Анализ параллельной работы ЕЭС России с энергосистемами Восточной и Западной Европы по условиям статической устойчивости

Тузлукова Е. В., èíæ.

Энергосетьпроект

Âнастоящее время в Европе создается Трансъевропейская синхронная объединенная электроэнергетиче- ская система (TESIS) стран Западной, Центральной и Юго-Восточной Европы. Для ЕЭС России, энергосистем стран СНГ и Балтии при наличии мощных межгосударственных связей 750, 400 и 220 кВ с другими странами Европы технически осуществима и экономи- чески целесообразна организация параллельной работы с энергосистемами TESIS.

Âсоответствии с концепцией, разработанной РАО “ЕЭС России”, институт Энергосетьпроект совместно

ñдругими научно-исследовательскими институтами проводит исследования возможности организации параллельной работы ЕЭС России с энергообъединениями стран Западной Европы. Электроэнергетические системы Востока и Запада, хотя и работают на единой частоте 50 Гц, имеют ряд принципиальных различий, обусловленных разным подходом к их формированию. Организация параллельной работы энергосистем Востока и Запада подразумевает гарантию того, что совместная работа не приведет к нестабильному или ненадежному функционированию энергосистем. Поэтому необходимо обеспечить выполнение ряда технических требований, в частности, устойчивую параллельную работу по межгосударственным связям.

Âсвязи с этим в рамках работы, выполняемой институтом Энергосетьпроект, были проведены исследования пропускных способностей межгосударственных связей при параллельной работе энергообъединений Востока и Запада по условиям обеспечения статиче- ской устойчивости.

Исследования проводились по схеме на период 2005 г., подготовленной ВНИИЭ с использованием материалов ЦДУ ЕЭС России и института Энергосетьпроект. В расчетную модель были включены схемы замещения ЕЭС России, энергосистем Украины, Белоруссии, Молдавии, Казахстана и стран Балтии, энергообъединений UCTE и CENTREL, в которой основные генерирующие источники и электрические сети напряжением 220 кВ и выше энергосистем России и стран б.

СССР моделировались реальными параметрами, а энергосистем, входящих в UCTE и CENTREL, – в основном эквивалентными станциями и электрическими сетями 220 и 380 кВ.

Âданных исследованиях рассматривались два основных сечения: ЕЭС России – энергосистемы Украины, Белоруссии и стран Балтии (сечение 1) и энергосистемы Украины, Молдавии и стран Балтии – CENTREL, энергосистемы Румынии и Болгарии (сечение 2). Наибольшее внимание уделялось сечению 2.

Âсостав сечения 2 входят следующие ВЛ:

три ВЛ 750 кВ: Хмельницкая АЭС – Жешув, Западноукраинская ПС – Альбертирша, Южноукраинская АЭС – Исакча;

четыре ВЛ 400 кВ: Крониус – Элк, Мукачево – Капушаны, Мукачево – Шайосегед, Мукачево – Рошиори;

четыре ВЛ 220 кВ.

Расчетная схема содержит 200 генераторов, 1000 узлов и 1800 ветвей. Структурная схема энергообъединения представлена на рисунке.

Определение предельных допустимых потоков мощности через сечение 2 осуществлялось по условиям существования режимов путем их утяжеления за счет создания увеличивающегося потока мощности от генераторов ЕЭС России и энергосистемы Украины в TESIS через рассматриваемое сечение. В результате было получено, что максимальная допустимая передаваемая мощность через сечение 2 с Востока на Запад в полной схеме с учетом нормируемого коэффициента запаса и нерегулярных колебаний мощности составляет 8300 МВт, а с учетом выполнения критерия (ï-1) в наиболее тяжелом послеаварийном режиме – 6200 МВт.

Для уточнения полученных результатов были проведены дополнительные исследования с определением необходимых и достаточных критериев статической устойчивости (апериодической и колебательной) при параллельной работе такого энергообъединения. Необходимость в проведении таких расчетов была обусловлена также опасениями некоторых отечественных и зарубежных ученых, что при параллельной работе такого протяженного энергообъединения возможно возникновение общесистемных слабозатухающих колебаний на низких частотах [1]. Поэтому в данных исследованиях была предпринята попытка оценить также возможность возникновения таких колебаний.

Расчеты проводились с помощью программного комплекса “ПОИСК”, разработанного в Санкт-Петер- бургском государственном техническом университете. Данный программный комплекс использует матричные методы определения статической устойчивости путем нахождения собственных значений и собственных векторов матрицы состояния системы [1, 2].

В связи с тем, что расчетная модель энергообъединения содержала большое число эквивалентных элементов, особенно в энергосистеме TESIS, необходимо было определить влияние разных типов моделей на предел передаваемой мощности и возможность возникновения низкочастотных колебаний.

Влияние моделей генераторов. Рассматривались две модели:

представление генераторов постоянством переходной ЭДС E с коэффициентом демпфирования от 2 до 4; моделирование реальных электростанций в ЕЭС России и энергосистемах стран б. СССР, а также некоторых крупных генерирующих источников в UCTE и CENTREL полными уравнениями Парка – Горева с учетом демпферных контуров, систем возбуждения и автоматических регуляторов сильного действия (АРВ – СД). Коэффициент усиления по напряжению АРВ варьировался от 10 до 100 ед.возб(ном)/ед.напр. Для каналов стабилизации АРВ определялись оптимальные

настройки.

Исследования показали следующее:

1. При представлении всех генераторов упрощенной моделью с коэффициентом демпфирования, равным двум, нарушение апериодической устойчивости наступало раньше, чем предел по условиям существования режима. При этом максимальная допустимая передаваемая мощность через сечение 2 с Востока на Запад в полной схеме составляла 7800 МВт, что меньше результата, полученного по условиям существования режима, на 500 МВт. В режимах, близких к предельному, возможно возникновение слабозатухающих низко-

свойствами системных колебаний, а именно: амплитуда этих колебаний в значительной части

системы составляет не менее 20% максимальной; явно выделяются две группы генераторов, колеб-

лющиеся в противофазе.

2. При увеличении коэффициента демпфирования до четырех не выявляются корни с положительной вещественной частью вплоть до предельной величины перетока мощности по условиям существования режима. Низкочастотные колебания на частотах 0,35 – 0,4 Гц имеют достаточно высокий коэффициент затухания (не менее – 0,2).

3. В случае подробного моделирования части генераторов системы было выявлено, что максимальное затухание низкочастотных колебаний имеет место при низких значениях коэффициентов усиления по напряжению АРВ [10 – 15 ед.возб(ном)/ед.напр.]. Попытка повысить затухание низкочастотных колебаний путем применения оптимальных настроек каналов стабилизации АРВ значительных успехов не принесла. Кроме того, настройка каналов стабилизации АРВ для улуч- шения демпфирования колебаний на низких частотах может сопровождаться ухудшением демпфирования колебаний на относительно высоких частотах (1 – 1,2 Гц). Пропускная способность межгосударственных связей в случае настройки каналов стабилизации АРВ по условиям демпфирования относительно высокочастотных колебаний сильно зависит от принятых в исследованиях моделей других элементов, в ча- стности, модели нагрузки.

Влияние модели нагрузки. Рассматривались две модели нагрузки:

представление нагрузки постоянной активной и реактивной мощностью;

представление нагрузки постоянной активной и реактивной проводимостью.

В работах отечественных и зарубежных ученых указывалось на существенную зависимость предела передаваемой мощности в энергосистеме от характеристик нагрузки. В случае статических характеристик нагрузки, близких к постоянству мощности, предельный режим по условиям апериодической устойчивости энергосистемы может наступать гораздо раньше, чем по условиям существования режима. При характеристиках нагрузки, близких к постоянству проводимости, апериодическая устойчивость нарушается при потоке мощности в исследуемом сечении, практически равном предельному по условиям существования режима [1, 3].

Сказанное полностью подтвердилось при проведении данных исследований. Действительно, при представлении нагрузки постоянной проводимостью, а генераторов – полными моделями с оптимальными настройками каналов стабилизации АРВ предел передаваемой мощности по условиям апериодической стати- ческой устойчивости совпадает с пределом мощности по условиям существования режима. В случае моделирования нагрузки постоянством мощности устойчи- вость нарушается при перетоке мощности через сече- ние 2, равном 6000 МВт.

Влияние регулирования первичных двигателей. В энергосистемах простой структуры при расчетах статической устойчивости автоматическое регулирование скорости турбин (АРС) обычно не учитывается. В крупных энергосистемах, где возможно возникновение низкочастотных колебаний, демпфирование, вносимое АРС, зависит от амплитуды колебаний и от зоны не- чувствительности регуляторов скорости [3]. При малых амплитудах колебаний демпфирование мало, в случае значительных амплитуд демпфирование возрастает èç-çà увеличения числа станций, участвующих в процессе регулирования. Однако наличие на регуляторах скорости в ЕЭС России и энергосистемах стран б.

СССР значительной зоны нечувствительности (около 0,15 Гц) не позволяет эффективно использовать демпфирующие свойства автоматических регуляторов скорости. Уменьшение зоны нечувствительности регуляторов скорости в ЕЭС России и в энергосистемах стран б. СССР позволит повысить демпфирование электромеханических колебаний.

Выводы

1.Расчеты пропускной способности межгосударственных связей по условиям статической устойчивости

ñучетом необходимых и достаточных критериев устойчивости дают незначительные изменения по сравнению с результатами, полученными по условиям существования режима.

2.В режимах, близких к предельному, возможно появление низкочастотных колебаний (0,3 – 0,4 Гц) со

слабым затуханием (менее – 0,1), которые по некоторым признакам можно определить как системные.

3. Увеличить демпфирование низкочастотных колебаний можно с помощью автоматического регулирования скорости турбин. Для более эффективного использования демпфирующих свойств регуляторов скорости турбин следует стремиться к максимальному снижению зоны нечувствительности регуляторов.

4. Использование АРВ генераторов для демпфирования низкочастотных колебаний малоэффективно. Напротив, настройки каналов стабилизации АРВ сильного действия рекомендуется подбирать с целью демпфирования локальных относительно высокочастотных (1 – 2 Гц) колебаний, возникающих в подсистемах.

5. Регулирующий эффект нагрузки по напряжению является положительным фактором для демпфирования низкочастотных колебаний и не зависит от размеров системы. Однако неопределенность характера нагрузки сильно повышает погрешность расчета и может приводить к завышенным или заниженным результатам. Поэтому для получения реальной картины необходимо максимально уточнять модель нагрузки.

Для дальнейших исследований вопросов, касающихся поставленных задач, необходимо более подробное представление энергообъединения TESIS и его элементов.

Список литературы

1.Анализ статической устойчивости и демпфирования низко- частотных колебаний в объединенных энергосистемах / Груздев И. А., Стародубцев А. А., Устинов С. М., Шевяков В. В. – Электричество, 1991, ¹ 3.

2.Баринов В. А., Совалов С. А. Модальное управление режимами электроэнергетических систем. –- Электричество, 1986, ¹ 8.

3.Груздев И. А., Масленников В. А., Устинов С. М. Исследование собственных динамических свойств протяженных электроэнергетических объединений. – Изв. РАН. Энергетика, 1993, ¹ 1.

В журнале «Электрические станции» ¹ 2 за 2002 г., стр. 36, левая колонка, первая и вторая строки сверху следует читать: «… 9000 0000,447 = 402 300…», а на стр. 34 числовые значе- ния на оси ординат рис. 3 должны выглядеть следующим образом:

, ÌÏà

Номер цикла