзита ПС Барабинская - ПС Таврическая в соответствии с предложенной методикой выбора мест установки УШР. Полученные данные согласуются с типом установленных в сети устройств, что иллюстрирует достоверность проведенных исследований.

В Приложении 4 выполнена оцен�