автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Разработка законов регулирования управляемых шунтирующих реакторов для улучшения устойчивости электроэнергетической системы

На правах рукописи

Полудницын Павел Юрьевич

РАЗРАБОТКА ЗАКОНОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ УПРАВЛЯЕМЫХ ШУНТИРУЮЩИХ РЕАКТОРОВ ДЛЯ УЛУЧШЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ

Специальность 05.14.02 Электростанции и электроэнергетические системы

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

□03473433

Москва 2009

003473433

Работа выполнена в Московском энергетическом институте (техническом университете) на кафедре Электроэнергетических систем.

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор Владимир Андреевич Строев

Официальные оппоненты

доктор технических наук, Долгополов Андрей Геннадьевич кандидат технических наук, Сорокин Виктор Моисеевич

Ведущая организация

ОАО «ФСК ЕЭС»

Защита состоится 2009 г. в /£_ час. ЗР мин. на заседании

диссертационного совета Д 212.157.03 при Московском энергетическом институте (техническом университете) по адресу: г. Москва, ул. Красноказарменная, д. 17, аудитория Г-200.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке МЭИ (ТУ).

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью, просим направлять по адресу: 111250, Москва, ул. Красноказарменная, д. 14, Ученый совет МЭИ (ТУ).

Автореферат разослан « ^ » __ 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного

совета Д212.157.03

кандидат технических наук, доцент

Бердник Е.Г.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы.

Вопросы регулирования реактивной мощности в высоковольтной электрической сети и тем самым поддержание требуемых уровней напряжения являются весьма актуальной проблемой. До последнего времени регулирование напряжения и реактивной мощности в высоковольтной сети ЕЭС России осуществлялось, в основном, за счет генераторов электростанций и рациональным размещением и последующей коммутацией в электрической сети неуправляемой поперечной компенсации.

Из-за отсутствия технической возможности частого использования коммутационных аппаратов и РПН автотрансформаторов возникли проблемы поддержания требуемых уровней напряжения в основной системообразующей сети ЕЭС России, особенно в местах наличия реверсивных потоков мощности в суточном и сезонных разрезах. Для решения данной проблемы в последнее время используются управляемые средства поперечной компенсации различного типа. В высоковольтных электрических сетях России наиболее перспективным типом поперечной компенсации является управляемый шунтирующий реактор (УШР).

Преимущества использования управляемой поперечной компенсации уже подтверждены зарубежным опытом, а также рядом проектов, которые были успешно реализованы в ЕЭС России. Тем не менее, вопросы влияния управляемой поперечной компенсации на статическую и динамическую устойчивость электроэнергетической системы не в полной мере изучены и отражены в технической литературе.

Представляется целесообразным произвести оценку влияния управляемой поперечной компенсации, в частности УШР, на статическую и динамическую устойчивость электроэнергетической системы, и в случае положительных результатов дать рекомендации по рациональному их управлению с целью улучшения устойчивости системы в целом. Этим вопросам и посвящена данная диссертационная работа.

Целью диссертационной работы является разработка законов регулирования управляемых шунтирующих реакторов с целью улучшения устойчивости электроэнергетической системы.

Методы исследования. Для решения поставленных задач в работе использовались методы математического моделирования ЭЭС, методы решения систем нелинейных и линейных уравнений, теория дифференциальных уравнений, теория устойчивости ЭЭС, положения теории автоматического регулирования.

Достоверность результатов подтверждается использованием известных, проверенных методик и уравнении, связанных с теориек устойчивости и расчетом переходных процессов в управляемых электроэнергетических системах, сопоставлением результатов расчетов с результатами расчетов, полученных при использовании известных программ-аначогов.

Разработанные программы расчета для исследования поставленных задач данной работы были протестированы рядом задач, рассматриваемых в методических пособиях и учебной литературе. Совпадение полученных результатов с результатами, полученными аналитическим путем, подтверждает корректность работы разработанных программ.

Научная новизна диссертации состоит в следующем:

1. Предложена методика выбора значения коэффициента усиления по отклонению напряжения УШР исходя из комплексной оценки влияния напряжения в узле подключения поперечной компенсации на уровни напряжения в прилегающей к нему сети и обеспечение нормативных запасов пропускной способности сети.

2. Расчетами подтверждена целесообразность применения управляемой поперечной компенсации (в частности УШР) для значительного расширения потенциала использования пропускной способности существующей электрической сети в широком диапазоне электрических режимов, увеличения запаса по апериодической статической устойчивости

ЭЭС, особенно в послеаварийных схемах, а также для качественного улучшения режимных параметров ЭЭС в переходных процессах.

3. Расчетами доказано малое влияние УШР на колебательную статическую и динамическую устойчивость ЭЭС, особенно в условиях широкого распространения сильного регулирования возбуждения генераторов электростанций системы.

4. Использование канала стабилизации по напряжению в узле подключения УШР позволяет компенсировать инерционные свойства последнего, увеличивая его быстродействие, тем самым, улучшая показатели качества ЭЭС в переходных процессах.

Практическая значимость полученных результатов.

Результаты диссертационной работы могут быть использованы в проектных, научно-исследовательских и эксплуатационных организациях при решении задач перспективного развития энергосистем, выбора средств компенсации реактивной мощности, средств режимного управления, а также при выборе структуры и настроек регуляторов УШР для улучшения качества переходных процессов в электроэнергетических системах.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались: на международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (МЭЙ (ТУ) (март 2006, март 2007, март 2008): на заседании кафедры «Электроэнергетические системы» МЭИ (ТУ) (апрель 2009).

Публикации. Основные результаты и положения, полученные в диссертации, изложены в четырех публикациях. В публикациях, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежат основные результаты.

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, трех глав, списка литературы, включающего 84 наименований, и трех приложений. V Основной текст диссертации изложен на 112 страницах машинописного текста, приложения изложены на 6 страницах машинописного текста.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении кратко проанализированы характерные особенност проблемы современной электроэнергетики и значение управляемой поперечн компенсации для их решения, представлен обзор вопросов, рассматриваемых технической литературе и связанных с использованием управляем поперечной компенсацией, обоснована актуальность темы, а та} сформулированы цели и задачи исследования, отражены научная новизна практическая ценность работы.

В первой главе диссертации приводятся математические модели ЭЭ методика и алгоритмы, используемые в работе для расчета статической динамической устойчивости.

Расчетная схема ЭЭС состоит из следующих элементов: синхронны машин (СМ), управляемой поперечной компенсации (в частности УШР), и систем автоматического регулирования (САР), а также элемента электрической сети.

Для расчета колебательной статической и динамической устойчивост при учете неопределенности состава потребителей в узлах сети, нагрузка расчетах представляется в виде постоянного комплексного сопротивления.

Математическая модель ЭЭС в общем случае представляет собо систему, состоящую из дифференциальных уравнений, описывающи, переходные процессы в динамических элементах системы, а также и алгебраических уравнений, описывающих состояние электрической сети, работе используются две модели представления генераторов электростанций:

- первая: неизменной э.д.с. Ец, что обусловлено представление, электростанций в расчетной схеме неким эквивалентом;

- вторая, в которой генераторы представляются упрощенным' уравнениями Парка-Горева, т.е. когда генератор представлен э.д.с. Еч,Ев,Еч соответствующими сопротивлениями ■

В общем случае математическая модель ЭЭС формируется из следующих блоков дифференциальных и алгебраических уравнений:

1. Дифференциальные уравнения, отражающие движение ротора генераторов:

JjL. - р р

<° ном dt~

а также переходные процессы в обмотке возбуждения генератора:

т _£+ р = р

dt ®'

где Tj- постоянная инерции генераторного агрегата, с; а>нш = 74„„, = 50 Л/ номинальная синхронная угловая частота вращения ротора генератора, рад/с; P7¡ - механическая мощность турбины, o.e.; -электрическая мощность, отдаваемая генераторами станций, o.e.; S¡ - угол сдвига э.д.с. генераторов, рад.

2. Уравнения баланса мощности по активной и реактивной составляющей являются алгебраическими уравнениями связи между режимными параметрами в каждом узле электрической сети:

W„ = U?y„ sin (а,) + £ UfJjy, sm{3u - а,) = 0

Wv = Ufy„ соs(au)~ ZU'Jjy*j c0SWj - = 0

3. Переходные процессы в системах управления элементов электрической сети (АРВ генераторов и УШР), представляются в виде блоков системы дифференциальных уравнений. При расчетах статической и динамической устойчивости представление данных устройств в общей математической модели зависит от сложности структуры регуляторов, управляющих параметров и закона регулирования.

В работе рассматривается АРВ генераторов электростанций сильного действия, который осуществляет регулирование возбуждением генератора по отклонению напряжения и частоты, а также по их первым производным. Для

эффективной работы генератора при тяжелых возмущениях в АР предусмотрен блок релейной форсировки возбуждения.

Математическая модель системы регулирования УШР при услови пренебрежения переходными процессами в сетевой обмотке электромагнитной связью ее с обмоткой управления может быть представлена следующем (операторном виде) виде:

a+PTy)-Bp=Bp(l+kwwr,+z

где Вр,Врй - проводимость реактора: текущая и соответствующая уставк кои - коэффициент усиления по отклонению напряжения; D,(p),W(p) полиномы по степени р зависящие от структуры регулятора; П, - парамет регулирования.

УШР моделируется инерционным звеном первого порядка эквивалентной постоянной времени Ту. Известно, что такое представлена позволяет отразить влияние УШР на поведение системы в целом бе подробного учета процессов, происходящих в реакторе, которые не оказываю заметного влияния на системные процессы.

В качестве параметров регулирования могут быть использовань режимные параметры, измерение которых может быть легко выполнено помощью измерительных трансформаторов тока и напряжения. К таки.\ локальным режимным параметрам относятся ток реактора, напряжение в узл его подключения, отклонение частоты напряжения и ее первая производная.

В зависимости от параметров управления, структура регулятора УН может быть следующего вида (рис. 1). Параметры регулятора УШР зависят о типа звеньев и их физической реализации. Учитывая универсальност измерительной техники и контуров, реализующих дифференцирующие звенья звенья регулятора УШР могут иметь схожие значения, параметров соответствующими звеньями АРВ.

На основе сформированной математической модели ЭЭС были разработаны программы расчета установившихся режимов, статической

устойчивости и переходных процессов в сложной системе, содержащей управляемую поперечную компенсацию.

и„ 1

0 + рт„)

К,

чир

рКи

"(1 + рГ,) [

(1+Л)

п I р „ 1 Р' 1 К0 /р

(1+Л) 0 + р7» (¡ + />П|

А 0+ртд)

1

(1 + рГЛ

Рис. 1 - Структурная схема регулятора УШР

Программа расчета статической устойчивости основана на методе Б-разбиения и критерии Михайлова; предусматривает построение областей устойчивости в плоскостях настроечных параметров АРВ генераторов и регулятора УШР.

В основе программы расчета переходных процессов и динамической устойчивости лежит метод трапеций и метод Ньютона. На каждом шаге интегрирования с помощью метода трапеций производится алгебраизация дифференциальных уравнений исходной системы, после чего полученная система нелинейных алгебраических уравнений решается методом Ньютона.

Учет систем автоматического регулирования приводит к увеличению и без того большой размерности математической модели электроэнергетической системы, что создает дополнительные трудности при расчете переходного процесса. Для решения этой проблемы используются модели системы автоматического регулирования, основанные на применении дискретной формы интеграла Дюамеля.

В этом случае действие систем автоматического регулирования отражается в правых частях дифференциальных уравнений, что приводит к существенному снижению порядка системы уравнений, исключению уравнений с малыми постоянными времени, характерными для систем регулирования, а также сокращению времени расчета из-за возможности увеличения шага интегрирования.

В работе исследуются две ЭЭС, представленные на рис. 2. Схема № 1 относится к классу простейших. Использование данной схемы позволит произвести тестирование разработанных алгоритмов и произвести аналитический контроль получаемых результатов к распространить их на схемы более сложной структуры, такой как схема №2, которая является

эквивалентом реальной электрической сети одной из энергосистем России.

© © ®

©

*

' нг

Л *

а)

в I® /ГШ

Условные обозначения Напряжение Линии Подстанции 500 кВ —— ф 220 кВ--С

ШБМ

б)

Рис. 2 - Исследуемые схемы: а) - схема № 1; б) - схема № 2

Вторая глава посвящена вопросам влияния УШР на статическую (апериодическую и колебательную) устойчивость электроэнергетических систем, как в нормальных, так и в послеаварийных режимах работы электрической сети.

В качестве количественной оценки апериодической устойчивости принята пропускная способность электрической сети, характеризуемая коэффициентом запаса по мощности.

Расчеты для схемы №1 показывают, что замена одного из шунтирующих реакторов (ШР) на УШР мощностью 180 МБ А дает возможность дополнительно передать от крупкой электростанции (или эквивалента энергосистемы) в приемную систему 60 МВт (5 % от исходной мощности). В случае замены одного из ШР на управляемую поперечную компенсацию с диапазоном регулирования реактивной мощности ±180 Мвар пропускная способность передачи возрастает на 140-150 МВт (11,6 - 12,5 % от исходной мощности).

Замена обоих ШР в промежуточной точке электропередачи схемы №1 на УШР той же установленной мощности позволяет увеличить диапазон передаваемой по электропередачи мощности на 120 МВт, а замена обоих ШР на источник реактивной мощности (например СТК) с возможностью работать в диапазоне ±360 Мвар позволяет расширить этот диапазон на 300 МВт (25 % от исходной мощности).

Для схемы № 2 замена ШР в узле 4 на УШР дает возможность передачи из системы дополнительно 130 МВт (при рассмотрении случая сброса мощности в узле 14), а при комплексном использовании УШР в нескольких узлах сети эту величину можно повысить до 180 МВт.

Таким образом, для передачи по сети дополнительной мощности в размере 1 МВт необходимо иметь 1,4-5-3 Мвар (в зависимости от энергетической ситуации и топологии сети) регулировочного диапазона реактивной мощности.

Использование УШР также позволяет увеличить пропускную способность сети и повысить коэффициент запаса по мощности в

послеаваряйных схемах - при отключении одной из линии сети. Результаты расчетов на примере схемы №2 представлены на рис 3.

У11Р ШР (-1S0.+183) (■ 180, 0) мва мед

тип компенсирующих устройств

Рис. 3 - Влияние управляемой поперечной компенсации на коэффициент запаса но апериодической статической устойчивости схемы № 2.

Увеличение пропускной способности происходит за счет изменения ! проводимости устройства управляемой поперечной компенсации и поддержания уровня напряжения з электрической сети на должном уровне.

При управлении УШР • по отклонению напряжения в узле его подключения изменение его проводимости и, следовательно, потребляемой реактивной мощности осуществляется с неким статизмом, величина которого определяется коэффициентом усиления по отклонению напряжения. На рис. 4 отражено влияние коэффициента усиления УШР, расположенного в узле 4 на напряжение в узле подключения реактора при снижении мощности генераторов ; электростанции Г-14 исследуемой схемы № 2.

Выбор величины коэффициента усиления УШР может быть произведен по максимально возможному допустимому отклонению напряжения в узле ! подключения УШР. Верхняя граница будет определяться наибольшим рабочим значением напряжения. Нижняя граница будет определяться исходя из комплексной оценки влияния напряжения в данном узле на уровни напряжения в прилегающей к узлу подключения УШР сети вплоть до шин электроприемников. В общем случае значение нижней границы уровня напряжения в узлах высоковольтной сети может быть различным.

UP. KB

Рис. 4 - Изменение напряжения в узле подключения УШР при снижении мощности генераторов Г-14 для различных коэффициентов усиления УШР: ! - kw = О (ШР),

2 - = 50мкСм/кВ ,3 - кщ, = 2(Ю'.икСм/хВ, 4 - кШр =500мкСм/кВ, 5 - kWf =5-10\мкСм!кВ

Если оценку нижней границы снижения напряжения в высоковольтной

сети сделать затруднительно, или в случае представления нагрузки эквивалентной величиной на шинах подстанции/станции, то выбор величины коэффициента усиления по отклонению напряжения k0Up УШР можно произвести исходя из обеспечения требуемой пропускной способности электрической сети или нормативного значения коэффициента запаса по мощности.

На рис. 5 представлено изменение коэффициента запаса базового режима умеренных нагрузок схемы № 2 в нормальной и послеаварийной схемах (при отключении ВЛ 6-9 напряжением 500 кВ) при вариации коэффициента усиления кЮр УШР.

По полученным результатам видно, что приемлемое поддержание напряжения и обеспечение нормативных значений коэффициентов запаса возможно при конечных коэффициентах усиления, значения которых находятся в диапазоне 30 200 мкСм/кВ.

При представлении генераторов электростанций моделью £, = const и использовании пропорционального регулирования УШР (по отклонению напряжения в узле подключения) увеличение коэффициента усиления kWp

приводит к ухудшению устойчивости ЭЭС. Снижение данного коэффициента приводит к ослаблению функции поддержания напряжения.

Рис. 5 - Изменение величины коэффициента запаса по мощности базового режима . умеренных нагрузок тестовой схемы № 2:1 - в нормальной схеме; 2 - при отключении

ВЛ 6-9 напряжения 500 кВ

Для исключения данного негативного явления и улучшения устойчивости ЭЭС в регулировании УШР предлагается использование каналов стабилизации по напряжению в узле подключения и току УШР.

Исследования показали, что в отличие от канала стабилизации по напряжению, канал стабилизации по току в меньшей степени влияет на устойчивость ЭЭС, что видно из рис. 6 (на примере схемы №1), поэтому канал стабилизации по току может рассматриваться как дополнительный.

Исследования для рассматриваемых ЭЭС показали, что комплексное использование данных каналов стабилизации, как и использование в регулировании УШР канала стабилизации по частоте изменения напряжения в узле его подключения не приводит к улучшению устойчивости ЭЭС, по сравнению с использованием канала стабилизации по напряжению.

При учете АРВ генераторов введение каналов стабилизации по току и напряжению не оказывает существенного влияния на колебательную устойчивость ЭЭС, а максимально-возможную степень устойчивости можно обеспечить и при пропорциональном регулировании УШР. Из чего следует, что АРВ генераторов оказывает доминирующее влияние на устойчивость ЭЭС.

а) б)

Рис. 6 - Изменение степени устойчивости базового режима схемы №1 в зависимости от регулирования УШР и постоянной времени последнего ( кщ, = 60

кВ

1 - пропорциональное регулирование, а также при использовании каналов

, „днсСм . мкСм

стабилизации: al по напряжению: 2 - кш =30-—, 3 - kw = 100-—

кВ/с кВ! с

, , _ „ мхСм , _ппмкСм

б) по току. 2 - kUo = 100-----; 3 - кЧр = 200---—

кА/с кл/с

Третья глава посвящена влиянию УШР на динамическую устойчивость ЭЗС и качество переходных процессов в зависимости от регулирования УШР.

В качестве расчетных возмущений в работе рассматриваются короткие замыкания (для сети 500 кВ - однофазное, для сети 220 кВ - трехфазное) или возникновения небалансов мощности в рассматриваемой ЭЭС. Длительность КЗ определяется действующими нормативами.

Замена в промежуточной точке электропередачи схемы №1 двух ШР на два УШР той же мощности (360 МВА) приводит к увеличению предела передаваемой мощности по условию динамической устойчивости на 40 МВт. Таким образом, для увеличения передаваемой мощности на 1 МВт необходимо иметь 9 МВА регулировочного диапазона компенсирующих устройств.

Известно, что расчетная величина предела передаваемой мощности по условию динамической устойчивости в значительной степени зависит от учета АРВ генераторов и форсировки возбуждения. Тем не менее, сравнительная эффективность влияния УШР на предел передаваемой мощности по условию динамической устойчивости при прочих равных условиях не будет зависеть от используемой модели генераторов электростанций.

Выполненные исследования показали, что УШР несущественно влияет на предел передаваемой мощности по условию динамической устойчивости. Это, в основном, обусловлено малым его влиянием на величину взаимной проводимости при полном исчерпании его ресурсов в начальной стадии переходного процесса, а также косвенным воздействием на траекторию движения, в отличие от возбуждения генераторов. Исходя из этого, в дальнейшем в работе УШР рассматривались с точки зрения улучшения качества переходного процесса.

На качество переходного процесса в значительной степени оказывает влияние быстродействие поперечной компенсации, характеризуемое величиной постоянной времени, которая в свою очередь определяется конструкцией устройства. В настоящее время следует отметить два наиболее перспективных типа поперечной компенсации: управляемые шунтирующие реакторы и статические тиристорные компенсаторы (СТК).

Управляемые шунтирующие реакторы подразделяются на УШРТ (трансформаторного типа) и УШРП (с подмагничиванием), постоянная времени которых может находиться в широком диапазоне: 0,02-Нс, при этом, УШРТ и СТК по быстродействию на порядок выше, чем УШРП. Тем не менее, за счет конструктивных особенностей стоимость УШРТ и СТК на сегодняшний день уступают УШРП, что делает их менее привлекательными для инвесторов.

Выполненные исследования показали, что чем меньшей постоянной времени обладает УШР, тем выше его быстродействие и меньше время стабилизации напряжения в узле подключения, что видно из рис. 7.

Анализ переходных процессов в рассматриваемых ЭЭС показал, что при коротких замыканиях, которые приводят к значительным снижениям напряжения в прилегающей сети на начальной стадии процесса, УШР сбрасывает мощность и переходит в холостой режим работы, а скорость этого перехода будет практически одинаковая как для УШРТ, так и для УШРП.

Поэтому в начальной стадии переходного процесса конструктивное исполнение УШР не будет влиять на характер переходного процесса, а влияние

постоянной времени управляемой поперечной компенсации проявится только в последующих стадиях процесса.

и«, о.«.

1.3 т

'"зоз.

/

0.3

11

о

1.5

0.3

а)

Рис. 7 - Изменение напряжения в узле подключения УШР (узел 4) - а), а также его проводимости - б) при трехфазном КЗ на одной линии 5-7 тестовой схемы №2 с последующим ее отключением при различной постоянной времени с пропорциональным регулированием: 1 - Т = 0,01с; 2 - Т^ = 0,3с; 3 - Т = 1с

Если пренебречь малой постоянной времени дифференцирующего элемента регулятора, то изменение проводимости УШР можно записать в следующем виде (в операторной форме):

откуда видно, что при условии равенства кШ!1 = Ту ■ ка:р, один из корней системы дифференциальных уравнений, описывающих поведение системы,

параметрами его регулятора при неизменных остальных параметрах элементов системы.

Как показали исследования, введение в регулирование УШР канала стабилизации по напряжению позволяет качественно улучить характеристику изменения напряжения в узле подключения поперечной компенсации даже яри значительной постоянной времени Т}, что видно из рис. 8. При этом наблюдается увеличение быстродействия УШР с точки зрения нормализации напряжения в узле ее подключения.

ДВД1 + РТи) ■ (1 +.Ртг)~ кЮр( 1+ Р-^-)-Аир = О

Япг.т.

к,

будет равен р =--. А быстродействие УШР будет определяться остальными

Значительное увеличение коэффициента усиления канала стабилизации ки,р может привести к ухудшению статической устойчивости. Для обеспечения корректной работы УШР во всех режимах работы должно использоваться разделение функций УШР в статических и динамических режимах.

а) б)

Рис. 8 - Влияние канала стабилизации по напряжению на изменение напряжения в узле подключения УШР (узел 4)- а), а также его проводимости - б) при уменьшении мощности генераторов Г-14 на 200 МВт (17 %) тестовой схемы №2 при пропорциональном

регулировании, £са, =60——:' 1 - Т = 0,3с; 2- Г, =1с;3- Т = 3с. а также с учетом кВ ■

канала стабилизации по напряжению: 4 - Т = Зс, кш - 60 ——; 5 - Т = Зс,

' кВ/с

, ,мкСм

= 12°-Ш

Таким образом, использование в регулировании УШРП канала стабилизации по напряжению с оптимальными настройками позволяет обеспечить его быстродействие соответствующее УШРТ, что делает УШРП еще более привлекательным для инвесторов в связи с меньшей его стоимостью.

Как показали исследования, дополнительное использование канала стабилизации по току поперечной компенсации не оказывает существенного влияния на ход переходного процесса, что позволяет использовать его для улучшения статической устойчивости без опасения негативного влияния этого канала регулирования при значительных возмущениях в системе.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные результаты, полученные в соответствии с поставленными задачами в рамках диссертационной работы:

1. Разработана математическая модель регулятора УШР, которая применена для расчетов колебательной статической устойчивости и переходных электромеханических процессов в сложной ЭЭС. Для расчетов переходных процессов применены математические модели регуляторов УШР и системы возбуждения генераторов электростанций на основе дискретной формы интеграла Дюамеля.

2. Расчетами подтверждена целесообразность применения управляемой поперечной компенсации (в частности УШР) для значительного расширения потенциала использования пропускной способности существующей электрической сети в широком диапазоне электрических режимов, улучшения коэффициентов запаса по апериодической статической устойчивости, а также для качественного улучшения режимных параметров ЭЭС в переходных процессах.

3. Расчетами доказано несущественное влияние УШР на колебательную статическую и динамическую устойчивость ЭЭС, особенно в условиях широкого распространения сильного регулирования возбуждения генераторов электростанций системы.

4. Выполненные исследования показали, что регулирование управляемого хпунтирующего реактора по отклонению и первой производной напряжения в узле его подключения достаточно для обеспечения требуемых уровней напряжения в установившихся режимах и стабилизации напряжения в переходных процессах.

5. Использование в регулировании управляемого шунтирующего реактора первой производной по напряжению в узле подключения реактора позволяет компенсировать инерционные сзойства и увеличить быстродействие УШР, что значительно улучшает качество переходных процессов особенно при больших возмущениях.

£

Основное содержание диссертации изложено в следующих работах:

1. Полудницын П.Ю. Оценка влияния управляемого шунтирующего реактора на статическую устойчивость электроэнергетических систем // Вестник МЭИ.- 2007.- №3.- С. 79-87.

2. Полудницын П.Ю., Строев В.А. Исследование динамической устойчивости электроэнергетической системы, содержащей управляемую электропередачу // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: Тез. докл. XII Междунар. научн.-техн. конф. студентов и аспирантов - М.: Издательство МЭИ, 2006.- Т.З.- С. 346-348.

3. Полудницын П.Ю.. Строев В.А. Влияние управляемого шунтирующего реактора на статическую устойчивость сложной электроэнергетической системы // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: Тез. докл. XIII Междунар. научн.-техн. конф. студентов и аспирантов - М.: Издательство МЭИ, 2007 - Т.З.- С. 288-289.

4. Полудницын П.Ю., Строев В.А., Шаров Ю.В. Использование интеграла Дюамеля в расчетах переходных процессов и динамической устойчивости в электроэнергетических системах И Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: Тез. докл. XIV Междунар. научн.-техн. конф. студентов и аспирантов.- М.: Издательство МЭИ, 2008 - Т.З.- С. 260-261.

Подписано в печать Зак. № Тир. ЮО П.л.

Полиграфический центр МЭИ (ТУ), Красноказарменная ул., д. 13

Введение Значение устройств поперечной компенсации в развитии электроэнергетики и ее участие в решении современных проблем отрасли

В.1 Некоторые особенности функционирования и основные проблемы современной электроэнергетики.

В.2 Проблемы, возникающие при регулировании напряжения в электрической сети.

В.З Управляемый шунтирующий реактор, как разновидность устройств FACTS.

В.4 Обзор вопросов, освященных в работах, связанных с влиянием поперечной компенсации реактивной мощности на электроэнергетическую систему.

В.З Постановка задачи.

В.6 Научная новизна диссертации.

Глава 1. Математические модели элементов ЭЭС и алгоритмы для расчетов статической и динамической устойчивости

1.1 Общие положения.

1.2 Представление элементов ЭЭС в общей модели системы для расчетов статической и динамической устойчивости.

1.3 Математическая модель АРВ генераторов электростанций.

1.4 Математическая модель регулятора управляемого шунтирующего реактора.

1.5 Методика расчета статической устойчивости.

1.6 Методика и алгоритмы расчета динамической устойчивости

1.7 Использование интеграла Дюамеля для понижения жесткости систем уравнений, описывающих переходный процесс в ЭЭС

1.8 Моделирование САР управляемого шунтирующего реактора и

АРВ генераторов с использование интеграла Дюамеля.

1.9 Программная реализация, достоверность получаемых результатов.

1.10 Описание исследуемых схем.

1.11 Выводы по главе 1.

Глава 2. Влияние управляемой поперечной компенсации на статическую устойчивость электроэнергетической системы

2.1 Общие положения.

2.2 Влияние устройств поперечной компенсации реактивной мощности (в частности УШР) на апериодическую устойчивость.

2.3 Работа УШР при конечных коэффициентах усиления на примере тестовой схемы №2.

2.4 Влияние УШР с пропорциональным регулированием на колебательную устойчивость ЭЭС при представлении генераторов электростанций моделью Eq = const.

2.5 Влияние структуры регулятора УШР на колебательную устойчивость ЭЭС при представлении генераторов электростанций моделью Eq = const.

2.6 Оценка колебательной устойчивости иследуемых схем при детальном моделировании генераторов электростанций, которые оснащены АРВ сильного действия.

2.7 Выводы по главе 2.

Глава 3. Влияние поперечной компенсации на основе управляемых шунтирующих реакторов на динамическую устойчивость электроэнергетической системы

3.1 Общие положения.

3.2 Оценка величины шага интегрирования на точность расчета переходных процессов при использовании моделей САР на основе интеграла Дюамеля.

3.3 Оценка влияния модели генераторов электростанций на динамическую устойчивость.

3.4 Оценка возможностей управляемой поперечной компенсации влиять на динамическую устойчивость.

3.5 Влияние регулирования и параметров УШР на качество переходных процессов при больших возмущениях в ЭЭС при полном учете систем возбуждения генераторов электростанций.

3.6 Влияние регулирования и параметров УШР на качество переходных процессов при больших возмущениях в ЭЭС в случае представления генераторов электростанций моделью

Ец = const.

3.7 Выводы по главе 3.

Передача и распределение электрической энергии осуществляется, в основном, с помощью линий электропередач переменного тока.

Основой электрической сети России является Единая национальная электрическая сеть (ЕНЭС), которая формирует Единую энергосистему страны, объединяя на параллельную работу крупные электростанции и узлы нагрузки, и обеспечивая параллельную работу ЕЭС России с энергосистемами других стран.

Электрическая сеть ЕЭС России сформирована с использованием двух систем номинальных напряжений:110-220-500-1150 кВ и 110 (154)-330-750 кВ [1]. Сети напряжением 500-750 кВ являются основой ЕЭС и выполняют системообразующие и межсистемные функции. Электрические сети этих напряжений обеспечивают выдачу мощности крупнейших электростанций страны, электроснабжение крупных нагрузочных узлов и наиболее энергоемких промышленных потребителей, а также межсистемные и межгосударственные потоки мощности и электроэнергии. Электрические сети напряжением 220 и 330 кВ широко используются для выдачи мощности электростанций, питания крупных нагрузочных узлов и отдельных потребителей. В некоторых энергосистемах страны (например ОЭС Востока) сети этих напряжений выполняют системообразующие функции.

По мере развития ЕЭС России были выявлены основные проблемы, некоторые из которых, остаются актуальными и в настоящее время. К таким проблемам относят [2-6]: недостаточная пропускная способность межсистемных и системообразующих линий электропередачи, ограничивающая возможности обмена мощностями между энергосистемами;

- наличие ограничений по выдаче мощности ряда электростанций;

- неоптимальное распределение потоков мощности по линиям разного класса напряжения и, как следствие, недоиспользование сетей более высокого класса напряжения;

- недостаточная гибкость управления потоками мощности и уровнями напряжения в электрических сетях; проблема устойчивой работы генераторов электростанций.

Перечисленные выше проблемы сетей переменного тока также возникали в энергосистемах стран всего мира. В связи с чем, при формировании больших энергообъединений принимались меры, направленные на их разрешение.

Решение этих проблем осуществлялось за счет строительства новых линий электропередачи, широкого использования автоматического управления и противоаварийной автоматики а также применением различных управляемых устройств компенсации реактивной мощности.

Важной особенностью электроэнергетики является централизация производства электроэнергии и децентрализованного ее потребления. В России эта черта имеет особо острый характер, так как параллельная работа электростанций и потребителей осуществляется на громадной территории.

Транспорт электроэнергии, как правило, осуществляется по электрическим сетям высоких классов напряжения, имеющим сложную структуру. При этом, в России расстояния между пунктами выработки и потребления электроэнергии достаточны велики, по сравнению с европейскими странами.

Из-за значительной протяженности линий электропередачи (длина которых может достигать до 500 км и более) и ограниченным внедрением управляемых средств компенсации реактивной мощности возникали проблемы устойчивой работы энергосистем, что потребовало внедрение новых решений [7].

В 50-х годах ведущими отечественными специалистами были разработаны принципы и осуществлено повсеместное внедрение автоматического регулирования возбуждения (АРВ) синхронных генераторов (в том числе и сильного действия [8]), позволившее частично исключить влияние внутренних сопротивлений генераторов на пропускную способность примыкающей к ним сети переменного тока и улучшить устойчивость работы системы.

В процессе освоения более высоких классов напряжения были разработаны принципы поперечного регулирования реактивной мощности, реализованные установкой коммутируемых реакторов на линиях электропередачи высших классов напряжения, а также установкой в электрической сети синхронных компенсаторов, позволяющих поддерживать напряжение в требуемом диапазоне.

Следует отметить, что почти на всем этапе развития отрасли электроэнергетики ее формирование носило отстающий характер. Распад Советского Союза и возникновение кризиса в экономике страны в 90-х гг. прошлого века привел к значительному спаду электрических нагрузок, что способствовало созданию некого запаса генерирующей мощности и частичной разгрузке электрической сети.

В последние годы практически во всех регионах страны наблюдается рост нагрузок, обусловленный восстановлением некоторых отраслей народного хозяйства, а также увеличением доли социально-бытовой нагрузки за счет использования более энергоемких электроприемников [3]. При этом, из-за недостаточных инвестиций в отрасль, развитие электроэнергетики (как генерирующих мощностей, так и электрической сети) опять приобретает отстающий характер. Это приводит к возникновению ограничений электрической сети по пропускной способности в процессе ведения электрических режимов в разрезе всего года, снижает гибкость управления, а также увеличивает риск возникновения крупных аварий.

Таким образом, вопрос о повышении управляемости электрических сетей в настоящее время является одним из важнейших стратегических направлений развития ЕНЭС России, что особенно важно на этапе реформирования электроэнергетики.

В. 2 Проблемы, возникающие при регулировании напряжения в электрической сети

Как известно, одним из основных условий для обеспечения устойчивой работы энергосистемы в целом является поддержание уровней напряжения в узлах сети в допустимых пределах [9,10].

Регулирование напряжения в электрических сетях ЕЭС напряжением 220 кВ и выше осуществляется путем регулирования возбуждения генераторов на электростанциях и синхронных компенсаторов на подстанциях, использованием в электрических сетях дополнительных средств компенсации реактивной мощности: шунтирующих реакторов (ШР) и батарей статических конденсаторов (БСК), а также использованием РПН трансформаторов и автотрансформаторов [1,2,10-12].

Неравномерная загрузка линий электропередач переменного тока в течение суток стала причиной возникновения отклонения напряжения в узлах сети в течении суток, часто выходящих из допустимого диапазона. Для нормализации работы энергосистемы в отдельных узлах требуется коррекция уровня напряжения по несколько раз за сутки, что невозможно реализовать указанными средствами [13-15].

В реальных условиях эксплуатации из-за ненадежности многократной коммутации выключателей и работы РПН мощных автотрансформаторов, как правило, выполняется лишь сезонная корректировка уровней напряжения в узлах системообразующей сети, которая обеспечивается изменением количества включенных ШР, БСК, переключением на новые отпайки трансформаторов и автотрансформаторов (с предварительным их отключением от сети) [5,6].

Другим важным фактором являются ограничения оборудования по техническим особенностям (например, синхронные компенсаторы могут работать в режиме потребления реактивной мощности в диапазоне 40-50% от установленной мощности, которого часто бывает недостаточно), а также вследствие невозможности использования существующих ресурсов из-за физического износа оборудования.

Для компенсации избыточной реактивной мощности возможно также использование синхронных генераторов (СГ) станций, работающих в режиме недовозбуждения. Такой режим работы приводит к ухудшению устойчивости и ускоренному износу машин из-за перегрева активной стали или конструктивных элементов генератора, вызванного значительным возрастанием результирующих магнитных полей в зонах лобовых частей обмотки статора [10, 16].

Также возможно использование генераторов гидроэлектростанций в режиме синхронного компенсатора. Подобные мероприятия проводят на ГЭС, на которых существует возможность подобного режима, только в особых случаях, что связано с высокими эксплуатационными затратами.

Таким образом, несмотря на интенсивную эксплуатацию применяемых средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности, их мощности может оказаться недостаточно для обеспечения требуемых стандартов качества электроэнергии.

Установка дополнительных неуправляемых средств компенсации реактивной мощности может привести к снижению пропускной способности электрической сети в режимах максимальных нагрузок из-за значительных снижений напряжения, возникающих вследствие передачи больших потоков мощности. Снижение напряжения также ухудшает устойчивость параллельной работы синхронных генераторов [9,17,18].

Представляется целесообразным решать данный вопрос путем максимального использования ресурсов существующих линий за счет увеличения их пропускной способности и управления передаваемой по ним мощности, что в значительной степени определяется применением управляемых статических устройств компенсации реактивной мощности [15,19,20].

В.З Управляемый шунтирующий реактор как разновидность устройств FACTS

В последнее десятилетие прогресс в развитии преобразовательной техники на базе силовой электроники и микропроцессорного управления привел к появлению целого ряда новых управляемых силовых аппаратов, широкое применение которых в электроэнергетике качественно изменяет характеристики энергосистемы: улучшается устойчивость энергосистем, увеличивается гибкость управления напряжением и потоками мощности, надежность и экономичность работы электрической сети, возрастает качество электроэнергии [2, 20].

Линии, оснащенные подобными устройствами, получили названия гибких линий, называемых в зарубежной литературе FACTS (Flexible Alternating Current Transmission Systems - гибкие системы передачи переменного тока) [21,22].

Первоначально к категории FACTS были отнесены все виды электронных устройств в передающих системах за исключением передач постоянного тока (ППТ). В качестве устройств, призванных обеспечить повышение гибкости систем переменного тока, были предложены:

• статический тиристорный шунтовой компенсатор реактивной мощности (СТК);

• установки продольной емкостной компенсации, управляемые тиристорными устройствами (УУПК);

• тиристорно-управляемое фазоповоротное устройство (ФПУ);

• тиристорно-управляемые накопители электроэнергии;

• параллельные, последовательные и комбинированные устройства компенсации реактивной мощности на базе полностью управляемых вентилях (статический компенсатор на преобразователях напряжения - СТАТКОМ, объединенный регулятор потоков мощности ОРПМ и др.).

В настоящее время под устройствами FACTS понимается вся совокупность управляемых подстанционных устройств, предназначенных для стабилизации напряжений, повышения устойчивости, оптимизации потоков мощности, снижения потерь в электрической сети.

Описание устройств, их принцип действия, а также получаемые (и возможные в случае России) эффекты от их реализации достаточно представлены как в отечественной, так и в зарубежной литературе [15,17,20-23].

Концепция FACTS не меняет коренным образом принципов управления энергосистемами, а предлагает использовать для этого управления современные устройства. При этом лучшие технические характеристики этих устройств, в частности их быстродействие, векторное регулирование, могут обеспечить дополнительные возможности управления режимами энергосистем.

Следует отметить, что в нашей стране процесс использования новых управляемых устройств разного типа находится на начальной стадии развития, в отличие от значительных успехов, достигнутых в этом направлении за рубежом [21,24,25]. К странам, наиболее продолжительно или (и) обширно использующие технологии FACTS относятся: Канада, США, Великобритания, Мексика, Бразилия, Аргентина, Швеция, Норвегия, Турция, Китай и др.

К устройствам FACTS из последних российских разработок следует отнести асинхронизированные турбогенераторы (АТГ) и синхронные компенсаторы (АСК), способные нормально работать в режимах глубокого потребления реактивной мощности [26,27], а также управляемые шунтирующие реакторы для плавного регулирования потребляемой реактивной мощности и нормализации уровней напряжения в электрической сети [15,19,28].

Управляемые шунтирующие реакторы относятся к категории устройств управляемой поперечной компенсации реактивной мощности. Начало разработкам данных устройств было положено в 50-е годы прошлого века в нашей стране (а после и др. странах) при исследовании статических источников реактивной мощности, обладающим большим быстродействием [29]. Необходимость в этом была вызвана обеспечением увеличения пропускной способности дальних электропередач и как следствие улучшением устойчивости работы ЭЭС.

В СССР с целью решения указанной проблемы в 1954-56 гг. И.С. Брук предложил использовать регулирование реактивного потребления силовых трансформаторов путем подмагничивания их постоянным током. Исследование дальней электропередачи с подмагнпчиваемыми реакторами-трансформаторами и форсируемыми конденсаторными батареями впервые проанализировал Д.И. Азарьев, результаты работ которого были учтены в последующих изысканиях [30-32].

Немного позже М.С. Либкинд предложил новый принцип самонасыщающегося реактора (без подмагничивания постоянным током), магнитопровод которого был не стержневым, а был выполнен по типу магнитопровода электрической машины переменного тока, но с неподвижным ротором и минимальным, технологическим зазором между статором и ротором. В 1957 году им же была предложена принципиальная схема реактора с управлением мощностью его за счет подмагничивания ярм статора и ротора постоянным током [33-35].

Данные типы реакторов были детально исследованы, однако не получили достаточно широкого распространения в электрических сетях высокого напряжения. Основным их недостатком являлось то, что они имели небольшую мощность и низкий класс напряжения [18], что требовало установки дополнительных трансформаторов и как следствие вызывало рост капиталовложений. Поэтому вопросы с увеличением установленной мощности управляемых реакторов и их классом напряжения оставались актуальными на протяжении долгого времени.

В последние годы были разработаны и реализованы новые научные идеи, среди которых можно отметить обоснования возможности работы мощных реакторов при индукции в стали, существенно большей индукции насыщения [20], что позволило создать управляемые шунтирующие реакторы новых типов.

На сегодняшний день существует несколько разновидностей УШР, отличающихся по своему принципу действия, и соответственно имеющие различные характеристики.

Одним из таких типов является управляемый реактор с подмагничиванием (УШРП). В реакторах такого типа регулирование индуктивности производится изменением степени насыщения магнитной системы. В результате достигается плавное регулирование потребления мощности реактора практически от нуля до номинального значения.

Как правило, в состав управляемых подмагничиванием шунтирующих реакторов всех классов напряжения входят три основные части: электромагнитная в маслонаполненном баке в пофазном или трехфазном исполнении (фазы реактора), тиристорный преобразователь, электронная система управления и регулирования, защит и автоматики [19,28,36,37].

При изменении уровня напряжения в точке подключения от заданного значения уставки с учетом текущего значения тока самого реактора формируется сигнал рассогласования, под воздействием которого управляемый реактор набирает или сбрасывает мощность. Допускается длительная перегрузка на 20 % и кратковременная от 40 до 100 % в зависимости от класса напряжения реактора [19,28,38].

По требованию заказчика, быстродействие реакторов данного типа может быть обеспечено в пределах 0,1-Н с [14, 38]. Так например, максимальное быстродействие УШР, установленного в 2008 году на шинах ОРУ ЗЗОкВ Игналинской АЭС (Яитва) составляет 0,15 с [39]. Отметим, что в случае необходимости также возможен выпуск УШРП с меньшим быстродействием, постоянная времени которых превышает 1 с [19].

Альтернативой УШРП является управляемый шунтирующий реактор на основе тиристорно-реакторных групп (УШРТ) [15, 17]. Реактор включает в себя группу обычных однофазных трансформаторов, вторичные обмотки которого (10, 20 или 35 кВ) постоянно через специальный выключатель соединены в треугольник и нескольких секций тиристорно-реакторных групп (ТРГ), состоящих из втречно-параллельно соединенных тиристорных вентилей и реакторов.

Последовательное соединение реактора с тиристорным вентилем исключает переходной процесс при изменении режима работы ТРГ и соответственно мощности УШРТ от холостого хода до номинального и обратно, а быстродействие ТРГ определяется дискретностью управления тиристорами [15, 20].

Другим вариантом конструкции УШРТ является управляемый тиристорами реактор-трансформатор (УТРТ) с индуктивностью рассеяния 100 % [40, 41]. Быстродействие управляемых шунтирующих реакторов трансформаторного типа на порядок выше УШРП и составляет порядка 0,02 с [17].

Рассматриваемые типы управляемых реакторов различаются по конструктивным особенностям, быстродействию регулирования, техническим характеристикам и их стоимостным показателям. Так как УШРП имеет меньшую мощность тиристорной части по сравнению с УШРТ, то это обстоятельство делает его более привлекательным с точки зрения экономии капиталовложений [15].

Несмотря на то, что УШР в 2-3 раза дороже обычных ШР, благотворное влияние их на работу системы более значительно [37]. Применение высоковольтных управляемых реакторов в мировой практике на сегодняшний день невелико.

Наиболее крупный промышленный образец быстродействующего управляемого шунтирующего реактора трансформаторного типа установлен в Канаде на ПС 750 кВ (1979 г.), установленной мощностью 450 МВА. До настоящего времени он успешно эксплуатируется. При этом, существенными недостатками являются высокий уровень высшых гармоник в токе реактора и высокий уровень потерь [17, 42].

Использование новых технологий, разработанных в России, позволило устранить вышеуказанные недостатки. В настоящее время создан УШРТ с улучшенными характеристиками на напряжение 400 кВ, мощностью 50 МВА, который установлен в Индийской энергосистеме (2001г.) [41, 43].

Начиная с 1998 г. группой Российских и зарубежных предприятий (Всероссийский электротехнический институт, ОАО "Электрические управляемые реакторы", ОАО "Раменский электротехнический завод Энергия", ОАО "Запорожтрансформатор") подготовлено производство управляемых шунтирующих реакторов с подмагничиванием для высоковольтной сети 110 - 500 кВ. На сегодняшний день осуществлен ряд проектов по внедрению данных устройств, к первым из которых относятся [13, 14, 44]:

• 1998 - 1999 гг. — установка трехфазного управляемого реактора РТУ 25000/110 на ПС «Кудымкар» ОАО «Перьмэнерго»;

• 2001 - 2002 гг. — изготовление и ввод в эксплуатацию трехфазного управляемого реактора РТУ 100000/220 на ПС «Чита» МЭС Сибири;

• 2003 г. - установка управляемого реактора мощностью 180 МВА, напряжения 330 кВ для ПС «Барановичи» (энергосистема Белоруссии);

• 2005 г. - установка управляемого реактора напряжением 500 кВ мощностью 180 МВА на ПС «Таврическая» МЭС Сибири;

• 2007 г. - установка управляемого реактора напряжением 500 кВ мощностью 180 МВА на ПС «Барабинская» («Сибирь») МЭС Сибири.

За период эксплуатации введенных в работу высоковольтных УШР можно отметить следующие результаты [19]:

- в точке подключения управляемого реактора произошла стабилизация уровней напряжения;

- значительно сократилось число коммутаций БСК и РПН трансформаторного оборудования;

- произошло сокращение потерь электроэнергии в прилегающих сетях.

К достоинствам применения УШР можно отнести не только значительно меньшую стоимость изготовления по отношению к другим компенсирующим устройствам, но,и существенно более низкие затраты на монтаж и эксплуатацию, поскольку основное высоковольтное оборудование реактора не отличается по условиям монтажа и эксплуатации от аналогичных по напряжению и мощности трансформаторов или неуправляемых реакторов; УШР не требуют закрытых помещений и высококвалифицированного специализированного персонала.

Таким образом, широкомасштабное применение управляемых подмагничиванием шунтирующих реакторов в совокупности с другой аппаратурой гибких линий может стать одним из приоритетных направлений технического перевооружения высоковольтной сети 110-1150 кВ.

В.4 Обзор вопросов, освещенных в работах, связанных с влиянием поперечной компенсации реактивной мощности на электроэнергетическую систему

Необходимость установки устройств поперечной компенсации (схема размещения в электрической сети, а также установленная мощность) определяется установившимися режимами работы электроэнергетической сети.

Возможности расширения функций данных устройств с целью улучшения качества работы энергосистемы в целом были оценены еще в середине прошлого века [29].

В более поздних работах были рассмотрены вопросы статической устойчивости управляемых электропередач на основе управляемой поперечной и (или) продольной компенсации [7,30-32,45-47]. В упомянутых работах рассматривались простейшие ЭЭС, при этом основное внимание было уделено увеличению пропускной способности дальних электропередач. В тоже время были даны общие рекомендации по выбору параметров управления и законов управления компенсирующих устройств.

В этот же период были выполнены работы по оценки влияния поперечных компенсирующих устройств на динамическую устойчивость электропередачи, а также устойчивости энергосистемы в целом [48,49]. В данных работах расчеты были выполнены для простейших систем или при определенных допущениях: неучета активных сопротивлений элементов электрической сети, упрощенным представлением генераторов в общей расчетной модели, не учитывались система автоматического регулирования возбуждения. Следует отметить, что принятие подобных допущений в определенной степени было связано с существующими на тот момент ограничениями по использованию электронно-вычислительной техники (в связи с ее недостаточным развитием). Несмотря на это, была выявлена эффективность использования управляемых средств компенсации реактивной мощности, особенно в послеаварийных схемах электрической сети.

В конце XX века эффективность управляемой поперечной компенсации также была подтверждена в работах Александрова Г.Н. при разработке линий повышенной пропускной способности [11,50,51]. В связи со спадом темпов роста экономики и электрических нагрузок по стране в конце прошлого века, с переходным периодом экономики в стране, а также рядом технических особенностей использование данных электропередач пока не нашло реального применения.

С появлением в последнее десятилетие новых типов высоковольтных управляемых реакторов, вопросы об эффективности использовании управляемой поперечной компенсации на их основе снова стали актуальными.

В работах [52-57] дается оценка влияния управляемых реакторов в установившихся режимах, рассматриваются режимные характеристики дальних линий электропередачи, формулируются рекомендации по управлению реактора для стабилизации уровней напряжения в электрической сети, а также оптимизации режимов работы энергосистемы по напряжению в целях сокращения потерь мощности при передачи последней на дальние расстояния.

В современных работах рассмотрены вопросы статической устойчивости электропередачи с управляемой поперечной компенсацией на основе УН TP с более детальным представлением расчетной модели и отдельных ее элементов [58]. Рассмотрены возможности параллельной работы синхронного компенсатора и управляемого реактора на линии дальней электропередачи [58], а также возможности замены синхронных компенсаторов на статические тиристорные компенсаторы [59] (в том числе на основе управляемых реакторов [17]).

С появлением возможности непосредственного подключения устройств поперечной компенсации к высоковольтным линиям (минуя дополнительные трансформаторы) электропередачи или к шинам подстанции также рассматриваются вопросы использования данных устройств в качестве ограничителей коммутационных перенапряжений [42].

На сегодняшний день работы по обоснованию эффективности применения и внедрению управляемой поперечной компенсации в электрических сетях России ведутся в ряде высших учебных заведениях, проектно-изыскательских и научно-исследовательских организациях страны [60, 61].

В5. Постановка задачи

Несмотря на то, что образцы высоковольтных управляемых реакторов на сегодняшний день достаточно проверены и испытаны, а возможности их использования освещены в литературе, существует множество вопросов, связанных с их влиянием на электроэнергетическую систему (ЭЭС) при различных режимах ее работы.

Поэтому объектом ■ основного рассмотрения в диссертации являются управляемые шунтирующие реакторы и статические компенсаторы реактивной мощности на их основе.

В отличие от установившихся режимов работы электроэнергетической системы, которые достаточно просто прогнозируются, предугадать поведение ЭЭС и влияние на ее работу различных устройств при воздействии на систему значительных возмущений сложнее.

При этом, высокое быстродействие статических устройств позволяет их дополнительно использовать для улучшения устойчивости ЭЭС путем выбора соответствующих каналов системы регулирования.

В диссертационной работе поставлены следующие задачи:

- разработка математической модели регулятора управляемой поперечной компенсации (в частности управляемого шунтирующего реактора) для расчетов статической устойчивости и переходных электромеханических процессов в сложной ЭЭС;

- оценка влияния УШР на статическую и динамическую устойчивость, определение предельных возможностей их влияния на устойчивость ЭЭС при различном представлении генераторов электростанций и системы их возбуждения в общей модели ЭЭС;

- разработка законов регулирования УШР с целью улучшения статической и динамической устойчивости ЭЭС, а также качества электромеханических переходных процессов;

- сравнение и анализ влияния инерционных свойств управляемой поперечной компенсации на статическую и динамическую устойчивость при различном способе ее регулирования; проведение сравнительных расчетов статической и динамической устойчивости для многомашинных ЭЭС с использованием разработанных математических моделей и алгоритмов расчета, анализ полученных результатов.

Данная работа является актуальной на современном этапе развития электроэнергетики и новейших технологий в этой отрасли. Результаты работы позволят сформировать и расширить уже имеющиеся сведения по влиянию управляемых устройств на электроэнергетическую систему в целом.

В.6Научная новнзна

Научная новизна диссертации состоит в следующем:

1. Предложена методика выбора значения коэффициента усиления по отклонению напряжения УШР исходя из комплексной оценки влияния напряжения в узле подключения поперечной компенсации на уровни напряжения в прилегающей к нему сети и обеспечение нормативных запасов пропускной способности сети.

2. Расчетами подтверждена целесообразность применения управляемой поперечной компенсации (в частности УШР) для значительного расширения потенциала использования пропускной способности существующей электрической сети в широком диапазоне электрических режимов, увеличения запаса по апериодической статической устойчивости ЭЭС, особенно в послеаварийных схемах, а также для качественного улучшения режимных параметров ЭЭС в переходных процессах.

3. Расчетами доказано малое влияние УШР на колебательную статическую и динамическую устойчивость ЭЭС, особенно в условиях широкого распространения сильного регулирования возбуждения генераторов электростанций системы.

4. Использование в регулировании УШР первой производной по напряжению в узле подключения УШР позволяет компенсировать инерционные свойства последнего, увеличивая его быстродействие, тем самым, улучшая показатели качества ЭЭС в переходных процессах.

Результаты диссертационной работы могут быть использованы в проектных, научно-исследовательских и эксплуатационных организациях при решении задач перспективного развития энергосистем, выбора средств компенсации реактивной мощности, средств режимного управления, а также при выборе структуры и настроек регуляторов управляемой поперечной компенсацией для улучшения качества переходных процессов в электроэнергетических системах.

3.7 Выводы по главе 3

- представление САР элементов ЭЭС с помощью моделей на основе дискретной формы интеграла Дюамеля позволяет увеличить шаг интегрирования при сохранении точности выходных величин;

- управляемая поперечная компенсация (в частности УШР) незначительно влияет на увеличение предела передаваемой мощности по условиям динамической устойчивости генераторов электростанций из-за малого ее влияния на изменения взаимных проводимостей сети, но может способствовать уменьшению амплитуды размаха роторов генераторов в первых циклах качания;

- расчетная величина предела передаваемой мощности по условию динамической устойчивости в значительной степени зависит от модели представления генераторов электростанций в общей модели ЭЭС;

- сравнительная эффективность влияния УШР на величину предела передаваемой мощности по условию динамической устойчивости при прочих равных условиях не зависит от используемой модели генераторов электростанций;

- использование УШР позволяет качественно улучшить характеристику изменения напряжения в узле ее подключения в течение переходного процесса, как при больших возмущениях в ЭЭС, так и при малых изменениях режимных параметров;

- использование канала стабилизации по напряжению в узле подключения УШР позволяет компенсировать инерционные свойства поперечной компенсации, увеличивая ее быстродействие и, тем самым, сократить время стабилизации напряжения в узле подключения при возникновении в ЭЭС значительных возмущений;

- дополнительное использование канала стабилизации по току УШР практически не оказывает влияния на качество переходного процесса при значительных возмущениях в системе, что позволяет свободно использовать его для улучшения статической устойчивости;

- использование УШР одновременно в нескольких узлах сети позволяет поддерживать требуемые уровни напряжения в сети в широком диапазоне переходных процессов, особенно в тех, при которых происходит изменение топологии электрической сети.

Заключение

1. Разработана математическая модель регулятора УШР, которая применена для расчетов колебательной статической устойчивости и переходных электромеханических процессов в сложной ЭЭС. Для расчетов переходных процессов применены математические модели регуляторов УШР и системы возбуждения генераторов электростанций на основе дискретной формы интеграла Дюамеля.

2. Расчетами подтверждена целесообразность применения управляемой поперечной компенсации (в частности УШР) для значительного расширения потенциала использования пропускной способности существующей электрической сети в широком диапазоне электрических режимов, улучшения коэффициентов запаса по апериодической статической устойчивости, а также для качественного улучшения режимных параметров ЭЭС в переходных процессах.

3. Расчетами доказано не существенное влияние УШР на колебательную статическую и динамическую устойчивость ЭЭС, особенно в условиях широкого распространения сильного регулирования возбуждения генераторов электростанций системы.

4. Выполненные исследования показали, что регулирование управляемого шунтирующего реактора по отклонению и первой производной напряжения в узле его подключения достаточно для обеспечения требуемых уровней напряжения в установившихся режимах и стабилизации напряжения в переходных процессах.

5. Использование в регулировании управляемого шунтирующего реактора первой производной по напряжению в узле подключения реактора позволяет компенсировать инерционные свойства и увеличить быстродействие УШР, что значительно улучшает качество переходных процессов особенно при больших возмущениях.

1. Электротехнический справочник: В 4т. Т.З Производство, передача и распределение электрической энергии / Под общей ред. Профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. (гл.ред. А.И.Попов) М.: Изд. МЭИ, 2004;

2. Ситников В.Ф., Чемоданов В.И., Бобылева Н.В., Адамоков Р.К. Основные направления развития электроэнергетики России в период до 2020 года // Электрические станции. 2007. - №5.- С.8-12;

3. Утц Н.Н., Важенков В.В., Плетнев С.А., Рохинсон О.З., Кузнецова О.Н. Перспективы развития Московской и Лениградской энергосистем на период до 2015 года // Электрические станции. 2007. - №5.- С.31-45;

4. Макаровский С.Н., Хвощинская З.Г. Проблемы управления напряжением и реактивной мощностью в основных сетях ЕЭС Росии // Энергетик. -№6, 2002,-С. 18-21.

5. Веников В.А., Жуков JI.A., Регулирование режимов электрических систем и дальних электропередач и повышение их устойчивости при помощи управляемых статических источников реактивной мощности // Электричество. -1967.-№6.-С.8-13;

6. Веников В.А., Герценберг Г.Р., Совалов С.А., Соколов Н.И. Сильное регулирование возбуждения. M.-JL, Госэнергиздат, 1963;

7. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. М.: Высшая школа, 1985;

8. Электрические системы, Электрические сети. Под редакцией В.А. Веникова, В.А. Строева. Издание второе, переработанное и дополненное. - М.: Высшая школа, 1998;

9. Александров Г.Н. Передача электрической энергии переменным током. -М.: Изд-во «Знак», 1998;

10. Электрические системы и сети. В примерах и иллюстрациях. Под редакцией проф. В.А. Строева.- М.: Высшая Школа, 1999;

11. Жакутова С.В. Управляемые шунтирующие реакторы для компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения в электрических сетях республики Казахстан // Электротехника. 2003. - №1.- С. 18-22;

12. Брянцев A.M., Долгополов А.Г., Лурье А.И., Зильберман С.М., Бики М.А., Уколов С.В. Трехфазный шунтирующий управляемый реактор мощностью 100 MB А, 220 кВ на подстанции «Чита» МЭС Сибири // Электротехника. 2003. -№1. - С.22-30;

13. Дементьев Ю.А., Кочкин В.И., Мельников А.Г. Применение управляемых статических компенсирующих устройств в электрических сетях // Электричество. 2003. - № 9. - С.2-10;

14. Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е., Окин А.А. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах. -М.: Энергоатомиздат, 1990;

15. Кочкин В.И., Нечаев О.П. Применение статических компенсаторов реактивной мощности в электрических сетях энергосистем и предприятий, М.-ЭНАС, 2000;

16. Либкинд М.С., Михневич Г.В. Улучшение режима и повышение пропускной способности передач переменного тока с помощью управляемых ферромагнитных устройств // Электричество. №3. - 1969. - С.6-9;

17. Брянцев A.M., Долгополов А.Г. Евдокунин Г.А. и др. Управляемые подмагничиванием шунтирующие реакторы для сети 35-500 кВ // Электротехника. -2003. -№1. -С.5-13;

18. Кочкин В.И. Управляемые статические устройства компенсации реактивной мощности для линий электропередачи // Электричество. 2000. - № 9. -С. 13-19;

19. FACTS technology for open access. CIGRE JWG 14/37/38/39-24. final draft report. August 2000;

20. N.G. Hingorani, L.Gyngyi Understanding FACTS: concepts and technology of flexible AC transmission systems. IEEE Press, New York, 2000;

21. Кочкин В.И., Дементьев Ю.А. Управляемые линии электропередачи // Электрические станции. 1999. - №2. - С.31-38;

22. FACTS solutions and case studies, ABB rewire reprint of 5/99, 3/2002, 2/2003;

23. Heinz K. Tyll, Paper for IEEE/PES panel session on FACTS, Nov 8-11, 2004, San Paulo;

24. Дмитриева Г.А., Макаровский C.H., Поздняков А.Ю. и др. Перспективы применения асинхронизированных турбогенераторов в европейской зоне ЕЭС России // Электрические станции. 1997.- № 8. - С.35-43;

25. Лабунец И.А. Асинхронизированные турбогенераторы. Качественное регулирование напряжения // Новости электротехники. 2007. - №1;

26. Брянцев A.M. Управляемые подмагничиванием электрические реакторы как элемент электроэнергетической системы // Электротехника. - 2003. - №1. -С.2-5;

27. Веников В.А., Цовьянов А.Н., Худяков В.В. Новые источники реактивной мощности, позволяющие улучшить использование генераторов и синхронных компенсаторов // Вестник электропромышленности. 1957. - №12;

28. Азарьев Д.И. Некоторые условия перевода линии передачи 400кВ на напряжение 500 кВ //Электрические станции. 1958. - № 5. - С. 51-54;

29. Азарьев Д.И., Белоусов И.В. Пропускная способность дальних электропередач со статическими компенсаторами // Электричество. 1970. - №6. -С.4-7;

30. Азарьев Д.И., Белоусов И.В. Повышение пропускной способности электропередач сверхвысокого напряжения с помощью реверсивных статических компенсаторов // Электричество 1982. - № 4. - С.18-21;

31. Либкинд М.С. Управляемый реактор для линий электропередач переменного тока.- М.: Изд-во АН СССР, 1961;

32. Либкинд М.С., Черновец А.К. Управляемый реактор с вращающимся магнитным полем, М.: Изд-во Энергия, 1971;

33. Дорожко Л.И., Либкинд М.С Реакторы с поперечным подмагничиванием,1977;

34. Забудский Е.И. Совмещенные регулируемые электромагнитные реакторы. М.: Энергоатомиздат, МГАУ, 2003;

35. Брянцев A.M., Базылев Б.И., Бики М.А. и др. Управляемые подмагничиванием шунтирующие реакторы новое электротехническое оборудование // Энергетик. - 2000. - №1. - С.26-29;

36. Брянцев A.M., Долгополов А.Г., Дубровина О.М. Способы и алгоритмы управления мощностью трехфазного управляемого шунтирующего реактора с подмагничиванием // Электротехника. 2003. - №1. - С. 35-41;

37. Долгополов А.Г., Ахметжанов Н.Г., Кондратенко Д., Соколов Ю.В. и др. Управляемый шунтирующий реактор на Игналинской АЭС // Новости электротехники. 2008. - № 6 (54). - С. 22-26;

38. Александров Г.Н., Альбертинский Б.И., Шкуропат И.А. принципы работы управляемого шунтирующего реактора трансформаторного типа // Электротехника. 1996. - № 11.;

39. Александров Г.Н. Статический тиристорный компенсатор на основе управляемого шунтирующего реактора трансформаторного типа // Электричество. -№ 2. 2003. - С.39-46;

40. Александров Г.Н. Ограничение коммутационных перенапряжений на линиях электропередачи с помощью управляемых шунтирующих реакторов // Электричество. № 1. - 2001. - С.9-12;

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

42. Уметал иева А.У. Влияние статических источников реактивной мощности на устойчивость электрических систем: Дисс. . канд. техн. Наук. — М., 1972;

43. Ярных Л.В. Исследование управляемых электропередач: Дисс. . канд. техн. Наук. М.,1972;

44. Чан Динь Чан Исследование устойчивости режимов и статической устойчивости управляемых электропередачи: Дисс. . канд. техн. Наук. -М., 1974;

45. Михневич Г.В., Чесаченко В.Ф. Исследование на ЭЦВМ динамической устойчивости электропередачи с промежуточным управляемым реактором // Известия АН СССР. Энергетика и транспорт. №3- 1967. - С.67-76;

46. Михневич Г.В., Фиалков В.М, Влияние компенсирующих устройств, включенных в узлах нагрузки, на динамическую устойчивость энергосистем // Электричество. №4. - 1972. - С. 1-4;

47. Новые средства передачи электроэнергии в энергосистемах Под ред. Александрова Г.Н., Изд. Ленингр. Ун-та., 1987;

48. Александров Г.Н. Электропередачи переменного тока на основе компактных линий повышенной пропускной способности и управляемых шунтирующих реакторов // Электричество. 1994. - №6. - С. 11-15;

49. Равжиндамба Давааням Применение управляемых шунтирующих реакторов для оптимизации режимов работы энергосистемы Монголии: Автореферат дисс. . канд. техн. наук, С-Петербург, 2003;

50. Александров Г.Н., Ле Тхань Бак Эффективность применения управляемых реакторов для уменьшения потерь мощности в дальних линиях электропередачи // Электричество. -2007. -№ 3. С.8-15;

51. Саженков А.В. Режимные характеристики дальних линий электропередечи с управляемыми шунтирующими реакторами: Дисс. . канд. техн. наук, М., 2006;

52. Иващенко Т.Е., Сазонов В.К., Тузлукова Е.В. Влияние управляемых шунтирующих реакторов класса 500 кВ на пропускную способность системообразующих сетей// Вестник УГТУ-УПИ, 2004, №12 (42), - С. 143-145;

53. Рагозин А.А., Таланов С.Б. Пределы передаваемой мощности дальних линий электропередачи с управляемыми шунтирующими реакторами // Электричество 1999. - № 4. - С.2-6;

54. Зеленохат Н.И. Анализ режимных характеристик межсистемной связи со статическими компенсаторами// Электричество 1997. - № 3. - С.13-18;

55. Кашин И.В., Смоловик С.В. Устойчивость работы протяженных электропередач переменного тока с регулируемыми устройствами поперечной компенсации // Электричество. 2001. - №2. - С.9-15;

56. Евдокунин Г.А. Рагозин А.А. Исследование статической устойчивости дальних линий электропередач с управляемыми шунтирующими реакторами// Электричество. 1996. - №8. -С.2-10;

57. Иващенко Т.Е., Сазонов В.К., Тузлукова Е.В., Хвощинская З.Г. Применение управляемых связей переменного тока при формировании ЕЭС России // Электроэнергетика России: современное состояние, проблемы и перспективы.

58. Сборник научных трудов ОАО «Институт «Энергосетьпроект»., М.: Энергоатомиздат, 2002, С.322-334;

59. Переходные процессы электрических систем в примерах и иллюстрациях. Учеб. Пособие для вузов / В.В. Ежков, Н.И. Зеленохат, И.В. Литкенс и др.; Под ред. В.А. Строева. М.: Знак, 1996;

60. Методика расчетов устойчивости автоматизированы электрических систем. Под ред. В.А. Веников, 1966;

61. Электрические системы: Управление переходными режимами электроэнергетических систем. Учебник. / Веников В.А., Зуев Э.Н., Портной М.Г., и др.; Под ред. В.А. Веникова. — М.: Высшая школа, 1982

62. Полудницын П.Ю. Оценка влияния управляемого шунтирующего реактора на статическую устойчивость электроэнергетических систем // Вестник МЭИ. 2007. - № 3. - С.79-87;

63. Веников В.А. Строев В.А. Выбор закона регулирования возбуждением генераторов электрической системы на основе метода синтеза // Известие АН СССР. Энергетика и транспорт. 1967. -№2. -С.3-7;

64. Михневич Г.В., Фиалков В.М. Система автоматического регулирования управляемых реакторов // Электричество. -1965. №12. - С.66-71;

65. Жданов П.С. Вопросы устойчивости электрических систем / Под ред. Л.А. Жукова. М.: Энергия, 1979;

66. Веников В.А., Строев В.А., Идельчик В.И., Тарасов В.И Оценка статической устойчивости электрических систем на основе решения уравнений установившихся режимов // Известия АН СССР. Энергетика и транспорт. 1971 - № 5-С. 18-23;

67. Баринов В.А., Совалов С.А. Режимы энергосистем: методы анализа и управления. -М. Энергоатомиздат, 1990;

68. Литкенс И.В., Пуго В.И. Колебательные свойства электрических сетей. М.: Энергоатомиздат, 1988;

69. Веников В.А,, Литкенс И.В. Математические основы теории автоматического управления режимами электросистем. М.: Высшая школа, 1964;

70. Электрические системы. Математические задачи электроэнергетики: Учебник для студентов ВУЗов / Под ред. В. А. Веникова. 2-е изд, переработанное и доп. М.: Высшая Школа, 1981;

71. Гамазин С.И., Пуго В.И., Строев В.А, Особенности анализа статической устойчивости сложных электрических систем с помощью метода D-разбиения на ЦВМ // Известия АН СССР. Энергетика и транспорт. 1966. - №2. - С.49-58;

72. Волков Е.А. Численные методы: Учебное пособие для инженерно-технических специальностей вузов. М.: Наука, 1982;

73. Строев В.А., Унгер А.П., Шаров Ю.В. Пути повышения вычислительной эффективности расчетов переходных процессов электроэнергетических систем // Электричество. 1990. - № 7. - С. 13-17;

74. Ракитский Ю.В., Устинов С.М., Черноруцкий И.Г. Численные методы решения жестких систем. М.: Наука, 1979;

75. Строев В.А., Николаева С.И. Об учете автоматических регуляторах в расчетах переходных процессов электроэнергетических систем // Известия АН СССР. Энергетика и транспорт.- 1986. №3. - C.3S-47;

76. Мантров М.А., Строев В.А., Шаров Ю.В., К вопросу об учете автоматических регуляторах в расчетах переходных процессов электроэнергетических систем // Известия АН СССР. Энергетика и транспорт . -1988. -№3.-С.142-145;

77. Шаров Ю.В., Строев В.А., Голов П.В. Различные представления АРВ генераторов в расчетах переходных процессов // Вестник МЭИ.- 2007.- №2. С. 77-81;

78. Методические указания по устойчивости энергосистем (приказ № 277 Минэнерго России от 30.06.2003г.). М. Изд-во. ЭНАС, 2004;

79. Саженков А.В. Статические характеристики электропередачи с управляемыми шунтирующими реакторами // Электричество. 2006. - № 3. - С. 17-21;

80. Литкенс И.В., Филинская Н.Г. Выбор настроек АРВ в многомашинной энергосистеме // Электричество. -1986. № 4. - С. 15-19;

81. Ульянов С.А, Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. -М.: Энергия, 1970;

82. Параметры тестовой схемы №1 Линии электропередачи:

83. Uном ~ 500кБ Ь2Ъ = Z34 = 250юи1. Марка провода АС-500хЗю- Ом . . Ом , , с.мкСмг0 =0,0197 —; х0 =0,304-; Ь0 =6,645км км км

84. Параметры участка на одну цепь:

85. Яя =4,925Ом; Хл =160м; Вл =911,25мкСм1. Трансформаторы:6 х ТЦ-250000/500параметры одного трансформатора:

86. UBH =525кВ; U!IH =15,75кВ Хт = 143 Ом

87. Генераторы: 6 х ТВВ-200-2а параметры одного генератора: Рг = 200МВт1. U ном = 15,75кВx.d = 0,272 xd =2,106 T10=6,Zc Tj=7c1. Система возбуждения:

88. Ти=0.05 с, TL,=0.05 с, Tf=0.015 с, Т=1 с, Тд=0.02 с, Те=0.04 с кратность форсировки: Krf = 2

89. Шунтирующие реакторы: тип: РОДЦ-525/л/з SHOM = 60MBA (на фазу)

90. Параметры тестовой схемы №21. Линии электропередачи:1.2 2-4 4-6 6-9 6-8 9-10 8-11 10-11 10-16 11-12 5-7 7-13

91. Uhom, кВ 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 220 220

92. Nu, шт 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2

93. R, Ом 4,4 12,3 И 5,6 3,1 5,2 3,3 2,1 0,3 6,8 6,8 14

94. X, Ом 41,2 112.2 114 52,6 37,8 144,2 40,1 19,2 12,4 79 72 105,8

95. В, мкСм 650 1437 1333 700 462 2043 475 0 95 0 590 750

96. Примечание: параметры линий указаны на одну цепь.

97. Параметры автотрансформаторов: Генераторные трансформаторы (Т 1):

98. AT \ : Хт= 21,Юм, Кт = 0,47 тип: ТДЦ-250000/220

99. AT 2: Хт = 61,3Ом, Кт = 0,46 Uви = 242кВ; UHH = 15,15кВ

100. AT 3: Хт = 17,30л/, Кт = 0,46 Хт = 25,7Ом AT 4: Хт = 35,8<9л/, Кт = 0,481. Генераторы (Г-14.Г-15):тип: ТВВ-200-2а (параметры аналогичны схеме 1) количество: Г-14 9;1. Г-15-8.

101. Система возбуждения генераторов: аналогична схеме №1.1. Режимные параметры:

102. Рг-14 Рг-15 НГ-3 НГ-5 НГ-7 НГ-1 НГ-8

103. Режим максимальный нагрузок 1650 1600 1811+J943 423+jl87 2330+j 1400 198+j75 HO+jO

104. Режим умеренных нагрузок 1200 1150 1304+J680 305+Д35 1680+jl010 143+j54 80+j0

105. Режим минимальных нагрузок 700 710 713+j331 91+j45 708+j425 64+jO 87+j21

106. Примечание: генерация и нагрузка указана в МВт и Мвар