Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Проблемы обеспечения режимов и устойчивости электрических сетей 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 . 17
1.1.3. Основные проблемы функционирования ОЭС Северо-запада и предложения по их решению. 23
1.2. Средства регулирования напряжения в высоковольтной сети. 25
1.2.1. История создания и развития управляемых шунтирующих реакторов. 25
1.2.2. Назначение и функциональные возможности управляемых шунтирующих реакторов. 28
1.2.3. Управляемые шунтирующие реакторы трансформаторного типа. 29
1.2.4. Шунтирующие реакторы, управляемые подмагничиванием сердечника. 31
1.2.5. Статические тиристорные компенсаторы. 36
1.2.6. Статический компенсатор СТАТКОМ 40
! 1.2.7. Синхронные компенсаторы. 43
1.3. Задачи диссертации. 46
ГЛАВА 2. Математические модели элементов электро-энергетической системы 47
2.1. Математические модели для расчета установившегося режима электроэнергетической системы. 47
2.1.1. Модели генерирующих источников. 48
2.1.2. Модель статического тиристорного компенсатора. 49
2.2. Математические модели для расчета динамических процессов в электроэнергетической системе. 52
2.2.1. Понятие, нормативы, способы определения и требования к динамической устойчивости . 52
2.2.2. Математическое моделирование переходных процессов синхронного генератора. 57
2.2.3. Математическое моделирование автоматического регулятора возбуждения сильного действия (АРВ-СД). 60
2.2.4. Математическое моделирование переходных процессов нагрузки. 62
2.3. Моделирование электромеханических переходных процессов в программе МУСТАНГ. 65
2.3.1. Моделирование синхронной машины. 52
2.3.2. Системы возбуждения и АРВ. 67
2.3.3. Регулирование момента турбины. 68 і
2.3.4.. Моделирование нагрузок. 69
2.3.5. Моделирование СТК. 71
ГЛАВА 3. Исследование эффективности применения управляемой поперечной компенсации для оптимизации режимов работы кольско-карельского транзита 73
3.1. Режимы и особенности эксплуатации Кольско-Карельского транзита (существующая схема). 73
3.2. Пределы передаваемой мощности и потери при различных вариантах усиления транзита . 77
3.3. Анализ влияния установки СТК на потери мощности. 84
ГЛАВА 4. Результаты исследования статической и динамической устойчивости электропередачи колэнерго-ленэнерго . 89
4.1. Исследование статической устойчивости транзита в условиях эквивалентной схемы Колэнерго - Карелэнерго - Ленэнерго. 89
4.2. Исследование динамической устойчивости транзита в условиях эквивалентной схемы Колэнерго - Карелэнерго - Ленэнерго . 95
4.3. Исследование электрических режимов и динамической устойчивости генераторов на транзите Колэнерго - Карелэнерго - Ленэнерго. 109
4.3.1. Повреждения вблизи шин Кольской АЭС.
4.3.2. Повреждения вблизи шин ПС Княжегубская, ПС Лоухи, ПС Путкинская и ПС Ондская на ВЛ ЗЗОкВ ПС Ондская - ПС Путкинская. 114
4.3.3. Повреждения вблизи шин ПС Ондская и ПС Кондопожская на ВЛ ЗЗОкВ ПС Ондская - ПС Кондопожская, ПС Ондская и ПС Петрозаводская на ВЛ ЗЗОкВ ПС Ондская - ПС Петрозаводская. 115
5. Выводы 150
6. Список использованной литературы 152
7. Приложения 162
- Характеристики режимов работы основной электрической сети ОЭС. Основные проблемы управления режимами
- Понятие, нормативы, способы определения и требования к динамической устойчивости
- Пределы передаваемой мощности и потери при различных вариантах усиления транзита
- Исследование динамической устойчивости транзита в условиях эквивалентной схемы Колэнерго - Карелэнерго - Ленэнерго
Введение к работе
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. На сегодняшний день предложено множество путей решения этой проблемы, но с появлением новой более мощной техники возникают новые требования к согласованию настроечных параметров регулирующих устройств и новые ограничения на режимы работы линий электропередачи.
Так, 60-е - 70-е годы прошлого века характеризовались развитием быстродействующих устройств регулирования напряжения — синхронных компенсаторов (СК) и статических тиристорных компенсаторов (СТК).
Для повышения пропускной способности достаточно протяженных высоковольтных линий переменного тока применялись устройства продольной емкостной компенсации (УПК). Одна из первых установок УПК была использована в СССР при сооружении линии электропередачи 400 кВ Куйбышевская ГЭС — Москва. После повышения номинального напряжения этой электропередачи до 500 кВ установка была выведена из работы. Однако, применение УПК было весьма эффективным с экономической точки зрения и количество таких установок увеличилось. В 1971 году в США УПК была применена на электропередаче 500 кВ, отходящей от тепловой электростанции Mohawe [91]. Вследствие недостаточного внимания к исследованию переходных процессов, связанных с применением УПК, включение этой установки привело к проявлению так называемого субсинхронного резонанса (sub-synchronous resonance) и разрушению одного из генераторов электростанции. Явление субсинхронного резонанса возникает вследствие совпадения собственной частоты электромагнитных колебаний контура, состоящего из продольной емкости и индуктивностей электропередачи, и собственной частоты крутильных колебаний валопровода турбоагрегата. После этого неудачного опыта внедрения нерегулирунмой продольной емкостной компенсации быстро развилась технология управляемых электропередач переменного тока, которая в западной литературе обозначается термином FACTS (Flexible AC Transmission System). В целом применение продольной емкостной компенсации считается безопасным на электропередачах от мощных гидростанций. УПК получили широкое распространение на линиях электропередачи 500 кВ и 765 кВ в Бразилии, однако большее распространение получили более простые и дешевые устройства поперечной компенсации.
Интерес к развитию техники передачи электрической энергии на дальние расстояния возникал неоднократно. В начале XX века в трудах В.Ф.Миткевича и А.А.Горева были исследованы общие свойства линий переменного тока как средства передачи значительного количества энергии. Именно В.Ф.Миткевичем в 1910 году была высказана идея глубокого расщепления проводов. В 40-х - 50-х годах, когда стала очевидной перспектива освоения огромных энергетических ресурсов восточной части России, встал вопрос о конкретных технических решениях.
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 т.д.
Важным направлением совершенствования линий переменного тока является разработка конструкций В Л ПНМ (повышенной натуральной мощности). 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 компенсацией - статических У терристорных компенсаторов и управляемых шунтирующих реакторов (УШР). Использование управляемой поперечной компенсации позволяет решить проблему создания сверхдальних электропередач для объединения удаленных друг от друга энергосистем. В этом случае управляемые реакторы, устанавливаемые на расстоянии 500 - 600 км друг от друга обеспечивают поддержание напряжений в узловых точках электропередачи и необходимую степень компенсации реактивной мощности. Для более коротких ВЛ со сравнительно небольшой натуральной мощностью также подходят СТК [8,43].
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 тиристорных компенсаторов или других устройств, способных как потреблять, так и генерировать реактивную мощность. Применение СТК 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 СТК по промежуточным подстанциям транзита, выборе законов регулирования СТК, установленных в различных точках электропередачи, и о выборе настроечных параметров СТК.
В первой главе выполнен обзор литературы, касающейся рассматриваемой темы, рассмотрены технико-экономические показатели различных устройств поперечной компенсации реактивной мощности ВЛ.
Во второй главе описаны основные математические модели элементов электроэнергетической системы и приемы их реализации в различных программных средах, включая существующие программные комплексы для расчетов установившихся режимов и динамической устойчивости сложных энергосистем.
В третьей главе приведены результаты расчетов установившихся режимов электропередачи при установке устройств управляемой поперечной компенсации. Показано, что использование УШР приводит к заметному улучшению распределений потоков реактивной мощности и, соответственно, значений напряжений в узловых точках электропередачи и снижению потерь.
В четвертой главе приведены результаты оценок статической устойчивости, выполненные на основе расчета характеристических чисел. Показано, что применение СТК обеспечивает хорошие показатели демпфирования. Приведены результаты расчетов переходных процессов в электропередачи с СТК при конечных возмущениях. Показано, что v возможности СТК в увеличении предельных по условиям динамической устойчивости значений передаваемых мощностей невелики. Тем не менее, регулирование СТК приводит к некоторому облегчению переходных процессов и существенно улучшает демпфирование послеаварийных . колебаний.
Характеристики режимов работы основной электрической сети ОЭС. Основные проблемы управления режимами
Анализируя состояние существующей основной электрической сети 220 кВ и выше ОЭС Северо-Запада необходимо отметить следующее: 1. В отчетном году ОЭС Северо-Запада работала параллельно с ЕЭС России по ВЛ 750 кВ ПС Ленинградская - Калининская АЭС, ВЛ 330 кВ ПС Окуловская - ПС Бологое и двухцепной ВЛ 220 кВ ПС Коноша (Архэнерго) - ПС Явенга и ПС Кадников (Вологдаэнерго). Транзит 750-330 кВ западная часть ОЭС Северо-Запада — ОЭС Центра (ВЛ 750 кВ ПС Ленинградская - Калининская АЭС и ВЛ 330 кВ ПС Окуловская - ПС Бологое) как в летнее, так и в зимнее время работал в реверсивном режиме, не достигая предельно допустимой величины нагрузки. Пропускная способность транзита определяется располагаемым объемом управляющих воздействий в ОЭС Северо-Запада, обеспечивающих сохранение устойчивости параллельной работы энергосистем при отключении В Л 750 кВ ПС Ленинградская — Калининская АЭС. При выдаче мощности из ОЭС Северо-Запада достаточным был объем АРС, который равен 1000 МВт с учетом воздействия на турбогенераторы ЛАЭС. При приеме мощности в ОЭС Северо-Запада объем САОН в размере до 600-650 МВт обеспечивал допустимые перетоки мощности.
Транзит 220 кВ Вологда - Архэнерго из-за неудовлетворительного состояния топливообеспечения электростанций Архангельской энергосистемы практически круглый год на головном участке загружен до величины 270 МВт, что является предельно допустимым в послеаварийных и ремонтных режимах. Факторами, ограничивающими возможности передачи мощности в Архангельскую энергосистему, являются перегрузка AT 500/220 кВ ПС Вологодская при одном отключенном автотрансформаторе и перегрузка по току В Л 220 кВ на головном участке транзита Вологда — Коноша при отключенной одной ВЛ220кВ.
Транзит 330 кВ Колэнерго - Карелэнерго - Ленэнерго загружен постоянно: передача мощности осуществляется в Карельскую энергосистему и далее в Ленинградскую энергосистему. Большая часть времени загрузка достигает максимально допустимой величины 500— 550 МВт.
Из-за недостаточной пропускной способности транзита имеет место недоиспользование возможной выработки электроэнергии Кольской АЭС и «запертая» мощность в Кольской и Карельской энергосистемах. Расчетная величина «запертой» электроэнергии составляет 2- -2,5 млрд. кВт- ч, а величина недоиспользованной мощности в указанных энергосистемах — около 850 МВт.
Проблема «запертой» мощности усугубляется в период паводка при работе ГЭС северной части Карелии максимальной мощностью и при выводе в ремонт практически любой В Л 330 кВ, отходящей от Кольской АЭС, а также на всем протяжении транзита Колэнерго — Карелэнерго -Ленэнерго.
Большинство аварийных отключений ВЛ 330 кВ, отходящих от Кольской АЭС, приводит к ограничению выдачи мощности электростанции и необходимости отключения от одного до трех генераторов. В этой связи недостаточно надежным является электроснабжение Карельской энергосистемы, дефицит мощности которой покрывается от Кольской и Ленинградской энергосистем.
Проблемы «запертой» мощности Кольской - Карельской энергосистем и Кольской АЭС, повышения надежности выдачи мощности Кольской АЭС и электроснабжения потребителей Карельской энергосистемы можно решить усилением сети на транзите Колэнерго — Карелэнерго — Ленэнерго.
В выполненной в 2001 г. ОАО «Институт Севзапэнергосетьпроект» работе «Обоснование очередности и сроков сооружения второй линии электропередачи 330 кВ на транзите Колэнерго - Карелэнерго -Ленэнерго» на основании анализа определившихся на перспективу режимов работы транзита, выполненных расчетов, пропускной способности электрической сети на транзите и технико-экономических расчетов эффективности усиления электрической сети на отдельных участках рассматриваемого транзита рекомендуется в период до 2010 г. сооружение второй ВЛ 330 кВ от Кольской АЭС до Киришской ГРЭС в следующей последовательности: сооружение В Л 330 кВ Кольская АЭС - Петрозаводск с вводом в 2008г.; сооружение В Л 330 кВ Петрозаводск — Сясь - Киришская ГРЭС с вводом в 2009-2010 гг. В 2003 г. разработан проект строительства 2-ой В Л 330 кВ Кольская АЭС — ПС Княжегубская — ПС Лоухи - Путкинская ГЭС — Онда. Недостаточно надежным является электроснабжение северной части Кольской энергосистемы из-за нереализованной проектной схемы подключения второй В Л 330 кВ Мончегорск -Оленегорск - ПС Кольская. При существующей схеме присоединения Ленинградской АЭС к энергосистеме, не отвечающей действующим нормативным требованиям, при аварийном отключении ВЛ 750 кВ Ленинградская АЭС - ПС Ленинградская требуется разгрузка второй очереди станции до 1000 МВт. Институтом «Севзапэнергосетьпроект» рекомендовано усиление схемы выдачи мощности Ленинградской АЭС путем сооружения второй ВЛ 750 кВ ЛАЭС - ПС Ленинградская. Увеличение передачи мощности в Финляндию привело к увеличению нагрузки линий 330 кВ, подходящих к ПС Восточная, и практически полному использованию их пропускной способности. В настоящее время через ПС Восточная проходит более 2000 МВт. В этой ситуации возникают трудности вывода ВЛ 330 кВ в ремонт. С предполагаемым увеличением поставок электроэнергии в Финляндию ситуация еще более обострится. Кроме того, электропотребление районов, питающихся от ПС Восточная (интенсивно развивающиеся северные районы Санкт-Петербурга, курортные районы Карельского перешейка, и т.д.) имеет тенденцию к росту. Решение перечисленных проблем требует комплексного подхода и подтверждает необходимость выполнения «Схемы развития Ленинградской энергосистемы» (с 1990 г. «Схема развития Ленинградской энергосистемы» не разрабатывалась). 7. Основная электрическая сеть Архангельской и Коми энергосистем сформирована протяженными (суммарно около 1500 км) одноцепными В Л 220 кВ. Значительный дефицит Котласского энергоузла Архэнерго и Южного района Комиэнерго обусловливает работу головных участков транзита Архэнерго - Комиэнерго с предельно допустимой загрузкой одновременно с обеих сторон: участок ПС Коноша.- ПС Вельск - 130-140 МВт, а участок ПС Ухта - ПС Синдор — с нагрузкой 220-240 МВт, что соответствует предельно допустимому режиму по статической устойчивости. Из-за недостаточной пропускной способности сети имеет место недоиспользование мощности Печорской ГРЭС. Для усиления связей Коми энергосистемы с Архэнерго и обеспечения выдачи «запертой» мощности Печорской ГРЭС необходимо сооружение ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта - Микунь - Заовражье (в первую очередь строительство участка Ухта - Микунь).
Понятие, нормативы, способы определения и требования к динамической устойчивости
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 (АПНУ), 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 8 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. Возмущения, которые учитываются в требованиях к устойчивости энергосистем (нормативные возмущения) подразделены на три группы: I, II и III. В состав групп входят следующие возмущения: а) отключение элемента сети без КЗ и с КЗ (распределение по группам возмущений указано в табл. 2.2.1.).
Пределы передаваемой мощности и потери при различных вариантах усиления транзита
В главе 1 отмечено, что транзитная электропередача, связывающая Кольскую и Карельскую энергосистемы с Ленэнрго характеризуется стабильным потоком мощности от Кольской АЭС (1760 МВт) в дефицитную Карельскую энергосистему и далее в систему Ленэнерго.
Кольская и Карельская энергосистемы имеют весьма плотный график электрической нагрузки, характеризующийся числом часов использования максимума нагрузки около 7000.
Основной проблемой является значительное недоиспользование мощности электростанций Кольской и Карельской энергосистем - до 1125 МВт в 2003 году по условию недостаточной пропускной способности электрической сети транзита Колэнерго — Карелэнерго - Ленэнерго. Следует отметить значительную роль атомных электростанций в обеспечении электробаланса ОЭС Северо-Запада. Выработка электроэнергии Кольской и Ленинградской АЭС в 2002 г. составила 34,44 млрд. кВт- ч, что равно 41,5% от суммарной выработки электроэнергии электростанциями ОЭС.
При отсутствии ограничений в использовании ресурса по выработке электроэнергии Кольской АЭС, что обусловлено недостаточной пропускной способностью электрической сети транзита Колэнерго — Карелэнерго — Ленэнерго, выработка электроэнергии названной АЭС могла бы быть увеличена не менее чем на 2,0 млрд. кВт- ч. Схема участка ОЭС Северо-Запада, содержащая рассматриваемую транзитную электропередачу и примыкающие энергорайоны, приведена в приложении 1.
Следует указать, что в рассматриваемых энергосистемах практически отсутствуют средства компенсации реактивной мощности. Исключение составляет Карельская энергосистема, на двух подстанциях которой установлены батареи статических конденсаторов: ПС Петрозаводская - БСК 4x18 МВАр, ПС Костомукша - БСК 2 х 52 MB Ар.
В приложении 4.1 представлены результаты расчета установившегося режима, соответствующего предельно-допустимому перетоку в сечении ПС Княжегубская — ПС Лоухи (550 МВт с учетом перетока Княжегубская ГЭС -ПС Полярный круг). Поток активной мощности убывает по мере удаления от Кольской АЭС, и, соответственно, изменяется режим напряжений на промежуточных подстанциях транзита и перетоки реактивной мощности. На шинах 330 кВ Кольской АЭС поддерживается напряжение 355 кВ. Наиболее низкий уровень напряжения имеет место на ПС Ондская (335 кВ). Далее величины передаваемых мощностей снижаются по отношению к натуральной мощности линии, что способствует повышению напряжения. Потери в сети 330 кВ в данном режиме составляют 50,3 МВт.
Характеристики установившегося режима работы существенно изменяются в случае установки на двух подстанциях транзита управляемых устройств поперечной компенсации (в данном случае требуются СТК). Принимая во внимание перспективы развития транзита рассмотрен вариант установки на ПС Лоухи и ПС Ондская СТК мощностью 180 МВАр каждый.
Результаты расчета установившегося режима существующего одноцепного варианта транзитной электропередачи с СТК представлены в приложении 4.2. Применение компенсирующих устройств позволило поддерживать напряжение в точках установки СТК на уровне 350 кВ, что обеспечивает снижение потерь до 446,4 МВт, то есть на 3,9 МВт. СТК выдают в сеть 330 кВ мощности: ПС Лоухи - 81 MB Ар, ПС Ондская - 120 MB Ар. Однако, основной выигрыш от установки СТК заключается в возможности увеличения предельной передаваемой мощности и, соответственно, допустимого перетока от Кольской АЭС.
Поиск предельной мощности рассматриваемой электропередачи показал, что величина предела составляет 918 МВт (Табл.3.1), а допустимая передаваемая мощность в сечении ПС Княжегубская - ПС Лоухи равна 723 МВт. Результаты расчета данного установившегося режима представлены в приложении 4.3. Передаваемая мощность возросла на 166 МВт. В данном режиме СТК на ПС Лоухи и Ондская развивают мощность по 180 МВАр. Эта мощность обеспечивает напряжения на подстанциях на уровне 349,9 кВ (ПС Лоухи) и 348,2 кВ (ПС Ондская). На остальных подстанциях транзита уровни напряжения являются достаточно высокими. Установка только одного СТК мощностью 180 МВАр на ПС Лоухи обеспечивает увеличение предела на 78 МВт и допустимой мощности - на 65 МВт.
Приведенные в таблице 3.1 предельные мощности в различных сечениях транзита и соответствующие допустимые передаваемые мощности показывают, что достаточно большую роль при определении предельных мощностей играет учет статических характеристик нагрузки. На основании полученных результатов также можно предварительно заключить, что наиболее выгодными точками для установки СТК являются подстанции Лоухи и Ондская.
Учитывая достаточно сильную зависимость предела передаваемой мощности от реактивной мощности СТК целесообразно рассмотреть более подробно пределы передаваемых мощностей и режимы работы электропередачи при различных вариантах развития транзита. Это выполнено в следующем разделе работы.
Исследование динамической устойчивости транзита в условиях эквивалентной схемы Колэнерго - Карелэнерго - Ленэнерго
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 землю 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 4.16-4.19 представлено изменение в момент переходного процесса частоты, напряжения на подстанциях ЗЗОкВ транзита, углы (5) роторов генераторов электрических станций Колэнерго, Карелэнерго и Ленэнерго на транзите относительно ЭДС ротора генератора ЛАЭС, а также реактивная мощность в местах установки КУ.
На приведенных графиках 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 противоаварийных 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 на рисунке 4.36-4.37. 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.
Такую же тенденцию можно заметить и при авариях, отдаленных от Кольской АЭС. В условиях, когда любая из ВЛ ЗЗОкВ, находящаяся на участке транзита Колэнерго-Карелэнерго от Княжегубской ПС до Ондской ПС, отключается основной защитой при однофазных и двухфазных КЗ на землю, параллельная работа генераторов Колэнерго, Карелэнерго относительно генераторов Ленэнерго не нарушается (Таблица 4.4 п. 2-5) (Рис 4.20-4.27). Однако, при наличии управления, направленного на поддержание напряжения на ПС Лоухи и ПС Ондская, сокращаются амплитуда и время колебания напряжений, частот на подстанциях ЗЗОкВ и углы роторов генераторов станций транзита. Сравнительные показатели представлены в таблице 4.5 при авариях близких к двухфазным к.з. При авариях на наиболее длинных В Л ЗЗОкВ, находящихся вблизи крупных энергопотребителей и крупных станций Карельской энергосистемы, требуются управляющие воздействия. Когда В Л ЗЗОкВ ПС Ондская — ПС Кондопожская или В Л ЗЗОкВ ПС Ондская - ПС Петрозаводская отключается основной защитой при двухфазных КЗ на землю, нарушается параллельная работа генераторов Колэнерго, Карелэнерго относительно генераторов Ленэнерго (Таблица 4.4 п. 6-8) (Рис 4.28-4.35). При наличии управления на компенсирующих устройствах, управляющих воздействий 115 требуется меньше, чем при его отсутствии. При такого рода авариях при отсутствии СТК в зависимости от места повреждения требуется отключение от четырех до пяти гидроагрегатов станций расположенных на транзите. При наличии плавного регулирования КУ требуются значительно меньшие воздействия на блоки гидростанций (от одного до трех) (Таблица 4.4 п. 6-8). Также сокращаются амплитуда и время колебания напряжений, частот на подстанциях ЗЗОкВ и углы роторов генераторов станций транзита (Таблица 4.6). Сопоставительный анализ модели СТК и КБ, включенных параллельно с ШР, и приведен на рисунках 4.44-4.47. В таблице 4.7 рассмотрено количество коммутаций выключателей при различных авариях, близких к двухфазным к.з. на землю.
