Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Проблемы обеспечения режимов и устойчивости энергосистемы Северо-Запада России 9
1.1. Особенности и проблемы развития ОЭС Северо-Запада 9
1.1.1. Общая характеристика ОЭС Северо-Запада .9
1.1.2. Характеристики режимов работы основной электрической сети ОЭС.
Основные проблемы управления режимами 26
1.2. Средства регулирования напряжения в высоковольтной сети 31
1.2 1 .История создания и развития управляемых шунтирующих реакторов 31
1.2.2. Назначение и функциональные возможности УШР 34
1.2.3. Управляемые шунтирующие реакторы трансформаторного типа 35
1.2.4. Шунтирующие реакторы, управляемые подмагничиванием сердечника 38
1.2.5. Статические тиристорные компенсаторы 42
1.2.6. Статический компенсатор СТАТКОМ 45
1.3. Задачи диссертации 48
ГЛАВА 2. Математические модели элементов электрической системы 49
2.1. Математические модели для расчета установившегося режима электрической системы : 49;
2.1.1 Модели генерирующих источников 50
2.1.2. Модель управляемого шунтирующего реактора 51
2.1.3. Области применения и математические модели статических тиристорных компенсаторов 52
2..2 Математические модели для расчета динамических процессов в электроэнергетической системе 56
2.2.1. Понятие, нормативы, способы определения и требования к динамической устойчивости 56
2.2.2. Математическое моделирование переходных процессов синхронного генератора 61
2.6.1. Математическое моделирование переходных процессов синхронного генератора 56
2.2.3. Математическое моделирование автоматического регулятора сильного действия (АРВ-СД) 64
2.2.4. Математическое моделирование переходных процессов нагрузки 66
2.3. Моделирование электромеханических переходных процессов в программе МУСТАНГ 69
2.4. Подход к выбору проводов ВЛ СВН 77
ГЛАВА 3. Исследование эффективности применения управляемой поперечной компенсации для оптимизация режимов работы Кольско-Карельского транзита 88
3.1. Режимы и особенности эксплуатации Кольско-Карельского транзита .88
3.1.1. Двухцепная схема (без компенсирующих устройств) 89
3.1.2. Двухцепная схема с компенсирующими устройствами 92
3.1.3. Двухцепная схема с одной из цепей ПНМ 96
ГЛАВА 4. Результаты исследования статической и динамической устойчивости электропередачи Колэнерго - Ленэнерго 112
4.1. Исследование статической устойчивости транзита в условиях эквивалентной схемы Колэнерго-Карелэнерго-Ленэнерго 112
14.2, Исследование динамической устойчивости транзита в условиях эквивалентной схемы Колэнерго-Карелэнерго-Ленэнерго 117
4.3. Исследование режимов и динамической устойчивости транзита 119
4.3.1. Повреждения вблизи Кольской АЭС 121 .
4.3.2. Повреждения вблизи шин ПС Княжегубская, ПС Лоухи, ПС Путкинская и ПС Ондская 125
4.3.3. Повреждения вблизи шин ПС Ондская, ПС Кондопожская, ПС Петрозаводская 126
Выводы 133
Список использованных источников
- Средства регулирования напряжения в высоковольтной сети
- Модель управляемого шунтирующего реактора
- Двухцепная схема с компенсирующими устройствами
- Исследование режимов и динамической устойчивости транзита
Введение к работе
Актуальность проблемы
Развитие объединенных электроэнергетических систем, охватывающих большие территории с многочисленными мощными электрическими станциями, обуславливает необходимость углубленного рассмотрения вопросов обеспечения статической и динамической устойчивости их параллельной работы Вопрос обеспечения устойчивой работы объединенных энергосистем остро стоит во многих странах мира, о чем свидетельствуют многочисленные системные аварии, сопровождающиеся продолжительным нарушением электроснабжения значительного числа потребителей 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
В настоящее время значительный прогресс достигнут в технике передачи электрической энергии высоковольтными ВЛ переменного тока Благодаря применению новых изоляционных и конструкционных материалов, более совершенных устройств и конструкций по ограничению коммутационных и грозовых перенапряжений появилась возможность сокращения размеров опор, ширины отчуждаемой земельной полосы и тд Важным направлением совершенствования ВЛ переменного тока является разработка конструкций высоковольтных линий повышенной натуральной мощности (ВЛ ПНМ) Указанное направление сочетает все упомянутые выше мероприятия с глубоким расщеплением проводов, увеличением радиуса расщепления и рационального размещения проводов расщепляемой фазы в пространстве Использование этого подхода позволяет дополнительно сократить расстояние между осями фаз и значительно увеличить натуральную мощность ВЛ Недостатком является увеличение зарядной мощности ВЛ, которую нужно компенсировать
Опыт эксплуатации линий электропередачи 1150 кВ, полученный в течение 80-х годов показал, что без применения управляемой поперечной компенсации зарядной мощности линий использование их пропускной способности практически невозможно 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 использованием управляемой поперечной компенсации и, в частности, управляемых шунтирующих реакторов (УШР) На основе УШР и коммутируемых
конденсаторных батарей может быть выполнен регулируемый источник реактивной мощности двухстороннего действия
В данной работе выполнено исследование применения управляемой поперечной компенсации для улучшения характеристик установившихся режимов и обеспечения устойчивости протяженной транзитной линии электропередачи переменного тока Объектом исследования является протяженная электропередача 330 кВ, отходящая от Кольской атомной электростанции, после ее усиления второй цепью В качестве устройств компенсации предполагается применение статических тиристорних компенсаторов или других устройств, способных как потреблять, так и генерировать реактивную мощность Одним из возможных вариантов является совместное применение батарей нерегулируемых конденсаторов и управляемых шунтирующих реакторов Применение устройств компенсации реактивной мощности (УКРМ) позволяет существенно улучшить распределение напряжений вдоль линии электропередачи и одновременно обеспечить достаточно высокие показатели демпфирования малых колебаний Весьма важным для практической реализации является вопрос о расстановке УКРМ на промежуточных подстанциях транзита, выборе законов регулирования УКРМ, установленных в различных точках электропередачи, и о выборе их настроечных параметров
Основной проблемой рассматриваемой транзитной электропередачи является несоответствие ее пропускной способности резервам мощности Кольской энергосистемы (1430 МВт), и, как следствие, наличие «запертой» мощности
Для усиления транзита реализовано сооружение второй цепи ВЛ 330 кВ с «севера» на участке Кольская АЭС - Княжегубская ГЭС - Путкинс-кая ГЭС протяженностью 354 км Далее предусмотрен ввод в эксплуатацию участков ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС - Онда длиной 130 км и Онда -Петрозаводск длиной 280 км и ввод последнего участка транзита Петрозаводск - Сясь - Киришская ГРЭС длиной 338 км
Однако следует отметить, что и этот вариант не может обеспечить выдачу избытка мощности всех электрических станций Кольской энергосистемы Поэтому в диссертации в качестве возможного варианта развития транзита рассмотрено выполнение одной из параллельных линий ВЛ 330 кВ Кольская АЭС - Киришская ГРЭС в виде линии повышенной натуральной мощности, в том числе и при условии установки на промежуточных подстанциях электропередачи регулируемых устройств компенсации реактивной мощности
Работа выполнялась в рамках реализации программы «Создание в единой энергосистеме России гибких (управляемых) систем электропередачи переменного тока и устройств регулирования напряжения», предусмотренной приказом РАО «ЕЭС России» № 488 от 19 09 2003
Целью работы является рассмотрение влияния устройств поперечной компенсации на статические и динамические свойства электрической системы Для достижения поставленной цели решены следующие задачи:
Выполнен анализ состояния рабочих режимов электропередачи Ко-лэнерго - Карелэнерго - Ленэнерго в прошедшие годы и при перспективном оптимистическом росте нагрузок ОЭС Северо-Запада Рассмотрено усиление транзита при последовательном сооружении второй цепи Кольс-ко - Карельского транзита и выполнении второй цепи в виде линии повышенной натуральной мощности
Определение допустимых и предельных режимов работы рассматриваемой электропередачи и оценка потерь в существующей и усиленной схемах
Выбор оптимальных точек установки УКРМ на основе анализа расчетов установившихся режимов работы при применении УКРМ на транзите
Рассмотрение статической устойчивости при различных вариантах усиления транзита и установки компенсирующих устройств
Настройка каналов системы регулирования генераторов Кольской АЭС для улучшения статических и динамических свойств энергосистем в приближенной схеме и оценка динамической устойчивости
Разработка методики математического моделирования УКРМ в программе «Мустанг» и расчет динамической устойчивости в полной схеме с применением этой модели Оценка влияния регулирования УКРМ на динамическую устойчивость Кольской и Карельской энергосистем.
Научная новизна диссертационной работы
Разработка методики математического моделирования УКРМ в программе «Мустанг» для расчета динамической устойчивости в сложных схемах
Исследование особенностей управления электрическими режимами работы энергосистемы с ВЛ ПНМ
Сравнительная оценка эффективности применения управляемых компенсирующих устройств или конденсаторных батарей совместно с включенными параллельно с ними коммутируемыми шунтирующими реакторами
Практическая ценность работы
Разработанный метод расчета динамической устойчивости в сложных схемах энергосистем при наличии регулируемого устройства поперечной компенсации в энергосистеме может применяться при решении научно-исследовательских и проектных задач для определения управляющих воздействий при возмущениях на ВЛ
Разработан комплекс мероприятий для предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы Кольской и Карельской энергосистем и
ОЭС Северо-запада при авариях на ВЛ 330 кВ в перспективной схеме электропередачи
Даны рекомендации по оптимальной расстановке УКРМ с точки зрения регулирования напряжения и снижения потерь
Расчетно-экспериментальным путем продемонстрирована возможность увеличения передаваемой мощности из Колэнерго в Ленэнерго при применении комплекса работ по усилению транзита и установке УКРМ
Выработанные в процессе работы приемы анализа и расчетные методики могут использоваться при рассмотрении перспективных вопросов установки управляемых устройств компенсации реактивной мощности в энергосистемах с ВЛ различных классов напряжения
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и получили одобрение на научных семинарах кафедры «Электрические системы и сети» СПбГПУ и на научно-технических конференциях «Фундаментальные исследования в технических университетах» 2003-2005 годах
Публикации. По результатам исследований опубликовано 4 печатных работы
Структура и объем диссертации. Диссертационная работа включает введение, четыре главы и выводы, изложенные на 144 страницах Содержит приложения на 32 страницах, 38 рисунков, 26 таблиц, список литературы из 97 наименований Общий объем работы 177 страниц
Средства регулирования напряжения в высоковольтной сети
В состав объединенной энергосистемы Северо-Запада (ОЭС Северо-Запада) входит семь энергосистем: Кольская; Карельская, Ленинградская, Новгородская, Псковская, Архангельская и Коми, являющиеся АО-энерго (энергосистема Коми является акционерной компанией).
Архангельская и Коми энергосистемы в составе ОЭС Северо-Запада работают, начиная с 16.08.95г. До этого названные энергосистемы находились в составе ОЭС Центра.
В октябре 2004 года в состав ОЭС Северо-Запада вошло ОАО Янтарьэнерго. Оперативно-диспетчерское управление на территории Калининградской области осуществляется РДУ в составе АО-энерго.
Кольская, Карельская, Ленинградская, Новгородская и Псковская энергосистемы не имеют непосредственных электрических связей с Архангельской и Коми энергосистемами.
Это исключает возможность организации режимов электростанций всех энергосистем, входящих в ОЭС Северо-Запада, на общий график электрической нагрузки.
Энергосистемы ОЭС Северо-Запада обслуживают потребителей» Архангельской, Ленинградской, Мурманской, Новгородской и Псковской областей, Карельской и Коми Республик, г. Санкт-Петербурга, охватывая территорию в 1256 тыс. км2 с населением 11,5 млн. человек. Средняя плотность населения на указанной территории составляет 9,2 чел./км2. наибольшая плотность населения на территории, обслуживаемой Ленинградской энергосистемой (г. Санкт-Петербург и Ленинградская область) - 72,7 чел./км, а наименьшая плотностью населения в Архангельской области и Республике Коми — 3,2 и 2,5 чел. /км2 соответственно.
Как видно из приведенных данных в течение последних пяти лет с 2001 по 2005 гг. в ОЭС Северо-Запада наблюдался рост электропотребления, его годовой темп составил 4,0%; 1,1%; 2,8%; 2,6%; и 1,6% соответственно в 2001,2002,2003,2004 и 2005 гг.
Однако, следует отметить, что из всех энергосистем, входящих в. ОЭС Северо-Запада, только Ленинградская энергосистема к 2004г. достигла уровня электропотребления 1990 года.
Максимум электрической нагрузки ОЭС Северо-Запада в отчетном 2005 году зафиксирован 28 декабря в 18.00 в размере 12694 МВт при частоте 50 Гц.
Наиболее плотный график электрической нагрузки имеют Кольская и Карельская энергосистемы, в которых число часов использования максимума нагрузки составляет около 7000 часов. Энергосистемы Коми и Архангельская также имеют достаточно плотный график нагрузки с числом часов использования максимума нагрузки 6000 часов и выше.
Наиболее разуплотненный график нагрузки имеет Псковская энергосистема, в которой число часов использования максимума нагрузки около 5000 часов.
В целом по ОЭС Северо-Запада число часов использования максимума электрической нагрузки в рассматриваемый период составляло 6000-6100 часов, при этом в последние два года число часов использования максимума объединения увеличилось до 6300 часов.
Данные по изменению структуры генерирующих мощностей по ОЭС Северо-Запада в целом и региональным энергосистемам, входящим в состав энергообъединения, за рассматриваемый период 2001-2005 гг. представлены в таблице 1.1.
Из приведенных в таблице данных видно, что в структуре установленной мощности объединения около 30% принадлежит атомным электростанциям и 56% — тепловым электростанциям.
В ОЭС Северо-Запада эксплуатируются две атомные электростанции: Кольская АЭС - 1760 МВт и Ленинградская АЭС - 4000 МВт; три крупные конденсационные электростанции; работающие на органическом топливе: Киришская ГРЭС (1800 МВт), Печорская ГРЭС (1060 МВт, проектная мощность 1275 МВт), Псковская ГРЭС (430 МВт, проектная мощность 645 МВт).
В энергосистемах региона 62 ТЭЦ, из которых 38 блокстанции. Наиболее мощной является Южная ТЭЦ в г. Санкт-Петербурге - 800 МВт. В 2001 г. был введен в эксплуатацию первый блок Северо-Западной ТЭЦ! — ГШУ-450 МВт (физический пуск был осуществлен в 2000 году).
Количество гидроэлектростанций; которые: эксплуатируются в ОЭС Северо-Запада равно 36.% Наиболее мощной ГЭС является Верхне-Туломская ГЭС вКолэнерп» - 268 МВт. Гидроэлектростанции сосредоточены в Кольской; Карельской и Ленинградской энергосистемах. Ввод генерирующих мощностей по ОЭС Северо-Запада в 2001-2005 гг. приведен в таблице 1.2.
Следует отметить значительную роль атомных электростанций в обеспечении электробалансов ОЭС Северо-Запада. Выработка электроэнергии Кольской и Ленинградской АЭС в 2003 г. составила 35,35 млрд.. кВтч, что равно 42,4% от суммарной выработки электроэнергии электростанциями ОЭС.
Модель управляемого шунтирующего реактора
При анализе динамической устойчивости энергосистемы приходится рассматривать многообразные переходные процессы. Такое многообразие обусловлено вероятностью возникновения возмущений в любых элементах энергосистемы и различной степенью их интенсивности: коротких замыканий — от однофазного до трехфазного, которые могут возникать на основных связях высшего класса напряжений и в распределительных сетях, вблизи узловых подстанций и в середине линий, аварийных отключений генераторов, которые могут создавать различный дефицит мощности, и т. д..
Для полного анализа динамической устойчивости энергосистемы и выбора противоаварийных мероприятий следовало бы выполнять расчеты переходных процессов при всех возмущениях во всех пунктах энергосистемы, что заведомо нереально. Однако на основании результатов расчетов наиболее характерных случаев, анализа аварийных ситуаций в реальных условиях и понимания физической сущности переходных процессов возможно ограничение числа рассматриваемых возмущений и точек их приложения. Это позволяет исключить из рассмотрения те возмущения, которые заведомо не приводят к нарушению устойчивости генераторов и двигателей и не требуют специальных противоаварийных мероприятий.
В расчетах динамической устойчивости для генераторов, близких к точке КЗ, рекомендуется применять расчетные модели, в которых учитываются электромагнитные переходные процессы в обмотке возбуждения и демпферных контурах, и переходные процессы в системе возбуждения, включая АРВ. Остальные генераторы допустимо замещать неизменной во времени величине переходной ЭДС за переходным сопротивлением.
При расчетах кратковременных переходных процессов допустимо, как правило, принимать мощность турбин постоянной (кроме расчетов ресинхронизации генераторов).
При расчетах динамической устойчивости для крупных узлов нагрузки (в особенности расположенных вблизи подробно моделируемых генераторов и в сечениях, по которым может быть нарушена устойчивость энергосистемы) следует использовать уравнения асинхронных, а также и синхронных двигателей, если мощность, потребляемая последними, значительна.
Для остальных узлов нагрузки допустимо, как правило, использовать статические характеристики, причем в тех узлах, где снижение напряжения в переходном режиме (после отключения КЗ) не превышает 5-10%, допустимо представлять нагрузку постоянным сопротивлением, а нагрузки, удаленные от места КЗ - также постоянными мощностями или учитывать их в балансе генерирующих узлов. Следует также учитывать самоотключения электроприемников при глубоких снижениях напряжения.
Проверка выполнения требований устойчивости при нормативных возмущениях должна осуществляться с учетом действия ПА, предназначенной для автоматического предотвращения нарушений устойчивости (АГШУ), т.е. включать проверку эффективности АПНУ.
Возможности качественно проанализировать переходные процессы в сложных схемах минимальны, и единственным средством качественного и количественного анализа оказываются расчеты всего переходного процесса на ЭВМ с учетом всех влияющих факторов. Основным показателем сохранения или нарушения динамической устойчивости является зависимость углов 5 генераторов от времени переходного процесса.
В сложных схемах возможны нарушения устойчивости после нескольких качаний и расчеты продолжаются до тех пор, пока не станут ясными тенденции изменения всех углов 5. Признаком нарушения динамической устойчивости является увеличение разности между углами б любых двух генераторов на 180 и более. Разумеется, это относится лишь к тем генераторам, между которыми сохраняется электрическая связь. Если исходное возмущение таково, что схема распадается на независимо работающие части (например, в результате отключения какой-либо связи), то контролируются изменения углов 5 в каждой из частей энергосистемы. Если же само исходное возмущение не вызывает деления энергосистемы, но приводит к нарушению динамической устойчивости, асинхронному ходу по каким-либо связям и разделению энергосистемы действием противоавариинои автоматики, то делается вывод о динамической неустойчивости энергосистемы при рассматриваемом возмущении и по данным, тех же расчетов осуществляется проверка того, не происходит ли дополнительных нарушений устойчивости в процессе кратковременного асинхронного режима и после разделения энергосистемы.
Нормирование динамической устойчивости энергосистем осуществляется заданием списка таких возмущений, при которых динамическая устойчивость не должна нарушаться. При более тяжелых возмущениях, когда возможно возникновение асинхронного режима, принимаются- меры, к его быстрой ликвидации с наименьшим ущербом для потребителей.
Двухцепная схема с компенсирующими устройствами
Приведенные в таблице ЗЛО объемы управляющих воздействий говорят о том, что при увеличении допустимой передаваемой мощности на 140 МВт за счет регулируемых устройств выдачи реактивной мощности воздействия по условию статической устойчивости расходятся относительно предыдущего расчета на 20-25МВт что удовлетворяет точности расчета. Воздействия находятся в пределах 120-23 0МВт. Установка компенсирующих устройств не потребует изменения уставок противоаварийной автоматики.
Дополнительный выигрыш от установки компенсирующих устройств состоит в том, что обеспечивается снижение потерь при передаче допустимой мощности (1280МВт) от 200 до 165 МВт, то есть на 35 МВт. (рис 3.4)
Если предположить, что замена существующей ВЛ 330 кВ на В Л ПНМ начнется с «севера» от Кольской АЭС во время развитии схемы транзитной электропередачи предельные и допустимые мощности будут меняться. Следует учитывать, какую допустимую мощность можно передавать при последовательной реконструкции существующей ВЛ. В таблице 3.11 и на рисунке 3.5 представлены и обобщены результаты расчетов предельной и допустимой мощности в период развития схемы транзитной электропередачи Колэнерго - Карелэнерго - Ленэнерго, на которых приведены придельные (в виде кривых) и допустимые (в виде столбовых диаграмм) перетоки в сечении I.
Таким образом, относительное увеличение передаваемой мощности за счет демонтажа существующей ВЛ и строительстве новой ВЛ ПНМ составляет 0,27-0,28 МВт на 1км линии, а за счет установки устройств поперечной компенсации составляет 0,37 МВт на 1 MB Ар мощности компенсирующих устройств при строящемся транзите или 0,33 МВт — при замене существующей ВЛ на ВЛ ПНМ. Однако, сделать вывод о недостаточной технической эффективности компенсирующих устройств было бы неверно. Доказательством этого является значительное снижение потерь, кривые которых изображены на рис. 3.4 .
Переток мощности из Колэнерго в Карелэнерго и Ленэнерго. Предельная и допустимая мощности транзита на уровне 2012 года в при последовательном сооружении предлагаемой сети повышенной натуральной мощности при отсутствии/наличии управляемых БСК (180МВАр)
Исследование статической устойчивости и переходных процессов при конечных возмущениях электропередачи 330 кВ Кольская АЭС -ПС Княжегубская - ПСЛоухи - ПСПуткинская — ПСКондопога -ПС Петрозаводская - ПС Сясь - Киришская ГРЭС выполнялось в эквивалентной схеме, приведенной на рис 4.1. Генератор Г9 представляет Киришскую ГРЭС и объединенную энергосистему южной части Северо-Запада (Ленэнеро, Псковэнеро, Новгородэнерго). Расчеты выполнены в относительных единицах. Представленный эквивалент ЭЭС получен на основании анализа полной схемы объединенной энергосистемы Северо-Запада (по которой производились расчеты установившихся режимов в полной схеме, посредством программы RASTR), учитывающей основные центры генерирующих и потребляемых мощностей и их состояние, как на сегодняшний день, так и на перспективу до 2010 года. Кроме того, в рассматриваемой эквивалентной схеме учтены только основные подстанции и линии электропередачи 330 кВ. Параллельные связи 220 кВ были учтены в эквивалентных параметрах связей ЗЗОкВ. Электрическая схема с эквивалентными параметрами в именованных единицах представлена на рис 4.2 б. Параллельные связи 150кВи110кВне учитывались. За базисные величины приняты UБАЗ — 330 кВи ш 1000 МВт, Ниже рассматривается случай полного развития транзита, включая вариант реконструкции одной из цепей в виде ВЛ ПНМ. Перетоки мощности по сечениям и уровни напряжений на промежуточных подстанциях согласованы с результатами расчетов режимов в сложной системе, полученными при помощи программного комплекса RASTR.
Основным средством улучшения динамических свойств любой электроэнергетической системы (ЭЭС) является надлежащий выбор и оптимизация настроек каналов регулирования синхронных генераторов. Принималось, что Г1 (Кольская АЭС) и Г 9 оснащены АРВ - СДП 1, содержащими помимо каналов регулирования по отклонению напряжения и ее производной дополнительные каналы стабилизации по частоте напряжения и ее производной. Остальные эквивалентные генераторы имеют только АРВ пропорционального действия (по отклонению напряжения).
Очевидно, что устройства управляемой поперечной компенсации также являются одним из возможных средств управления режимами и устойчивостью ЭЭС. Математическое описание закона регулирования статических тиристорных компенсаторов (УКРМ) для исследования статической устойчивости традиционно представляется в следующем виде:
Показатели статической устойчивости рассматриваемого двухцепного транзита рассчитываются по результатам анализа пределов передаваемой мощности, рассчитанного по подробной схеме транзита в,Главе Зпри помощи программы RASTR. Переток по сечениям соответствует допустимому режиму транзита.
В таблице 4.1 приведены результаты расчета собственных значений матрицы переменных состояния (корни характеристического полинома) для электропередачи Кольская ЭС - Карельская ЭС - Ленэнерго, оснащенной регулируемыми устройствами поддержания напряжения на ПС Лоухи и ПС Петрозаводская. В приведенной таблице 4.1 внимание уделяется настройкам АРВ эквивалентных генераторов Кольской АЭС.
В первом столбце таблицы приведены показатели устойчивости при применении.на-Кольской АЭС регулирования слабого действия, где параметром регулирования является отклонение напряжения. По кривым равного затухания в плоскости коэффициентов- регулирования напряжения, представленных на рисунке 4.2, выбраны соответствующие оптимальным настройкам коэффициенты -Кои и К]и.
Исследование режимов и динамической устойчивости транзита
В разделе рассмотрено влияние управления компенсирующими устройствами реактивной мощности на динамические характеристики системы и необходимый объем противоаварийных воздействий.
Расчеты проводились на транзите Колэнерго-Карелэнерго-Ленэнерго при осуществляемом строительстве второй ВЛ ЗЗОкВ на участках Кольская АЭС — ПС Княжегубская - ПС Лоухи - ПС Путкинская - ПС Ондская - ПС Петрозаводск - ПС Сясь — Киришская ГРЭС и на уровень нагрузок 2008 года.
Исследования динамической устойчивости проводились со следующими целями: 1) Определения условий прохождения переходных процессов при расчетных авариях в сети 330 кВ транзита Колэнерго-Карелэнерго-Ленэнерго, определенных «Руководящими указаниями по устойчивости энергосистем». 2) Определения необходимых противоаварийных мероприятий, обеспечивающих сохранение параллельной работы трех энергосистем Колэнерго, Карелэнерго и Ленэнерго при повреждениях в сети транзита 330 220кВ различной степени тяжести при наличии или отсутствии управления на устройствах компенсации реактивной мощности.
Расчеты выполнены по программе «МУСТАНГ-95» для режимов передачи допустимой мощности при передаче мощности на исследуемом транзите из Колэнерго в Карелэнерго и Ленэнерго для трех вариантов компенсации реактивной мощности:
Установка КУ РМ в сети ЗЗОкВ на ПС Лоухи и ПС Ондская для поддержания напряжения на данных подстанциях на уровне 350кВ, т.е. на ПС Лоухи установлены БК - 90Мвар, на ПС Ондская БК - 180Мвар;
Установка УКУ РМ в сети ЗЗОкВ на ПС Лоухи и ПС Ондская для поддержания напряжения на данных подстанциях на уровне 350кВ, т.е. на ПС Лоухи и ПС Ондская установлены УКУ РМ - ±180Мвар;
Установка КУ РМ в сети ЗЗОкВ на ПС Лоухи и ПС Ондская для поддержания напряжения на данных подстанциях на уровне 350кВ, т.е. на ПС Лоухи установлены БК - 180Мвар и ШР - бхбОМвар, на ПС Ондская БК -180Мвар и ШР - бхбОМвар;
Расчет переходного процесса выполняется на основе допустимого установившегося режима. Следует обратить внимание, что установившейся режим является общим для предлагаемых вариантов расчета, и изначально КУ вырабатывают емкостную мощность на ПС Лоухи — 90Мвар и на ПС Ондская -180Мвар.
Расчеты динамической устойчивости с учетом управляемых компенсирующих устройств реактивной мощности (УКУРМ), в которые включаются различного рода управляемые шунтирующие реакторы, статические тиристорные компенсаторы и устройства компенсации на полностью управляемых вентилях, должны выполняться на основе соответствующих расчетных моделей. В данных моделях должны учитываться электромагнитные переходные процессы, а. также ограничения на выдачу и потребление реактивной мощности для поддержания напряжения.
Предлагаемая, модель реализуется как «автоматика», отслеживающая уровень напряжениям узле, где установлено УКУРМ, которое поддерживает напряжение на уровне 350кВ.
Следует отметить, что в данной программе применяются расчетные модели генераторов, в которых учитываются электромагнитные переходные процессы в обмотке возбуждения и демпферных контурах, и переходные процессы в системе возбуждения, включая АРВ. Уравнения системы возбуждения (СВ) и уравнения АРВ образуют единый блок и составлены таким образом, что они пригодны для описания всех существующих СВ:и АРВ (при условии соответствующего задания, параметров). Предусмотрена возможность моделирования всех типов СВ. Применяются высокоэффективные алгоритмы расчета динамической устойчивости.
Анализ результатов этих расчетов показал, что при авариях на шинах станции, а также на ВЛ 330 кВ, отходящих от Кольской АЭС по тяжести повреждения близких к двухфазному к.з. на земшо и отключаемых основной защитой, нарушается устойчивая работа генераторов станций Колэнерго и Карелэнерго относительно Ленэнерго для варианта при отсутствии управления на установленных КУ. Для сохранения параллельной работы станций требуется отключение четырех гидрогенераторов на Княжегубской ГЭС (4x36 МВт). Однако, если на ПС Лоухи и ПС Ондская установлены УКУРМ, то потребуется отключение трех гидрогенераторов (Таблица 4.4, п.1). На рисунках 4.4-4.7 (приложение рис. 1-4) представлено изменение в момент переходного процесса частоты, напряжения на подстанциях ЗЗОкВ транзита, углы (8) роторов генераторов электрических станций Колэнерго, Карелэнерго и Ленэнерго на транзите относительно ЭДС ротора генератора ЛАЭС, а также реактивная мощность в местах установки КУ.
Из приведенных графиков видно, что даже при отключении четырех гидрогенераторов на Княжегубской ГЭС, когда устойчивость энергосистем сохраняется, наличие управления позволяет уменьшить время переходного процесса в энергосистеме и сглаживает как колебания напряжения, так и колебания частоты и взаимных углов роторов генераторов. Период и амплитуда частоты и углов роторов меньше. Максимальное отклонение угла роторов генераторов Кольской АЭС составит, в случае применения УКУ РМ 60 град. В случае отсутствия управления на КУ или противоаварййных мероприятий, направленных на сохранение устойчивости и воздействующих на включение и выключение реакторов, - 72 град. Период колебания углов в первом и во втором случае соответственно - 4,11с и 5,4с. Максимальное отклонение частоты в первом случае — 0,28 Гц, в втором — 0,3 Гц. Период колебания частоты в первом и во втором случае соответственно - 3,1с и 4,15с.
Вместо управляемых компенсирующих устройств можно использовать конденсаторные батареи и включенные параллельно с ними шунтирующие реакторы. Результаты этих расчетов проиллюстрированы в приложении на рис.
На рисунках видно, что почти никакого различия по отклонению частоты, напряжения и взаимных углов в этих случаях нет. Единственное различие состоит в том, что в течении 5,5с во втором случае происходит по 3 коммутации 5 выключателей. Поэтому из-за низкой эксплуатационной надежности реакторных выключателей и их недостаточного коммутационного ресурса и, вследствие этого, невозможностью их частой коммутации не рекомендуется использовать такие схемы компенсации реактивной мощности. Однако в дальнейшем будет показано, что в качестве противоаварийных мероприятий, при использовании такой модели или УКУ РМ, требуются одинаковые объемы противоаварийных мероприятий, меньшие, чем при отсутствии управления.
