Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010

Подождите немного. Документ загружается.

АНАЛИЗ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРАВЛЕНИЙ ОПТИМИЗАЦИИ

РЕЖИМОВ РАБОТЫ ДВУХЦЕПНЫХ ВОЗДУШНЫХ ЛЭП 35-220 кВ

С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МНОГОПРОВОДНЫХ СХЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ

А.С. Ведерников, В.Г. Гольдштейн, Е.М. Шишков

СамГТУ

Двухцепные воздушные линии электропередачи (ДВЛ) являются специфическими

объектами электрических сетей и систем электроснабжения. Поскольку расстояния между

всеми проводами обеих цепей ДВЛ определяются только длинами траверс опоры [1, 2],

взаимная связь между ними оказывает существенное влияние не только в переходных, но

и в установившихся режимах (УР), особенно при различии потоков мощностей по цепям,

как по величинам, так и по направлениям.

В ДВЛ, как в объекте с распределенными параметрами, единый электромагнитный

процесс квазистационарного УР состоит из взаимосвязанных продольного электромаг-

нитного и поперечного электростатического процессов. В расчетной модели они прибли-

женно отображаются в виде общей многопроводной схемы замещения (МСЗ) с сосредото-

ченными параметрами в виде объединения продольных и поперечных парциальных схем,

сформированных раздельно. На рисунке 1 представлена продольная часть эквивалентной

МСЗ в Z-форме, состоящая из комплексных сопротивлений со взаимными индуктивными

связями, показанными для фазы  и грозозащитного троса .

Рисунок 1 – Продольная часть эквивалентной схемы ДВЛ

Поперечная составляющая МСЗ исходно формируется из собственных и взаимных

емкостей. Общая эквивалентная

схема замещения ДВЛ, изображённая на рисунке 2,

включает в себя также источник питания и нагрузку, представленную постоянным сопро-

тивлением. При этом модель источника питания (системы) строится по общепринятой

схеме в виде ЭДС с напряжением питания и предвключённого сопротивления, которое

определяется по мощности питающего трансформатора (автотрансформатора). Обратим

внимание на то, что перед началом расчета эти сопротивления, как и сопротивления на-

грузки, определяются, если нет более точной информации, по средним номинальным зна-

чениям напряжений. Далее можно произвести уточнения их значений в итерационном

процессе, используя напряжения, полученные в процессе предыдущего расчета.

Таким образом, решение задачи расчета режима ДВЛ состоит из следующей после-

довательности действий.

 построение эквивалентной МСЗ и определение её параметров;

 составление уравнений электрического состояния для сформированной МСЗ.

Рисунок 2 – Эквивалентная схема ДВЛ

В настоящее время расчёт электрических режимов в сетях всех классов напряже-

ний производится исключительно с использованием однопроводных схем замещения,

формирование которых подразумевает пренебрежение принципиальной несимметрией

воздушной ЛЭП как трёхфазной электрической системы [3, 4]. Подобное пренебрежение

является источником возникновения неточностей в определении параметров электриче-

ского режима, правда, не столь значительных относительно средних номинальных напря-

жений. Однако указанные неточности в условиях нехватки данных телеизмерений обу-

славливают появление значительных погрешностей в определении потерь активной и ре-

активной мощности, а также падения напряжения в фазных проводах ЛЭП. В особенной

мере сказанное относится к ДВЛ из-за значительного электромагнитного и электростати-

ческого влияния, оказываемого друг на друга проводниками соседних цепей [5].

Далее приведём сравнительную оценку результатов расчёта электрических режи-

мов, проведённых с использованием однопроводных и многопроводных схем замещения,

для линий различных классов напряжения.

Для ДВЛ класса напряжения 35 кВ протяжённостью 35 км, выполненной на опорах

марки П35-2, изменялась мощность нагрузки цепи вплоть до 10 МВА при неизменном ко-

эффициенте активной мощности, равном 0,91. Для сравнения результатов расчёта по од-

нопроводным и многопроводным схемам замещения использованы такие показатели, как

потери активной мощности, потери полной мощности, а также падение фазного напряже-

ния в проводниках ДВЛ. Результаты представлены на рисунке 3.

Рисунок 3 – Потери полной активной мощности в ДВЛ 35 кВ,

определённые с использованием ОСЗ и МСЗ

Как видно из графиков, при увеличении мощности нагрузки растёт абсолютная по-

грешность в определении потерь.

Также определены относительные погрешности результатов, полученных с исполь-

зованием однопроводных схем замещения. При этом в качестве истинных значений при-

няты результаты расчёта по МСЗ. Результаты представлены в таблице 1. Нетрудно видеть,

что относительные погрешности по активным, реактивным и полным потерям в каждом

из рассмотренных режимов приблизительно равны по величине и практически линейно

возрастают с увеличением мощности нагрузки.

Таблица 1



, МВА ε

∆

, % ε

∆

, %

∆

, %

2 5,18 5,65 4,75

4 10,73 11,24 10,34

6 16,52 16,99 16,06

8 22,43 22,92 21,97

10 28,47 29,00 28,00

В отличие от расчёта с использованием однопроводных схем замещения примене-

ние МСЗ позволяет учесть пофазное различие в падении напряжения. Относительные по-

грешности для трёх фаз, вызванные использованием ОСЗ, можно видеть на рисунке 4.

Рисунок 4 – Относительные погрешности в расчёте потерь напряжения по ОСЗ

Также были произведены расчеты для ДВЛ классом напряжения 220 кВ. Линия

протяжённостью 76,83 км выполнена на опорах марки ПМТ-8. Пределы изменения мощ-

ности нагрузки в цепи – до 100 МВА при неизменном коэффициенте активной мощности,

равном 0,8. Произведены те же расчёты, что и для ДВЛ 35 кВ. Результаты представлены

на рисунках 5 и 6.

Рисунок 5 – Потери активной мощности в ДВЛ 220 кВ

Рисунок 6 – Относительная погрешность в определении потерь активной

мощности при использовании ОСЗ в ДВЛ 220 кВ

Если в ДВЛ 35 кВ относительная погрешность использования ОСЗ линейно возрас-

тала, то на напряжении 220 кВ наблюдается её значительное увеличение в зоне малых на-

грузок и относительная стабилизация при нагрузках, превышающих 50 МВА. Такой ре-

зультат вызван тем, что с увеличением номинального напряжения всё большую роль иг-

рают электростатические связи между фазными проводами, а также между проводниками

соседних цепей. Как видно из рисунка 7, погрешности при подсчёте падений напряжения

также стабилизируются при значительных нагрузках, однако отличаются по знаку и име-

ют значительные различия по величине.

Рисунок 7 – Относительная погрешность в определении падения напряжения

при использовании ОСЗ в ДВЛ 220 кВ.

Рассмотрим зависимость погрешностей от длины ДВЛ. Так для линии 220 кВ за-

фиксируем мощность нагрузки в цепи 50 МВА при коэффициенте активной мощности 0,8

и будем изменять длину линии вплоть до 100 км. Как видно из рисунка 8, погрешность в

потерях активной мощности линейно возрастает с увеличением протяжённости передачи.

Для падений напряжения в каждой из фаз также наблюдается линейной увеличение отно-

сительной погрешности при применении однопроводных схем замещения (рисунок 9).

Рисунок 8 – Относительная погрешность в определении потерь активной

мощности при использовании ОСЗ в ДВЛ 220 кВ

Рисунок 9 – Относительная погрешность в определении падения напряжения

при использовании ОСЗ в ДВЛ 220 кВ

Расчёты, аналогичные приведённым, для линий номинальным напряжением 110 и

500 кВ подтверждают наличие некоторых общих закономерностей:

 использование однопроводных схем замещения в подавляющем большинстве

существующих режимов приводит к завышению потерь активной, реактивной и

полной мощностеи;

 с увеличением класса напряжения усиливается электростатическое взаимодейст-

вие цепей ДВЛ, что приводит к возникновению погрешностей, особенно значи-

тельных в зонах малых нагрузок;

 с увеличением мощности нагрузки в цепи усиливается электромагнитное взаи-

модействие цепей ДВЛ, что приводит к значительным погрешностям при при-

менении ОСЗ.

Необходимо отметить, что во всех представленных выше расчётах результирую-

щие показатели оказывались равны для цепей одной ДВЛ вследствие использования од-

ностоечных двухцепных опор с симметричным расположением траверс и соответствую-

щей фазировкой, а также вследствие равенства нагрузки в каждой из цепей одной ДВЛ.

При различных значениях потоков мощности в цепях, различном их направлении, а также

при расчётах режимов одноцепных линий, расположенных в общем коридоре, значения

потерь мощности и падений напряжения будут различными.

Совершенствование методов расчёта режимов является особенно важным в сетях,

где наблюдается нехватка данных телеизмерений, поскольку расчётные методы являются

средством получения псевдоизмерений. Для задач эффективного управления и оптимиза-

ции режимов, регулирования напряжения в узлах потребителей, выбора устройств ком-

пенсации реактивной мощности, выбора устройств релейной защиты и автоматики, а так-

же для оценки эффективности работы электрической сети необходимым является получе-

ние как можно более точных исходных данных.

Выводы

1. Пренебрежение несимметричностью воздушных ЛЭП приводит к возникнове-

нию погрешности в расчётах электрических режимов.

2. Для повышения точности получения псевдоизмерений необходимы модифика-

ции методов расчёта, основанные на использовании МСЗ.

3. В расчётах режимов ДВЛ высоких классов напряжения (330 кВ и выше) необхо-

дим учёт электростатических взаимодействий не только между фазными проводниками

линии и землёй, но и между проводниками соседних цепей и линий, расположенных в

общем коридоре.

4. В расчётах режимов ДВЛ, близких к максимальным, учёт электромагнитного

взаимодействия между цепями, а также между проводниками одной цепи, особенно необ-

ходим.

5. Учёт пофазной несимметрии необходим при расчётах наведённого напряжения

на участках цепи ДВЛ, выведенной в ремонт при сохранении в работе соседней цепи.

Список использованных источников

1. Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. М.-

Л.: изд. «Энергия». 1964. 704 с.

2. Демирчян К.С., Нейман Л.Р., Коровкин Н.В., Чечурин В.Л. Теоретические основы элек-

тротехники. Изд. 4 доп. Т. 2.

СПб.: изд. «Питер». 2006. 575 с.

3. Мисриханов М.Ш., Попов В.А., Якимчук Н.Н., Медов Р.В. Взаимовлияние двухцепных

воздушных линий и их воздействие на режим электрических систем // Электрические

станции. 2001. №2. С. 52–58

4. Гусейнов А.М. Расчет в фазных координатах несимметричных установившихся режи-

мов в сложных системах // Электричество. 1989. №8.

5. Евдокунин Г.

А., Чуйков Ю.В., Щербачев О.В. О целесообразном расположении фаз

двухцепных воздушных линий для снижения пофазной несимметрии // Электрические

станции. 1980. № 3.

АНАЛИЗ РЕЖИМОВ ВОЗМОЖНОГО ВОЗНИКНОВЕНИЯ

КАСКАДНЫХ ПРОЦЕССОВ С УЧЕТОМ ДЕЙСТВИЯ АОПО

НА ПРИМЕРЕ РАСЧЕТОВ УФИМСКОГО ЭНЕРГОРАЙОНА

ЭЭС БАШКИРИИ

В.Ю. Молохатко

Филиал ООО «БашРЭС»–Уфа

Всякая сложная электроэнергетическая система (ЭЭС) неоднородна [1]. В частно-

сти, это проявляется в том, что реакция на возмущения параметров режима некоторых

элементов ЭЭС сильнее, чем в среднем по системе. Более того, при разной локализации

возмущений больше всего изменяются модули напряжения в одних и тех же узлах, пере-

гружаются по току одни и те же элементы.

Следовательно, может получиться так, что отключение одного элемента сети мо-

жет привести к набросу мощности (тока) на следующем элементе системы, в результате

чего будет превышена величина длительно допустимого тока. Это, при достаточном вре-

мени воздействия, разрушит (отключит) элемент. Последовательное отключение несколь-

ких элементов энергосистемы (энергоузла), обусловленное предыдущими отключениями

элементов, является каскадным (цепочечным) процессом [2]. Он может закончиться поте-

рей устойчивости по напряжению в выделенной на изолированную работу части энерго-

системы. В то же время развитие такого каскадного процесса после ряда отключений эле-

ментов может завершиться работой в допустимом режиме без потери устойчивости ЭЭС.

Участие в этом процессе элементов ЭЭС может быть различным, это зависит от их

месторасположения и способности к созданию неоднородности в сети. Возникновение

каскадного процесса является одним из последствий свойств, в том числе неоднородно-

сти, самой сети.

В энергоузлах устанавливается автоматика ограничения перегруза оборудования

(АОПО), которая может способствовать развитию каскадного процесса [3]. Для предот-

вращения этого необходимо на стадии формирования режимов работы энергосистемо рас-

сматривать возможные действия АОПО, а также учитывать излишние действия ПА, кото-

рые могут привести к каскадному развитию аварии в энергосистеме [4].

АОПО является одной из самых распространенных в энергосистемах автоматик.

Она служит для обеспечения сохранности элементов энергосистем. АОПО может влиять

на генерируемую и потребляемую мощность и действовать на отключение или включение

выключателей (секционирование сети) [5].

Реальные примеры развития каскадных аварий показывают, что АОПО может стать

одной из причин развития этого процесса, а работа АОПО не всегда обеспечивает повы-

шение живучести энергосистемы. Например, в аварии энергосистемы UCTE 04.11.2006 г.

отключение автоматикой одной загруженной линии привело к набросу мощности на при-

мыкающие линии с последующим их отключением, т.е. произошло цепочечное отключе-

ние линий по всему региону UCTE. В результате сеть была разделена на три изолирован-

ных, работающих несинхронно энергетических района с прекращением подачи 17 ГВт

электроэнергии [6].

Необходимость анализа и расчета механизмов развития каскадных системных ава-

рий очевидна. Знание причин и факторов, приведших к развитию конкретной аварийной

ситуации, дает возможность определить «узкие места» в системе и устранить их, обобще-

ние механизмов развития системных аварий позволяет предпринять попытку выявления

потенциально возможных путей развития аварийных процессов путем их моделирования.

Разработка моделей расчета каскадных процессов исключительно актуальна для выявле-

ния «узких мест» в ЭЭС, потенциально опасных с точки зрения каскадного развития ава-

рийной ситуации, совершенствования структуры и настройки систем противоаварийного

управления и др.

Рассмотрим анализ режимов возможного возникновения каскадных процессов с

учетом действия АОПО на примере расчетов Уфимского энергорайона ЭЭС Башкирии.

Уфимский энергорайон является одним из самых крупных энергорайонов Башкир-

ской энергосистемы. Собственными источниками покрытия его электрических нагрузок

являются шесть электростанций. Электропотребление Уфимского энергорайона изменяет-

ся от 700 до 1200 МВт, а генерация от 395 до 890 МВт. Уфимский энергорайон является

дефицитным, дефицит составляет от 300 до 450 МВт. Основными центрами питания,

обеспечивающими получение мощности от Башкирской энергосистемы, являются под-

станции 500 кВ Бекетово и Уфимская, подстанции 220 кВ Уфа-Южная и НПЗ, на которые

опирается сеть 110 кВ энергорайона. Сеть 110 кВ Уфимского энергорайона неоднородна.

Возмущения, возникающие в разных местах энергорайона, вызывают различную реакцию

элементов. Существенным является то, что в результате отключение по какой-либо внеш-

ней причине одной цепи ВЛ–110 кВ Уфа-Южная–Глумилино 1,2, вызывает недопустимый

наброс мощности на оставшейся в работе второй цепи данной ВЛ с последующим ее от-

ключением. Данный процесс приводит к возникновению последовательного отключения

связей 110 кВ сечения Уфимского энергорайона и выделению центральной части энерго-

района на изолированную работу. Пример развития каскадного процесса в энергорайоне

показан на рисунке 1.

Рисунок1 – Уфимский энергорайон. Пример развития каскадной аварии

Уфимский энергорайон подвержен каскадным авариям, а триггерным элементом

является ВЛ–110 кВ Уфа-Южная–Глумилино 1,2 [2]. В то же время данная ВЛ является

наиболее загруженной и для ее защиты необходимо применять АОПО. Для возможности

применения АОПО необходимо исследовать влияния этой автоматики на живучесть энер-

горайона [3].

Было выполнено моделирование возможности возникновения каскадных процессов

в реальной схеме Уфимского энергорайона с помощью программы ПК RastrWin. Прове-

Приваловская

Тюльди

Бирск

ёма

Бекетово

Уфимская-

500

опачево

Симская

Уфа-Южная

Глумилино

Западная

СПП

НПЗ

Бугульма

Буйская

655

ТЭЦ-1

50 МВт

ТЭЦ-3

70 МВт

ТЭЦ-4

160 МВт

ПУТЭЦ

200 МВт

ПГЭС

60 МВт

ТЭЦ-2

160 МВт

10А

110А

Перегруз и отключение

ВЛ-110 Уфа-Южная – Глу-

милино 2

Перегруз и отключение

ВЛ-110 ТЭЦ-4 – Западная

Перегруз и отключение

ВЛ-110 Улу-Теляк – ТЭЦ-3

Перегруз и отключение

ВЛ-110 ТЭЦ-3 – ПГЭС

Выделение энергорайона:

-потребление 480 МВт;

- генерация 230 МВт;

Аварийное отключение

ВЛ-110 Уфа-Южная – Глуми-

лино-1

Перегруз и отключение

ВЛ-110 ТЭЦ-1 – ТЭЦ-2

175А

Нурлино

Чишмы

Раевка

315

Улу-Теляк

ден сравнительный анализ режимов работы Уфимского энергорайона, а также анализ за-

грузки ВЛ-110 кВ Уфа-Южная–Глумилино-1,2 с учетом влияния АОПО на развитие кас-

кадного процесса. Произведено более трех тысяч расчетов различных режимов работы

энергорайона. Выявлено, что Уфимский энергорайон подвержен возникновению неуправ-

ляемых каскадных процессов, что связано с неоднородностью топологии сети, определен-

ным распределением генерации и потребления в узлах Уфимского энергорайона, недоста-

точной пропускной способностью электросетей при росте потребления электроэнергии.

Методика расчета с помощью программы ПК RastrWin заключается в следующем:

1) поочерёдное отключение элементов, токовая загрузка которых превышает вели-

чину длительно допустимой, с выполнением анализа уровней напряжения и загрузки ос-

тавшихся в работе элементов системообразующей сети (подразумевается, что схема за-

мещения существующего энергорайона уже составлена в программном комплексе с уче-

том параметров электроустановок, входящих в рассматриваемый энергорайон, т.е. учиты-

ваются активные и реактивные сопротивления, потери мощности, коэффициенты транс-

формации и т.п.);

2) составление расчетной матрицы. Расчетная матрица представляется в виде таб-

лицы, которая содержит наиболее влияющие на развитие каскадных процессов парамет-

ры. Первая строка матрицы представлена в виде аргументов, за которыми закреплены па-

раметры. Каждый столбец отражает значения параметра (аргумента) в зависимости от

диапазона изменения его значений. По данным матрицы рассчитывается установившийся

режим энергорайона. После этого производится анализ расчета, определяется режим рабо-

ты Уфимского энергорайона и записывается в таблицу в столбец «Устойчивость режима»

(«каскад – недопустимый режим» или «устойчиво – допустимый режим»). Если происхо-

дит каскадный процесс, то в столбец «№ сечения» записывается номер сечения, по кото-

рому происходит развитие каскадного процесса и выделение энергорайона на изолиро-

ванную работу. После этого изменяется выбранный параметр для выполнения следующе-

го расчета.

Расчетная матрица имеет следующий вид:





























Дефицит

р-на

Возму-

щение

Устойчивость

режима

№

сечения

Здесь 



– генерация активной мощности на первой электростанции (это может

быть ТЭЦ, АЭС, ГЭС, ветровая электростанция), МВт; 



– генерация активной мощно-

сти на второй станции, МВт; 



– потребление мощности в узле Восток, МВт; 



– по-

требление мощности в узле Центр, МВт; 



– потребление мощности в узле Запад, МВт;





– топология сети (схемы энергосистемы подразделяются на нормальные и ремонтные,

в которых из-за отключений уменьшается максимально допустимый переток в каком-либо

сечении, а также могут замыкаться транзиты мощности, что оказывает существенное

влияние на режим); 



– температура воздуха окружающей среды (обычно минус 5; 0;

+25°С), которая влияет на пропускную способность ЛЭП, а также на длительно допусти-

мые токи, различие по которым, в зависимости от температуры, может достигать 5–10 %.

Разделение потребления энергорайона при расчете на три составляющие части

наиболее актуально, так как при таком разделении можно и контролировать изменения

диапазона

нагрузки одновременно в трех энергоузлах рассматриваемого энергорайона, и

рассматривать изменения нагрузки в каждом по отдельности, что дает подробный анализ

влияния потребления на развития каскадного процесса;

3) расчет режимов работы энергорайона: изменяя одну переменную 



,





…



; изменяя одну переменную на один шаг, а вторую во всем диапазоне









, 



, 



…



;

4) выбор шага изменения параметров. Шаг выбирается с учетом диапазона пара-

метра матрицы, то есть от максимального до минимального значения. Так, например, для

генерации мощности на станциях шаг зависит от степени значимости станции в электро-

сети;

5) этапы расчета. Расчет делиться на два этапа:

 определение границ области допустимых значений режима работы энергорай-

она. Выполняется с помощью расчетов установившихся режимов, начиная с за-

ведомо устойчивого, при таком изменении параметров, которое приводит к пре-

дельному режиму [7]. На данном этапе определяются наиболее грубые границы

между допустимой и недопустимой областью работы энергорайона;

 анализируются области работы энергорайона, полученные на первом этапе. Если

при определении областей устойчивости выявлено, что изменение мощности по

одной из координат мало влияет на пределы, найденные по другой координате,

то мало влияющая координата отбрасывается.

После проделанных этапов расчета выявляются точные границы предельных ре-

жимов работы энергорайона;

6) графическое построение областей возможных возникновений каскадных процес-

сов на основании расчетной матрицы. Для Уфимского энергорайона построение областей

предельных режимов производилось в координатах, соответствующих перетокам актив-

ной мощности по контролируемым линиям электропередачи.

Область устойчивости в двухмерном пространстве – это часть плоскости, ограни-

ченная кривой предельных режимов. Форма, размеры и расположение областей устойчи-

вости зависят от сопротивлений ветвей схемы и нагрузок, а также от выбора контроли-

руемых координат. Исследовалась только та часть границы области устойчивости, которая

находилась в зоне практически осуществляемых режимов. Области допустимой работы

использовались для оценки возможного развития каскадных нарушений в энергосистеме и

для настройки средств автоматики. Также можно определить, какой параметр существен-

но влияет на границу области допустимой работы энергорайона.

Пример построения областей предельных режимов для Уфимского энергорайона

приведен на рисунке 2. На нем координата А2 соответствует генерации ТЭЦ-2, так как эта

станция сильнее других влияет на допустимый режим работы энергорайона. Координата

А6 соответствует генерации ПГЭС, так как эта станция вторая по значимости после ТЭЦ-2.

Генерация на других электростанциях фиксируется.

Рисунок 2 – Влияние уставок АОПО на развитие каскадных процессов

при нормальной схеме энергорайона: а –

уст

110 %

доп

, б – 

уст

100 %

доп