Содержание к диссертации
Введение
1. Средства регулирования напряжения и реактивной мощности в высоковольтной электрической сети 13
1.1. Регулирование напряжения в электрических системах 13
1.1.1. Регулирование напряжения путем изменения ицд 16
1.1.2. Регулирование напряжения путем изменения реактивной мощности нагрузки QH 18
1.1.3. Регулирование напряжения путем изменения Хэ 19
1.2. Устройства потребления реактивной мощности 19
1.2.1. Линии электропередачи как источники реактивной мощности 20
1.2.2. Синхронный генератор 21
1.2.3. Синхронный компенсатор 25
1.2.4. Асинхронизированные турбогенераторы 27
1.2.5. Асинхронные генераторы 28
1.2.6. Управляемые шунтирующие реакторы 29
1.2.7. Статические тиристорные компенсаторы 34
2. Математические модели элементов электроэнергетической системы 38
2.1. Математические модели для расчета установившегося режима электроэнергетической системы 38
2.1.1. Модели нагрузок 39
2.1.2. Модели генерирующих источников 40
2.1.3. Модели трансформаторов 41
2.1.4. Модель линии электропередачи 42
2.1.5. Модель управляемого шунтирующего реактора 43
2.2. Математические модели для расчета динамических процессов в электроэнергетической системе 44
2.2.1. Математическое моделирование переходных процессов синхронного генератора 44
2.2.2. Математическое моделирование автоматического регулятора возбуждения сильного действия (АРВ-СД) 47
2.2.3. Математическое моделирование переходных процессов нагрузки 49
3. Исследование эффективности применения управляемых шунтирующих реакторов для оптимизации режимов работы электрической сети монголии 52
3.1. Структура, режимы и особенности эксплуатации высоковольтной электрической сети Монголии 52
3.2. Расчет установившихся режимов с целью определения мест размещения и количества управляемых шунтирующих реакторов в энергосистеме 55
3.2.1. Составление схемы замещения для работы в программе RASTR 55
3.2.2. Режим минимальных нагрузок центральной энергосистемы Монголии 63
3.2.3. Режим минимальных нагрузок ЦЭС Монголии при установке УШР 81
3.2.4. Режим максимальных нагрузок ЦЭС Монголии 88
3.3. Обобщение расчетных данных при минимальной и максимальной нагрузках ЦЭС Монголии с использованием управляемых и неуправляемых шунтирующих реакторов 97
3.4. Технико-экономические вопросы оснащения высоковольтной сети Монголии управляемыми шунтирующими реакторами 99
4. Оценка эффективности применения ушр для повышения статической и динамической устойчивости 105
4.1. Исследование эффективности применения УШР в электропередаче простейшей структуры 105
4.2. Исследование переходных процессов при конечных возмущениях 116
4.3. Переходные процессы при конечных возмущениях в ЦЭС Монголии 130
Основные выводы по работе 139
Список использованной литературы
- Регулирование напряжения путем изменения ицд
- Математические модели для расчета динамических процессов в электроэнергетической системе
- Расчет установившихся режимов с целью определения мест размещения и количества управляемых шунтирующих реакторов в энергосистеме
- Исследование переходных процессов при конечных возмущениях
Введение к работе
Общие сведения о природных условиях и народном хозяйстве Монголии
Монголия расположена в Центральной Азии. Территория Монголии составляет 1566,5 тыс. км2. Граничит с Россией и КНР. Общая протяженность границ составляет 8158 км. Для Монголии характерен ряд исключительных физико-географических явлений. В ее пределах находится самый южный в мире пояс распространения вечной мерзлоты на равнинном рельефе (47 северной широты), самое северное на земном шаре распространение пустынь (50,5 северной широты). По суточным и годовым колебаниям температуры Монголия относится к числу самых континентальных стран мира. Мировой водораздел, который пересекает северные районы страны, делит Монголию на две неравные и несхожие по своей природе части - северную, которая по природным условиям является продолжением восточносибирских областей России, и южную - собственно монгольскую, занимающую 2/3 ее площади и относящуюся к бессточным, пустынным и полупустынным районам Центральной Азии. Однако пустыни занимают сравнительно небольшую часть территории Монголии, что объясняется ее высоким положением над уровнем моря.
Монголия - страна гор и высоких равнин. Наиболее гориста ее западная часть. Горные цепи Монгольского Алтая и его продолжения - Гобийского Алтая - протянулись с крайнего запада к востоку и югу страны на две тысячи километров. На севере Центральной Монголии расположен Хангайский горный район, на северо-востоке простираются Хэнтейские горы. Средняя высота территории страны над уровнем моря - 1580 м. Самая высокая точка - пик Найрамдал имеет высоту 4374 м, самая низкая - пересыхающее озеро Хух-Нур на северо-востоке страны - 560 м. Восточная и юго-восточная части страны заняты обширными равнинами. Южную часть занимает северная окраина пустыни Гоби.
Климат сухой, резко континентальный. Зима холодная, малоснежная, в январе морозы достигают - 45 ... - 50. Лето короткое, жаркое. В июле абсолютный максимум температуры воздуха в северных районах достигает +35... +39, в южных районах +38 ... +41.
Регулирование напряжения путем изменения ицд
Регулирование напряжения называется централизованным, если оно осуществляется на шинах электрических станций и в центрах питания (ЦП). Оценим эффективность указанного способа регулирования напряжения. Регулирование на шинах станции может осуществляться двумя способами: либо за счет регулирования напряжения Up на шинах генераторов, либо путем изменения коэффициентов трансформации повышающих трансформаторов. В первом случае, не меняя активную мощность генераторов, можно регулировать напряжение Ur в пределах 0,95-l,05UrHOM, т.е. dU = +5 %. Во втором случае изменение коэффициента трансформации Кт при наличии п регулировочных ответвлений и ступенью регулирования AU % определяется выражением: ДКт = КтномпДШ00, где Ктном = UBH„OM/UHH ном
Для повышающих трансформаторов, оснащенных ПБВ (переключение без возбуждения), стандартное отклонение которых характеризуется n=0, +1,+2 и AU = 2,5 %, максимальное изменение Кт составит ЛКттах = +5 %. Приблизительно на столько же изменяется напряжение UBH на шинах высшего напряжения электрической станции. Таким образом, централизованное локальное регулирование напряжения электрических станций в общем случае оказывается недостаточно эффективным. Кроме того следует сказать, что регулирование напряжения на шинах генераторного напряжения, как и на шинах высшего напряжения станций практически не ведется. Это вызвано тем, что генерирующие мощности (крупные ГРЭС на угольных разрезах, крупные гидроэлектростанции) находятся на значительном удалении от центров потребления и связаны с ними по линиям высоких и сверхвысоких напряжений (500, 750, 1150кВ) значительной длины и повышать напряжение на шинах высокого напряжения этих станций сверх 1,05UHOM нельзя по условиям работы изоляции. Из-за большой длины линий, связывающих электростанции с нагрузкой, передача значительной мощности ведет к тому, что, даже при напряжении на шинах высшего напряжения станции (в начале линии) равном 1,05, напряжение в центрах потребления (в конце линии) составляет немногим более 0,95UHOM. Передача реактивной мощности по протяженной ВЛ ведет, как правило, к снижению напряжения на приемном конце линии.
Регулирование напряжения в центрах питания осуществляется за счет изменения коэффициентов трансформации Кт понижающих трансформаторов, оснащенных устройствами РПН (регулирование под нагрузкой), которые позволяют переключать регулировочные ответвления трансформатора, не отключая его от сети. При этом регулировочный диапазон трансформаторов с РПН значительно шире, чем с ПБВ и зависит от конкретного исполнения регулировочного устройства. Наиболее глубокое изменение Кт, а следовательно и напряжения на шинах нагрузки, достигается с помощью устройств РПН, обеспечивающих АКт = +16,02 % или +9 1,78 %. Трансформаторы с РПН используют для суточного регулирования напряжения (в отличие от трансформаторов с ПБВ, используемых для сезонного регулирования). Кроме устройств ПБВ и РПН, в качестве устройств, регулирующих напряжение на шинах низшего напряжения ЦП, могут использоваться вольтодобавочные ("бустерные") трансформаторы с изменением напряжения в пределах +15 % от номинального - включаемые последовательно в три фазы или в нейтраль мощных автотрансформаторов, установленных в ЦП.
Следующим способом регулирования напряжения является компенсация реактивной мощности нагрузки в узлах сети путем установки компенсирующих устройств (КУ). В качестве устройств, компенсирующих реактивную мощность нагрузки, могут использоваться батареи статических конденсаторов, синхронные компенсаторы, статические тиристорные компенсаторы.
Математические модели для расчета динамических процессов в электроэнергетической системе
Работающий параллельно с энергосистемой синхронный генератор представляет собой объект большой сложности, что обусловливает необходимость использования для исследования его демпферных свойств комплексных математических моделей, включающих модели синхронного генератора и автоматического регулятора возбуждения. Для этой цели синхронный генератор описывается системой уравнений Парка-Горева, записанной с учетом общепринятых допущений [15,21,55], используя относительные единицы взаимного типа; в данном случае применена система "xj\ Уравнения переходных процессов синхронной машины, имеющей на роторе, кроме обмотки возбуждения п демпферных контуров в продольной оси и т контуров в поперечной, в развернутом виде могут быть представлены следующим образом [75]: Pdl(Oc+{l + S)-y/q+ra-id -ud, -PVq/c+(1 + s) Vd-ra iq=uq, py/f/coc=uf-rf-if, (2.5) Pnd/6 c=-rnd-ind pS = {MT-y/d -iq +y/q -id)/Tj, p8 = coc- S, где щ y/q - потокосцепления статора в продольной и поперечной осях; y/f- потокосцепление обмотки возбуждения; ld— Wnd Wlq— Wmq ПОТОКОСЦЄПЛЄНИЯ П ПрОДОЛЬНЫХ И Ш ПОПЄрЄЧНЬІХ демпферных контуров; id, iq - токи статора в продольной и поперечной осях; if— ток в обмотке возбуждения; iid—ind, iiq—imq - токи п продольных и т поперечных демпферных контуров; га - активное сопротивление статорного контура; г/- активное сопротивление контура возбуждения; rid—гшь riq---rmq активные сопротивления п продольных и т поперечных демпферных контуров; Ud, Uq - напряжение статора в продольной и поперечной осях; Uf- напряжение контура возбуждения; МТ- механический момент, воздействующий на вал ротора; Tj— механическая инерционная постоянная агрегата; S- скольжение ротора; 5 - угол между поперечной осью ротора и вектором напряжения системы бесконечной мощности; сос - синхронная частота; р - оператор дифференцирования, р = d/dt. Момент турбины Мт определяется характеристиками турбины и автоматического регулятора частоты вращения (АРЧВ) и, в общем случае, зависит от скорости. При изучении переходных процессов, не связанных с существенными изменениями скорости, будем принимать Мт - const.
Связь между потокосцеплениями и токами контуров в продольной и поперечной осях задается системами линейных алгебраических уравнений следующим образом:
Удобным приемом, позволяющим разрешить уравнения (2.5), является использование вспомогательных переменных - потокосцеплений взаимоиндукции контуров ротора и статора по продольной и поперечной осям - y/ad, y/aq.
В случае использования потокосцеплений взаимоиндукции y/ad) щ уравнения (2.5), (2.6) разрешаются следующим образом. Потокосцепления взаимоиндукции определяются выражениями:
Для поперечной оси преобразования выполняются аналогично. При моделировании турбогенератора серии ТВФ, достаточным является моделирование одного демпферного контура в продольной оси и двух демпферных контуров в поперечной. Параметры этих контуров определены из экспериментальных или обобщенных частотных характеристик [55].
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.
В основу математического описания АРВ положены передаточные функции его отдельных элементов. Канал отклонения напряжения представляется идеальным усилительным (безынерционным) звеном, передаточная функция которого: W (р) = К , (2.12) где: Кои - коэффициент регулирования по отклонению напряжения, имеет фиксированные значения: 15, 25 и 50 ед.возб./ед.напр. Канал производной напряжения представляется инерционным дифференцирующим звеном. Передаточная функция канала имеет вид: .w-V taW- to- A + V (2ЛЗ) где Kiu -коэффициент усиления. Максимальное абсолютное значение Кы = 7,2 ед.возб./ед.напр./с; Тій = 0,039 с; коэффициент отрицателен. Блок частоты БЧ представляется инерционным дифференцирующим звеном: КБЧ(р)=р/(1 + рТБЧ}, (2.14) 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: W =К -W. (р) = К , (2.15) осо осо Аосо осо 1 + pi v у оса где Кот - коэффициент усиления по каналу отклонения частоты, Тою - постоянная времени канала отклонения частоты. Максимальное значение коэффициента усиления Кою =15 ед.возб./рад/с. Постоянная времени канала отклонения частоты Тосо=1,0 с. Канал производной частоты напряжения представляется последовательно соединенными звеньями пассивного дифференциатора и безынерционного усилителя :
Расчет установившихся режимов с целью определения мест размещения и количества управляемых шунтирующих реакторов в энергосистеме
На предварительном этапе расчета установившегося режима составляется расчетная схема замещения. Элементами схемы замещения являются линии, трансформаторы, нагрузки потребителей, емкостные или индуктивные шунты на землю, генерирующие источники.
В качестве исходной информации для расчета установившихся режимов была дана следующая информация: а) мощности генераторов; б) активная и реактивная составляющие нагрузки (Рн + JQH) ВО всех узлах расчетной схемы (таблица 3.1); в) конфигурация и параметры электрической сети (Таблицы 3.1, 3.2);
На основе этих данных была составлена схема замещения (рис.3.1), и рассчитаны ее параметры для ввода в программу RASTR, предназначенную для расчета режимов работы электрических систем.
Из-за географических и технических особенностей энергосистемы реализация режима минимальных нагрузок оказывается наиболее сложной. В связи с наличием достаточно развитой сети 220 кВ и весьма протяженной сети 110 кВ генерация избыточной реактивной мощности оказывается весьма значительной.
Продемонстрируем это на режиме работы энергосистемы при всех включенных линиях и отключенных реакторах. Данный режим иллюстрируется рис.3.2 и таблицей 3.4, из которых видно, что превышение уровня напряжения в узлах схемы системы составляет от 44 % до 85 % над номинальным. При этом балансирующий узел №102 (ТЭЦ 4) потребляет 507,6 MB Ар из-за наличия избыточной генерации реактивной мощности. Этот режим технически не осуществим.
Для восстановления приемлемых уровней напряжений и для уменьшения потребления реактивной мощности в балансирующем узле введем в работу все имеющиеся у энергосистемы реакторы на подстанциях Баганур, Чойр, Улан-Батор, Эрдэнэт и Дархан (узлы № 39, 37, 4, 14 и 18 соответственно) и реакторы на ПС Саиншанд и Замын-Уд (узлы № 28 и 282), специально установленные для ВЛСаиншанд - Замын-Уд. Полученный режим представлен на рис.3.3 и в таблице 3.5. Данный режим в полной схеме также не может быть реализован, так как напряжения в системообразующей сети 220 кВ (ПС Селендум, Дархан, Эрдэнэт и Чойр) выше допустимых по условиям работы изоляции, к тому же балансирующий узел по прежнему потребляет реактивную мощность в размере 100,9 МВАр, что эквивалентно установке реактора данной мощности.
Режим с приемлемыми уровнями напряжений может быть обеспечен только при отключении параллельных цепей линий между узлами 17 - 1717 (Россия), 17 - 13 , 13 - 2 , 29 - 30 , 19 - 20 , 2 - 3 , 3 - 10 , 5 - 7 и выводе из работы ВЛ 208 между ПС Дархан и ТЭЦ 4 (узлы 17 и 2). В этом случае надежность энергоснабжения существенно снижена, поскольку питание достаточно мощного узла нагрузки в районе города Дархан осуществляется по протяженным одноцепным ВЛ 220 кВ ТЭЦ-4 - Эрдэнэт (257,7 км) и Эрдэнэт -Дархан (157,7 км) и протяженным В Л 110 кВ, связывающим шины 110 кВ ТЭЦ-4 с районом города Дархан. Для обеспечения баланса реактивных мощностей требуется включение ШР на подстанциях: Улан-Батор (узел №4) (40МВАр), Баганур (№39) (20МВАр), Чойр (№37) (20МВАр), Саиншанд (№28) (3,3 MB Ар) и Замын-Уд (№282) (3,63 MB Ар). Полученный в этих условиях электрический режим иллюстрируется рис.3.4 и таблицами 3.6 и 3.7.
В качестве обоснования установки ШР мощностью 3,3 MB Ар на ПС Саиншанд и УШР мощностью 3,63 MB Ар на ПС Замын-Уд приведем режим без установки этих реакторов (см. таблицу 3.8). Как видим, напряжения в распределительной сети ПОкВ за подстанцией Чойр (узлы 36, 23-28, 281, 282) стали выше наибольших рабочих напряжений, и увеличились активные потери до 11,124 МВт, т.е. на 5,2 %.
Анализ показателей режима минимальных нагрузок энергосистемы обусловил подход к выбору мощностей и мест расположения УШР. Расчеты режимов выполнены исходя из предположения, что все УШР включены на напряжение ПОкВ, кроме УШР на ПС Замын-Уд, который выполнен на напряжение 6,3 кВ.
Исходя из соображений оптимизации потоков реактивной мощности, предлагается установить управляемые реакторы на ПС Улан-Батор, Баганур, Чойр, Хархорин, Борнур и Замын-Уд. При реализации режима минимума с УШР исходим из следующих соображений: напряжения слегка завышены по отношению к номинальным, потоки реактивной мощности по линиям минимальны. Полученный режим иллюстрируют рис.3.6, таблицы 3.12 и 3.13.
Исследование переходных процессов при конечных возмущениях
Результаты, характеризующие устойчивость маловозмущенного движения, полученные в условиях упрощенной расчетной схемы электропередачи, были проверены в той же расчетной схеме при приложении к системе конечных возмущений.
В качестве аварийных возмущений рассматривались короткие замыкания вблизи генератора и вблизи управляемого реактора. Длительность коротких замыканий составляла to.= 0,12 с.
На рис.4.3 представлены кривые, характеризующие изменение угла ротора генератора и его электромагнитный момент при коротком замыкании на шинах генератора при отсутствии регулирования возбуждения генератора и управляемого реактора, при ХЛі = Хдг - 0,2. Частота колебаний ротора и показатель затухания, измеренные на интервале / =25 - 30 с составляют соответственно, (0 = 8 1/с и а = 0,255 1/с, что практически совпадает с мнимой и вещественной частью характеристического корня 8 (- 0,251 ±j 7,78) в таблице 4.1. Таким образом, модель, основанная на численном интегрировании нелинейных дифференциальных уравнений достаточно точно воспроизводит динамические характеристики системы.
При использовании «сильного» закона регулирования возбуждения и регулирования УШР в промежуточной точке электропередачи процесс характеризуется весьма высокими показателями демпфирования колебаний. Так, на рис. 4.4 - 4.8 приведены кривые, иллюстрирующие протекание переходного процесса при коротком замыкании вблизи генератора и использовании возможностей регулирования возбуждения и проводимости реактора. На рис. 4.4 приведено изменение угла, на рис. 4.5 -электромагнитного момента генератора и напряжения в начале линии электропередачи, 4.6 - проводимости реактора, 4.7 - напряжения в точке подключения УШР, 4.8 - напряжения возбуждения генератора. Следует отметить достаточно интенсивное изменение проводимости реактора с обусловленное этим изменение напряжения как в начале линии электропередачи, так и на самом реакторе. Так, напряжение на реакторе реагирует на быстрое уменьшение его проводимости уже на начальном этапе короткого замыкания (Рис.4.7). В целом регулирование реактора влияет на протекание послеаварийного переходного процесса. Рис. 4.9 - 4.11 иллюстрируют переходный процесс при коротком замыкании вблизи реактора. На рис. 4.11 верхняя кривая соответствует напряжению генератора, нижняя - УШР. Заметно интенсивное изменение напряжения реактора, обусловленное регулированием величины его проводимости (Рис.4.10).
Для оценки влияния изменения проводимости УШР на характер протекания переходного процесса с точки зрения величины вылета угла на первом колебании ротора были выполнены расчеты при регулировании УШР и при отсутствии регулирования (при одинаковой длительности короткого замыкания). Результаты расчетов сопоставлены на рис. 4.12, 4.13. В рассматриваемых условиях изменение проводимости реактора определяет снижение величины угла на первом колебании угла на 11,5 эл. град. (Рис. 4.12). Однако наиболее заметным является улучшение демпфирования послеаварийных колебаний ротора, а также благоприятное воздействие на работу системы регулирования возбуждения генератора (Рис. 4.13). В целом можно сделать вывод о сравнительно невысокой эффективности УШР с точки зрения влияния на ограничение вылета угла на первом колебании, однако в рассматриваемых условиях весьма велико влияние УШР на демпфирование послеаварийных качаний.
Полученные результаты методического характера были проверены в условиях ЦЭС Монголии. Расчеты были выполнены по экспериментальной программе для ПЭВМ, разработанной на кафедре «Электрические системы и сети» под руководством д.т.н. профессора А.А. Рагозина. Эта программа позволяет выполнять расчеты переходных процессов при конечных возмущениях с учетом изменения проводимостей управляемых шунтирующих реакторов. В качестве расчетной схемы для исследований динамической устойчивости была принята эквивалентная схема энергосистемы, приведенная на рис.3.1. Основной задачей была отработка методики моделирования электромеханических переходных процессов в сложной ЭЭС с учетом установки УШР. Детальное исследование динамической устойчивости энергосистемы целесообразно проводить после принятия конкретных решений по установке УШР на подстанциях. При проведении предварительных исследований динамической устойчивости был принят вариант установки УШР во всех узловых точках энергосистемы, в которых было обосновано их применение на основании расчетов установившихся режимов работы (№№ 5, 38, 11, 32, 12, 282). В качестве возмущения рассматривалось трехфазное короткое замыкание на шинах 220 кВ ТЭЦ 4 с последующим отключением одной из параллельных цепей линии электропередачи ТЭЦ 4 - Эрденет 220. Полученные результаты можно кратко охарактеризовать следующим образом.
