Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Определение допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях. Учебное пособие

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

07.09.2026

Размер:

2 Мб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 78 / 98 9 > Следующая >>>

ния напряжения вплоть до минимально допустимого напряжения в узле Новая происходит при перетоке активной мощности в сечении КС-1, равном 5859 МВт. Установление уровней напряжения ниже аварийно допустимых невозможно (режим не считается). Таким образом, при перетоках активной мощности не выше МДП с ПА (4545 МВт) и АДП (5491 МВт) коэффициент запаса статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки в доаварийной схеме гарантированно больше указанного в табл. 8 (0,15).

Далее перейдем к рассмотрению послеаварийных режимов.

Определим ограничения при отключении ветви Избыток_экв – Западная. Отключим данную ветвь, с помощью функции автоматического утяжеления найдем предельный переток Рпр, равный 4701 МВт. По результатам расчетов наиболее загруженными по току ветвями являются ветви ГЭС – Новая и Прием_экв1 – ГРЭС, наиболее низкие напряжения зафиксированы для узлов 500 кВ Новая и ГЭС.

С учетом коэффициента запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности (см. табл. 8) допустимый переток активной мощности в сечении КС-1 в послеаварийном режиме после данного нормативного возмущения составит 0,92×4701 = 4325 МВт.

С помощью функции ручного утяжеления находим режим с перетоком 4325 МВт и включаем ветвь Избыток_экв – Западная, тем самым определяем переток активной мощности в сечении КС-1 в доаварийной схеме согласно выражению (14), соответствующий допустимому перетоку активной мощности в контролируемом сечении в послеаварийном режиме после нормативного возмущения. Переток активной мощности Р

×0,92 в сечении КС-1 в этом режиме равен 4434

д/ав

МВт, за вычетом амплитуды нерегулярных колебаний активной мощности Р

×0,92 – ΔРнк = 4434 – 230 = 4204 МВт.

д/ав

Далее определим ограничения, связанные с обеспечением токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования в послеаварийном режиме после нормативного возмущения.

Утяжеляем исходный режим с отключенной ветвью Избыток_экв – Западная до момента, когда загрузка одной из ветвей ГЭС – Новая и

Прием_экв1 – ГРЭС достигнет 100 %. Загрузка ветви ГЭС – Новая достигнет 100 % при перетоке активной мощности в сечении КС-1, равном 3717 МВт, и включаем ветвь Избыток_экв – Западная, тем самым определяем переток активной мощности в сечении КС-1 в доаварийной схеме по выражению (17), соответствующий допустимому перетоку активной мощности в контролируемом сечении в послеаварийном режиме после нормативного возмущения. Переток активной мощности в сечении КС-1 Р

д/ав_ток

в этом режиме равен 3786 МВт за

вычетом амплитуды нерегулярных колебаний активной мощности

д/ав_ток

– ΔРнк = 3786 – 230 = 3556 МВт.

Для определения допустимого перетока активной мощности исходя из минимального коэффициента запаса статической устойчивости по напряжению в узле нагрузки (0,1) в послеаварийном режиме после нормативного возмущения выполним утяжеление режима с отключенной ветвью Избыток_экв – Западная до момента снижения напряжения в одном из узлов расчетной модели до величины аварийно допустимого напряжения. Данный режим совпадает с предельным, поэтому для рассматриваемого сечения КС-1 в данной схеме критерий неактуален.

Аналогичные расчеты проводятся для остальных нормативных отключений – отключения каждой из ЛЭП 220–500 кВ. Отключения трансформаторов не рассматривались в связи с тем, что при отключении одного из двух параллельно работающих трансформаторов транзитный переток осуществляется через оставшийся в работе и режим существенно не меняется относительно доаварийного режима, перегрузка трансформатора отсутствует. Отдельно стоит отметить отключение ВЛ 500 кВ Город – ГРЭС, после которого перегружается ВЛ 220 кВ Город220 – ГРЭС220 и срабатывает АОПО с действием на отключение этой ЛЭП. Отдельно считается режим с учетом действия АОПО и без учета АОПО, при дальнейшем анализе результатов рас-

четов учитывается режим с наибольшей величиной допустимых перетоков активной мощности. Так, для режима с отключением ВЛ 500 кВ Город – ГРЭС это значения с учетом действия АОПО (3459 МВт), так как значения без учета действия АОПО ниже (3221 МВт).

В случае если критерием, определяющим величину МДП в контролируемом сечении, является критерий обеспечения допустимой токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования в доаварийной схеме или критерий обеспечения допустимой токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования в послеаварийных режимах после нормативных возмущений, МДП в контролируемом сечении должны быть определены для различных температур наружного воздуха (с дискретностью не более 5 градусов) [11].

Результаты расчетов для нормальной и единичных ремонтных схем для траектории 1 приведены в табл. 8, для траектории 2 – в табл. 9, для траектории 3 – в табл. 10.

Значения МДП без ПА, МДП с ПА и АДП определяются как наименьшие из значений, приведенных в табл. 8–10. Определение необходимого объема противоаварийного управления ΔРПА выполняется как разница между МДП с ПА и МДП без ПА.

Таким образом, значение МДП без ПА равно 3150 МВт (округление в меньшую сторону 3173 МВт), МДП с ПА 4350 МВт (округление в меньшую сторону 4374 МВт), АДП 5300 МВт (округление 5296 МВт) и соответствуют результатам, полученным по расчетам устойчивости с использованием траектории утяжеления 3 (см. табл. 10). При управлении электроэнергетическим режимом энергосистемы дополнительно с контролем МДП и АДП в контролируемом сечении должен осуществляться контроль обеспечения допустимой (с учетом величины и длительности перегрузки) токовой нагрузки ВЛ 500 кВ ГЭС – Новая.

С целью оценки влияния исходного режима на значения МДП и АДП дополнительно выполнены расчеты для исходного режима с учетом разгрузки узла ГЭС с 1300 МВт до 300 МВт (уменьшение генера-

ции в узле на величину 1000 МВт) и с использованием траектории 1. Результаты расчетов устойчивости сведены в табл. 11. Значения МДП и АДП получились отличными от результатов, приведенных в табл. 8– 10, но не повлияли на итоговые значения. Очевидно также, что загрузка узла ГЭС существенно влияет на загрузку ВЛ 500 кВ ГЭС – Новая в доаварийных и послеаварийных режимах.

Отдельно необходимо проверить полученные значения МДП с учетом нормативного возмущения вида «аварийный небаланс активной мощности» (см. табл. 3). Примем, что наиболее крупный энергоблок электростанции в приемной части может работать с генерацией не более 1200 МВт (Р

нб_блок

= 1200 МВт).

Приращение активной мощности в сечении, обусловленное аварийным небалансом активной мощности или управляющими воздействиями устройств (комплексов) ПА, зависит от динамических характеристик всех параллельно работающих энергосистем. Его расчет можно выполнить по упрощенной формуле с использованием обобщенной информации о подсистемах [14]:

∑

 нб

 



∑







н

н

, (23)

где ∆Р





∑

Δ

сеч

– приращение мощности в сечении за счет аварийного неба-

сеч

нб

∑

нР

 

н



ланса или применения ПА;

п = 1, 2, ..., N – подсистемы передающей части энергосистемы;

m = 1, 2, ..., М – подсистемы приемной части энергосистемы;



– аварийный избыток мощности (отключаемая генерация – с



нб

минусом) в передающей части;



– аварийный дефицит мощности (отключаемая нагрузка – с



нб

минусом) в приемной части;

, Кfm – соответственно коэффициент частотной статической ха-

рактеристики подсистем: п – передающей и т – приемной частей энергосистемы;

, Рнm – соответственно суммарная нагрузка подсистем n и т.

нn

Приняв Кfn = Кfm и учитывая наличие только двух районов (одного в передающей части энергосистемы и одного в приемной части энергосистемы), можно записать выражение (23) в следующем виде:

Δ

сеч



нб

нР н

 нб

н

н

. (24)

По формуле (24) отключение энергоблока электростанции в приемной части с генерацией 1200 МВт (Р

нб_блок

= 1200 МВт) приведет к

приращению мощности в сечении КС-1 на величину

∆Р

= (0×52603+1200×51218)/(51218+52603) = 592 МВт.

сеч

То есть эффективность реализации управляющих воздействий в приемной части составляет примерно К

эф_прием

= 592/1200 = 0,49. Таким образом, реализация управляющих воздействий на отключение нагрузки в приемной части на 1000 МВт приведет к снижению перетока в сечении КС-1 на 490 МВт (ΔРПА = 490 МВт). Соответственно, эффективность реализации управляющих воздействий в передающей части составит К

эф_перед

= 1 – К

эф_прием

= 1 – 0,49 = 0,51. Аналогично реализация управляющих воздействий на отключение генерации в передающей части на 1000 МВт приведет к снижению перетока в сечении КС-1 на 510 МВт (ΔРПА = 490 МВт).

Далее необходимо проверить выполнение требований по основным критериям 2 и 5 определения допустимых перетоков активной мощности в контролируемом сечении.

По критерию 2 коэффициент запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в сечении в послеаварийном режиме после нормативного возмущения KP

должен быть не менее 0,08.

min

Проверка осуществляется исходя из найденного значения АДП, величины МДП с ПА по остальным критериям, величины амплитуды нерегулярных колебаний ΔРнк и приращение активной мощности

∆Р

мощности. Если МДП с ПА ≤ АДП – (ΔРнк + ∆Р

в сечении, обусловленное аварийным небалансом активной

сеч

), то дополнитель-

сеч

ных ограничений МДП с ПА не требуется.

В нашем случае МДП с ПА 4350 МВт, а АДП – (ΔРнк + ∆Р

сеч

) =

= 5300 – (230 + 592) = 4478 МВт, то есть дополнительных ограниче-

ний МДП с ПА в сечении КС-1 не требуется.

По критерию 5 токовая нагрузка ЛЭП и электросетевого оборудования в послеаварийном режиме после нормативного возмущения не должна превышать аварийно допустимой токовой нагрузки в течение 20 минут.

Проверка осуществляется исходя из найденного значения перетока Рток, когда загрузка одной из ветвей ГЭС в расчетной модели достигнет 100 % относительно АДТН (в учебной расчетной модели ДДТН ЛЭП равен АДТН ЛЭП).

Проверка осуществляется исходя из найденного значения Р

ток

величины МДП с ПА по остальным критериям, величины амплитуды нерегулярных колебаний ΔРнк и приращения активной мощности

∆Р

мощности. Если МДП с ПА ≤ Р

в сечении, обусловленного аварийным небалансом активной

сеч

– (ΔРнк + ∆Р

ток

), то дополнительных

сеч

ограничений МДП с ПА не требуется.

По результатам расчетов устойчивости, приведенных в табл. 8– 11, определяем, что при перетоке активной мощности 4383 МВт в сечении КС-1 загрузка ветви по току ГЭС – Новая составляет 100 %.

В нашем случае МДП с ПА составляет 4350 МВт, а Р

+ ∆Р тельные ограничения МДП с ПА вида Р = 4150 – 0,49Р

) = 4383 – (230 + 592) = 3561 МВт, то есть требуются дополни-

сеч

– ΔРнк – Р

ток

нб_блок

, так как наиболее крупный энергоблок электро-

нб_блок×Кэф_прием

– (ΔР

ток

нк

станции в приемной части может работать с генерацией и менее 1200 МВт. Итоговое выражение для определения максимально допу-

стимого перетока активной мощности в сечении КС-1 примет следующий вид:

минимальная величина из (3150 + ΔРПА; 4150 – 0,49Р

нб_блок

Таким образом, величина МДП с ПА дифференцирована в зависимости от объема управляющих воздействий от комплексов (устройств) ПА и нагрузки отдельных электростанций (единиц генерирующего оборудования на электростанции). Например, при ΔРПА =

= 1000 МВт и величине генерации наиболее крупного энергоблока

электростанции в приемной части Р

нб_блок

= 1000 МВт величина МДП с ПА будет равна 3660 МВт. При ΔРПА = 700 МВт и величине генерации наиболее крупного энергоблока электростанции в приемной части Р

нб_блок

= 600 МВт величина МДП с ПА будет равна 3850 МВт. При выводе из работы устройств (комплексов) ПА ΔРПА равно 0 и в сечении КС-1 величина МДП станет равна МДП без ПА (3150 МВт).

АДП остается без изменения и равен 5300 МВт. При управлении электроэнергетическим режимом энергосистемы дополнительно с контролем АДП в контролируемом сечении должен осуществляться контроль обеспечения допустимой (с учетом величины и длительности перегрузки) токовой нагрузки ВЛ 500 кВ ГЭС – Новая.

Аналогичные расчеты устойчивости проводятся для всех единичных и двойных ремонтных схем сечения. Например, отдельно рассматриваются единичная ремонтная схема ВЛ 500 кВ ГЭС – Новая и двойная ремонтная схема ВЛ 500 кВ ГЭС – Новая и ВЛ 500 кВ Северная – Восточная.

Таблица 8

Результаты расчета допустимых перетоков активной мощности в сечении КС-1 с использованием траектории 1

Исходный режим

Перегружаемый элемент

[Рток, МВт]

Доаварийная схема ГЭС – Новая [4762 МВт]

Послеаварийный режим

Перегружаемый элемент

[Рток, МВт]

Рток – ΔРнк,

МВт

4532

Рд/ав_ток – ΔРнк,

МВт

Срабатывание

ПА

ДДТН, А

Рпр, МВт

2000 5968

Срабатывание

ПА

АДТН, А

Рпр, МВт

Рпр×0,8 – ΔPнк,

МВт

Рд/ав×0,92 – ΔРнк,

МВт ОТКЛ. Избыток_экв – Западная ГЭС – Новая [3717 МВт] 3556 2000 4701 ОТКЛ. Избыток_экв – ГЭС Прием_экв1 – ГРЭС [4930 МВт] 4782 2000 5304

ОТКЛ. Избыток_экв – Город ГЭС – Новая [3938 МВт] 3546 2000 4710 ОТКЛ. Избыток_экв – Южная ГЭС – Новая [3817 МВт] 3678 2000 4661 ОТКЛ. Западная – Северная ГЭС – Новая [3605 МВт] 3454 2000 4603 ОТКЛ. Северная – Восточная ГЭС – Новая [3830 МВт] 3664 2000 4810 ОТКЛ. ГЭС – Новая Прием_экв1 – ГРЭС [3756 МВт] 3751 2000 4093

ОТКЛ. Город – ГРЭС Город220 – ГРЭС220 [3202 МВт]

3221 АОПО 1000 4617

ГЭС – Новая [3855 МВт] 3459 2000 4625

ОТКЛ. Город220 – ГРЭС220 ГЭС – Новая [4917 МВт] 4436 2000 6203 ОТКЛ. Южная – Завод ГЭС – Новая [3769 МВт] 3634 2000 4613 ОТКЛ. Прием_экв2 – Восточная ГЭС – Новая [4171 МВт] 3982 2000 5126 ОТКЛ. Прием_экв2 – Новая Прием_экв1 – ГРЭС [4352 МВт] 4272 2000 4710 ОТКЛ. Прием_экв1 – ГРЭС ГЭС – Новая [3716 МВт]

3286

2000 4477

ОТКЛ. Прием_экв1 – Завод ГЭС – Новая [3962 МВт] 3809 2000 4811

МДП без ПА – 3286 МВт (критерий – АДТН ВЛ 500 кВ ГЭС – Новая в послеаварийном режиме после отключения ВЛ 500 кВ Прием_экв1 – ГРЭС), максимальное значение МДП с ПА – 4545 МВт (критерий – коэффициент запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в доаварийной схеме), объем необходимого противоаварийного управления с учетом эффективности ΔРПА – 1259 МВт, АДП – 0,92×5968 = 5491 МВт (критерий – коэффициент запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в доаварийной схеме), при управлении электроэнергетическим режимом энергосистемы дополнительно с контролем МДП и АДП в контролируемом сечении должен осуществляться контроль обеспечения допустимой (с учетом величины и длительности перегрузки) токовой нагрузки ВЛ 500 кВ ГЭС – Новая. Величина амплитуды нерегулярных колебаний активной мощности в сечении 230 МВт.

4545

4204 4729 3919 4181 4125 4296 3761 4424 3836 5158 4143 4557 4253 3668 4303

Таблица 9

Результаты расчета допустимых перетоков активной мощности в сечении КС-1 с использованием траектории 2

Исходный режим

Перегружаемый элемент

[Рток, МВт]

Доаварийная схема ГЭС – Новая [5041 МВт]

Послеаварийный режим

Перегружаемый элемент

[Рток, МВт]

Рток – ΔРнк,

МВт

4811

Рд/ав_ток – ΔРнк,

МВт

Срабатывание

ПА

ДДТН, А Рпр

2000 6025

Срабатывание

ПА

АДТН, А Рпр

Рпр×0,8 – ΔPнк,

МВт

Рд/ав×0,92 – ΔРнк,

МВт ОТКЛ. Избыток_экв – Западная ГЭС – Новая [3952 МВт] 3797 2000 4770

ОТКЛ. Избыток_экв – ГЭС Прием_экв1 – ГРЭС [4849 МВт] 4683 2000 5313 ОТКЛ. Избыток_экв – Город ГЭС – Новая [4024 МВт] 3611 2000 4720 ОТКЛ. Избыток_экв – Южная ГЭС – Новая [3915 МВт] 3786 2000 4693 ОТКЛ. Западная – Северная ГЭС – Новая [3827 МВт] 3680 2000 4668 ОТКЛ. Северная – Восточная ГЭС – Новая [4071 МВт] 3909 2000 4876 ОТКЛ. ГЭС – Новая Прием_экв1 – ГРЭС [3715 МВт] 3695 2000 4114 ОТКЛ. Город – ГРЭС Город220 – ГРЭС220 [3021 МВт]

3039 АОПО 1000 4633

ГЭС – Новая [3938 МВт] 3521 2000 4634

ОТКЛ. Город220 – ГРЭС220 ГЭС – Новая [5208 МВт] 4681 2000 6259 ОТКЛ. Южная – Завод ГЭС – Новая [3865 МВт] 3741 2000 4643 ОТКЛ. Прием_экв2 – Восточная ГЭС – Новая [4413 МВт] 4227 2000 5191 ОТКЛ. Прием_экв2 – Новая Прием_экв1 – ГРЭС [4287 МВт] 4190 2000 4723 ОТКЛ. Прием_экв1 – ГРЭС ГЭС – Новая [3790 МВт]

3342

2000 4485

ОТКЛ. Прием_экв1 – Завод ГЭС – Новая [4066 МВт] 3923 2000 4841

МДП без ПА – 3342 МВт (критерий – АДТН ВЛ 500 кВ ГЭС – Новая в послеаварийном режиме после отключения ВЛ 500 кВ Прием_экв1 – ГРЭС), максимальное значение МДП с ПА – 4590 МВт (критерий – коэффициент запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в доаварийной схеме), объем необходимого противоаварийного управления с учетом эффективности ΔРПА – 1248 МВт, АДП – 0,92×6025 = 5543 МВт (критерий – коэффициент запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в доаварийной схеме), при управлении электроэнергетическим режимом энергосистемы дополнительно с контролем АДП в контролируемом сечении должен осуществляться контроль обеспечения допустимой (с учетом величины и длительности перегрузки) токовой нагрузки ВЛ 500 кВ ГЭС – Новая. Величина амплитуды нерегулярных колебаний активной мощности в сечении 230 МВт.

4590

4263 4725 3909 4211 4179 4350 3771 4468 3826 5186 4170 4608 4252 3658 4331

Таблица 10

Результаты расчета допустимых перетоков активной мощности в сечении КС-1 с использованием траектории 3

Исходный режим

Перегружаемый элемент

[Рток, МВт]

Доаварийная схема ГЭС – Новая [4383 МВт]

Послеаварийный режим

Перегружаемый элемент

[Рток, МВт]

Рток – ΔРнк,

МВт

4153

Рд/ав_ток – ΔРнк,

МВт

Срабатывание

ПА

ДДТН, А

Рпр, МВт

2000 5756

Срабатывание

ПА

АДТН, А

Рпр, МВт

Рпр×0,8 – ΔPнк,

МВт

Рд/ав×0,92 – ΔРнк,

МВт ОТКЛ. Избыток_экв – Западная ГЭС – Новая [3429 МВт] 3267 2000 4537 ОТКЛ. Избыток_экв – ГЭС Прием_экв1 – ГРЭС [5007 МВт] 4882 2000 5232 ОТКЛ. Избыток_экв – Город ГЭС – Новая [3798 МВт] 3438 2000 4656 ОТКЛ. Избыток_экв – Южная ГЭС – Новая [3656 МВт] 3502 2000 4575 ОТКЛ. Западная – Северная ГЭС – Новая [3329 МВт]

3173

2000 4436

ОТКЛ. Северная – Восточная ГЭС – Новая [3531 МВт] 3361 2000 4642 ОТКЛ. ГЭС – Новая Прием_экв1 – ГРЭС [3809 МВт] 3830 2000 4036

ОТКЛ. Город – ГРЭС Город220 – ГРЭС220 [3514 МВт]

3536 АОПО 1000 4542

ГЭС – Новая [3722 МВт] 3355 2000 4573

ОТКЛ. Город220 – ГРЭС220 ГЭС – Новая [4514 МВт] 4089 2000 5989 ОТКЛ. Южная – Завод ГЭС – Новая [3611 МВт] 3461 2000 4525 ОТКЛ. Прием_экв2 – Восточная ГЭС – Новая [3838 МВт] 3646 2000 4945 ОТКЛ. Прием_экв2 – Новая Прием_экв1 – ГРЭС [4418 МВт] 4365 2000 4645 ОТКЛ. Прием_экв1 – ГРЭС ГЭС – Новая [3591 МВт] 3188 2000 4433 ОТКЛ. Прием_экв1 – Завод ГЭС – Новая [3793 МВт] 3624 2000 4722

МДП без ПА – 3173 МВт (критерий – АДТН ВЛ 500 кВ ГЭС – Новая в послеаварийном режиме после отключения ВЛ 500 кВ Западная – Северная), максимальное значение МДП с ПА – 4374 МВт (критерий – коэффициент запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в доаварийной схеме), объем необходимого противоаварийного управления с учетом эффективности ΔРПА – 1202 МВт, АДП – 0,92×5756 = 5296 МВт (критерий – коэффициент запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в доаварийной схеме), при управлении электроэнергетическим режимом энергосистемы дополнительно с контролем МДП и АДП в контролируемом сечении должен осуществляться контроль обеспечения допустимой (с учетом величины и длительности перегрузки) токовой нагрузки ВЛ 500 кВ ГЭС – Новая. Величина амплитуды нерегулярных колебаний активной мощности в сечении 230 МВт.

4374

4057 4673 3899 4092 3974 4144 3721 4300 3817 5007 4052 4393 4203 3654 4210

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 78 / 98 9 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]