Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ энергетической ситуации в республике 11
1.1 .Историческая справка 11
1.2.Анализ гидропотенциала Анголы 15
1.3. Анализ состояния первичных топливно-энергетических ресурсов республики Ангола 17
1 4.Характеристика энергетических объединений республики 21
1,5.Анализ тарифов на электроэнергию 24
1.6.Анализ состояние электроэнергетической системы Севера республики 26
1.7.Анализ состояния электроэнергетической системы Центра республики 29
1.8.Анализ состояния электроэнергетической системы Юга республики 32
1.9.Расчеты установившихся режимов изолированных электроэнергетических систем 34
1.9.1 Анализ результатов расчета установившегося режима электроэнергетической системы Севера 35
1.9.2 Анализ результатов расчета установившегося режима электроэнергетической системы Центра 36
1.9.3 Анализ результатов расчета установившегося режима электроэнергетической системы Юга 37
1.10. Анализ электроэнергетики юга Африки 39
Выводы по главе 1 41
Глава 2. Разработка схемы объединения изолированных электроэнергетических систем Анголы и схемы связи с электроэнергетической системой Намибии 43
2.1 Выбор конфигурации схемы, номинального напряжения и конструкции фазы линии передачи 43
2.2 Выбор сечения проводов межсистемной связи 330 кВ 47
2.2.1 Обоснование необходимости разработки методики выбора сечений проводов ЛЭП сверхвысокого напряжения в условиях Анголы 47
2.2.2 Методика выбора сечений проводов линий электропередачи 48
2.2.3 Исследование влияния экономических параметров на дисконтированные затраты и токовые интервалы 53
2.3. Определение параметров межсистемной электропередачи ЗЗОкВ 55
Выводы по главе 2 57
Глава 3. Исследование установившихся режимов (ур) объединенной электроэнергетической системы Анголы 58
3.1. Постановка задачи исследования 58
3.2. Методика расчета установившихся режимов 59
3.3. Характеристика исходной информации для проведения расчетов УР 64
3.4. Анализ результатов расчетов УР электроэнергетической системы при нагрузках 2010 года 66
3.5. Анализ результатов расчетов УР электроэнергетической системы при нагрузках 2015 года и вводе в эксплуатацию ГЭС «Нианге» 67
3.6. Анализ результатов расчетов УР ЛЭП с применением УКРМ 70
3.6.1. Назначение и функциональные возможности УКРМ 70
3.6.2. Выбор средств компенсации реактивной мощности 72
Выводы по главе 3 76
Глава 4. Исследование статической и динамической устойчивости объединенной электроэнергетической системы Анголы 77
4.1 Постановка задачи исследования 77
4.2. Математическое моделирование для исследования статической устойчивости синхронного генератора 79
4.3. Математическое моделирование автоматического регулятора возбуждения сильного действия ( АРВ-СД ) 84
4.4. Математическое моделирование установок компенсации реактивной мощности 90
4.5. Характеристики программы и полученной математической модели системы для анализа переходных процессов 92
4.6. Исследование статической устойчивости электроэнергетической системы 94
4.7. Влияние управляемых шунтирующих реакторов на предел передаваемой мощности по ВЛ ЗЗОкВ 101
4.8. Исследование динамической устойчивости 102
4.8.1. Общие положения 102
4.8.2. Исследование переходных процессов в электроэнергетической системе при коротком замыкании на шинах 220 кВ ГЭС Капанда 102
4.8.3. Исследование переходных процессов в электроэнергетической системе при коротком замыкании на шинах 330 кВ ГЭС Нианге 106
4.8.4. Исследование переходных процессов в электроэнергетической системе при коротком замыкании на шинах 330 кВ ПС Матала 110
4.8.5. Оценка влияния управляемых шунтирующих реакторов на протекание переходных процессов при КЗ на шинах ЗЗОкВ ГЭС Капанда 113
4.8.6. Исследование влияния АПВ на переходные процессы в электроэнергетической системе при КЗ 114
Выводы по 4 главе 120
Основные выводы и результаты работы 121
Список литературы 123
Приложение
- Анализ состояния первичных топливно-энергетических ресурсов республики Ангола
- Выбор сечения проводов межсистемной связи 330 кВ
- Характеристика исходной информации для проведения расчетов УР
- Математическое моделирование автоматического регулятора возбуждения сильного действия ( АРВ-СД )
Введение к работе
Актуальность работы. В настоящее время в республике Ангола имеются три независимые энергосистемы: Севера, Центра и Юга. Самой крупной электроэнергетической системой (ЭЭС) является ЭЭС Севера, в ней имеются две крупные электрические станции: ГЭС «Капанда» с установленной мощностью 520 МВт и ГЭС «Канбамбе» с установленной мощностью 180 МВт. В ЭЭС Центра и Юга источниками электроэнергии являются небольшие ГЭС, ГТУ и дизельные станции (ДЭС). Топливо для этих станций доставляется авто или авиатранспортом с завода по переработке нефти, который находится на севере республики.
Анализ состояния энергетической ситуации в республике (глава 1) показал, что в ЭЭС Севера существует избыток мощности генерации, составляющий 550 МВт при нагрузке 277 МВт. К 2015 году электрические нагрузки во всех ЭЭС возрастут и составят величину 529 МВт, а к 2025 году прогнозируется рост электропотребления до 35 ГВт.ч. В центре республики планируется сооружение крупного металлургического завода. На севере республики будут строиться несколько крупных ГЭС (рис. 1.1), суммарная установленная мощность всех ГЭС в перспективе составит 6800 МВт.
Для республики в условиях рыночной экономики актуальной задачей является объединение всех трех изолированных ЭЭС, что позволит создать объединенную электроэнергетическую систему Анголы и обеспечить ее связь через республику Намибия.с энергообъединениями юга Африки с целью экспорта электроэнергии.
Эта задача может быть решена, если в качестве межсистемной связи использовать линию сверхвысокого напряжения (СВН) большой пропускной способности с современными установками компенсации реактивной мощности (УКРМ).
В связи с этим, необходимо исследовать режимы объединенной
электроэнергетической системы (ОЭС) Анголы и условия сохранения ее статической и динамической устойчивости.
Цель диссертационной работы - повысить устойчивость
функционирования электроэнергетической системы республики Ангола посредством объединения ее изолированных частей (Севера, Центра и Юга).
Для достижения поставленной цели в работе решаются следующие основные задачи:
анализируется энергетическая ситуация в республике, проводятся расчеты установившихся режимов ЭЭС Севера, Центра и Юга в условиях их раздельной работы;
разрабатывается наиболее целесообразный вариант межсистемной связи для объединения изолированных ЭЭС республики и экспорта электроэнергии с севера Анголы в республики юга Африки;
предлагается методика выбора сечения проводов ЛЭП сверхвысокого напряжения, учитывающая изменения экономических факторов в условиях Анголы;
исследуются режимы ОЭС Анголы, обеспечивающие наибольшую пропускную способность ЛЭП за счет применения на ней управляемых шунтирующих реакторов;
исследуются статическая и динамическая устойчивости объединенной электроэнергетической системы с использованием современных программных средств;
анализируется влияние УКРМ на режимы и устойчивую работу ОЭС Анголы.
Методы исследования. Для решения поставленных задач использовались методы решения систем нелинейных уравнений, теория электрических цепей, методы расчета ЛЭП сверхвысокого напряжения, электромеханических переходных процессов и анализа устойчивости электроэнергетических систем.
Достоверность и обоснованность результатов работы подтверждаются:
- использованием фундаментальных положений теоретических основ
электротехники;
- применением сертифицированных программных средств для
расчетов установившихся режимов и устойчивости объединенной
электроэнергетической системы.
Научная новизна работы состоит в следующем:
предложена методика выбора сечений проводов ЛЭП, основанная на расчетах экономических токовых интервалов, позволяющая учесть изменяющиеся факторы на передачу электроэнергии в условиях Анголы;
разработана математическая модель электроэнергетической системы с учетом управляемых шунтирующих реакторов для исследования устойчивости электроэнергетической системы Анголы с использованием современных программных комплексов.
Работа выполнена по заданию Министерства энергетики и водных ресурсов Анголы.
Практическая ценность работы. Результаты работы могут быть использованы в энергетических фирмах Анголы, занимающихся вопросами выбора сечений проводов ЛЭП сверхвысокого напряжения, обеспечения устойчивости ЭЭС и повышения пропускной способности электропередач с установками компенсации реактивной мощности.
Предложения по совершенствованию электроэнергетической системы Анголы будут представлены энергокомпании ENE для практической реализации.
Автор защищает:
- результаты анализа энергетической ситуации в республике Ангола;
- схему межслстемной связи напряжением 330 кВ для объединения существующих изолированных электроэнергетических систем республики с целью повышения функционирования ОЭС Анголы;
методику выбора сечений проводов линии, основанную на расчете токовых интервалов нагрузок и позволяющую учесть влияние на них экономических факторов, действующих в условиях Анголы;
результаты исследований установившихся режимов ОЭС Анголы при применении на ЛЭП УКРМ;
- математическую модель электроэнергетической системы с учетом управляемых шунтирующих реакторов для исследования устойчивости объединенной электроэнергетической системы.
Личный вклад автора состоит в разработке схемы межсистемной электропередачи сверхвысокого напряжения, предназначенной для объединения изолированных электроэнергетических систем Анголы с целью повышения устойчивости функционирования ОЭС Анголы , в разработке методики выбора сечений ЛЭП сверхвысокого напряжения, в исследовании режимов ОЭС.
Апробация работы.
Результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались:
- на научных семинарах кафедры «Электрические системы» ИГЭУ - 2007
г, 2009 г.;
- на Международной научно-технической конференции студентов и
аспирантов, Москва, МЭИ, 2007 г;
- на II молодежной международной научной конференции «Тинчуринские
Чтения», Казань, 2007 г;
- на Международной научно-технической конференции студентов и
аспирантов, Москва, МЭИ, 2008 г.;
- на Ш-й молодежной международной научной конференции
«Тинчуринские Чтения», Казань, КГЭУ, 2008 г.
Список публикаций. По теме диссертация опубликовано 8 печатных работ, в том числе 2 статьи в изданиях по списку ВАК и 6 тезисов докладов.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, библиографического списка из 108 наименований и 3 приложений. Содержание работы изложено на ? страницах и содержит ? рисунков и ? таблиц.
Анализ состояния первичных топливно-энергетических ресурсов республики Ангола
Нефть продолжает сохранять за собой в мире значение основного вида первичных топливно-энергетических ресурсов. В настоящее время, несмотря на широкий комплекс мероприятий, реализуемых в большинстве индустриальных стран мира в направлении экономии нефти и нефтепродуктов и их замещения другими более дешевыми и более распространенными на земле источниками энергии, доля жидкого топлива нефтяного происхождения в общем мировом энергопотреблении находится на уровне 40%.
Во всех трех системах 39% из источников электроэнергии составляют ГТУ и ДЭС. Например, на одной из самых больших подстанций (Казенга) в городе Луанда имеются 4 ГТУ (Руст = 121 МВт) как резервные источники электроэнергией этого города.
По объемам добычи нефти Ангола является второй среди стран Юго-Западной Африки, уступая лишь Нигерии. Большая часть нефти добывается на морских месторождениях в акватории, прилегающей к анклаву Кабинда (65%). Нефть считается одной из лучших по качеству.
Ангола не является членом ОПЕК. Фактические нефтяные запасы Анголы -5.4 млрд. баррелей нефти. Объем добычи - 720 тыс. баррелей в сутки. Экспорт нефти - около 690 тыс. баррелей в сутки. Мощность переработки нефти - свыше 30 тыс. баррелей в сутки. Запасы природного газа оценены в 1.7 трлн. кубических футов. Добыча природного газа - почти 20 млрд. кубических футов в год. Большая часть нефти добывается в провинции Кабинда и городе Сойо после Кабинда.
Государственная нефтяная компания Sociedade Nacional Combustiveis de Angola (SONANGOL) была создана в 1976 году.
Принятый в 1978 году закон о нефти установил, что Sonangol является единственным концессионером поисково-разведочных работ и добычи нефти. За последние десять лет добыча нефти в Анголе удвоилась.
Основные нефтяные месторождения - Такула-Кабинда, Каконго-Кабинда, Пакасса Блок-3, Кобо-Памби Блок-3. Ангольские прибрежные воды разделены на 13 не очень глубоководных и 17 глубоководных зон.
Морская концессия Кабинды дает 60% нынешнего производства нефти. Разделенная на 3 зоны, она охватывает площадь 5572 км . Четыре самых мощных скважины находятся в Нумби, Малонго, Такула и Самба.
Нефтеперерабатывающий завод Fina Petroleos de Angola-Luanda (мощность свыше 30 тыс. баррелей в сутки) находится на Севере.. Основные терминалы - Луанда, Малонго ( Кабинда), Паланка и др.
Западные компании, активно работающие в Анголе: A on, Mobil, Naphta Israel Petroleum, Norsk Hydro, Occidental, Pedco, Petrobras, Petrofina, Petrogal, Petro-Inett, Ranger, Shell, Stoil, Texaco, Total, United Meridian Corporation. Ангола намерена довести добычу нефти к концу 2008 года до 1.9 млн. баррелей.
Таким образом, страна практически удвоит производство нефти по сравнению с 2005 г. и вплотную подойдет к уровню Нигерии, ведущего экспортера нефти в Африке, которая еще недавно добывала 2.6 млн. баррелей в день, но из-за терактов на нефтепромыслах снизила этот показатель до 2.2 млн. баррелей.
После окончания в 2002 г. почти 25-летней гражданской войны Ангольская экономика стала развиваться стремительными темпами. Ожидается, что нефтяной бум привлечет в ближайшие 6 лет 50 млрд. долларов иностранных инвестиций в эту отрасль.
Кроме добычи нефти Ангола планирует строительство в городе Сойо завода по сжижению природного газа, который планируется ввести в эксплуатацию в 2010-2011гг. Стоимость проекта 5 млрд. долларов.
Таким образом, кроме гидроресурсов у Анголы есть топливо для выработки электроэнергии для внешних и внутренних потребителей.
Международное энергетическое агентство (МЭА) опубликовало отчет, в котором говорится, что если не предпринять мер, то вскоре рынок может столкнуться с серьезным дефицитом нефти. Агентство приводит данные Организации экономического сотрудничества и развития (ОЭСР) по запасам нефти в хранилищах.
Выбор сечения проводов межсистемной связи 330 кВ
В сфере электросетевого строительства подлежат технико-экономическому обоснованию значения числа цепей и сечений проводов ЛЭП. Использование при выборе сечений ЛЭП метода экономической плотности тока (у эя-), как критерия минимума приведенных народохозяйственных затрат с нормативом сравнительной экономической эффективности капиталовложений //=0,12 не отвечает современным экономическим условиям и не соответствует рекомендациям по оценке эффективности инвестиционных проектов [94]. В настоящее время набор экономических параметров, влияющих на j3K значительно расширился. К таким параметрам можно отнести: Ен — норма дисконта, Цэ - цена электроэнергии (тариф на передачу электроэнергии по ЛЭП), КДЕФ - коэффициент дефляции. Однако, приведенные в [101] значения J SK эти факторы не учитывают. Для выбора сечений проводов ЛЭП ранее применялся метод экономических токовых интервалов, который упоминается в [34] и широко использовался при проектировании электроэнергетических систем. Следует отметить, что приведенные в [34] значения экономических токовых нагрузок для сталеалюмминиевых проводов воздушных линий также не соответствуют современным условиям. Метод экономических токовых интервалов не нашел отражения в вышедшем в 2005 году «Справочнике по проектированию электрических сетей», что является не обоснованным решением. Этот факт отмечался неоднократно в [102-103].
Границы экономических токовых интервалов сечений проводов воздушных линий и приведенные в [34] нормы на экономическую плотность тока требуют пересмотра, поскольку значительные изменения претерпели стоимостные показатели ЛЭП, а следовательно и укрупненные показатели стоимости сооружения ВЛ. Кроме того, существенно изменились и затраты на возмещение потерь электроэнергии. Отмеченные выше обстоятельства указывают на необходимость разработки методики выбора сечения проводов ВЛ в условиях Анголы при перспективном развитии электроэнергетической системы. В действующей методике выбора сечений проводов [34] выбор сечения осуществляется по некоторому фиктивному (расчетному) значению тока ІРАСЧ, учитывающему прогнозируемое изменение нагрузки линии после ввода эксплуатации введением поправочного коэффициента at , который определяется по выражению: где V - т отношение тока по линии на первом году эксплуатации к току пятого года, iio - отношение наибольшего расчетного по линии при полном развитии к току пятого года эксплуатации , Режимные параметры В Л 330 кВ на одну цепь в нормальном режиме работы по годам рассматриваемого периода приведены в таблице 2.1. Для электросетевых объектов в современный период рекомендуется использовать в проектной практике критерий минимума дисконтированных затрат. Расчет суммарных дисконтированных затрат на сооружение и эксплуатацию ВЛ в течение расчетного периода (Тр = 5) проведен по выражению [103,104-107]: где ксооРп , " капиталовложения на сооружение ЛЭП и суммарные издержки ее эксплуатации в год t; Е- норматив дисконтирования, который устанавливается инвестором. Суммарные издержки на ежегодную эксплуатацию ЛЭП складываются из отчислений на ремонт и обслуживание ( без отчислений на реновацию) и издержек на возмещение потерь электроэнергии где а=4,9 % /год - норма ежегодных отчислений на обслуживание ЛЭП по [104]. В соответствие с (2.4) и (2.5) суммарные дисконтированные затраты представлены в виде суммы четырех составляющих где JCooPt 2-jKcooPtV + ь) _ затраты на сооружение ЛЭП; 3ОБСЛ = 2_ aKcooPtV + Е) - затраты на обслуживание ЛЭП; t=Tr+\ 3пот = L,unortV + Е) - затраты на компенсацию потерь электроэнергии в ЛЭП за расчетный период. Целесообразно объединить в общий параметр Зк первые две составляющие выражения (2.6), т.е. ЗК=ЗСООР+ЗОБСЛ.- (2-7) Расчетный дисконтирующий множитель за срок эксплуатации до окончания расчетного периода определяется по выражению [40] Эквивалентный дисконтирующий множитель определяется по выражению [106] где Тэ=Тр-Тсоор -расчетный период, в течение которого ежегодные издержки и цена электроэнергии не изменяются; Тсоор—\ ГД _ период сооружения ЛЭП (в течение первого года), после чего начинается ее нормальная эксплуатация; аРя=3,5% /год - норма ежегодных отчислений на реновацию по [106]. Учитывая (2.8), удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии в ЛЭП сечением Fi будут определяться по выражению
Характеристика исходной информации для проведения расчетов УР
Для расчета УР необходима следующая информация: а) конфигурация и параметры электроэнергетической системы (приложение 3); б) нагрузка (Рн + QH) во всех узлах расчетной схемы; в) активная мощность генераторов Рг\ г) располагаемый диапазон реактивной мощности генераторов Qmin и Отах , определяемый составом работающего оборудования и его загрузкой по активной мощности; д) требуемые модули напряжений в генераторных узлах; е) коэффициенты трансформации трансформаторов, входящих в расчетную схему, в общем случае, комплексные. В зависимости от назначения расчетов могут потребоваться и другие дополнительные данные, например, допустимые пределы изменения напряжений в некоторых узлах и др. В результате расчета определяются модули и фазы напряжений в узлах, потоки активной и реактивной мощности по линиям и трансформаторам, потери в каждом элементе и по системе в целом, генерация реактивной мощности в тех узлах где заданы модули напряжений и другая информация, если она необходима. Каждый узел і характеризуется при расчете УР следующим данными (рис. 3.3): - активной и реактивной нагрузкой (PHi, Qm); - напряжением ( модулем и фазой - /,-, б{) в узле; - активной и реактивной генерируемой мощностью (Ргіі Qsl): - активной и реактивной проводимостью, включенной в узле (YiQ, Yir). В качестве балансирующего узла (БУ) выбраны шины 220кВ ГЭС «Капанда», генераторы которой оснащены АРВ сильного действия (АРВ-СД). Напряжение в БУ принималось равным 242 кВ (1,1 UHOM) В применяемой для расчетов УР программе реактивная мощность генераторов ГЭС может быть задана фиксированной величиной, а может быть задана изменяемым диапазоном Огмин- QaMaKc Параметры элементов электроэнергетической системы приведены в приложении 3.
Математическое моделирование автоматического регулятора возбуждения сильного действия ( АРВ-СД )
АРВ-СД является многоканальным устройством, обеспечивающим поддержание требуемого уровня напряжения в заданной точке системы, форсирование возбуждения в аварийных режимах, демпфирование колебаний при малых и конечных возмущениях, ограничение минимального и максимального токов ротора, а также выполнение ряда других функций. Блок-схема упрощенной модели АРВ-СД изображена на рис. 4.1. В основу математического описания АРВ положены передаточные функции его отдельных элементов [108]. Канал отклонения напряжения представляется идеальным усилительным (безынерционным) звеном, передаточная функция которого: где: Кои - коэффициент регулирования по отклонению напряжения, имеет фиксированные значения : 15, 25 и 50 ед.возб./ед.напр. В ряде случаев учитывают постоянную времени запаздывания на уровне 0,02 - 0,09 с. Канал производной напряжения представляется инерционным дифференцирующим звеном. Передаточная функция канала имеет вид: где Kiu -коэффициент усиления. Максимальное абсолютное значение Kiu = 7,2 ед.возб./ед.напр./с; Тій = 0,039 с; коэффициент отрицателен. Блок -частоты БЧ представляется инерционным дифференцирующим звеном: где ТБЧ - постоянная времени блока частоты. Для диапазона частот 0...50 1/с ТБЧ = 0,07 с. Канал отклонения частоты представляется последовательным соединением пассивного дифференцирующего и усилительного безынерционного звеньев : где Коса - коэффициент усиления по каналу отклонения частоты, Тот - постоянная времени канала отклонения частоты. Максимальное значение коэффициента усиления Кою= 15 ед.возб./рад/с. Постоянная времени канала отклонения частоты Тоа= 1,0 с. Канал производной частоты напряжения представляется последовательно соединенными звеньями пассивного дифференциатора и безынерционного усилителя : где Кіш - коэффициент усиления канала, Tia - постоянная времени канала отклонения частоты. Максимальное значение коэффциента Kiof=5,5 ед.возб./рад/с2. Постоянная времени канала Tid= 0,026 с.
Группа элементов, входящих в основной канал регулирования (усилитель, фильтр, система управления, тиристорный выпрямитель, обратная связь по напряжению обмотки возбуждения) представляется эквивалентным апериодическим звеном, передаточная функция которого может быть записана следующим образом: где Тед - постоянная времени основного канала регулирования. Постоянная времени Тед для указанного диапазона частот равна 0,05 с. Математическое описание АРВ-СД, ориентированное на использование расчетов переходных процессов при конечных возмущениях, согласовано с линеаризованной моделью регулятора, используемой для расчетов статической устойчивости ЭЭС. В основу описания может быть положена та же структурная схема АРВ, с использованием тех же передаточных функций отдельных блоков, что и в линеаризованной математической модели. Для приведения дифференциальных уравнений модели регулятора в форме Коши, следует использовать некоторые вспомогателные приемы. Сигнал канала отклонения напряжения вычисляется следующим образом: -50ед.возб.ном./ед.ст.напр., (4.21) где: Ump - напряжение в точке подключения выявительного элемента АРВ, Us - заданное эталонное напряжение. Сигнал канала производной напряжения равен: Вычисление выражения подобной структуры на основе численного дифференцирования, как правило, порождает вычислительную неустойчивость. Поэтому в данном случае рационально воспользоваться следующим приемом. Вводится вспомогательная переменная
