Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010
Подождите немного. Документ загружается.
150
систем электроснабжения месторождений по схемам замещения, которые включают в се-
бя только элементы проектируемой части, могут давать недостаточно точные результаты.
При разработке и построении моделей ФПУ и УШР для расчётов УР электрической
сети применяется комплекс «Мустанг». Для моделирования ФПУ в УР используется мо-
дель двухобмоточного трансформатора с задаваемым сопротивлением и комплексным ко-
эффициентом трансформации, а модель ФПУ в динамике выполнена путем коммутации
набора параллельных трансформаторных ветвей с различными комплексными коэффици-
ентами трансформации. Алгоритм работы УШР реализован с помощью последовательно-
стей стандартных наборов команд автоматики программы «Мустанг» с учетом фактиче-
ских пределов и постоянной времени реальных устройств.
В исследуемой схеме на фазовый сдвиг между векторами напряжений в точке раз-
рыва линий 220 и 110 кВ могут влиять многие факторы, основными из которых являются:
внутренний баланс мощности ОЭС Сибири;
внутренний баланс Тюменской энергосистемы, как части ОЭС Урала;
режим работы электростанций и сетей Северного Казахстана;
состав работающих линий основной сети 500 кВ и другие.
В статье приводятся результаты исследований только для изменения внутреннего
баланса ОЭС Сибири, который при прочих равных условиях проявляется в изменении пе-
ретока мощности в сечении Сибирь–Казахстан. На рисунке 2 приведены результаты дан-
ных расчетов.
Рисунок 2 – Зависимость фазового сдвига векторов напряжений
в месте разрыва линий 110 и 220 кВ
от перетока Сибирь–Казахстан
Как видно из рисунка 2, при принятых условиях расчета получилось, что в диапа-
зоне изменения перетока Сибирь–Казахстан от –1500 МВт (в Сибирь) до 1200 МВт (в Ка-
захстан) вектор напряжения со стороны Нижневартовска опережает вектор напряжения со
стороны Томска. Поэтому при замыкании транзита 220 кВ, при таких перетоках Сибирь–
Казахстан, переток мощности по транзиту 220 кВ будет направлен в сторону Томска. При
перетоке мощности из Сибири от 1200 МВт и выше при замыкании транзита он будет на-
правлен из Томска. При замыкании линии 110 кВ во всем расчетном диапазоне перетока
Сибирь–Казахстан направление перетока мощности будет в сторону Томска.
Еще раз подчеркнем, что такие выводы получены только при вполне определенных
условиях. Зависимости фазовых сдвигов при тех же самых перетоках Сибирь–Казахстан
изменятся при изменении внутреннего баланса Тюменской энергосистемы или других
факторов, перечисленных выше.
151
В связи с тем, что расчет режима замыкания в УР не учитывает реакцию динамиче-
ской нагрузки потребителей нефтегазопромысловых предприятий, автоматическое регу-
лирование УШР и возможное отключение некоторых двигателей защитой минимального
напряжения, расчеты проводились в динамике.
В качестве исходного режима принят режим, когда межсистемный переток Си-
бирь–Казахстан равен –250 МВт, и фазовый сдвиг в месте разрыва линии 220 кВ состав-
ляет 57
о
, а в месте разрыва линии 110 кВ – 88
о
.
На основе данных расчетов были оценены требуемые диапазоны изменения фазо-
вого сдвига ФПУ. В качестве критерия для выбора искусственного фазового сдвига, обес-
печиваемого ФПУ, принято сохранение на линии 220 кВ значения перетоков, втекающих
в ПС Вертикос и Парабель, а на линии 110 кВ – сохранение перетока близкого нулю, как
при отключенной линии.
Далее приводятся результаты расчетов в динамике, которые моделируются сле-
дующим образом: в момент времени 2 с – ЛЭП замыкается без ФПУ, в момент времени
4 с – вводится ФПУ.
В качестве примера на рисунке 3 приведены графики изменения перетоков актив-
ной мощности ПС Вертикос и Парабель. Как можно увидеть, в результате подключения
ФПУ прежние перетоки сохранились.
Рисунок 3 – Изменение перетоков активной мощности
в ПС Вертикос и Парабель при замыкании линии
без ФПУ и с фазовым сдвигом ФПУ 55°
Важно также отметить, что при замыкании ЛЭП без ФПУ наблюдается заметное
снижение напряжения, в то время как при использовании ФПУ значения напряжений ос-
тается близкими к исходным (см. рисунок 4).
Естественно, что за счет регулирования фазового сдвига ФПУ могут быть установ-
лены и другие соотношения перетоков со стороны Нижневартовска и со стороны Томска.
Зависимость контролируемых перетоков на участках Вертикос–Раскино и Парабель–
Чажемто от фазового сдвига ФПУ приведена на рисунке 5. Как видно, регулирование пе-
ретоков может быть обеспечено в широком диапазоне, в
том числе и реверсирование пе-
ретоков.
Результаты аналогичных расчетов при замыкании линии 110 кВ приведены на ри-
сунке 6.
152
В исследуемом объекте при коротких замыканиях на питающих линиях 110 кВ и
штатной работе релейной защиты и АПВ нарушается работа потребителей, часть двигате-
лей отключается защитами минимального напряжения. Поэтому в качестве оценки влия-
ния на надежность перехода на параллельную работу принято количество двигателей, от-
ключаемых защитами при определенном возмущении: двухфазном КЗ на землю на линии
Парабель–Лугинецкая с отключением одной цепи основной защитой и успешным АПВ.
Рисунок 4 – Изменение напряжения на ПС Вертикос и Парабель
при включении ФПУ с фазовым сдвигом ФПУ 55°
Рисунок 5 – График зависимости перетоков активной мощности
в ПС Вертикос и ПС Парабель от угла ФПУ
При моделировании этих процессов введены в работу защиты минимального на-
пряжения всех двигателей, автоматически регулируемые шунтирующие реакторы совме-
стно с батареями статических конденсаторов на ПС Игольская, Катальгинская и Двуре-
ченская, газотурбинная электростанция на ПС Игольская и газопоршневая на ПС Мыль-
джино.
При разомкнутых линиях отключается 40 двигателей. При замкнутой с ФПУ линии
220 кВ и разомкнутой линии 110 кВ количество отключенных двигателей не изменяется.
Это объясняется тем, что уровни напряжений в точках подключения линий 110 кВ оста-
ются практически прежними, а напряжения на подстанциях потребителей при КЗ и при
153
самозапуске двигателей определяются падением напряжения на линиях 110 кВ, в частно-
сти на линии Парабель–Лугинецкая, длина которой составляет около 170 км. При замкну-
той с ФПУ линии 110 кВ количество отключенных двигателей значительно снизилось и
составило 13 единиц.
Рисунок 6 – Изменение перетока активной мощности на линии 110 кВ
Катальгинская–Двуреченская при включении ФПУ с уставкой –95°
Таким образом, с точки зрения надежности питания потребителей нефтегазопро-
мыслового комплекса актуальной является организация параллельной работы по линии
110 кВ. Для линии 110 кВ ФПУ будет значительно дешевле, чем для линии 220 кВ, так
как, во-первых, класс рабочего напряжения ниже и, во-вторых, его требуемая мощность
меньше.
В специфических условиях в Томской энергосистемы надежность электроснабже-
ния нефтегазопромысловых предприятий при переходе на параллельную работу по сети
220 и 110 кВ с применением ФПУ повышается не только за счет сохранения питания при
отключении участков сети, но и за счет снижения объема самоотключения двигательной
нагрузки при коротких замыканиях питающих линий 220 и 110 кВ. Таким образом, орга-
низация параллельной работы по сети 110 кВ делает больший вклад в повышение надеж-
ности.
Список использованных источников
1. Чебан В.М., Ландман А.К., Фишов А.Г. Управление режимами электроэнергетических
систем в аварийных ситуациях. М.: Высшая школа, 1990. 144 с.
2. Бурман А.П., Розанов Ю.К., Шакарян Ю.Г. Перспективы применения в ЕЭС России
гибких (управляемых) систем передачи переменного тока // Электротехника. 2004. №8.
С. 30–37.
3. Бушуев В.В., Калюжный А.Х., Кречмер Л.В., Самородов Г.И. Применение фазопово-
ротных устройств для управления потокораспределения в энергосистемах // Электриче-
ство, 1990, № 11.
154
КОМПЬЮТЕРНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ УПРАВЛЯЕМЫХ
ПОДМАГНИЧИВАНИЕМ ШУНТИРУЮЩИХ РЕАКТОРОВ
Г.А. Евдокунин, А.С. Карпов
СПбГПУ, Филиал ОАО «СО ЕЭС» Ленинградское РДУ
Управляемые шунтирующие реакторы (УШР) находят все более широкое приме-
нение в энергосистемах России и за рубежом. Наибольшее распространение получили
УШР с подмагничиванием постоянным током [1, 2]. Основное назначение таких реакто-
ров – плавное регулирование реактивной мощности для поддержания заданного уровня
напряжения без коммутаций реакторных выключателей. При необходимости УШР с сис-
темой автоматического регулирования реактивной мощности может использоваться как
средство повышения предела передаваемой активной мощности. Использование УШР су-
щественно влияет на технико-экономические показатели работы электропередачи в целом.
В статье приводятся принцип компьютерного моделирования УШР, методика и примеры
оценки эффективности применения УШР, установленного как на ВЛ, так и на шинах элек-
трической станции [5].
Методика моделирования однофазного управляемого подмагничиванием
электрического шунтирующего реактора [3–4]. Упрощенная конструкция однофазного
управляемого подмагничиванием электрического шунтирующего реактора представлена
на рисунке 1. УШР содержит магнитную систему, состоящую из двух полустержней (1),
верхнего (2) и нижнего (3) горизонтальных ярем и двух боковых ярем (4). Обмотки управ-
ления ОУ (5) размещены на полустержнях, соединены попарно встречно и подключены к
регулируемому источнику постоянного напряжения. Сетевая обмотка СО (6) охватывает
два соседних полустержня с обмотками управления.
Рисунок 1
1
5
6
3
2
4
4
155
Расчеты процессов в магнитных цепях выполняются аналогично расчетам в элек-
трических цепях. Принцип аналогии действует как на физические величины, так и на свя-
зывающие их законы. Так, аналогом магнитного потока Ф в магнитной цепи является ток
в электрической цепи. Обе эти величины выражаются через поверхностные интегралы от
аналогичных друг другу магнитной индукции и плотности тока .
Напряженность магнитного поля аналогична напряженности электрического по-
ля . Связь
ℓ
∑
в электрической цепи, в магнитной цепи выражается законом
полного тока
ℓ
∑
(
– число витков k-й обмотки;
– ее ток).
Аналогом электрического напряжения
ℓ
является магнитодвижущая
сила (МДС) на участке магнитной цепи
ℓ
. В соответствии с этим можно вве-
сти понятие магнитного сопротивления участка цепи
Ф
⁄
. Магнитное сопротивле-
ние прямолинейного участка магнитной цепи длиной ℓ с постоянным сечением и посто-
янными по сечению значениями индукции и напряженности можно записать:
Ф
ℓ
µ
. (1)
где µ
– абсолютная магнитная проницаемость материала магнитопровода.
При расчете разветвленных магнитных цепей, также как и электрических, исполь-
зуют законы Кирхгофа. Первый закон Кирхгофа выражает баланс магнитных потоков Ф
,
сходящихся к узлу магнитной цепи:
∑
Ф
0.
В контуре магнитной цепи действует второй закон Кирхгофа, в соответствии с ко-
торым суммарная МДС, создаваемая охватывающими контур обмотками, равна сумме
МДС на участках цепи этого контура:
∑
∑
ℓ
.
Для наглядности получим плоское изображение магнитной системы (см. рисунок 1),
мысленно выполнив разрез магнитопровода и обмоток в центральном сечении (рису-
нок 2). Обозначим выбранные положительные направления потоков в элементах магнит-
ной системы, соответствующие заданным направлениям тока в обмотках.
Магнитная цепь задается узлами и наиболее важными путями (ветвями) распреде-
ления магнитного потока, которые
должны аппроксимировать картину магнитного поля с
минимальной наперед заданной погрешностью.
, , , – характерные точки (узлы) магнитной системы. Из рисунка 2 видно, что
при этом мы получили шесть основных магнитных путей в магнитопроводе. Соответст-
вующие этим путям потоки обозначим как Ф
, Ф
, …, Ф
.
В управляемых подмагничиванием электрических шунтирующих реакторах нор-
мальным рабочим режимом является режим глубокого насыщения стали магнитопровода,
что делает необходимым точный учет магнитных путей рассеяния. Изображенным на ри-
сунке 2 магнитным путям вне магнитопровода соответствуют следующие потоки рассеяния:
Ф
, Ф
– потоки рассеяния в воздушных цилиндрах между обмоткой СО и обмотками
ОУ; Ф
, Ф
– потоки рассеяния в воздушных цилиндрах между ОУ и полустержнями;
Ф
Ф
– потоки рассеяния, замыкающиеся в воздушном промежутке вне магнитопро-
вода УШР.
С учетом вышеизложенного материала магнитной цепи однофазного УШР (рису-
нок 2) может быть поставлена в соответствие схема замещения его магнитной цепи, пред-
ставленная на рисунке 3.
156
Рисунок 2
Рисунок 3
Схема замещения включает в себя как линейные, так и нелинейные магнитные со-
противления. Индексы у магнитных сопротивлений те же, что и у соответствующих пото-
ков. Линейные магнитные сопротивления характеризуют пути для замыкания магнитных
потоков рассеяния. Линейные магнитные сопротивления вычисляются непосредственно
по формуле (1) при известных значениях длины ℓ
и сечения
-го воздушного цилиндра
при допущении постоянства значений индукции и напряженности магнитного поля вдоль
участка цепи. Нелинейные магнитные сопротивления характеризуют пути для замыкания
магнитных потоков в элементах стального магнитопровода (в полустержнях, верхних,
нижних и боковых ярмах). Значения нелинейных магнитных сопротивлений, также как и
линейных, вычисляются по формуле (1), но вследствие нелинейной характеристики на-
магничивания электротехнической стали
(рисунок 4) абсолютная магнитная
проницаемость материала магнитопровода µ
.
157
a) б)
Рисунок 4
Дифференциальная магнитная проницаемость µ
⁄
определяется аналити-
чески или по экспериментально заданной характеристике материала магнитопровода
. Таким образом, значения нелинейных магнитных сопротивлений должны вы-
числяться на каждом шаге расчета по известной заданной аппроксимации основной ветви
кривой намагничивания. Запишем основные уравнения для схемы, представленной на ри-
сунке 3, по первому и второму законам Кирхгофа.
По первому закону Кирхгофа имеем 1 3 уравнений, где – число узлов рас-
четной схемы замещения:
Ф
Ф
Ф
Ф
Ф
Ф
Ф
0;
Ф
Ф
Ф
Ф
Ф
Ф
Ф
0;
Ф
Ф
Ф
Ф
Ф
Ф
Ф
0.
(2)
По второму закону Кирхгофа имеем 1 11 уравнений, где – число узлов
расчетной схемы замещения, – число ветвей расчетной схемы замещения.
ℓ
ℓ
0;
ℓ
ℓ
СО
;
ℓ
ℓ
ОУ
;
ℓ
ℓ
0;
ℓ
ℓ
0;
ℓ
ℓ
ℓ
ℓ
ОУ
ОУ
;
ℓ
ℓ
0;
ℓ
ℓ
0;
ℓ
ℓ
ОУ
;
ℓ
ℓ
СО
;
ℓ
ℓ
0.
(3)
Системы уравнений (2) и (3) должны быть дополнены уравнениями для электриче-
ской цепи и решаться совместно.
Уравнение сетевой обмотки
СО
СО
СО
СО
Ф
Ф
Ф
Ф
Ф
Ф
. (4)
0 1000 2000 3000 4000
0
0.5
1
1.5
H,A/м
B,Тл
0 1 2 3 4
x 10
5
0
0.5
1
1.5
2
2.5
H,A/ м
B,Тл
158
Уравнение обмотки управления
ОУ
ОУ
ОУ
ОУ
2
Ф
Ф
ОУ
2
Ф
Ф
. (5)
Уравнения магнитной системы (2) и (3), дополненные уравнениями связи (4) и (5),
образуют полную систему уравнений, описывающую переходные процессы в однофазном
управляемом подмагничиванием шунтирующем реакторе с учетом реальной конструкции
магнитной системы. Расчет электромагнитных переходных процессов целесообразно све-
сти к задаче расчета на каждом шаге интегрирования системы линейных алгебраических
уравнений. Напряженность магнитного поля в -м участке может быть вычислена с исполь-
зованием формулы интегрирования неявного метода Эйлера
∆, где
Ф
1
.
Уравнения (4) и (5) для -й обмотки могут быть представлены следующим образом:
Ф
.
На рисунке 5 представлен пример расчета переходного процесса набора мощно-
сти УШР из режима холостого хода до номинальной при некотором неизменном напря-
жении обмотки управления.
Рисунок 5
Список использованных источников
1. Управляемые подмагничиванием электрические реакторы. Сб. статей. Под ред. доктора техн. наук проф.
А.М. Брянцева. – М.: Знак. 2004. 264 с.
2. Брянцев А.М., Долгополов А.Г., Евдокунин Г.А., Липатов Ю.А., Лурье А.И., Маклецова Е.Е. Управляе-
мые подмагничиванием шунтирующие реакторы для сетей 35-500 кВ.//Электротехника, 2003, №1, с.5-13.
3. Евдокунин Г.
А., Коршунов Е.В., Сеппинг Э.А., Ярвик Я.Я. Метод расчета на ЭВМ электромагнитных
переходных процессов в ферромагнитных устройствах с произвольной структурой магнитной и электри-
ческой цепей / Электротехника, №2, 1991. С. 56–59.
4. Евдокунин Г.А., Дмитриев М.В. Моделирование переходных процессов в электрической сети, содержа-
щей трансформаторы при учете конфигурации их
магнитной системы//Известия РАН. Энергетика, №2,
2009. С. 37–48.
5. Евдокунин Г.А., Смоловик С.В. Оценка эффективности снижения потерь активной мощности в элемен-
тах электропередачи при применении управляемых шунтирующих реакторов / Энергоэксперт, №4, 2008,
с. 76-79.
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2
-3
-2
-1
0
1
2
3
t,c
B,Тл
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2
-500
-250
0
250
500
t,c
I
co
, A
B
2
B
1
159
КРАТКОСРОЧНОЕ ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА
В ЦЕЛЯХ ОПЕРАТИВНОГО И ПРОТИВОАВАРИЙНОГО
УПРАВЛЕНИЯ ЭЭС
А.Б. Осак, Д.А. Панасецкий, Е.Я. Бузина
ИСЭМ СО РАН
Введение. В современных условиях функционирования электроэнергетики проис-
ходит усложнение задачи управления режимами электроэнергетических систем (ЭЭС) и
их объединений. Это вызвано рыночными отношениями в экономике России в целом, и в
электроэнергетике в частности. Другим важным фактором является изменение структуры,
состава и характеристик потребителей электроэнергии при одновременном росте их обще-
го электропотребления и увеличении территории, охватываемой единой энергетической
системой (ЕЭС) России. Среди множества задач управления можно выделить задачу ав-
томатического краткосрочного прогнозирования параметров режима в целях оперативно-
го и противоаварийного управления ЭЭС, которой до настоящего времени не уделялось
достаточного внимания.
Анализ и формирование управляющих воздействий лишь по прошлым данным яв-
ляются причиной замедленной реакции систем управления на поведение ЭЭС, вследствие
чего предъявляются завышенные требования к запасам по статической и динамической
устойчивости, а также снижается общая эффективность автоматизированных и автоматиче-
ских систем управления. Из-за отсутствия средств краткосрочного прогнозирования весь
анализ и выработка управляющих воздействий производятся на основании устаревших
данных с запаздыванием от нескольких десятков миллисекунд до нескольких десятков се-
кунд, а с учетом времени реакции и принятия решения диспетчером получаем запаздыва-
ние в минуты. Таким образом, задача краткосрочного прогнозирования в целях управле-
ния, безусловно, является актуальной. Попытка реализовать задачу краткосрочного про-
гнозирования предпринята в проекте «Интеллектная координация оперативного и проти-
воаварийного управления энергообъединениями Европейского союза и России» (англий-
ская аббревиатура «ICOEUR»), который выполняется согласно 7-й Рамочной программе
научных исследований и технологических разработок Европейского Союза по направле-
нию «Энергия» при разработке аппаратно-программного комплекса нового поколения для
управления нормальными и аварийными режимами большого энергообъединения [1].
Существующая на практике реализация программно-технических средств автома-
тизированных систем диспетчерского управления,
либо автоматических систем управле-
ния (различные регуляторы, релейная защита и противоаварийная автоматика), предос-
тавляет диспетчеру или управляющему алгоритму предшествующую информацию о ре-
жиме ЭЭС. Это можно интерпретировать как реализацию алгоритма краткосрочного про-
гнозирования, построенного на предположении о неизменности параметров режима на
заданном интервале прогнозирования. Возможность такого подхода вызывает сомнения,
однако простота
его реализация была актуальна и нашла широкое применение на заре по-
явления средств телемеханики, а также систем автоматизированного и автоматического
управления в электроэнергетике. Имеющаяся в настоящее время производительность и
вычислительная мощность аппаратной части современных автоматизированных и автома-
тических систем управления, которая позволяет наращивать математический аппарат сис-
тем управления без значительного усложнения их структуры, зачастую не используется.
Работа выполняется при финансовой поддержке Министерства образования и науки Российской Федера-
ции.