Телефон: +7 (383)-202-16-86

Статья опубликована в рамках: Научного журнала «Студенческий» № 36(80)

Рубрика журнала: Технические науки

Секция: Энергетика

Библиографическое описание:
Трушин В.Н. АНАЛИЗ СЛАБЫХ МЕСТ УРЕНСКОГО ЭНЕРГОРАЙОНА И ВЫБОР МЕСТ РАЗМЕЩЕНИЯ И ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕМЕНТОВ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ СЕТЕЙ // Студенческий: электрон. научн. журн. 2019. № 36(80). URL: https://sibac.info/journal/student/80/157003 (дата обращения: 16.11.2019).

АНАЛИЗ СЛАБЫХ МЕСТ УРЕНСКОГО ЭНЕРГОРАЙОНА И ВЫБОР МЕСТ РАЗМЕЩЕНИЯ И ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕМЕНТОВ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ СЕТЕЙ

Трушин Владимир Николаевич

магистрант, кафедра «Электрификация и автоматизация», Нижегородский инженерно-экономический университет,

РФ, г. Княгинино

Вынужденные перетоки допускаются для предотвращения или уменьшения ограничений потребителей, при необходимости строгой экономии отдельных видов энергоресурсов, неблагоприятном наложении плановых и аварийных ремонтов основного оборудования электростанций и сети [7].

При проектировании перетоки мощности в сечениях при установившихся режимах подразделяются на нормальные (наибольший допустимый переток называется максимально допустимым) и утяжеленные [7].

По условиям устойчивости энергосистем нормируются минимальные коэффициенты запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в сечениях и по напряжению в узлах нагрузки (табл. 1).

Допустимые перетоки определяются также допустимыми токовыми нагрузками (перегрузками с учетом их длительности) оборудования в заданном и в нормативных послеаварийных режимах и другими имеющимися ограничениями [7].

Таблица 1.

Нормируемые минимальные показатели устойчивости [7]

Режим, переток в сечении

Минимальные коэффициенты запаса по активной мощности

Минимальные коэффициенты запаса по напряжению

Нормальный

0,20

0,15

Утяжеленный

0,20

0,15

Вынужденный

0,08

0,10

 

В программный комплекс RastrWin входит расчетный модуль определения предельных по передаваемой мощности режимов энергосистемы и опасных сечений. Для расчета используется процедура, называемая утяжелением режима и заключающаяся в следующем:

  • задается множество узлов, в которых будет осуществляться изменение параметров режима. Это множество называется траекторией утяжеления. В данной работе в качестве множества узлов рассматривалось «кольцо», образованное двухцепными ВЛ 110 кВ: Узловая – Тонкино – Шаранга – Шахунья – Урень-1 – Урень-2 – Центральная – Узловая, а в качестве параметров режима – активная и реактивная мощность нагрузки;
  • проводится серия расчетов режимов при последовательном изменении утяжеляемых параметров на заданную величину. В расчете принималось увеличение активной нагрузки на 2 МВт и пропорционально с ней увеличение реактивной мощности, т. е. условно принималось tgφ = const [7];
  • при аварийном окончании одного из расчетов осуществляется возврат к последнему из сбалансированных режимов, и следующее приращение выполняется на величину, в два раза меньшую предыдущей (деление шага пополам); последняя процедура повторяется до тех пор, пока не будет достигнут предельный режим с заданной точностью.

Утяжеление проводится для режимов зимнего и летнего максимумов, при этом в программе было задано ограничение по снижению напряжения 0,85·Uном и по допустимому току линии. Расчет утяжеления при этих условиях останавливается на 12-м шаге из-за перегрузки по току ЛЭП Тонкино – Шаранга.

Данный расчет показал, что предел передаваемой мощности наступает раньше предела устойчивости. Это можно объяснить тем, что при росте нагрузки происходит снижение напряжения приемной части энергосистемы, при этом мощность нагрузки падает, что «облегчает» условия по устойчивости по сравнению с условиями существования режима.

Из результата расчетов можно выделить несколько слабых элементов (узлов, связей), которые в среднем относительно сильнее реагируют на возмущения (изменения нагрузок). Наиболее слабыми связями являются ЛЭП 110 кВ ПС Тонкино – Шаранга, ЛЭП 110 кВ ПС Тонкино – ПС Пакали. Наиболее слабым узлом является ПС 110 кВ Пакали.

Наиболее оптимальным местом размещения элементов ИС с точки зрения устранения избыточной чувствительности элементов сети является ПС 110 кВ Тонкино, т. к. она располагается близко сразу к двум слабым элементам: ЛЭП 110 кВ ПС Тонкино – ПС Шаранга и ПС 110 кВ Пакали.

Элементы ИС должны обеспечить решение ряда проблем УЭР:

  • поддержания уровней напряжения в пределах, рекомендуемых в [7], а также действующими Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей [6] с целью обеспечения нормируемых сроков службы оборудования;
  • поддержания реактивной мощности генераторов в допустимых пределах;
  • снижения потерь мощности в электрических сетях энергосистем;
  • повышения пропускной способности линии электропередачи по условиям статической и динамической устойчивости;
  • повышения устойчивости нагрузки и предотвращения «лавины напряжения».

В соответствии с [8] для решения этих задач предназначены средства компенсации реактивной мощности. Мощность источника реактивной мощности (ИРМ), устанавливаемого на ПС Тонкино, можно определить, используя расчет в RastrWin, задав в узлах 61 и 62 (ПС Тонкино) достаточно большие диапазоны регулирования реактивной мощности, например, Q min = – 10000, Q max = 10000 МВАр и модуль напряжения соответственно на нижней либо верхней допустимой границе. После выполнения расчета генерация реактивной мощности в этих узлах показывает необходимую мощность компенсирующего устройства.

Максимальная мощность генерации реактивной при проведении данного расчета получилась для режима летнего максимума и составила +55 МВАр при заданном напряжении U зд = 115 кВ, поэтому верхним пределом генерации выбираем мощность +50 МВАр, при которой напряжение на ПС Узловой. Максимальная мощность потребления реактивной мощности будет в режиме летнего минимума и при U зд = 110 кВ составляет ‒15 МВАр, из ряда стандартных мощностей принимаем ‒25 МВАр. Таким образом, диапазон регулирования ИРМ принимается от ‒25 МВАр до +50 Мвар.

В качестве технологии, реализующей концепцию ИС и решающей задачу компенсации реактивной мощности, предлагается рассмотреть управляемые (гибкие) системы электропередачи переменного тока FACTS.

Выделяют три основные вида устройств FACTS:

  • параллельные устройства FACTS (устройства поперечной компенсации). Примером таких устройств являются СТК и СТАТКОМ;
  • последовательные устройства FACTS (устройства продольной компенсации). Примером данных устройств являются тиристорно-управляемые установки продольной компенсации (ТУПК);
  • комбинированные устройства FACTS, например, в виде объединенного регулятора потока мощности (ОРПМ).

Статический синхронный компенсатор СТАТКОМ – ключевое устройство FACTS поперечной компенсации. Обычно он основан на использовании источника напряжения. Поэтому в СТАТКОМ применяется мостовой преобразователь напряжения. Как и большинство устройств, FACTS СТАТКОМ является тиристорно-управляемым источником реактивной мощности, который обеспечивает поддержание заданного значения напряжения в линии посредством потребления или выдачи реактивной мощности в точке подключения без использования дополнительных внешних реакторов или конденсаторных батарей большой мощности.

Для оценки эффективности его применения в конкретных схемно-режимных условиях необходимо смоделировать основные устройства FACTS в конкретных схемно-режимных условиях УЭР. Программный комплекс MATLAB с приложениями Simulink и SimPowerSystem (предназначены для имитационного моделирования устройств силовой электроники, электромеханических устройств и систем автоматического управления) при расчетах электрических режимов (в том числе переходных) предоставляет возможность использовать готовые модели как основного электроэнергетического оборудования (генераторы, трансформаторы, ЛЭП, различные двигатели и нагрузка), так и устройств на основе технологий гибких систем передачи переменного тока (СТАТКОМ, СТК и т. д.). Кроме этого, имеются готовые модели регуляторов, применяемых для всех этих элементов [9; 10].

Чтобы получить «Т-образную» схему замещения электрической сети УЭР, можно воспользоваться функциями ПК RastrWin. В данной программе есть возможность эквивалентирования – упрощения электрической сети – для уменьшения размера сети (числа узлов и ветвей), удаления ее фрагментов, не имеющих большого значения. Основной принцип эквивалентирования таков: не должен измениться режим сохранившейся части схемы, т. е. до и после эквивалентирования в ней должны быть одни и те же напряжения узлов и мощности ветвей.

При эквивалентировании различают три группы узлов:

  • эквивалентируемые узлы – узлы, удаляемые из схемы;
  • сохраняемые узлы – узлы, параметры которых остаются неизменными;
  • узлы примыкания – сохраняемые узлы, связанные хотя бы с одним из эквивалентируемых. После выполнения эквивалентирования в узлах примыкания появляются дополнительные мощности нагрузки и генерации, активные и реактивные шунты и ветви между этими узлами.

Полученные данные эквивалентирования используются для проведения расчетов переходных процессов в программном комплексе MATLAB. Принципиальная схема электрической сети приводится к виду, представленному на рисунке 1.

 

Рисунок 1. Исследуемая «Т-образная» схема замещения электрической сети

 

После преобразований всех элементов и представления их параметров в форме, соответствующей требованиям библиотеки блоков SimPowerSystem, была получена моделирующая схема электрической сети в среде MATLAB. В качестве ИРМ выступает СТАТКОМ, схема для СТК аналогична, только вместо блока СТАТКОМа используется блок СТК.

В нормальной схеме напряжение на шинах потребителя составляет 10 кВ. Рассматриваются также следующие переходные процессы: в момент времени 0,2 секунды на ЛЭП от УЗЛОВАЯ возникает трехфазное короткое замыкание, которое отключается через 0,2 секунды; в момент времени 0,7 секунды на ЛЭП от ПС Узловая возникает трехфазное короткое замыкание, которое отключается через 0,2 секунды; в момент времени 1 секунда на ПС Узловая возникает уменьшение напряжения до уровня 0,85·Uном, восстановление нормального напряжения происходит в момент времени 1,2 секунды.

Графики изменения напряжения на шинах 10 кВ потребителя при отсутствии ИРМ, при установке СТК и при установке СТАТКОМ представлены на рисунках, графики построены в относительных единицах. Анализируя графики, можно сделать вывод, что установка СТАТКОМа позволяет обеспечить устойчивость системы при весьма тяжелой аварийной ситуации. Основные преимущества СТАТКОМа по сравнению с СТК:

  • лучшее быстродействие, которое не превышает 10 миллисекунд, а следовательно, лучшее обеспечение динамической устойчивости генераторов станций, а также устойчивости потребителей в аварийных и послеаварийных режимах;
  • возможность перспективного объединения с источником активной мощности на стороне постоянного тока в целях оптимизации распределения потоков не только реактивной, но и активной мощности;
  • независимость максимального выходного (емкостного или индуктивного) тока СТАТКОМа от напряжения сети переменного тока, как отображено на вольтамперной характеристике, представленной на рисунке 2. Работа СТАТКОМа возможна даже при напряжении внешней сети на уровне 15% от номинального;
  • возможность компенсации высших гармоник в узле электрической сети. Задача компенсации высших гармоник в сети с помощью СТАТКОМа сводится к созданию в фазах сетевого трансформатора такого тока, который бы содержал компенсационные составляющие высших гармоник.

 

Рисунок 2. Вольтамперная характеристика: а - СТАТКОМ; б – СТК

 

Список литературы:

  1. Анализ методов расчета токов короткого замыкания трансформатора при соединении обмоток по схеме Y/Δ-11 / А.С. Серебряков, Л.А. Герман, В.Л. Осокин, К.С. Субханвердиев // Электроника и электрооборудование транспорта. – 2017. – № 5. – С. 19-25.
  2. Вуколов В.Ю., Осокин В.Л., Папков Б.В. Повышение надежности и эффективности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей // Техника в сельском хозяйстве. – 2014. – № 3. – С. 26-30.
  3. Оболенский Н.В., Осокин В.Л. Практикум по теплотехнике: Учебное пособие для студентов высших учебных заведений. – Княгинино: Нижегор. гос. инжен.-экон. ин-т, 2010. – 237 с.
  4. Осокин В.Л., Макарова Ю.М. Теоретические предпосылки создания нового устройства водоподготовки в помещениях содержания крс // Вестник НГИЭИ. – 2015. – № 4 (47). – С. 72-76.
  5. Папков Б.В., Осокин В.Л. Вероятностные и статистические методы оценки надежности элементов и систем электроэнергетики: теория, примеры, задачи. – Старый Оскол: ТНТ, 2017. – 424 с.
  6. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: утв. приказом Минэнерго России от 19.06.2003 № 229 // Гарант [Электронный ресурс] – Режим  доступа: https://base.garant.ru/186039 (дата обращения: число, месяц, год).
  7. Приказ Минэнерго РФ от 03.08.2018 № 630 «Об утверждении требований к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Методические указания по устойчивости энергосистем» // Гарант [Электронный ресурс] – Режим  доступа: https://www.garant.ru/products/ipo/prime/doc/71932950/ (дата обращения: число, месяц, год).
  8. Руководящее указание по выбору средств компенсации реактивной мощности и регулируемых трансформаторов в электрических сетях 110-1150 кВ.: утв. РАО «ЕЭС России» 04.04.97.
  9. Серебряков А.С., Осокин В.Л. Моделирование в пакете MATHCAD переходных процессов в активно-емкостных цепях при переменном питающем напряжении и дискретном изменении параметров элементов // Вестник ВИЭСХ. – 2016. – № 4 (25). – С. 13-21.
  10. Серебряков А.С., Осокин В.Л. Моделирование переходных процессов в активно-емкостных цепях при постоянном питающем напряжении и дискретном изменении параметров элементов // Известия СПбГЭТУ ЛЭТИ. – 2017. – № 5. – С. 21-27.
  11. Серебряков А.С., Осокин В.Л. Несимметричная нагрузка и короткое замыкание трехфазного трансформатора при соединении обмоток по схеме Y/Δ // Вестник Ижевской государственной сельскохозяйственной академии. – 2017. – № 3 (52). – С. 54-62.
  12. Серебряков А.С., Осокин В.Л. Несимметричная нагрузка трехфазных трансформаторов при соединении обмоток по схеме Y/Y-0 и Y/Y0-0 // Вестник НГИЭИ. – 2017. – № 3 (70). – С. 50-57.

Оставить комментарий