Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Определение допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях. Учебное пособие
.pdf
Рис. 12. Структурные схемы энергосистем:
а – с двумя системами и избытком мощности в менее крупной системе;
б – с двумя системами и избытком мощности в более крупной системе;
в – с двумя системами с реверсом мощности; г – с тремя системами; д – цепочечная;
е – радиальная; ж – кольцевая; з – многоконтурная
51
Рассмотрим вариант б. При направлении потока мощности из
большей системы в меньшую наиболее опасным режимом окажется
режим с потерей генерирующей мощности в меньшей системе (также
возможно нарушение синхронизма между системами). В вариантах
в, г ситуация аналогична.
В схеме цепочки некоторые участки могут работать с одним
направлением мощности, а другие – в режиме реверса (рис. 12, д). В
радиальной схеме (рис. 12, е) центральная система обычно имеет
большую мощность, чем примыкающие к ней системы. При рассмотрении кольцевой схемы стоит отметить, что разрыв одного из участков может приводить к значительному изменению потокораспределения по другим участкам (рис. 12, ж), но при этом общий баланс
мощности в системе не меняется.
С точки зрения устойчивости работы отдельных систем лучшей
является многоконтурная схема (рис. 12, з), однако из-за большого
многообразия аварийных режимов в ней усложняются принципы
настройки противоаварийной автоматики.
Схемы соединений оказывают прямое влияние на надежность
выдачи мощности. Рассмотрим несколько примеров. Если электростанция работает на выделенную нагрузку (рис. 13, а), то линия Л1
влияет на выдачу мощности только в случае, если произошло погашение части потребителей. При повреждении одной цепи линии Л2
ограничение мощности рассматривается только в случае, если пропускная способность одной цепи меньше мощности электростанции.
В случае с избыточным по нагрузке местным районом, представленным электростанциями 1 и 2, показанным на рис. 13, б, шины
ПС 1 являются транзитными, а линия между станцией 1 и системой
передает избыток мощности. В схеме, представленной на рис. 13, в,
мощность выдается по одной линии в систему, и работа электростанции напрямую зависит от работы данной линии (данная схема допустима только для небольших станций, не влияющих на режим работы
системы, поскольку вероятность повреждения ЛЭП в данном случае
выше, чем вероятность повреждения генераторов электростанции).
52
Рис. 13. Варианты схем выдачи мощности электростанций:
а – для питания местного района; б – с транзитными шинами станции; в – с одной цепью;
г – с двумя параллельными цепями; д – с несколькими опорными подстанциями
На рис. 13, г представлена классическая схема, поскольку мощ-
ность выдается на шины ПС по двум цепям или двум линям, проходящим по одной трассе. В данном случае надежность выдачи мощности на высоком уровне, однако риск потери одновременно всех цепей
остается (гололедная и ветровая нагрузки, превышающие расчетные).
Самой надежной является схема, представленная на рис. 13, д.
При таком построении схемы мощность выдается по нескольким линиям на различные системные ПС. Соединяющие такие ПС ЛЭП могут быть как одного, так и разных классов напряжений. Основная си-
53
стемообразующая сеть ЕЭС России выполнена именно по такой схеме выдачи мощности.
ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ ПО ЧАСТИ 1
1. В каких случаях должно быть обеспечено выполнение требований к
устойчивости энергосистемы?
2. Негативные последствия снижения частоты в энергосистеме.
3. Негативные последствия снижения напряжения в энергосистеме. Лавина
напряжения. Какими процессами она обусловлена?
4. Понятие контролируемого сечения, полные и частичные сечения.
5. Нормативные возмущения. Классификация нормативных возмущений.
6. В каких случаях и почему допускается нарушение устойчивости энерго-
системы?
7. Критерии определения максимально допустимых перетоков в контроли-
руемых сечениях.
8. Критерии определения аварийно допустимых перетоков в контролируе-
мых сечениях.
9. Определение критического напряжения, минимально допустимого
напряжения, аварийно допустимого напряжения в узле нагрузки.
10. Вынужденный режим. В каких ситуациях осуществляется переход
энергосистемы на работу в вынужденном режиме?
11. Нарисуйте и кратко объясните основные структурные схемы энергосистем.
12. Амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности в контроли-
руемых сечениях.
13. Могут ли значения МДП и АДП в контролируемых сечениях диффе-
ренцироваться в зависимости от параметров электроэнергетического режима и
(или) эксплуатационного состояния ЛЭП, электросетевого и генерирующего
оборудования?
14. Нормальные и ремонтные схемы энергосистем.
15. Послеаварийный режим. Требования к устойчивости в послеаварийном
режиме.
16. Причины ограничения установленной мощности электростанций на
уровне 70 % от максимального потребления активной мощности рассматриваемой энергосистемы (энергорайона) при определении МДП для полного контролируемого сечения, состоящего из одного элемента электрической сети или нескольких элементов электрической сети, одновременное отключение которых
возможно в результате единичного нормативного возмущения, приводящего к
отделению на изолированную работу от Единой энергетической системы России рассматриваемой энергосистемы (энергорайона).
54
ЧАСТЬ 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМЫХ ПЕРЕТОКОВ
АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПК
RastrWin3
2.1. ОБЩИЕ ПОДХОДЫ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ДОПУСТИМЫХ
ПЕРЕТОКОВ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В КОНТРОЛИРУЕМЫХ
СЕЧЕНИЯХ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПК RastrWin3
ПК RastrWin3 предназначен для решения задач по расчету, анализу и оптимизации режимов электрических сетей и систем. Данный
комплекс в настоящее время является основным инструментом специалистов Системного оператора для определения допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях. Работа с данным комплексом подробно описана в руководстве пользователя [10].
Функция утяжеления в ПК RastrWin3 является встроенной. Может выполняться как в автоматическом режиме с нахождением предельного режима, так и в ручном, когда каждая итерация (шаг) выполняется по команде и может отдельно анализироваться специалистом. В обоих случаях можно задавать контролируемые параметры
(перетоки активной мощности, токовую нагрузку по ветвям, напряжения в узлах расчетной модели и т.д.). Для использования функции
утяжеления режима необходимо задание траектории утяжеления –
совокупности изменений значений параметров электроэнергетического режима на каждом шаге утяжеления, приводящих к увеличению перетока активной мощности в контролируемом сечении.
Траектория утяжеления содержит информацию об изменении на
каждом шаге утяжеления:
– активной и реактивной мощности нагрузки в узле (нескольких
узлах, энергорайоне, энергосистеме);
– активной мощности генерации в узле (нескольких узлах, энергорайоне, энергосистеме).
Траектория утяжеления должна задаваться по результатам анализа изменения параметров фактических электроэнергетических режимов энергосистемы. Для учета различных режимов при проведении
55
утяжеления используют несколько исходных режимов (например, для
разных периодов года) и несколько траекторий утяжеления, различающихся перераспределением активной (реактивной) мощности между узлами расчетной модели, находящимися по разные стороны от
рассматриваемого сечения. Результирующие значения МДП и АДП
принимаются равными наименьшим значениям, полученным по результатам расчетов устойчивости.
Траектории утяжеления, как правило, следует задавать сбалансированными во избежание неконтролируемого изменения баланса активной мощности балансирующего узла и достижения предела по статической устойчивости в отличных от рассматриваемого сечениях расчетной модели. Данное условие выполняется путем задания траектории с
изменением активной мощности нагрузки, равным приращению активной мощности генерации, или снижением активной мощности генерации в дефицитной части энергосистемы, равным увеличению активной
мощности генерации в избыточной части энергосистемы [11].
2.2. ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДОПУСТИМЫХ
ПЕРЕТОКОВ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В КОНТРОЛИРУЕМОМ
СЕЧЕНИИ
2.2.1. ФОРМИРОВАНИЕ ИСХОДНОЙ УЧЕБНОЙ РАСЧЕТНОЙ МОДЕЛИ
Рассмотрим практический пример определения МДП и АДП в сечении для учебной расчетной модели. Исходные данные расчетной
модели представлены в табл. 6–7. В графическом виде расчетная модель представлена на рис. 14. Динамическая устойчивость генерирующего оборудования электрических станций обеспечивается в нормальной и всех ремонтных схемах после нормативных возмущений.
Значения ДДТН и АДТН всех ВЛ 500 кВ приняты равными
2000 А, для ВЛ 220 кВ – 1000 А. Значения ДДТН трансформаторов в
расчетной модели по стороне 500 кВ следует указать 578 А. Трансформаторы допускают аварийную перегрузку 50 %, то есть значение
АДТН трансформаторов по стороне 500 кВ составляет
1,5×ДДТН = 1,5×578 = 867 А.
56
Исходная информация по узлам расчетной модели
Тип Номер Название
Ген 1 Избыток_экв 500 1 50000 15000 49671,71 14712,04 517 0 20000 0
Ген- 101 Южная 500 1 500 300 550 0 515 0 500 0
Ген 104 Западная 500 1 300 150 400 9,185374 517 0 500 0
Нагр 102 Город 500 1 0 0 0 0 0 0 0 653
Ген 105 Город220 220 1 300 200 400 18,82272 235 0 300 0
Ген 103 ГЭС 500 1 100 50 1300 32,18415 520 0 500 653
Нагр 201 Северная 500 2 200 100 0 0 0 0 0 653
Нагр 202 Восточная 500 2 300 100 0 0 0 0 0 0
Нагр 203 Новая 500 2 600 150 0 0 0 0 0 0
57
Нагр 204 ГРЭС 500 2 0 0 0 0 0 0 0 0
Ген 206 ГРЭС220 220 2 300 150 500 6,191796 238 0 500 0
U_ном,
Район
кВ
P_н,
МВт
Q_н,
Мвар
Р_г,
МВт
Q_г,
Мвар
V_зд,
кВ
Q_min,
Мвар
Q_max,
Мвар
Таблица 6
B_ш,
мкСм
Нагр 205 Завод 500 2 200 100 0 0 0 0 0 0
Ген 22 Прием_экв2 500 2 21000 6000 21000 5619,591 515 -1000 12000 0
База 21 Прием_экв1 500 2 30000 10000 30000 9485,111 513 0 0 0
0
45
0
65
0
60
0
60
0
60
0
90
0
65
0
80
0
50
0
70
0
60
0
60
21
0
50
21
0
1
60 1
2
60 1
1
60 1
2
60 1
22 1
4 50
21 22 2
4 50
Таблица 7
Исходная информация по ветвям расчетной модели
N_нач N_кон N_п Название R, Ом X, Ом G, мкСм B, мкСм Кт/r
58
104
201
103
102
105
101
22
22
102
102
204
204
1
1
1
1
104
103
102
101
201
202
203
204
206
205
202
203
204
205
105
105
206
206
Избыток_экв – Западная 3,5
Избыток_экв – ГЭС 5
Избыток_экв – Город 4
Избыток_экв – Южная 4
Западная – Северная 5,5
Северная – Восточная 9
ГЭС – Новая 6
Город – ГРЭС 6,5
Город220 – ГРЭС220 7
Южная – Завод 4
Прием_экв2 – Восточная 5
Прием_экв2 – Новая 4
Прием_экв1 – ГРЭС 4
Прием_экв1 – Завод 6
Город – Город220 1
Город – Город220 1
ГРЭС – ГРЭС220 1
ГРЭС – ГРЭС220 1
100
-500
-900
-800
-800
-700
-1100
-900
-950
-300
-850
-600
-800
-600
-1000
1,5
1,5
1,5
1,5
0,47
0,47
0,47
0,47
21
Прием_экв1 – Прием_экв2
Прием_экв1 – Прием_экв2
-700
-700
59
Рис. 14. Графическое представление учебной расчетной модели для определения допустимых перетоков активной
мощности в контролируемом сечении (ЛЭП сечения выделены черным цветом)
Задание ДДТН, АДТН и последующий анализ загрузки ветвей в
процентах удобно осуществлять с помощью стандартных таблиц
«Токовая загрузка ЛЭП» и «Токовая загрузка Тр-ров». В таблицу
«Токовая загрузка ЛЭП» (меню Открыть – Ветви – Токовая загрузка
ЛЭП) вводятся значения ДДТН и АДТН в ячейки Iдоп_25_ДДТН и
Iдоп_25_АДТН. Расчет токовой загрузки ветвей в процентах осуществляется с помощью быстрой клавиши F9 или функции «Доп. ток
от Т» через меню Расчеты – Доп. ток от Т (рис. 15).
Рис. 15. Расчет токовой загрузки ветвей
В результате расчета будут заполнены значения I/I_dop_ДДТН,
I/I_dop_АДТН (рис. 16).
Рис. 16. Результаты расчета токовой загрузки
В таблице «Районы» также рекомендуется задание двух районов
для автоматического определения их потребления. Исходная информация по узлам уже содержит их распределение по районам.
Определение допустимых перетоков будет выполняться для контролируемого сечения КС-1, состоящего из ВЛ 500 кВ Западная – Северная, ВЛ 500 кВ ГЭС – Новая, ВЛ 500 кВ Город – ГЭС, ВЛ 500 кВ
Южная – Завод. За положительное направление перетока активной
60
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]