Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Развитие энергосистемы Северо-Запада России 12
1.1 Текущее состояние объединенной энергосистемы Северо-Запада 12
1.2. Прогноз потребления электроэнергии 14
1.3. Развитие генерирующих мощностей 19
1.4. Развитие схем выдачи мощности электростанций 25
1.5. Развитие системообразующей сети Западной зоны ОЭС Северо-Запада.27
1.6 Обзор средст продольного регулирования в электрических системах...38
1.6.1. Гибкие электропередачи переменного тока 38
1.6.2. Продольная емкостная компенсация 39
1.6.3. Регуляторы фазового угла 41
1.7. Задачи диссертации 42
ГЛАВА 2. Математическое моделирование элементов электрической системы 44
2.1. Описание автотрансформатора с продольно-поперечным регулированием 44
2.2.1. Специфика применения продольно-поперечного регулирования на ЛАЭС 46
2.2 Фазорегулирующий (проходной) трансформатор последовательного включения 51
2.3. Управление потоком мощности с помощью регулятора фазового угла...53
2.4. Управление потоками активной и реактивной мощности в замкнутых контурах 56
2.5. Улучшение динамической устойчивости системы с помощью регуляторов фазового угла 60
2.6. Возможности применения тиристорных переключателей ответвлений с дискретным управлением 63
2.7. Соображения о номинальной мощности вентилей тиристорного переключателя ответвлений 67
2.8. Математические модели для расчета динамических процессов в электрической системе 71
2.8.1. Математическое моделирование переходных процессов синхронного генератора 71
2.8.2. Математическое моделирование автоматического регулятора возбуждения сильного действия 74
2.8.3. Математическое моделирование переходных процессов нагрузки 77
2.9. Выводы по Главе 2 80
ГЛАВА 3. Анализ и оптимизация режимов работы энергосистемы на основе применения фазорегулирующих устройств 81
3.1. Анализ эффективности применения ФРУ 81
3.2. Оценка эффективности ФРУ в послеаварийных режимах работы энергосистемы 94
3.3. Применение двух разнотипных ФРУ для оптимизации режимов и предотвращения перегрузок 108
3.3.1. Регулирование ФРУ на ПС Западная 108
3.3.2. Вариант совместного регулирования фазорегулирующих устройств .114
3.4. Выводы по Главе 3 121
ГЛАВА 4. Оценка эффективности применения ФРУ для повышения статической и динамической устойчивости системы 122
4.1. Исследование эффективности применения ФРУ в электропередаче простейшей структуры 122
4.2. Исследование переходных процессов при конечных возмущениях 128
4.3. Исследование устойчивости в эквивалентной схеме западной части ОЭС Северо-запада 131
4.4. Результаты расчетов переходных процессов в полной схеме энергообъединения 134
4.5. Выводы по Главе 4 138
Заключение 139
Список использованных источников
- Текущее состояние объединенной энергосистемы Северо-Запада
- Описание автотрансформатора с продольно-поперечным регулированием
- Оценка эффективности ФРУ в послеаварийных режимах работы энергосистемы
- Исследование эффективности применения ФРУ в электропередаче простейшей структуры
Введение к работе
Энергосистема Санкт-Петербурга и прилегающего региона развивается в условиях быстро растущего спроса на электрическую энергию и определенного отставания ввода новых генерирующих мощностей. Так, максимум потребления электроэнергии 6879 МВт был зарегистрирован 23 января 2006 года. Основной причиной увеличения спроса были устойчивые пониженные температуры. Указанная величина потребления на 439 МВт (6.8 %) выше максимума потребления 2005 года, на 544 МВт (8.6 %) выше максимума потребления в период до 1990 года и, что весьма характерно, на 33% выше максимального потребления в 1998 году.
Следует отметить, что для покрытия максимумов потребления были задействованы все располагаемые резервы электростанций. Режимы электрической сети в период осеннее-зимнего максимума (ОЗМ) можно характеризовать как напряженные, перегрузка оборудования предотвращалась проведением специальных мероприятий (например, переводом потребителей на электроснабжение от менее загруженных центров питания и др.). В условиях повышенного спроса загрузка основных трансформаторных мощностей находилась в интервале между 85 и 100%. Приблизительно 20% высоковольтных линий электропередачи в этот период были нагружены на 90 - 95%.
Дефицит электроэнергии покрывался передачей электроэнергии из ОЭС Центра.
Таким образом, рассмотренный напряженный период работы энергосистемы характеризовался полным использованием резервов генерирующих мощностей; полное использованием пропускной способности межсистемных транзитов; величинами потоков мощности по системообразующей сети и автотрансформаторным связям 750, 330, 220, ПО кВ достигающими номинальных значений; необходимостью ограничения потребителей в ряде районов в период экстремально низких температур;
Необходимо отметить, что в период экстремально низких температур оборудование электростанций и электрических сетей отработало без сбоев.
Предварительные прогнозы роста спроса на электрическую энергию показывают, что темпы роста потребления в период 2005 - 2010 гг. могут составить от 330 - 350 МВт в год при реализации умеренного сценария развития и 450 - 550 МВт в год при реализации оптимистического варианта развития экономики и коммунально-бытового сектора. Следует отметить, что в связи с быстрым развитием систем кондиционирования и ростом числа бытовых кондиционеров энергосистема может столкнуться с увеличением спроса на электрическую энергию в летние месяцы и появлением группы потребителей с крайне неблагоприятными с точки зрения устойчивости характеристиками. В связи со сказанным представляется важным выполнение исследовательских работ, связанных с изучением устойчивости системы по напряжению.
Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Санкт-Петербурга Правительством Санкт-Петербурга совместно с РАО ЕЭС России разработан план мероприятий, предусматривающий вводы новых генерирующих мощностей, интенсивное сетевое строительство и сооружение значительного количества новых подстанций 330 и ПО кВ. В рамках этих решений предусматривается строительство второй очереди Ленинградской атомной электростанции и значительное усиление сетей 330 и 750 кВ, существенно влияющих на надежность электроснабжения западной части Северо-западного региона.
Указанные масштабные задачи ставят целый ряд научных проблем, связанных с выбором рациональной структуры сетей, управлением режимами, в том числе по реактивной мощности, обеспечением необходимых запасов статической и динамической устойчивости.
Одной из самых острых системных проблем является нарастание противоречий между недостаточным регулировочным диапазоном генерирующих мощностей и неравномерным характером потребления электроэнергии. ЕЭС России имеет острый дефицит мобильных генерирующих мощностей и, соответственно, высокоманевренных электростанций. Обеспечение системной надежности и энергетической безопасности становится невозможным без решения этой проблемы.
В настоящее время годовой, недельный и суточный графики электропотребления отличаются достаточной неравномерностью во времени (коэффициенты неравномерности 0,63; 0,77 и 0,83 соответственно). В 2003-2006 гг. сложилась тенденция к возрастанию неравномерностей электропотребления, обострилась проблема обеспечения объемной и структурной сбалансированности производства и потребления электроэнергии.
Покрытие неравномерных потребностей в электроэнергии осуществляется преимущественно за счет регулирования нагрузки генерирующего оборудования электростанций и перетоков электроэнергии между энергосистемами в масштабах ЕЭС России.
Наибольшие трудности в покрытии неравномерных потребностей в электроэнергии возникают в осенне-зимнее время, когда потребление электроэнергии максимально и максимальна суточная неравномерность электропотребления. В этот период требуется наибольшее использование регулирующих возможностей генерирующего оборудования, что приводит к вынужденной необходимости работы оборудования электростанций в максимально неэкономичном режиме.
Для регулирования неравномерности недельного графика электропотребления ЕЭС России и в виду недостатка маневренных мощностей на выходные дни вынужденно останавливаются до 15 энергоблоков установленной мощностью до 4000 МВт, а работающие разгружаются до технологического минимума. Это негативно сказывается на ресурсе и экономичности оборудования, а также существенно ограничивает возможности Системного оператора (ОАО "СО-ЦЦУ ЕЭС") по оптимизации энергетических режимов и компенсации реактивной мощности. Особенно актуальной и наиболее сложной становится проблема обеспечения сбалансированности суточного графика электропотребления.
Мировой энергетический опыт показывает, что эффективным решением этих проблем является сооружение высокоманевренных гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС). ГАЭС технологически отличаются от всех других типов электростанций максимальным регулировочным диапазоном и максимальным быстродействием. Только ГАЭС способны работать как в пиковой зоне, так и в зоне ночного провала суточного графика нагрузок. Быстродействие ГАЭС позволяет активно использовать оборудование станции в качестве резерва быстрого аварийного ввода. Время набора гидроагрегатом полной нагрузки от состояния покоя составляет всего 20-120 секунд, в насосном режиме - 6-9 минут. Собственные сооружения и оборудование ГАЭС просты, надежны и долговечны.
В целях обеспечения энергетической безопасности России и системной надежности ОЭС Северо-Запада, а также Единой энергетической системы страны признано целесообразным строительство Ленинградской ГАЭС на реке Шапше установленной мощностью 1560 МВт в турбинном режиме и 1760 в насосном режиме. Выдачу мощности ГАЭС рекомендуется осуществлять на напряжении 330 кВ и 750 кВ. Присоединение Ленинградской ГАЭС к энергосистеме предполагается осуществить заходом существующей ВЛ 330 кВ ПС Сясь - ПС Петрозаводск и предусмотренной к строительству второй цепи. Выдачу мощности на напряжение 750 кВ рекомендуется осуществить путем строительства ВЛ 750 кВ
ПС Ленинградская - ПС Восточная - Ленинградская ГАЭС - ПС Белозерская (Череповец).
Предполагается строительство ОРУ 750 кВ на ПС Восточная с установкой автотрансформатора 750/330 кВ, 1000 МВА для надежного электроснабжения быстроразвивающихся промышленных предприятий и жилой застройки в восточной части города и прилегающих областных районов. Однако при указанном усилении сети возникает проблема организация параллельной работы сетей ПО, 330 и 750 кВ, обеспечивающая рациональное распределение потоков активной и реактивной мощности.
Выполненными исследованиями показано, что оптимизация потокораспределения возможна только при применении средств продольного режимного регулирования, то есть устройств, позволяющих управлять распределением активной мощности по элементам сети. Для оптимизации распределения потов мощности между параллельно работающими сетями различных классов напряжения в наибольшей степени подходят силовые фазорегулирующие устройства (ФРУ). К настоящему времени наиболее освоенным типом фазорегулирующих устройств в России являются автотрансформаторы с поперечным регулирование напряжения [37, 51]. За счет наличия дополнительного трансформатора (так называемого возбуждающего) имеется возможность введения дополнительной поперечной составляющей напряжения, то есть регулируемого изменения фазы одного из напряжений трансформатора. Сдвиг фазы реализуется за счет разности коэффициентов трансформации.
В зарубежной практике достаточно широкое распространении нашли продольные (проходные) трансформаторы, обеспечивающие введение дополнительной поперечной составляющей напряжения, дающую возможность изменять фазу напряжения в пределах ± 25 электрических градусов. Достигнутые на сегодня мощности проходных фазорегулирующих трансформаторов в среднем составляет 450 - 660 МВА [83, 86], но достигают мощностей 1630 МВА [67].
Следует отметить, что в использовавшихся ранее конструкциях переключение соответствующих ответвлений обмоток осуществлялось механическими переключателями, что обусловливало низкую надежность всего устройства в целом. Эксплуатационные службы, как правило, определяли близкое к оптимальному положение переключательного устройства, после чего выводили его из работы. Так, например, обстоит дело на ЛАЭС.
Благодаря усовершенствованиям аппаратуры на основе силовой электроники появились предложения по конструкциям фазорегулирующих трансформаторов или фазорегулирующих устройств (ФРУ) без механических контактных переключателей на основе тиристоров [64,65,66]. Динамические характеристики таких ФРУ допускают весьма быстрое изменение регулируемого параметра, позволяющее корректировать протекание переходных процессов, вызванных конечными возмущениями [54,56,65, 78]. Однако на практике такие устройства до сих пор не реализованы.
Следует отметить, что интерес к возможностям изменения под нагрузкой продольного (для управлением величиной напряжения и реактивной мощности) и поперечного (для воздействия на потоки активной мощности) коэффициентов трансформации силовых трансформаторов возник еще в середине 30-х годов прошлого столетия на первых этапах формирования объединенных электрических систем [51, 79]. Так, в работе известного советского ученого В.Г. Холмского, выпущенной в 1950 г. приведены ссылки на работы 30-х годов. Теория вопроса активно развивалась киевской научной школой и получила продолжение в трудах научной школы Новосибирского электротехнического института (ныне технический университет), возглавлявшейся профессором В.М. Чебаном [53 - 59]. В зарубежной практике большое количество работ появилось в середине-конце 70-х годов прошлого века, когда вопрос о реальном управлении потокораспределением в сложно-замкнутых сетях встал на повестку дня [64, 65, 66, 78, 79, 86]. Трансформаторы с управлением фазой напряжения (как правило, это проходные трансформаторы последовательного включения) достаточно широко распространены в Западной Европе и США и не случайно на сессии СИГРЭ 2006 года появилась отдельная секция, посвященная фазорегулирующим трансформаторам [67, 82]. Следует отметить, что все применяемые в настоящее время трансформаторы указанного типа имеют механические переключатели ответвлений, хотя имеется достаточное количество теоретических работ по применению тиристорных плавно регулируемых быстродействующих систем [64, 75, 79, 84]. Благодаря развитию систем силовой электроники в последнее время активно обсуждается вопрос о замене трансформатора с переключающимися ответвлениями на управляемый инвертор, питающийся от вспомогательного трансформатора, который обеспечивает введение необходимой величины напряжения, сдвинутого на заданный угол по отношению к основному. Указанное устройство получило название «обобщенный регулятор перетока» (Unified Power Flow Controller в английской терминологии) [65, 71, 75, 76, 79, 80]. К настоящему моменту одно такое устройство реализовано в США [79].
Объектом исследования данной работы является применение ФРУ для улучшения характеристик установившихся режимов электрических сетей западной части ОЭС Северо-запада, обеспечивающих электроснабжение Санкт-Петербурга. В качестве фазорегулирующих устройств предполагается применение автотрансформаторов с поперечным регулированием фазы выходного напряжения и трансформатора последовательного включения. Применение этих устройств позволяет оптимизировать загрузку наиболее мощных сетей класса 330 и 750 кВ и добиться снижения потерь. Для снижения возможных перегрузок элементов сети предполагается установка проходного ФРУ на одной из подстанций.
Научная новизна диссертационной работы заключается в следующем: - на основе расчетов и анализа установившихся режимов западной части
ОЭС Северо-запада разработаны рекомендации по местам установки
ФРУ, обеспечивающих рациональное распределение потоков мощности по параллельно работающим сетям 330 и 750 кВ и снижение потерь; разработаны рекомендации по усилению системообразующих сетей 330 и 750 кВ ОЭС Северо-запада, включающих межсистемные линии электропередачи между ОЭС Северо-запада и ОЭС Центра; на языке Modelica разработана методика математического моделирования переходных процессов энергосистемы простой структуры, включающей ФРУ, для анализа процессов при конечных возмущениях и демпферных свойств; выполнены расчеты установившихся режимов и динамической устойчивости западной части ОЭС Северо-запада в условиях упрощенной модели и выполнены оценки запасов статической устойчивости; выполнено исследование влияния ФРУ с непрерывным управлением на показатели статической устойчивости.
Следует указать, что в отечественной энергетике был реализован ряд проектов, включающих фазорегулирующие устройства. Одно из них находится на Ленинградской атомной станции и предназначено для оптимизации распределения потоков активной мощности по сетям 330 и 750 кВ. Однако, из-за низкой надежности устройств механического переключения контактов это устройство работает в режиме сезонного регулирования. При выполнении данной работы автор не ориентировался на использование какой-либо конкретной системы регулирования, имея в виду получение методических результатов и общее понимание проблемы рационального управления потоками активной мощности.
В результате выполнения работы удалось обосновать место установки ФРУ, определить требования к глубине регулирования и оценить возможное влияние регулирования на ограничение перегрузок и снижение потерь в сети.
Текущее состояние объединенной энергосистемы Северо-Запада
Объединенная энергосистема Северо-Запада (ОЭС Северо-Запада) расположена на территории следующих субъектов Российской Федерации, входящих в состав Северо-Западного Федерального округа: Республика Карелия, Республика Коми, Архангельская область, Калининградская область, Ленинградская область, Мурманская область, Новгородская область, Псковская область, г. Санкт-Петербург.
Суммарное потребление электроэнергии за 2005 год по ОЭС Северо-Запада составило 83597 млн.кВт.ч. В осенне-зимний период (ОЗП) 2005-2006 гг. совмещенный максимум ОЭС Северо-Запада составил 14345 МВт.
ОЭС Северо-Запада делится на восемь региональных энергосистем. Деление ОЭС на энергосистемы соответствует границам территорий субъектов Российской Федерации, за исключением Ленинградской, в состав которой входят г. Санкт-Петербург и Ленинградская область. Их доля при прохождении годового максимума потребления ОЭС Северо-Запада представлена в таблице 1.1., потребление электроэнергии за год в таблице 1.2..
Как видно из таблиц 1.1. и 1.2., свыше 40% потребления электроэнергии ОЭС Северо-Запада сосредоточено в Ленинградской энергосистеме, более 75% - в Западной зоне ОЭС Северо-Запада.
ОЭС Северо-Запада имеет сложную технологическую структуру состоящую из электростанций различных типов (АЭС, ГРЭС, ТЭЦ, ГЭС) суммарная установленная мощность которых практически 21 тыс. МВт, длина линий электропередач напряжением только 750 - 110 кВ более 40 тыс. км, а установленная трансформаторная мощность подстанций 750-110 кВ -более 54 тыс. МВА. Высшим напряжением в энергосистемах, входящих в состав ОЭС Северо-Запада, является 750 кВ. На этом напряжении осуществляется связь Западной части ОЭС Северо-Запада с ОЭС Центра, а также выдается мощность Ленинградской АЭС.
В ОЭС Севера-Запада более 105 электростанций включая две атомные станции (Ленинградская, Кольская), две крупные станции парогазового цикла (Северо-Западаная, Калиниградская ТЭЦ-2), три крупных конденсационных электростанции (Киришская ГРЭС, Псковская ГРЭС, Печорская ГРЭС) и т.д..
ОЭС Северо-запада работает параллельно с ЕЭС России, ОЭС Балтии, ОЭС Беларуси. Через вставку постоянного тока на ПС 330/400 кВ Выборгская осуществляются экспортные поставки электроэнергии в Финляндию. Кроме того, в Западной зоне ОЭС Северо-Запада выделяются генераторы для работы в энергосистемах Норвегии и Финляндии.
Пропускная способность транзита, связывающего ОЭС Северо-Запада с ОЭС Центра (максимально-допустимые перетоки - 1800 МВт на выдачу и 1500 МВт на прием) определяется располагаемым объемом управляющих воздействий в ОЭС Северо-Запада, обеспечивающих сохранение устойчивости по сети 330 кВ при аварийном отключении ВЛ 750 кВ ПС Ленинградская - Калининская АЭС: при приеме мощности в ОЭС Северо-Запада - объемом САОН до 600 - 650 МВт, при выдаче мощности - объемом АРС Киришской ГРЭС, Южной ТЭЦ и Ленинградской АЭС до 1000 МВт. Как в летнее, так и в зимнее время транзит работает в реверсивном режиме, достигая в отдельные часы максимально допустимых величин. В январе 2006 года, при работе Ленинградской АЭС тремя реакторными блоками, из которых два - на шинах 750 кВ, перегружались AT 750/330 кВ ПС Ленинградская (при полной загрузке AT 750/330 кВ на Ленинградской АЭС). Ввиду исчерпания всех возможностей генерации ОЭС Северо-Запада и приема мощности из ОЭС Центра были введены ограничения потребителей в Санкт-Петербурге и снижена передача электроэнергии в Финляндию.
Необходимость развития генерирующих источников электроэнергии и сетевой инфраструктуры определяется ростом электропотребления, который в свою очередь зависит от социально-экономического развития регионов.
Описание автотрансформатора с продольно-поперечным регулированием
Передача электрической энергии переменным током по линиям ограничена, прежде всего, продольным индуктивным сопротивлением линий. Продольно-емкостная компенсация была впервые применена в середине прошлого столетия [39], для того чтобы компенсировать часть индуктивного сопротивления линии и, таким образом, увеличить возможную передаваемую мощность. Впоследствии, при применении устройств FACTS, было продемонстрировано, что регулируемая продольная компенсация является высоко эффективной при управлении потоком мощности в линии, а также для повышения устойчивости системы.
Основная идея продольно-емкостной компенсация заключается в уменьшении полного эффективного продольного индуктивного сопротивления электропередачи от отправного конца к приемному, то есть уменьшение величины X в выражении P=(l?/X)sind , характеризующем передаваемую по отдельной линии мощность.
Обычным объяснением эффективности УПК является то, что сопротивление продольного компенсирующего конденсатора «исключает» часть фактического индуктивного сопротивления линии и, таким образом, эффективное сопротивление передачи уменьшается, как в случае физического уменьшения длины линии. Другое допустимое физическое объяснение, которое является более полезным при рассмотрении регуляторов потока мощности, выполненных на преобразователях, заключается в том, что для увеличения тока в данном продольном сопротивлении действительной физической линии (и, таким образом, соответствующей передаваемой мощности), необходимо увеличить падение напряжения на этом сопротивлении. Это может быть выполнено путем введения соответствующего последовательно включенного элемента цепи, такого как конденсатор, сопротивление которого обеспечивает напряжение, направленное противоположно преобладающему падению напряжения на индуктивном продольном сопротивлении линии и, таким образом, увеличивающем последнее. Легко увидеть, что с точки зрения второго объяснения физическая природа последовательно включенного элемента цепи является несущественной, поскольку он обеспечивает желательную компенсацию напряжения. Таким образом, дополнительный компенсирующий элемент цепи может рассматриваться как источник переменного напряжения, который обеспечивает дополнительное желаемое компенсирующее напряжение, включенное последовательно в линию. Таким образом, любой источник напряжения, включаемый последовательно в линию, обеспечивает функциональные возможности устройств продольно-емкостной компенсации также обеспечивает возможности управления потоками мощности.
Наиболее известные примеры УПК - линия 765 кВ ГЭС Итайпу - Сан Пауло, и линия 500 кВ между подстанциями Императрис и Сьера-да-Меса (обе в Бразилии) [19, 80].
Несмотря на то, что продольная компенсация является весьма эффективным средством управления потокам мощности, ее применение для устранения определенных проблем электропередачи, может быть нецелесообразным или экономически неприемлемым. Эти проблемы связаны с углом между напряжениями по концам линии электропередачи. Например, рабочий угол электропередачи может не согласовываться с требованиями данной линии, или может изменяться при суточных или сезонных изменениях нагрузки, значительно превышая диапазон поддержания приемлемого потока мощности в соседних линиях. Другие проблемы связаны с управлением уравнительными потоками активной и реактивной мощностей в сложно-замкнутых сетях. Для решения проблем такого рода обычно требуется управление рабочим углом в соответствии с режимными требованиями электропередачи или сети.
Механические фазовые регуляторы или фазосдвигающие трансформаторы, использующие переключатели ответвлений под нагрузкой, с добавочным напряжением, смещенным по фазе на 90, были впервые применены в 1930-е годы для решения проблем, связанных с регулированием потоков мощности, и повышения эффективности использования линий электропередачи. Переключатели ответвлений под нагрузкой, с совпадающим по фазе добавочным напряжением управляют реактивной мощностью за счет регулирования величины напряжения, в то время как переключатели ответвлений под нагрузкой с добавочным напряжением, смещенным по фазе на 90, осуществляют управление величиной активной мощности посредством регулирования фазы. Их комплексное применение дает возможность управления как потоком реактивной, так и активной мощности. В результате регуляторы фазового угла исторически использовались для перераспределения тока и уменьшения уравнительных потоков в объединенных энергосистемах и, таким образом, для улучшения и перераспределения нагрузки объединенных линий электропередачи.
Кроме управления напряжением в установившемся режиме работы и регулирования потока мощности, современные регуляторы фазового сдвига напряжения с быстрым электронным управлением [79, 80, 84] могут также применяться при динамических возмущениях в системе. Возможные области их применения следующие: улучшение динамической устойчивости, демпфирование колебаний мощности, уменьшение послеаварийных перегрузок и соответствующих им провалов напряжения. По сравнению с компенсаторами реактивной мощности, регуляторы напряжения и сдвига фазы представляют собой новый элемент управления динамическими возмущениями в системе, поскольку они обладают возможностью влияния на активную мощность.
Оценка эффективности ФРУ в послеаварийных режимах работы энергосистемы
Последующие серии расчетов выполнены для анализа послеаварийных режимов работы для оценки влияния изменения величины поперечного коэффициента трансформации фазоповоротного устройства на AT 750/330 кВ ПС Восточная на перетоки мощности в различных условиях (таблицы 3.3 - 3.7). Часть результатов представлена на рис. 3.6 - 3.8.
Во всех случаях сохраняется достаточно высокая степень управляемости основных перетоков в зависимости от поперечного коэффициента трансформации. Во всех рассмотренных режимах изменению указанного коэффициента трансформации на 0,01 о.е. соответствует изменение перетока мощности через автотрансформатор приблизительно на 100 МВт, что позволяет достаточно эффективно управлять перетоками по основным связям региона.
Из рис. 3.6 видно, что практически при всех аварийных отключениях линий регулировочный диапазон по мощности (при изменении поперечного коэффициента трансформации в пределах от -0,05 до +0,06) составляет приблизительно 1000 МВт по каждой из рассмотренных линий электропередачи. Таким образом, наличие указанного ресурса регулирования обеспечивает дополнительные возможности диспетчерского управления и даже оптимизации послеаварийных режимов с точки зрения снижения потерь.
Анализ данных таблиц 3.3 - 3.7 и рис 3.6, 3.8 показывает, что в большинстве послеаварийных режимов перегружаются КЛ ПС Западная -ПС Порт и КЛ ПС Василеостровская - ПС 15. Поворотом фазы напряжения на AT ПС Восточная можно несколько снизить величину перетока мощности по указанным линиям. Переток мощности за счет регулирования частично перенаправляется через AT 750/330 кВ на ПС Ленинградская по ВЛ 750 кВ на ПС Восточная, а кабельные линии 330 кВ несколько разгружаются (Табл. 3.36, 3.4,3.5,3.6). Из таблиц 3.3.—3.6.— можно увидеть, какую долю загрузки AT 750/330 на ПС Восточная будут брать на себя сечения, окружающие ПС Восточная, как будут загружаться и разгружаться линии в различных аварийных ситуациях при регулировании трансформатора.
Наиболее тяжелой аварией является отключение двух линий электропередачи ПС Ленинградская - ЛАЭС / ЛАЭС-2.
Указанные обстоятельства поставили вопрос о возможной установке в энергосистеме второго фазорегулирующего устройства, предназначенного ограничить перетоки мощности по наиболее загруженным кабельным линиям между подстанциями Западная - Порт, подстанциями Порт Василеостровская и Василеостровская - ПС 15.
Проблема предотвращения опасных перегрузок кабельных линий между ПС Западная и ПС Порт и далее ПС Василеостровская, ПС 15, которые были зафиксированы в предыдущих расчетах режимов, заставила выполнить проверку целесообразности установки дополнительного фазорегулирующего устройства на ПС Западная на кабельной линии 330 кВ, отходящей в сторону ПС Порт. Поскольку речь идет о системе линий 330 кВ, то предлагаемое устройство должно быть проходного типа. Мощность указанного устройства должна выбираться из соображений ограничения токовой нагрузки кабеля, то есть должна быть равной 600 - 700 МВА.
В табл. 3.9 и на рис. 3.9 - 3.11 приведены результаты расчетов установившихся режимов (зимний максимум нагрузки) при регулировании дополнительного ФРУ на ПС Западная. При этом предполагалось, что фазорегулирующий автотрансформатор 750/330 кВ на ПС Восточная имеет поперечную составляющую коэффициента трансформации, равную 0,04, что соответствует близкому к оптимуму распределению перетоков мощности по основным линиям.
Как следует из зависимостей, представленных на рис.3.9, 3.10, регулирование фазы напряжения на кабельной линии, отходящей от ПС Западная, обладает большой эффективностью и способно ограничить перегрузки системы внутригородских кабельных линий. При этом остальные элементы сети перегрузкам не подвергаются.
Использование второго ФРУ, ограничивающего ток кабельной линии позволяет отказаться от прокладки второй цепи кабельной линии длиной 26 км, что повлечет значительную экономию средств.
Исследование эффективности применения ФРУ в электропередаче простейшей структуры
Количество работ, посвященных исследованию режимов и устойчивости электропередач с ФРУ относительно невелико [54, 59, 66, 79]. В основном ФРУ рассматривается как средство улучшения показателей установившихся режимов работы, а его возможное влияние на показатели колебательной статической устойчивости и переходные процессы при конечных возмущениях практически не рассматривались.
Применение ФРУ весьма эффективно для обеспечения режимов работы сложно-замкнутых неоднородных сетей различных классов напряжения, однако представляет интерес оценка возможности привлечения ФРУ не только к оптимизации показателей установившегося режима работы, но и повышению качества протекания переходных процессов.
Обычным критерием регулирования в сложно-замкнутой сети является минимум потерь мощности (с учетом ограничений по устойчивости). При привлечении ФРУ к улучшению системной динамики в качестве параметра регулирования целесообразно использовать скольжение ротора ближайшего генератора или величину отклонения частоты напряжения в одной из точек подключения ФРУ. Ниже приведены результаты определения показателей устойчивости при использовании различных законов регулирования ФРУ.
Исследования по определению эффективности и особенностей работы ФРУ были выполнены в схеме электропередачи, представленной на рис. 4.1. Принималось, что повышающий трансформатор оснащен ФРУ. Передаваемая мощность в расчетной схеме — 0,85 о. е. При этом закон регулирования ФРУ имеет следующий вид: (\ + рТ)-А$фру=к0е -А(Ои, где: Т - постоянная времени фазорегулирующего устройства, с; ЛФРУ - угол сдвига фазы ФРУ, рад; Асои - отклонение частоты напряжения, рад/с; # коа-коэффициент регулирования по отклонению частоты напряжения;
В ходе исследований определялись показатели устойчивости при различных величинах постоянных времени ФРУ, коэффициентах регулирования и законах управления возбуждением генератора.
Принималось, что на электростанции установлены генераторы с параметрами турбогенератора ТВВ-200; рассмотрены два типа автоматического регулятора возбуждения - АРВ пропорционального типа и АРВ сильного действия.
Исследования были выполнены для сравнительно протяженной линии электропередачи (Хл = 0,5). Результаты позволяют оценить эффективность применения ФРУ в различных условиях.
В рассмотренных условиях характеристические числа содержат только Ф одну колебательную пару (8), соответствующую колебаниям ротора генератора. При отсутствии АРВ СД показатели устойчивости в условиях достаточно протяженной линии электропередачи оказываются невысокими, но приемлемыми.
При использовании непрерывного регулирования ФРУс достаточно большой постоянной времени и регулировании возбуждения генератора только по отклонению напряжения характеристические числа получаются близкими к приведенным в Таблице 4.1, хотя показатели устойчивости возрастают (Таблица 4.2).
На основании данных таблицы 4.3 можно сделать вывод о положительном влиянии снижения постоянной времени регулирования в энергосистеме простой структуры. Это может оказаться существенным для условий простой энергосистемы, в которой генераторы оснащены системами регулирования возбуждения пропорционального типа.
При дальнейшем (хотя и мало вероятном в условиях реальной энергосистемы) показатели устойчивости несколько возрастают. Они приведены в таблице 4.4. Для рассмотренных выше условий регулирования (АРВ-ПД на генераторе и регулирование ФРУ по скольжению генератора или по отклонению частоты напряжения на зажимах генератора) была рассчитана зависимость достигаемой степени устойчивости от постоянной времени ФРУ. Полученные результаты представлены в Таблице 4.5 и на рис. 4.2.
Как и следует ожидать, весьма высокими показатели демпфирования получаются при применении на генераторе «сильного» закона регулирования возбуждения и большой постоянной времени регулирования ФРУ. Соответствующие результаты приведены в таблице 4.6.
Попытка достичь больших показателей демпфирования за счет совместного применения регулирования возбуждения генератора по «сильному» закону и регулирования ФРУ с достаточно малой постоянной времени (0,2 - 0,5 с) не приводит к желаемому результату, что иллюстрируется данными таблицы 4.7.
По достигаемой степени устойчивости полученный результат получается хуже, чем при использовании только ФРУ или только АРВ-СД. Поэтому в условиях размещения ФРУ в непосредственной близости от генераторов, оснащенных АРВ-СД, нецелесообразно требовать быстродействия, обеспечивающего участие ФРУ в демпфировании колебаний, возложив на него только функции режимного управления.
