Быстродействующая система автоматического перевода генерирующего оборудования между синхронными зонами тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат наук Синянский Иван Владимирович

• Синянский Иван Владимирович
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Синянский Иван Владимирович

Введение

Глава 1 Характеристики смежных синхронных электроэнергетических систем

1.1. Общие положения

1.2. Каскад Вуоксинских ГЭС

1.3. Общие сведения об электроэнергетической системе Финляндии

1.4. Общие сведения об электроэнергетической системе Ленинградской области

1.5. Описание существующей электрической связи между ЭС России и Финляндии

1.6. Выводы по первой главе

Глава 2 Математическое описание переходных процессов при переводе

генераторов между смежными синхронными зонами

2.1. Описание принятых математических моделей

2.2. Математические модели установившихся режимов и нагрузочных узлов ОЭС Северо-Запада и Nordel

2.3. Описание принятых математических моделей синхронных генераторов электростанций с учётом их автоматических регуляторов возбуждения и системных стабилизаторов

2.4. Описание математических моделей теплосилового и гидравлического оборудования электростанций ОЭС Северо-Запада и Nordel

2.5. Верификация математических моделей ОЭС Северо-Запада и Nordel

2.6. Выводы по второй главе

Глава 3 Расчеты установившихся электрических режимов и переходных процессов

при кратковременной синхронизации двух систем

3.1. Описание рассматриваемых электрических режимов

3.2. Особенности рассматриваемого переходного процесса

3.3. Расчеты установившихся электрических режимов Ленинградской области

3.4. Расчеты динамической устойчивости и асинхронных режимов генераторов Лесогорской ГЭС и Светогорской ГЭС

3.5. Расчеты переходных процессов при включении ЕЭС России и Nordel на параллельную работу

3.6. Выводы по третьей главе

Глава 4 Реализация системы автоматического перевода генераторов

4.1. Описание основных требований к алгоритму работы системы

автоматического перевода генераторов

4.2. Описание алгоритма САП

4.3. Рекомендации по расчету уставок срабатывания устройств САП

4.4. Особенности выбора уставок алгоритма в районе близкого расположения генерирующего оборудования

4.5. Анализ рисков при переводе гидроагрегатов

4.6. Формирование функционально-логической схемы алгоритма САП

4.7. Рекомендации по схеме и месту установки САП

4.8. Перечень необходимых функций САП

4.9. Апробация разработанной системы автоматического перевода генераторов

4.10. Выводы по четвертой главе

Заключение

Список литературы

Приложение А. Акт внедрения

111

Введение

В современных энергосистемах существует необходимость изменять режим работы энергообъекта осуществляя переключения всех или части его генераторов и силового оборудования из одной синхронной зоны в другую. На электростанции данные переключения могут сопровождаться либо полным остановом энергоблока станции, либо его переводом в режим холостого хода. В результате в значительной степени снижается оперативность переключений, что приводит к общему снижению выдачи мощности электростанции. Ввиду необходимости останова генерирующего оборудования (или перевода в режим холостого хода) и последующего пуска существенно снижается его рабочий ресурс. В то же время, нарушение условий синхронизации в момент включения оборудования на параллельную работу или некорректно выбранные параметры синхронизации могут привести к появлению значительных ударных токов, другим недопустимым условиям протекания переходных процессов и стать причиной повышенного износа оборудования, вызванного последствиями несинхронного включения. Кроме того, возможно неселективное срабатывание устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) с последующим каскадным развитием аварии.

Одним из энергообъектов, где часто необходимо переводить гидроагрегаты из одной синхронной зоны в другую, является Каскад Вуоксинских ГЭС (КВуГЭС). В выходные дни и в часы ночного минимума потребность в полной установленной мощности КВуГЭС отсутствует. В это время КВуГЭС передает до 135 МВт активной мощности по отходящей от Светогорской ГЭС ВЛ 110 кВ в ЭС Финляндии.

Учитывая, что ЭС России и Финляндии работают в разных синхронных зонах, то переключения гидроагрегатов из одной синхронной зоны в другую выполняются с разгрузкой генерирующего оборудования и переводом его в режим холостого хода. Суммарная продолжительность переключений гидроагрегатов из ЭС России в Финляндию и обратно составляет до полутора часов. Таким образом, учитывая максимально допустимое производителем гидроагрегатов время работы в режиме

холостого хода - до 100 часов в год, ежедневные переключения в часы ночного минимума недопустимы, а еженедельный перевод гидроагрегатов в выходные дни сокращает их ресурс.

Избежать разгрузки оборудования или отключения потребителей можно путем автоматического перевода работающего в синхронной зоне I генерирующего и силового оборудования в синхронную зону II с последующим отключением от зоны I. Соответственно, в процессе перевода оборудования две изолированные между собой энергосистемы будут работать параллельно, что накладывает ограничение на длительность осуществления такого переключения и предъявляет высокие требования к автоматике управления выключателями в части алгоритмов синхронизации.

Таким образом, на примере КВуГЭС целесообразно исследовать возможность перевода гидроагрегатов КВуГЭС на параллельную работу с ЭС Финляндии и обратного в ЭС России без останова и перевода в режим холостого хода генерирующего оборудования, разработать и апробировать соответствующие алгоритмы управления и защиты.

Изложенные соображения обусловливают актуальность выполнения диссертационного исследования.

Степень разработанности. Различным аспектам синхронизации отдельных частей электроэнергетических систем и синхронизации генерирующего оборудования с электрической сетью ранее уделялось достаточно большое внимание. Значительный теоретический вклад в исследования таких процессов и принципы работы устройств синхронизации был внесён Г.М. Павловым, Г.В. Меркурьевым, А.А. Хачатуровым, М.А. Берковичем, В.А. Вениковым, В.А. Гладышевым, А.Ф. Дьяковым, Л.Г. Мамиконянцем, Н.И. Овчаренко, В.А. Семеновым, Е.Л. Сиротинским, а также многими другими известными учёными.

В современных устройствах автоматической синхронизации, как правило, предусматривается два различных алгоритма работы: контроль синхронизма (КС) и улавливание синхронизма (УС). Каждый из этих алгоритмов обладает определенными особенностями, в частности: для алгоритма КС - обеспечивается

быстрое включение на параллельную работу при допустимых, но не самых благоприятных текущих режимных параметрах сети; для алгоритма УС - ожидание и включение при достижении оптимальных режимных параметров синхронизируемых систем, при текущей режимной ситуации. В связи с тем, что частый перевод генераторов на работу из одной энергосистемы в другую требует быстрых переключений, не приводящих к возникновению значительных колебаний параметров электроэнергетического режима синхронизируемых энергосистем, возникает необходимость создания новых алгоритмов работы устройств сетевой автоматики в части обеспечения быстрого перевода генерирующего оборудования и его синхронизации в процессе указанного перевода, что требует разработки соответствующих математических моделей и выполнения исследований переходных процессов.

В большинстве ранее выполненных исследований по тематике синхронизации энергосистем определение допустимых условий включения двух крупных ЭЭС на параллельную работу выполнялось с целью обеспечения их длительной синхронной работы и было связано с построением семейства граничных траекторий в фазовой плоскости (5, Д^, где 5 - разность углов векторов напряжений в точке синхронизации, Дf - разность частот двух систем.

Основным недостатком такой методики является необходимость выполнения существенного количества компьютерных расчётов переходных процессов, выполнение которых для условий кратковременного объединения двух ЭЭС является излишним. Таким образом, для создания алгоритмов работы устройств сетевой автоматики, позволяющих быстро изменять схемно-режимное состояние энергообъекта путем автоматического переключения его из одной синхронной зоны в другую, становится целесообразной разработка новой методики выполнения исследований переходных процессов, связанных с кратковременным объединением крупных ОЭС.

Объект исследования: две смежные несинхронно работающие энергетические системы большой мощности, кратковременное включение на параллельную работу которых осуществляется по слабой электрической связи.

Предмет исследования: особенности протекания переходных процессов, возникающих при кратковременном объединении двух несинхронно работающих энергетических систем большой установленной мощности, вблизи источников генерации электрической энергии.

Целью работы является разработка системы автоматического перевода (САП) генерирующего и силового оборудования, в смежных изолированно работающих энергосистемах, из одной синхронной зоны в другую без его останова и перевода на холостой ход.

Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи:

1) выполнены расчеты и исследования особенностей перевода генерирующего оборудования с использованием математической модели энергосистем Северо-Запада и Финляндии, реализованной в программно-вычислительном комплексе Eurostag и программно-аппаратном комплексе реального времени RTDS;

2) выполнена разработка алгоритмов работы устройства, реализующего функцию САП;

3) проведено тестирование корректности разработанных алгоритмов САП при их работе на математической модели энергосистемы, реализованной в программно-аппаратном комплексе реального времени;

4) разработаны рекомендации по определению мест установки и параметров настроек устройств с реализованной функцией САП.

Методология и методы исследования. Поставленные в диссертационном исследовании задачи решались на основе математического моделирования переходных процессов в электроэнергетических системах с использованием апробированных программно-вычислительных комплексов и сопоставления полученных результатов с данными натурных испытаний.

Научная новизна работы: 1) разработаны рекомендации по математическому моделированию переходных процессов, сопровождающих кратковременное включение на параллельную работу несинхронно работающих объединенных энергосистем;

2) впервые предложен и обоснован двухэтапный перевод силового генерирующего оборудования из одной синхронной зоны в другую с учетом электромагнитных и электромеханических переходных процессов, возникающих в условиях неопределенного характера изменения значений частот и других параметров синхронизируемых энергосистем;

3) предложен и апробирован алгоритм системы автоматического перевода оборудования, отличающийся от существующих алгоритмов синхронизации в части автоматического выбора способа синхронизации;

4) разработаны рекомендации по определению параметров настройки САП, учитывающих величину броска тока в момент переключений вблизи источников генерации электрической энергии.

Теоретическая значимость результатов работы:

Результаты диссертационного исследования являются методической основой для создания нового класса устройств синхронизации, позволяющих осуществлять быстрые переключения между синхронными зонами с возможностью изменения точки деления сети, без необходимости останова или перевода генерирующего оборудования на холостой ход.

Практическая значимость результатов работы

Выполненные исследования и сформулированные на их основе рекомендации по функционированию и параметрам настройки САП обеспечивают:

1) существенное (на порядок по сравнению с ручным переводом) сокращение времени переключений, связанное с переводом оборудования;

2) сохранение ресурса генерирующего оборудования;

3) исключение возможных ошибок оперативного персонала;

4) возможность участия КВуГЭС в балансирующем рынке энергосистемы Финляндии.

Соответствие паспорту специальности

Результаты выполненной диссертационной работы соответствуют пункту №2 паспорта специальности 05.14.02 - Электрические станции и электроэнергетические системы («Разработка методов анализа режимных

параметров основного оборудования электростанций»)

Достоверность полученных результатов обеспечивается использованием корректной методологии, классических математических моделей, введением приемлемых допущений и подтверждается удовлетворительной сходимостью результатов моделирования и экспериментальной проверки. Положения, выносимые на защиту:

1) обоснование целесообразности перевода гидроагрегатов из одной синхронной зоны в другую без их разгрузки и перевода в режим холостого хода;

2) рекомендации по определению параметров режима кратковременного объединения крупных энергосистем при переводе генерирующего оборудования и обоснование допустимости такого объединения;

3) алгоритм системы автоматического перевода и обоснование метода синхронизации с автоматическим выбором контроля или улавливания синхронизма;

4) обоснование целесообразности задания в качестве одной из основных уставок САП - предельного броска тока, рассчитываемого автоматически в режиме реального времени.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Быстродействующая система автоматического перевода генерирующего оборудования между синхронными зонами»

Апробация работы.

Материалы диссертационной работы докладывались, и обсуждались в рамках научно-технических секций и международных конференций:

1) Международная конференция и выставка «Релейная защита и автоматика энергосистем 2017» 25 - 28 апреля 2017 г., Санкт-Петербург.

Тема: Совершенствование и развитие алгоритмов автоматики переключения силового оборудования на параллельную работу в многочастотных энергосистемах.

2) 2019 IEEE Conference of Russian Young Researchers in Electrical and Electronic Engineering. 28-31 января 2019 г., Санкт-Петербург.

Тема: Development of an algorithm for the Cascade of Vuoksin HPPs automated transfer to parallel operation with Nordel.

Публикации. По результатам выполненных исследований, связанных с темой диссертационной работы, опубликовано 10 научных работ, в том числе 8 статей в рецензируемых изданиях перечня ВАК РФ и 2 статьи SCOPUS.

Реализация работы (практическое внедрение)

Алгоритмы работы САП, разработанные в рамках выполнения данной диссертационной работы, имеют практическое применение в ПАО «ТГК-1», о чем свидетельствует Акт внедрения (Приложение А).

Структура и объем диссертации

Общий объем представленного диссертационного материала составляет 122 страницы и включает в себя: оглавление, введение, четыре главы, заключение, список литературы из 102 наименования и одно приложение. Материал диссертационной работы включает 42 рисунка и 15 таблиц.

Глава 1 Характеристики смежных синхронных электроэнергетических систем

1.1. Общие положения

В настоящее время как в крупных объединённых электроэнергетических системах (ОЭС), так и в небольших изолированных зонах возникает необходимость изменять схему и режим работы энергообъекта, осуществляя перевод силового или генерирующего оборудования из одной синхронной зоны в другую [1,2].

Например, ОЭС Востока работает изолированно от первой синхронной зоны ЕЭС России. К востоку от точки деления сети потребители получают электроэнергию от ОЭС Востока, а к западу - от ОЭС Сибири. Точка деления между синхронными зонами переносится с одной тяговой подстанции на другую -от ПС 220 кВ Холбон до ПС 220 кВ Сковородино. Данное обстоятельство обуславливается обеспечением как плановых, так и аварийных ремонтов электросетевого комплекса. В результате перенос точки деления сети всегда сопровождался отключением потребителей.

Похожая ситуация и с переводом генерирующего оборудования. Гидроагрегаты каскада Вуоксинских ГЭС (КВуГЭС), работающие в нормальном режиме на выдачу мощности в ОЭС Северо-Запада, до нескольких раз в день переключают на параллельную работу с ЭС Финляндии. Учитывая, что ЕЭС России и ЭС Финляндии работают в разных синхронных зонах, то переключение гидрогенераторов из одной синхронной зоны в другую выполняется вручную. Гидроагрегаты отключаются от ЭС России с разгрузкой генерирующего оборудования и переводом его в режим холостого хода, затем оборудование включается на работу в ЭС Финляндии и синхронизируется с системой.

Таким образом, изменение схемы и режима работы, путем переключения силового или генерирующего оборудования из одной синхронной зоны в другую, сопровождается либо вынужденным отключением потребителей, либо разгрузкой генерирующего оборудования и переводом его в режим холостого хода, что

снижает его ресурс [3,4,5].

Избежать разгрузки оборудования или отключения потребителей можно путем включения, уже работающего в синхронной зоне I генерирующего и силового оборудования в синхронную зону II с последующим отключением от зоны I. Соответственно, в процессе перевода оборудования две изолированные между собой энергосистемы будут работать параллельно, что накладывает ограничение на длительность осуществления такого переключения и предъявляет высокие требования к автоматике управления выключателями в части алгоритмов синхронизации [6,7]

Следует отметить, что переходный процесс, сопровождающий подобные переключения, отличается от возникающего при синхронизации энергосистем или генератора с энергосистемой, подробно описанных в российской и зарубежной литературе [5,6,7,8]. Особенность данного переходного процесса заключается в его «двухэтапности». Для корректного осуществления переключений контролируемые параметры сети должны находиться в таком диапазоне, чтобы успешно произошла не только синхронизация двух энергосистем, но и последующее их отделение друг от друга и последующее втягивание в синхронизм переводимого оборудования [9].

Учитывая схожесть характера переходного процесса во время переноса точки деления сети и перевода генераторов между изолированными энергосистемами, целесообразно исследовать возможность перевода генераторов для выработки общих решений в части разработки алгоритмов перевода оборудования.

В настоящее время существует два распространенных способа включения генераторов на параллельную работу с сетью [8]:

• самосинхронизация - до момента включения генератора на параллельную работу с сетью его обмотка возбуждения замкнута (генератор работает в режиме холостого хода), частота вращения генератора близка к частоте сети, генератор включается в сеть с дальнейшим возбуждением;

• точная синхронизация - до момента включения генератора на параллельную работу с сетью уравниваются значения напряжения и частоты на выводах генератора с шинами станции, включение генератора в сеть происходит в момент совпадения фаз напряжений шин и генератора.

В общем случае, считается, что способ самосинхронизации позволяет производить включение генератора на параллельную работу с сетью за более короткий промежуток времени, нежели чем с помощью способа точной синхронизации. Объясняется это отсутствием необходимости улавливания точного совпадения частот, скольжения и напряжения на выводах генератора и шинах станции. Вместе с тем включение генератора в сеть таким способом будет сопровождаться снижением напряжения на шинах станции и броском тока на выводах генератора [4].

Включение генераторов в сеть способом точной синхронизации, в свою очередь, позволяет свести к минимуму как по величине, так и по длительности воздействия броска тока в момент переходного процесса. Однако, данный способ требует точной настройки устройства синхронизации.

Если при синхронизации одного генератора с сетью возможно использовать оба способа синхронизации, то при синхронизации частей энергосистемы, переноса точки деления сети без отключения потребителей или перевода генератора из одной энергосистемы в другую без его перевода в режим холостого хода возможно использование только способа точной синхронизации. Далее рассматривается только способ точной синхронизации.

Учитывая возможный ежедневный перевод гидроагрегатов КВуГЭС на параллельную работу из ЭС России в ЭС Финляндии и обратно [10], а также негативное влияние данных переключений на ресурс гидроагрегатов, целесообразно будет исследовать возможность перевода генерирующего оборудования из одной синхронной зоны в другую с кратковременным объединением двух изолированных энергосистем на примере КВуГЭС.

1.2. Каскад Вуоксинских ГЭС

В соответствии с соглашениями между СССР и Финляндией от 12 июля 1972 г. и от 26 октября 1989 г., гидроресурсы реки Вуокса используются на 4-х электростанциях, две из которых расположены на территории Финляндии — Иматра и Тайнионкоски, а ниже по течению, на территории России, расположен КВуГЭС [11].

КВуГЭС состоит из Светогорской ГЭС и Лесогорской ГЭС. В результате технического перевооружения, выполненного в 2018 году, на КВуГЭС была произведена замена гидроагрегатов, после чего суммарная установленная электрическая мощность двух ГЭС составила 240 МВт. Одновременно с увеличением мощности были внедрены и новейшие автоматизированные системы управления станциями [12].

Обе ГЭС каскада в часы пиков суточного графика нагрузки ОЭС Северо-Запада передают до 240 МВт электрической мощности по 4-м ВЛ 110 кВ в ОЭС Северо-Запада. В остальное время из экономических соображений ГЭС могут экспортировать до 135 МВт электрической мощности по отходящей от Светогорской ГЭС ВЛ 110 кВ Иматра-1 в энергосистему Финляндии.

В настоящее время перевод гидрогенераторов указанных электростанций на параллельную работу с Nordel осуществляется путём их полной разгрузки до режима холостого хода и дальнейшей синхронизацией с ЭС Финляндии в ручном режиме. Обратный перевод в ЕЭС России осуществляется аналогично [10].

Производителем гидроагрегатов Лесогорской и Светогорской ГЭС установлено ограничение на общее количество часов работы агрегатов в режиме холостого хода - не более, чем 100 часов в год для каждого агрегата. Учитывая суммарное время каждого переключения из одной энергосистемы в другую - от 40 до 60 минут, общее количество переводов гидроагрегатов в ЭС Финляндии может составлять 50-75 в год без существенного снижения ресурса агрегатов.

Таким образом, внедрение нового способа перевода гидроагрегатов между энергосистемами двух стран позволит осуществлять переключения гидроагрегатов

КВуГЭС без перевода генерирующего оборудования в режим холостого хода, что положительно скажется на его ресурсе, а также увеличит суммарный экспорт электрической энергии в ЭС Финляндии.

1.3. Общие сведения об электроэнергетической системе Финляндии

Электроэнергетическая система Финляндии является частью энергообъединения стран Северной Европы (Nordel) и имеет непосредственные электрические связи с энергосистемами Норвегии, Швеции, Эстонии и России [13,14].

Системообразующая сеть ЭС Финляндии состоит из сетевых элементов классом напряжения 110, 220 и 400 кВ. Суммарная протяженность системообразующих ЛЭП финской ЭС составляет 14400 км (5200 км - ЛЭП 400 кВ, 1600 км - ЛЭП 220 кВ, 7600 км - ЛЭП 110 кВ) [13,15].

По результатам контрольных замеров за 2018 г. [15] максимальное потребление ЭС Финляндии составило 14237 МВт (март) при максимальной генерируемой мощности электростанций 11386 МВт, а минимальное потребление - 6218 МВт (июнь) при максимальной генерируемой мощности электростанций 4186 МВт

По режимам работы ЭС Финляндии является дефицитной [14] во всех схемно-балансовых ситуациях (среднее значение дефицита активной мощности составляет 2200 МВт), а дефицит активной мощности покрывается за счет перетоков по вставке постоянного тока (ВПТ) и перевода части генераторов КВуГЭС и СевероЗападной ТЭЦ ЕЭС РФ на параллельную работу с ЭС Финляндии. Согласно [15] в 2017 г. межсистемные перетоки между Швецией и Финляндией составляли +2300/2700 МВт, между Эстонией и Финляндией +1016/-1016 МВт, между Россией и Финляндией - +320/-1400 МВт («+» - переток активной мощности из энергосистемы Финляндии, «-» - в сторону Финляндии).

Генерация активной мощности в ЭС Финляндии, представленной на рисунке 1.1, осуществляется следующими электростанциями [16]:

АЭС Ловииса (Руст = 980 МВт); ТЭС Муссало (Руст = 313 МВт); ТЭС Каукаан Войма (Руст = 225 МВт); ТЭС Несте Порвоо (Руст = 190 МВт); ГЭС Иматра (Руст = 178 МВт); ТЭС Мертаниеми (Руст = 175 МВт); ТЭС Каукопаа (Руст = 151 МВт); ТЭС Анъяла (Руст = 140 МВт); ТЭС Куусаанниёеми (Руст = 110 МВт); ТЭС Йоутсено (Руст = 95 МВт); ТЭС Кюмин Войма (Руст = 76 МВт); ГЭС Тайнионкоски (Руст = 64 МВт); ТЭС Пурсиала (Руст = 59 МВт).

Рисунок 1.1 - Схема расположения электростанций в энергосистеме

Финляндии

1.4. Общие сведения об электроэнергетической системе Ленинградской

области

Северная часть энергосистемы Ленинградской области входит в состав ОЗ Филиала АО «СО ЕЭС» Ленинградское РДУ. Обслуживание потребителей осуществляет филиал ПАО «Ленэнерго» «Выборгские электрические сети» [17].

Системообразующая сеть энергосистемы Ленинградской области представлена на рисунке 1.2 и состоит из сетевых элементов классами напряжения 110, 330 и 400 кВ[18]. Опорными подстанциями рассматриваемого энергорайона являются:

• ПС 400 кВ Выборгская (АТ 330/110 кВ, 2x125 МВА);

• ПС 330 кВ Каменногорская (АТ 330/110 кВ, 2x125 МВА);

• ПС 330 кВ Зеленогорск (АТ 330/110 кВ, 2x200 МВА).

Рисунок 1.2 - Схема расположения электростанций в Ленинградской

энергосистеме

Генерация активной мощности в Северной части энергосистемы Ленинградской области осуществляется следующими гидроагрегатами КВуГЭС:

• Лесогорская ГЭС (4 гидроагрегата по 29,5 МВт);

• Светогорская ГЭС (4 гидроагрегата по 30,5 МВт).

Для экспорта мощности в Финляндию из ОЭС Северо-Запада на КВуГЭС выделено по два гидроагрегата.

1.5. Описание существующей электрической связи между ЭС России и

Финляндии

Кроме ВЛ 110 кВ между ПС Иматра и Светогорской ГЭС ЕЭС России и Финляндии имеют непосредственную электрическую связь постоянным током по трем ВЛ 400 кВ от ПС 400 кВ Выборгская [14].

В декабре 1981 г. на ПС 400 кВ Выборгская была введена в эксплуатацию первая межсистемная связь постоянным током между ЕЭС России и ЭС Финляндии [20]. В настоящее время пропускная способность ВПТ достигает 1400 МВт (4 х 350 МВт) [19]. Количество переданной по межгосударственной связи в Финляндию электроэнергии составляет до 6881.92 млрд. кВтч/год.

После ввода в эксплуатацию новой ВЛ 400 кВ ПС Выборгская - ПС Кюми (Финляндия) было признано экономически целесообразным выделить на работу с финской энергосистемой энергоблок №1 Северо-Западной ТЭЦ мощностью 450 МВт, а затем и энергоблок №2.

В нормальной схеме парогазовый блок 450 МВт ПГУ-1 Северо-Западной ТЭЦ работает синхронно с энергосистемой Финляндии [9].

Таким образом, ЭС России и Финляндии имеют непосредственные электрические связи по следующим линиям электропередачи:

• ВЛ 400 кВ Выборгская - Кюми (ЛЛн-1);

• ВЛ 400 кВ Выборгская - Юлликкяля (ЛЛн-2);

• ВЛ 400 кВ Выборгская - Юлликкяля (ЛЛн-3);

• ВЛ 110 кВ Кайтакоски ГЭС-4 - Ивало (Л-82);

• ВЛ 110 кВ Иматра-1 (ВЛ 110 кВ Светогорская ГЭС - Иматра) (Им-1) - По указанной ЛЭП осуществляется выделение гидроагрегатов Лесогорской ГЭС и/или Светогорской ГЭС на параллельную работу с ЭС Финляндии.

Несмотря на то, что обе энергосистемы работают с одной промышленной частотой электрической сети - 50 Гц, а также имеют непосредственные электрические связи по линиям переменного тока, стоит отметить, что длительная параллельная работа ЭС России и Финляндии недопустима. Объединение двух энергосистем на параллельную работу уже в течение первой минуты неизбежно приведет к системной аварии в близи точки объединения. Данное обстоятельство вызвано тем, что развитие ЕЭС России и Скандинавских стран происходило на основе разных критериев эффективности, что явилось причиной в различии как принципов структуры управления, так и ряде технических решений, которые в общем случае не позволяют ЭС России и Финляндии работать параллельно и должны быть учтены в условиях вынужденной кратковременной параллельной работы.

1.6. Выводы по первой главе

1) Показано, что по экономическим и режимным соображениям целесообразен периодический перевод части гидрогенераторов Лесогорской ГЭС и Светогорской ГЭС на параллельную работу с энергосистемой Юго-Восточной Финляндии по ВЛ 110 кВ Иматра-1.

2) Определено, что в настоящее перевод гидрогенераторов указанных электростанций на параллельную работу с Nordel осуществляется путём их разгрузки до режима холостого хода и дальнейшей синхронизацией с ЭС Финляндии в ручном режиме.

3) Выявлено, что технологические особенности гидрогенераторов Лесогорской

ГЭС и Светогорской ГЭС позволяют им осуществлять работу в режиме холостого хода не более, чем 100 часов в год.

4) Показано, что снижение количества часов работы гидрогенераторов указанных электростанций на холостом ходу может быть достигнуто путем автоматического перевода генерирующего оборудования из ЭС России в ЭС Финляндии и обратно с кратковременным объединением двух энергосистем на параллельную работу;

5) Установлено, что объединение на параллельную работу двух энергосистем значительной мощности требует выполнения исследований в части определения возможной и достаточной длительности объединения систем, необходимой для осуществления перевода оборудования из одной энергосистемы в другую.

6) Определено, что для корректного осуществления перевода гидроагрегатов контролируемые параметры сети должны находиться в таком диапазоне, чтобы успешно произошла не только синхронизация двух энергосистем, но и их отделение друг от друга с последующим втягиванием в синхронизм переводимого оборудования.

Глава 2 Математическое описание переходных процессов при переводе генераторов между смежными синхронными зонами

2.1. Описание принятых математических моделей

С целью определения возможной длительности объединения двух крупных энергосистем и расчета параметров сети, при которых возможно выполнение синхронизации, были выполнены расчеты протекающих в энергосистеме электромагнитных и электромеханических переходных процессов, сопровождающих перевод гидроагрегатов из одной энергосистемы в другую. Для выполнения расчетов были исследованы типовые модели, используемые в программно-вычислительном комплексе (ПВК) Eurostag:

• математические модели нагрузок, характеризующие изменение потребления активной и реактивной мощности в узлах ЭЭС во время протекания ЭМПП;

• математические модели синхронных генераторов электростанций с учётом их автоматических регуляторов возбуждения и системных стабилизаторов;

• математические модели теплосилового и гидравлического оборудования электростанций, учитывающие изменение мощности генерирующего оборудования во время первичного регулирования частоты.

По результатам анализа существующих моделей были разработаны и настроены расчетные схемы энергосистем Nordel и ОЭС Северо-Запада для исследования установившихся и динамических режимов.

Разработка расчетной схемы ОЭС Северо-Запада выполнена на основе достоверных исходных данных и в рамках выполнения задач диссертационной работы не требует верификации.

Расчетная схема в части энергосистемы Nordel разработана в условиях отсутствия части необходимых данных о генерирующем оборудовании. Недостающие данные заданы аналогично энергетическому оборудованию,

применяемому на электростанциях ЕЭС РФ и затем экспериментально верифицированы.

2.2. Математические модели установившихся режимов и нагрузочных узлов

Разработанные математические модели установившихся режимов ОЭС Северо-Запада и Nordel включают в себя 316 узлов и 400 ветвей, в том числе:

• Энергосистемы Финляндии, Норвегии и Швеции - 59 узлов и 83 ветви;

• ОЭС Северо-Запада - 257 узлов и 317 ветвей.

В разработанных цифровых моделях энергосистема ОЭС Северо-Запада представлена подробной математической моделью системообразующей сети 330750 кВ и эквивалентной моделью сети 110 кВ в пределах г. Санкт-Петербург и Ленинградской области. Электрические сети Nordel классом напряжения 110 кВ и выше (в т.ч. электрические сети Юго-Восточного района Финляндии) представлены эквивалентными моделями, составленными по данным, полученным из открытых интернет-источников.

Для ОЭС Северо-Запада в качестве балансирующего узла в расчётных моделях УР были приняты шины 750 кВ Калининской АЭС. Для Nordel - эквивалентные шины 400 кВ, моделирующие шведскую энергосистему.

Нагрузочные узлы в разработанной динамической модели представлены обобщенными характеристиками [21-25], которые в ПВК Eurostag задаются следующим образом (2.1):

ОЭС Северо-Запада и Nordel

где:

Рн - расчётное значение активной мощности в узле; Рн0 - исходное значение активной мощности в узле; Qн - расчётное значение реактивной мощности в узле;

Qh0 - исходное значение реактивной мощности в узле;

U - текущее значение напряжения в узле;

U0 - номинальное значение напряжения в узле;

ю - текущее значение частоты в ЭС;

ю0 - номинальное значение частоты в ЭС;

U0 - номинальное значение напряжения в узле;

ß - степень зависимости активной мощности в узле от напряжения;

а - степень зависимости реактивной мощности в узле от частоты;

s - степень зависимости активной мощности в узле от напряжения;

Y - степень зависимости реактивной мощности в узле от частоты.

Показатели степени а, ß, у, s в расчётных моделях были приняты характерными для нагрузочных узлов ЕЭС РФ (а = 2, ß = 2, £ = 4, у = -2).

2.3. Описание принятых математических моделей синхронных генераторов электростанций с учётом их автоматических регуляторов возбуждения и

системных стабилизаторов

Модель ОЭС Северо-Запада и энергосистемы Nordel включают в себя 86 генераторов, описание которых выполнено полными уравнениями Парка-Горева [26], в том числе:

• 58 генераторов электростанций Ленинградской области (в т.ч. Лесогорской ГЭС , Светогорской ГЭС );

• 7 гидроагрегатов Иматра ГЭС и 4 гидроагрегата Тайнионкоски ГЭС;

• 2 турбоагрегата АЭС Ловииса;

• 19 эквивалентных генераторов, ЭС Финляндии, Швеции и Норвегии. Автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) электростанций ОЭС

Северо-Запада в расчётных моделях представлены регуляторами сильного действия (АРВСД) [27]. В качестве математических моделей систем возбуждения генераторов электростанций рассматриваемой ОЭС была принята цифровая модель статической тиристорной системы возбуждения с типовыми настройками.

В ходе выполнения диссертационного исследования не удалось получить достоверных данных о параметрах синхронных машин электростанций Nordel и их автоматических регуляторов возбуждения. По результатам тестовых расчетов и их верификации, показанной в разделе 2.5, указанные синхронные машины в разработанной динамической модели учтены с параметрами аналогичного энергетического оборудования, применяемого на электростанциях ЕЭС РФ [28].

Сводные данные о параметрах генерирующего оборудования и автоматических регуляторов возбуждения энергоблоков Лесогорской ГЭС, Светогорской ГЭС, Иматра ГЭС, АЭС Ловииса и Тайнионкоски ГЭС, принятых в математической модели, приведены в таблицах 2.1-2.3.

Таблица 2.1 - Паспортные и расчётные параметры гидроагрегатов Лесогорской ГЭС , Светогорской ГЭС , Иматра ГЭС, АЭС Ловииса, Тайнионкоски ГЭС и ТЭЦ ЗАО «Интернешнл Пейпер», принятые в динамической модели ОЭС Северо-

Запада и ЭС Финляндии

№ Электростанция Наименование энергоблока Тип турбины Тип генератора -Рном.ген -Рном.турб СОБф Т).агр

кВ МВт МВт МВтс/МВА

1.1 Лесогорская ГЭС Г-1 ПЛ 20/0961-В-562 СВ-800/95-60УХЛ4 10,5 31,5 29,5 0,9 4,131

1.2 Г-2 ПЛ 20/0961-В-562 СВ-800/95-60УХЛ4 10,5 31,5 29,5 0,9 4,131

1.3 Г-3 ПЛ 20/0961-В-562 СВ-800/95-60УХЛ4 10,5 31,5 29,5 0,9 4,131

1.4 Г-4 ПЛ 20/0961-В-562 СВ-800/95-60УХЛ4 10,5 31,5 29,5 0,9 4,131

2.1 Светогорская ГЭС Г-1 ПЛ-20/0961-В-562 СВ 800/95-60 УХЛ4 10,5 31,5 30,5 0,9 4,131

2.2 Г-2 ПЛ-20/0961-В-562 СВ 800/95-60 УХЛ4 10,5 31,5 30,5 0,9 4,131

2.3 Г-3 ПЛ-20/0961-В-562 СВ 800/95-60 УХЛ4 10,5 31,5 30,5 0,9 4,131

2.4 Г-4 ПЛ 20/0961-В-562 СВ-800/95-60УХЛ4 10,5 31,5 30,5 0,9 4,131

3.1 Иматра ГЭС Г-1 н/д н/д 10,5 24 24 0,85 7,369

3.2 Г-2 н/д н/д 10,5 24 24 0,85 7,369

3.3 Г-3 н/д н/д 10,5 24 24 0,85 7,369

3.4 Г-4 н/д н/д 10,5 24 24 0,85 7,369

3.5 Г-5 н/д н/д 10,5 24 24 0,85 7,369

3.6 Г-6 н/д н/д 10,5 24 24 0,85 7,369

3.7 Г-7 н/д н/д 10,5 24 24 0,85 7,369

4.1 Тайнионкоски ГЭС Г-1 н/д н/д 10,5 15,5 15,5 0,80 5,440

4.2 Г-2 н/д н/д 10,5 15,5 15,5 0,80 5,440

4.3 Г-3 н/д н/д 10,5 15,5 15,5 0,80 5,440

4.4 Г-4 н/д н/д 10,5 15,5 15,5 0,80 5,440

5.1 АЭС Ловииса Г-1 н/д н/д 20,0 500 500 0,85 9,864

5.2 Г-2 н/д н/д 20,0 500 500 0,85 9,864

6.1 ТЭЦ ЗАО «Интернешнл Пейпер» Г-1 Р-12-35/5 Т-12-2 УЗ 10,5 12,0 12,0 0,80 8,224

6.2 Г-2 Р-12-35/5М Т-12-2 УЗ 10,5 8,0 12,0 0,80 8,224

6.3 Г-3 Р-12-35/5 Т-12-2 УЗ 10,5 12,0 12,0 0,80 8,224

6.4 Г-4 Р-12-35/5 Т-12-2 УЗ 10,5 12,0 12,0 0,80 8,224

6.5 Г-5 Р-12-35/5 Т-12-2 УЗ 10,5 12,0 12,0 0,80 8,224

6.6 Г-6 Р-12-35/5 Т-12-2 УЗ 10,5 12,0 12,0 0,80 8,224

6.7 Г-7 SGT-600 PG Siemens н/д 10,5 24,77 24,77 0,80 6,800

Таблица 2.2 - Паспортные и экспериментальные параметры синхронных генераторов Лесогорской ГЭС, Светогорской ГЭС, Иматра ГЭС, АЭС Ловииса, Тайнионкоски ГЭС и ТЭЦ ЗАО «Интернешнл Пейпер», принятые в динамической

модели ОЭС Северо-Запада и ЭС Финляндии

№ Электростанция Наименование энергоблока Тип генератора ^ Xd Xq X"d та0

о.е. о.е. о.е. о.е. о.е. c

1.1 Лесогорская ГЭС Г-1 СВ-800/95-60УХЛ4 0,34 1,04 0,68 0,250 0,275 3,75

1.2 Г-2 СВ-800/95-60УХЛ4 0,34 1,04 0,68 0,250 0,275 3,75

1.3 Г-3 СВ-800/95-60УХЛ4 0,34 1,04 0,68 0,250 0,275 3,75

1.4 Г-4 СВ-800/95-60УХЛ4 0,34 1,04 0,68 0,250 0,275 3,75

2.1 Светогорская ГЭС Г-1 СВ 800/95-60 УХЛ4 0,34 1,04 0,68 0,250 0,275 3,75

2.2 Г-2 СВ 800/95-60 УХЛ4 0,34 1,04 0,68 0,250 0,275 3,75

2.3 Г-3 СВ 800/95-60 УХЛ4 0,34 1,04 0,68 0,250 0,275 3,75

2.4 Г-4 СВ-800/95-60УХЛ4 0,34 1,04 0,68 0,250 0,275 3,75

3.1 Иматра ГЭС Г-1 н/д 0,28 0,67 0,456 0,200 0,206 3,56

3.2 Г-2 н/д 0,28 0,67 0,456 0,200 0,206 3,56

3.3 Г-3 н/д 0,28 0,67 0,456 0,200 0,206 3,56

3.4 Г-4 н/д 0,28 0,67 0,456 0,200 0,206 3,56

3.5 Г-5 н/д 0,28 0,67 0,456 0,200 0,206 3,56

3.6 Г-6 н/д 0,28 0,67 0,456 0,200 0,206 3,56

3.7 Г-7 н/д 0,28 0,67 0,456 0,200 0,206 3,56

4.1 Тайнионкоски ГЭС Г-1 н/д 0,34 1,05 0,67 0,250 0,26 5,0

4.2 Г-2 н/д 0,34 1,05 0,67 0,250 0,26 5,0

4.3 Г-3 н/д 0,34 1,05 0,67 0,250 0,26 5,0

4.4 Г-4 н/д 0,34 1,05 0,67 0,250 0,26 5,0

5.1 АЭС Ловииса Г-1 н/д 0,355 2,56 2,56 0,242 0,242 9,2

5.2 Г-2 н/д 0,355 2,56 2,56 0,242 0,242 9,2

6.1 ТЭЦ ЗАО «Интернешнл Пейпер» Г-1 Т-12-2 УЗ 0,25 2,59 2,59 0,121 0,159 7,05

6.2 Г-2 Т-12-2 УЗ 0,25 2,59 2,59 0,121 0,159 7,05

6.3 Г-3 Т-12-2 УЗ 0,25 2,59 2,59 0,121 0,159 7,05

6.4 Г-4 Т-12-2 УЗ 0,25 2,59 2,59 0,121 0,159 7,05

6.5 Г-5 Т-12-2 УЗ 0,25 2,59 2,59 0,121 0,159 7,05

6.6 Г-6 Т-12-2 УЗ 0,25 2,59 2,59 0,121 0,159 7,05

6.7 Г-7 н/д 0,216 2,126 2,126 0,131 0,16 10,0

Таблица 2.3 - Типы и настройки АРВ генерирующего оборудования Лесогорской ГЭС , Светогорской ГЭС , Иматра ГЭС, АЭС Ловииса, Тайнионкоски ГЭС и ТЭЦ ЗАО «Интернешнл Пейпер», принятые в динамической модели ОЭС Северо-

Запада и ЭС Финляндии

№ Название станции Станц. № Тип генератора Тип АРВ Kou Klu Кш к^

е.в.н./е.н.с. дел.

1.1 Лесогорская ГЭС Г-1 СВ-800/95-60УХЛ4 АРВСД 10,0 2,0 1,25 0,0 1,5

1.2 Г-2 СВ-800/95-60УХЛ4 АРВСД 10,0 2,0 1,25 0,0 1,5

1.3 Г-3 СВ-800/95-60УХЛ4 АРВСД 10,0 2,0 1,25 0,0 1,5

1.4 Г-4 СВ-800/95-60УХЛ4 АРВСД 10,0 2,0 1,25 0,0 1,5

2.1 Светогорская ГЭС Г-4 СВ 800/95-60 УХЛ4 АРВСД 20,0 5,0 1,0 3,0 1,5

2.2 Г-1 СВ 800/95-60 УХЛ4 АРВСД 20,0 5,0 1,0 3,0 1,5

2.3 Г-2 СВ 800/95-60 УХЛ4 АРВСД 20,0 5,0 1,0 3,0 1,5

2.4 Г-3 СВ-800/95-60УХЛ4 АРВСД 20,0 5,0 1,0 3,0 1,5

3.1 Иматра ГЭС Г-4 н/д АРВСД 20,0 5,0 1,0 3,0 1,5

3.2 Г-1 н/д АРВСД 20,0 5,0 1,0 3,0 1,5

3.3 Г-2 н/д АРВСД 20,0 5,0 1,0 3,0 1,5

3.4 Г-3 н/д АРВСД 20,0 5,0 1,0 3,0 1,5

3.5 Г-4 н/д АРВСД 20,0 5,0 1,0 3,0 1,5

3.6 Г-5 н/д АРВСД 20,0 5,0 1,0 3,0 1,5

3.7 Г-6 н/д АРВСД 20,0 5,0 1,0 3,0 1,5

4.1 Тайнионкоски ГЭС Г-7 н/д АРВСД 20,0 5,0 1,0 3,0 1,5

4.2 Г-1 н/д АРВСД 20,0 5,0 1,0 3,0 1,5

4.3 Г-2 н/д АРВСД 20,0 5,0 1,0 3,0 1,5

4.4 Г-3 н/д АРВСД 20,0 5,0 1,0 3,0 1,5

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Синянский Иван Владимирович, 2022 год

/ / / /

/ / / J / 9

\

95.0 100.0 105.0 110.0 115.0 120.0 125.0 130.0 135.0 —•— Данные СМПР ----Математическое моделирование

Рисунок 2.6 - Сравнительный анализ данных, полученных 23.09.2003 г. от устройств СМПР ПС 400 кВ Сёдеросен (Швеция), и результатов математического

моделирования ЭМПП в ПВК Eurostag

Анализ данных, представленных на рисунке 2.6, показал, что осциллограммы электромеханических переходных процессов, полученные 23.09.2003 г. от устройств системы мониторинга переходных режимов (СМПР) ПС 400 кВ Сёдеросен (Швеция), и осциллограммы ЭМПП, полученные в результате математического моделирования рассматриваемой аварийной ситуации в ПВК Eurostag, имеют достаточно хорошее качественное и количественное совпадение и позволяют опираться на выполненные расчеты в рамках выполнения исследования.

2.6. Выводы по второй главе

1) Определено, что компьютерное моделирование кратковременного включения энергосистемы Nordel и Северо-Зпадного энергорайона Ленинградской области требует использования, в первую очередь, подробных математических моделей автоматических регуляторов и систем возбуждения генерирующего оборудования Лесогорская ГЭС, Светогорская ГЭС, Иматра ГЭС и Тайнионкоски ГЭС, а также цифровых моделей гидротурбинного оборудования.

2) Установлено, что при моделировании процесса кратковременного включения энергосистем Nordel и Северо-Зпадного энергорайона Ленинградской области в качестве математических моделей гидравлических турбин наиболее целесообразно использование моделей типа Hydrturb.

3) Отмечено, что верификация разработанных моделей Nordel показала качественное и количественное совпадения расчётного и натурного процесса изменения частоты в данной ЭС.

Глава 3 Расчеты установившихся электрических режимов и переходных процессов при кратковременной синхронизации двух

систем

3.1. Описание рассматриваемых электрических режимов

С применением разработанных и настроенных расчетных схем энергосистем Nordel и ОЭС Северо-Запада были проведены:

• расчеты установившихся электрических режимов в районе выдачи мощности КВуГЭС с целью определения допустимой величины электрической мощности, передаваемой в ЭС Финляндии;

• расчеты электромагнитных и электромеханических переходных процессов в нормальных и ремонтных схемах, с целью определения допустимых условий включения ОЭС Северо-Запада и Nordel на кратковременную параллельную работу.

В целях подробного анализа переходных процессов и возможности перевода гидроагрегатов без останова, переходный процесс, сопровождающийся переводом генераторов из одной энергосистемы в другую, в дальнейших исследованиях делится на два этапа:

• первый этап - от момента включения на параллельную работу энергосистем до отделения генератора от одной из энергосистем;

• второй этап - от момента отделения генератора до установления нового синхронного режима.

На основании результатов исследований переходных процессов был выполнен предварительный анализ настроек устройства системы автоматического перевода гидроагрегатов КВуГЭС на параллельную работу с Nordel и обратно ОЭС Северо -Запада.

3.2. Особенности рассматриваемого переходного процесса

С практической точки зрения целесообразно рассматривать отдельно электромагнитный (быстрый) и электромеханический (длительный) переходный процесс [26,55].

Электромагнитная составляющая переходного процесса представляет интерес прежде всего с точки зрения оценки всплеска тока в момент замыкания связи между энергосистемами.

Электромеханический переходный процесс анализируется в части проверки устойчивости генерирующего оборудования после перевода генераторов из одной энергосистемы в другую [56].

Кратковременное объединение двух мощных ЭС, как правило осуществляется, по одной ЛЭП, обладающей значительным индуктивным сопротивлением относительно эквивалентных сопротивлений энергосистем (рисунок 3.1). В связи с тем, что для крупных ЭС обеспечить «идеальные» условия синхронизации (нулевая разность углов, частот и напряжений в точке объединения) физически достаточно сложно, то процесс синхронизации может сопровождаться такими нежелательными явлениями как недопустимые броски тока при включении и нарушение устойчивости параллельной работы двух ОЭС по ЛЭП или смежным связям в том случае, если объединение энергосистем по каким-либо причинам превысит несколько секунд [4,6,7].

Возникновение недопустимых бросков тока, в первую очередь, опасно для трансформаторного и генерирующего оборудования, находящегося вблизи точки синхронизации, а также может приводить к излишнему срабатыванию резервных защит присоединений (МТЗ, ДЗ, токовые отсечки) [57-62].

Г» Нг э

Н2Э Г2Э

Рисунок 3.1 - Эквивалентная схема

В связи с тем, что оценка величины броска тока, обычно, выполняется в момент синхронизации двух ЭС, а для оценки нарушения устойчивости требуется рассмотреть интервал времени протекания переходных процессов, равный нескольким секундам, то и математические модели ЭС, используемые для их расчёта будут различными.

В первом случае математическая модель крупной энергосистемы может быть представлена в качестве эквивалентной ЭДС, находящейся за некоторым сопротивлением системы, а модель ЛЭП - её индуктивным сопротивлением Ху2-

Эквивалентное сопротивление крупных ЭС крайне мало, поэтому для оценки броска тока оно может быть с достаточной точностью принято равным нулю [82].

При таком допущении бросок тока в момент включения на параллельную работу двух энергосистем (представим их эквивалентными источниками ЭДС с одинаковой частотой и одинаковыми амплитудами) можно оценить по формуле (3.1). Предполагается, что включение происходит с разницей фазовых углов эквивалентных ЭДС 512; поэтому одну из ЭДС удобно совместить с вещественной осью:

J Ё\ — Ё2 Е i • eis 12 — Е2 Г* 12 Г*12

После преобразований модуль тока выражается формулой (3.2):

1

(3.1)

/| = — V^l + £1 — 2Ei Е2 cos S12 . (3.2)

v . +

x12

где:

x12 - эквивалентное индуктивное сопротивление сети, равное сумме сопротивлений Хсис1, Хвл и Хсис2 , [о.е.] (рисунок 3.1); Е1 Е2- эквивалентные источники ЭДС ЭС1,2, [о.е.]; cos S12,- угол между напряжениями в момент включения [град.]. Очевидно, что даже приближенная оценка возможности неселективного срабатывания устройств РЗА с использованием модели, представленной на рисунке 3.1, не представляется возможной. Также не представляется возможным оценить точные значения ударных токов для генераторов ввиду применения

различных схем распределительных устройств электростанций, типов блочных трансформаторов и других особенностей. Поэтому, в качестве весьма приближенного критерия допустимости включения возможно использовать критерий (3.3):

< 1к(3) = 1,

(3.3)

где:

1к(3) -действующее значение тока трёхфазного КЗ в точки синхронизации двух ЭС, [о.е].

На рисунке 3.2 представлены зависимости периодической составляющей тока от разности углов между ЭДС эквивалентных энергосистем при различных величинах разности их абсолютных значений. Разность частот между двумя ЭС принята равной нулю. Сопротивление ВЛ, по которой происходит синхронизация двух ЭС, принято равным 0,15 о.е., что соответствует суммарному эквивалентному сопротивлению ВЛ 110 кВ Иматра-1 и силового оборудования.

И,кА 20 18 16 14 12 10

/У У*

1к(3)=7.5кА Л/

20

-Ди = 0%, кВ

40

60

йи = 5 %, кВ

80

100

120

140

160

180 6, град

- Ди = 10 %, кВ

-ли = 15%, кВ

-Ли = 20 %, кВ

Рисунок 3.2 - Результаты расчета периодической составляющей тока в функции

разности углов между ЭДС

Из рисунка 3.2 видно, что при разности углов между ЭДС в диапазоне изменения разности их абсолютных значений от 0 до 20 % условие 3.3 перестает выполняться при значении угла, приблизительно равного 50 градусам.

При анализе электромеханического переходного процесса использовался методический подход, предложенный в [63,64]. В соответствии с рекомендациями в [65] для анализа электромеханических переходных процессов в схеме (3.1) используется следующая система уравнений описания движения:

Ъ1 й2 81 йг2 — РТ1 1ц 5т а11 — Е1Е2 2ц

Т12 й2 82 йг2 = рТ2 %22 а22 + Е1Е2

(3.4)

Б1п(612 + а<12),

где:

Тл, Т^ - инерционные постоянные времени эквивалентных генераторов Г1Э, Г2Э , приведенные к базисной мощности;

Е1, Е2 - действующие значения ЭДС эквивалентных генераторов;

81 , 52 -углы между векторами ЭДС Ех и Е2 относительно синхронно

вращающейся оси;

512 =51-52 - угол между ЭДС Е± и Е2;

211, 222, 212 - модули собственных и взаимного сопротивлений;

а11, а22, а12 - дополнительные до 90° углы сопротивлений 211, 222, 212;

РТ1, РТ2 - приведенные к базисному значению моменты (мощности) первичных

двигателей эквивалентных генераторов Г1Э, Г2Э .

В случае отделения удаленной электростанции, с разделом энергосистемы на две изолированные части, эквивалентная схема (рисунок 3.1) вырождается в простейшую: машина-линия - шины бесконечной мощности, электромеханические

переходные процессы в которой могут описываться уравнением:

¿^ 8 <И

Т; — = Рт-Рт 51п (3.5)

где: Т^ Рт, Рт - инерционная постоянная, момент (мощность) первичного двигателя и максимум моментно-угловой характеристики эквивалентного генератора удаленной электростанции; 5 - угол между векторами ЭДС генератора и напряжения «шин бесконечной мощности».

В других случаях сечение разделяет исходную схему энергосистемы на две подсистемы с соизмеримыми суммарными мощностями электростанций в каждой из них. Для этих случаев система уравнений (3.1) приводится к виду:

Т

d 2зэ

— РТЭ — РтЭ sin 8з,

где:

^ _ Т 1tJ 2 _

ТЭ Т 1+Т 2;

РтЭ —

Т 2 {Рт 1

sin аii j—Tj 1 IР■

(^2

pT 2—z"22si

sin а

22

TJ1 + TJ 2

E1E2,

РтЭ

8Э — 812 + а; а — arctg

ТД+TiT2 cos 2di2+TjL2

^12 {TJ1 + TJ 2 )

TJ1 — T] 2

L TJ1 + TJ 2

tg а12

(3.6)

(3.7)

(3.8)

(3.9)

(3.10)

(3.11)

Очевидна аналогия уравнений (3.6) и (3.5) и, следовательно, возможность использования единой методики анализа. При этом, однако, следует иметь в виду, что уравнением (3.6) описывается только относительное движение эквивалентных генераторов, и лишь в пределах этой составляющей движения можно вести анализ с использованием (3.6).

Применительно к рассматриваемой работе, энергосистема I представляет объединенную энергосистему Nordel, а энергосистема II - синхронную часть энергосистемы ЕЭС России. Суммарная мощность энергосистемы I составляет около 60 ГВт, а энергосистемы II - 150 ГВт. Объединение двух энергосистем осуществляется по ЛЭП 110 кВ, протяженностью 10 км.

На первом этапе переходного процесса условия его протекания анализируются

с использованием уравнения (3.6).

При переходе к относительным единицам в качестве базисной мощности целесообразно принять мощность одной из объединяемых энергосистем, а за базисное напряжение - напряжение линии, связывающей две энергосистемы.

Zoe определим по:

и2

Zoe = = 0,3 Ом, (3.12)

"ое

При принятых условиях в выражении (3.4) и (3.5) Рт1 = 1; Рт2 = 3; Ъ12 = 10 очевидно соотношение:

^ — ^. (3.13)

Ъ 2 Рт2 V '

Если принять Е1«Е2 « 1 и реальные значения ГГ]1, Т]2 и а, то согласно выражению (3.6) Рмэ «0,1.

Отклонения от этих условий не может существенно изменить относительные значения Рмэ, т.к. оно определяется прежде всего значением 112 в относительных единицах.

Значение Рмэ согласно (3.5) определяется:

Е2 Е2

Pтl—т1sm ап и Р2 —-2siп агг . (3.14)

¿11 ¿22

Заметим, что эти выражения определяют баланс генерации и потребления в каждой из объединяемых энергосистем. Очевидно, что при объединении энергосистемы были сбалансированы и соответственно, эти выражении близки к нулю.

Кроме того, РМЭ определяет максимальную моментно-угловую характеристику, а РТЭ - мощность первичного двигателя генератора в схеме.

Очевидно, что рассматривать можно лишь режимы при РТЭ < РМЭ.

Изложенное свидетельствует о переходе от уравнения (3.4) к выражению:

Из чего следует:

Тщ^-5 ^ 0 т.е. = сопб1 . (3.15)

к -/2= ^ = сотг. (3.16)

К окончанию первого этапа переходного процесса определяются начальные условия второго этапа:

л = к -/2 = А/н' (3.17)

,5 = А/н • А ^ = 8Н.

Второй этап переходного процесса протекает при значениях Т^ Рт, Рт, соответствующих параметрам выделяемого генератора и линии связи его с шинами бесконечной мощности, при этом, к числу начальных условий (3.11) добавляется условие Рт = сопб1, соответствующее исходной загрузке выделяемого генератора.

Для оценки устойчивости на данном этапе переходного процесса целесообразно использовать правило площадей.

В начале рассмотрим условия устойчивости без учета начальной скорости

генератора ^ = А/н = 0 при различных значениях 5н.

На рисунке 3.3 представлена площадка ускорения и торможения при 5н < 5 в точке устойчивого равновесия.

Р

Р

т

б

Рисунок 3.3 - площадка ускорения и торможения при 8н < 8 Условия устойчивости в данном случае определяются соотношением:

С" С1

51 — Г 1(Рт-Рмз1п8)й8 < Г2(Рт-РмБт8)й8. (3.18)

"н1 "1

При значении Зн2 < 81 исходная площадка торможения выглядит следующим образом:

Рисунок 3.4 - площадка ускорения и торможения при Зн2 < 81

Условия устойчивости в данном случае определяются соотношением:

о о

S2 = Г1 (PT—PMsinS)dS < f°3(PT-PMsinS)dS. (3.19)

"н2 "1

Изменение угла S{t) в случае 6н = 5н1 и 6н = 6н2 представлено на рисунке 3.6.

5

5н2

а) "н = 8н1 б) "н = sн2

Рисунок 3.5 - Изменение угла S( t)

В обоих представленных случаях имеет место устойчивый переход к новому установившемуся режиму. Если предположить, что 8н> S2, то возникает асинхронный ход выделенного генератора относительно энергосистемы.

Напомним, что рассматриваемая выше площадка ускорения (торможения)

— ~ dS . с

оценивалась без учета начальной скорости выделенного генератора — = А f.

В рассматриваемом примере, согласно действующим нормативам, технический стандарт Nordel на отклонение частоты (А/) составляет ±0,1Гц [66,67,68]. В ЕЭС России должно быть обеспечено поддержание квазиустановившихся значений частоты в пределах ±0,05 Гц при допустимости нахождения значений частоты в пределах ±0,2 Гц с восстановлением частоты до уровня (50,00±0,05) Гц за время не более 15 минут [69].

Учет дополнительного фактора - наличия начальной скорости изменения

угла может рассматриваться как определенное искажение площадок S1 и 52.При

dS

этом в зависимости от сочетания знаков — и sin^ площадки S1 и S2 могут

оказаться как большим, так и меньшим по сравнению со своим значением, определяемым при А f = 0.

5

Грубую количественную оценку влияния начальной скорости на условия устойчивости можно получить, увеличив объем энергии, представленный площадкой 51(52) дополнительным импульсом энергии. Этот импульс можно оценить, приняв, что в течение времени увеличения S от начального значения 5н1

о о dS „

или уменьшения о от начального значения дн2 величина — остается постоянной.

Время увеличения (снижения) S в первом цикле синхронных качаний как правило

не превышает 0,5 с. При этом в наиболее неблагоприятном случае ^ = 0,05 Гц

дополнительное увеличение (снижение) S составляет 9°. Учитывая, что этот результат соответствует наиболее неблагоприятным начальным условиям, которые частично можно скомпенсировать при определении угла включения при замыкании синхронной связи, можно считать, что сам факт разницы значений f1 и f2 не имеет решающего значения. Основным определяющим успешность процесса перевода генератора в целом являются значения углов S0 и 8н. Необходимо отметить, что эти значения определяются не только точностью срабатывания устройств автоматики, но и реакцией коммутирующей аппаратуры.

3.3. Расчеты установившихся электрических режимов Ленинградской

области

С целью определения допустимой мощности, передаваемой в Финляндию по ВЛ 110 кВ Иматра-1, а также задач противоаварийного управления в районе выдачи мощности указанных электростанций, в рамках данной работы были проведены расчёты максимального допустимого перетока (МДП) по критериям статической устойчивости и допустимых токовых загрузок сетевых элементов в следующих сечениях:

• сечение «ВЛ 110 кВ Иматра-1» (для случая раздельной работы ОЭС Северо-Запада и Nordel);

• сечение «Вуоксинское»;

• сечение «Вк-3, Вб-1, ЛС-10», образующееся в результате подготовки промежуточных схем, связанных с работой генераторов ГЭС-10,11 по ВЛ

110 кВ Северная-13, при автоматическом переводе генераторов ГЭС-10,11 на работу на Финляндию.

Структурная схема Лесогорской ГЭС и Светогорской ГЭС, с указанием существующих контролируемых сечений приведена на рисунке 3.6.

Структурная схема Иматра ГЭС приведена на рисунке 3.7.

В связи с тем, что параллельная работа ОЭС Северо-Запада и Nordel предполагается только на время работы системы автоматизированного перевода (не более 0,5 с), то расчёты МДП по ВЛ 110 кВ Иматра-1 для синхронной работы ЕЭС РФ и ЭС Финляндии в рамках исследования проводить нецелесообразно [70,71,72].

В качестве расчётных температур наружного воздуха для зимних и летних режимов были приняты температуры -5°С и +25°С соответственно.

При проведении расчётов установившихся режимов в соответствии с рекомендациями [73] в рассматриваемых сечениях были приняты следующие траектории утяжеления:

• сечение «ВЛ 110 кВ Иматра-1» - загрузка генераторов Светогорской ГЭС и Лесогорской ГЭС, разгрузка генераторов Иматра ГЭС и Тайнионкоски ГЭС;

• сечение «Вуоксинское» - загрузка генераторов Светогорской ГЭС и Лесогорской ГЭС;

• сечение «Вк-3, Вб-1, ЛС-10» - загрузка Г-1, Г-2, Г-3, Г-4 Светогорской ГЭС и Г-1, Г-2, Г-3 Лесогорской ГЭС .

Анализ результатов расчётов МДП в сечении «ВЛ 110 кВ Иматра-1» показал:

• МДП по ВЛ 110 кВ Иматра-1 и ВЛ 110 кВ Северная-13 составляют 135 МВт и 104 МВт (вне зависимости от температуры наружного воздуха);

• в случае перевода на выдачу мощности в Финляндию 4-х генераторов Лесогорской ГЭС суммарная загрузка генерирующего оборудования указанной электростанции не должна превышать 104 МВт (по условию

недопущения возникновения токовых перегрузок ВЛ 110 кВ Северная-

13);

• в случае перевода на выдачу мощности в Финляндию 3-х генераторов Лесогорской ГЭС и 2-х генераторов Светогорской ГЭС суммарная загрузка генераторов электростанций не должна превышать величину 135 МВт;

• в случае перевода на выдачу мощности в Финляндию 4-х генераторов Лесогорской ГЭС и 1 -го генератора Светогорской ГЭС суммарная загрузка генераторов электростанций не должна превышать величину 135 МВт, при этом загрузка генераторов Лесогорской ГЭС не должна превышать 104 МВт;

• при подготовке промежуточных схем, в которых возможна работа генераторов ГЭС-10,11 по ВЛ 110 кВ Северная-13, в ремонтных схемах с участием КВЛ 110 кВ Вуоксинская-3 или КВЛ 110 кВ Выборгская-1 необходимо ограничение мощности генераторов Лесогорской ГЭС и Светогорской ГЭС составляет 71 МВт для каждой ГЭС.

Учитывая, что объектом исследования являются энергосистемы России и Финляндии, кратковременное включение на параллельную работу которых осуществляется по ВЛ 110 кВ Иматра-1, в нормальном режиме МДП по которой составляет 135 МВт, то целесообразно исследовать перевод гидроагрегатов с кратковременным включением двух энергосистем при максимальной загрузке по указанной ЛЭП - 135 МВт.

Рисунок 3.6 - Структурная схема Лесогорской ГЭС и Светогорской ГЭС

Рисунок 3.7 - Структурная схема Иматра ГЭС

Таблица 3.1 - Результаты расчетов МДП по ВЛ 110 кВ Иматра-1

№ Состав генераторов ГЭС-10 и ГЭС-11, работающих на Финляндию Допустимый переток по токовой загрузке сетевых элементов Допустимый переток по статической устойчивости M^, MBт Максимальн ая мощность генераторов, работающих на Финляндию, МВт Наличие ограничен ий на загрузку генератор ов ГЭС-10 и ГЭС-11

Пред. переток по критерию токовой загрузки, МВт Ограничиваю щий элемент Bеличи на ДДТН, А Пред. переток по статическо й устойчивос ти (Рпр), МВт Рпр*0, 8, MBт

1 2 генератора Светогорской ГЭС 83 - - 83 66 66 61 (2x30,5) -

2 2 генератора Лесогорской ГЭС 81 - - 81 65 65 59 (2x29,5) -

3 1 генератор Лесогорской ГЭС и 2 генератора Светогорской ГЭС 129 BЛ ll0 кБ Иматра-1 750 129 103 103 90,5 (29,5+2x30,5 ) -

4 4 генератора Лесогорской ГЭС 104(135) BЛ ll0 rB Северная-13 600 174 139 104 (135) 118 (4x29,5) +

5 2 генератора Лесогорской ГЭС и 2 генератора Светогорской ГЭС 135 BЛ ll0 rB Иматра-1 750 175 140 135 120 (2x29,5+2x3 0,5) -

6 3 генератора Лесогорской ГЭС и 2 генератора Светогорской ГЭС 135 BЛ ll0 xB Иматра-1 750 224 179 135 149,5 (3x29,5+2x3 0,5) +

7 4 генератора Лесогорской ГЭС и 1 генератор Светогорской ГЭС 135 BЛ ll0 xB Северная-13 600 224 179 135 148,5 (4x29,5+1x3 0,5) +

Анализ результатов расчётов установившихся режимов показал, что при переводе 5 генераторов Лесогорской ГЭС и Светогорской ГЭС на параллельную работу с ЭЭС Финляндии в режимах максимального потребления ОЗ Филиала АО «СО ЕЭС» Ленинградское РДУ и возникновении аварийных ситуаций, связанных с отключением ЛЭП, АТ и генераторов электростанций Северной части энергосистемы Ленинградской области, параметры послеаварийных режимов находятся в допустимой области.

3.4. Расчеты динамической устойчивости и асинхронных режимов генераторов Лесогорской ГЭС и Светогорской ГЭС

С целью определения допустимой выдачи активной мощности генераторов Лесогорской ГЭС и Светогорской ГЭС по критерию динамической устойчивости в рамках данной работы были выполнены расчёты электромеханических переходных процессов, возникающих при наложении аварийных возмущений вблизи шин 110 кВ рассматриваемых электростанций. Расчёты выполнены согласно рекомендациям, представленным в [74,75,76,77], с использованием ПВК Eurostag.

При проведении расчётов динамической устойчивости генераторов Лесогорской ГЭС и Светогорской ГЭС для случая параллельной работы с ОЭС Северо-Запада был рассмотрен следующий состав генерирующего оборудования электростанций:

• в работе Г-1,2,3,4 Лесогорской ГЭС (4x30,5 МВт);

• в работе Г-1,2,3,4 Светогорской ГЭС (4x29,5 МВт).

Временные диаграммы работы релейных защит при моделировании аварийных возмущений, представлены на рисунке 3.9.

При проведении расчётов динамической устойчивости генераторов Лесогорской ГЭС и Светогорской ГЭС для случая параллельной работы с ОЭС Северо-Запада были рассмотрены режимы для нормальных и ремонтных схем, в соответствии с Методическими указаниями [72].

K (1)

L Atpaa AtypoB Ate

J « «

t, c

AtK3=Atp3a + AtB I Лtдзш "

I1

Отключение ЛЭП с противоположной Отключение

стороны от точки моделирования КЗ; выключателей действием

а)

K

(3)

K

(3)

AtK3 = Atp3a + AtB

AtAnB + AtB.B

AtK3 = Atp3a + AtB

t, c

Отключение ЛЭП с двух сторон

Bключение ЛЭП с противоположной стороны от точки моделирования КЗ

Отключение ЛЭП

б)

Рисунок 3.8 - Временные диаграммы работы релейных защит при моделировании аварийных возмущений, рассмотренных при проведении расчётов динамической устойчивости генераторов Лесогорской ГЭС и Светогорской ГЭС: а) - отключение сетевого элемента действием УРОВ при однофазном коротком замыкании; б) - отключение сетевого элемента основными защитами при трёхфазном КЗ с неуспешным АПВ

На рисунке 3.8 приняты следующие условные обозначения: K(1) - однофазное короткое замыкание; K(3) - трёхфазное короткое замыкание;

Ato - время отключения короткого замыкания основными защитами, [с];

время срабатывания основных защит, [с]; Afe - полное время отключения выключателя, [с]; Atуров - выдержка времени на срабатывание УРОВ, [с]; А^зш - время срабатывания терминала ДЗШ, [с]; AU™ - выдержка времени на срабатывание АПВ, [с]; At^ - собственное время включения выключателя, [с].

Анализ результатов расчётов динамической устойчивости генерирующего оборудования Лесогорской ГЭС и Светогорской ГЭС показал, что динамическая устойчивость генераторов Лесогорской ГЭС и Светогорской ГЭС сохраняется при нормативных возмущениях III и II групп в нормальной схеме электросети и II группы в ремонтных схемах при полном составе и максимальной загрузке генераторов электростанций по активной мощности. Таким образом, реализация дополнительных мероприятий, направленных на повышение динамической устойчивости генераторов Лесогорской ГЭС и Светогорской ГЭС не требуется.

Также с целью определения необходимого быстродействия релейных защит присоединений 110 кВ Лесогорской ГЭС и Светогорской ГЭС при работе генераторов указанных электростанций на энергосистему Финляндии в рамках данной работы были выполнены расчёты предельных времен отключения КЗ (ДЮпред), которые составили:

• >1,0 с - для К(1) вблизи РУ 110 кВ Светогорской ГЭС;

• >1,0 с - для К(2) вблизи РУ 110 кВ Светогорской ГЭС;

• 0,332 с - для К(1,1) вблизи РУ 110 кВ Светогорской ГЭС;

• 0,245 с - для К(3) вблизи РУ 110 кВ Светогорской ГЭС.

Для случая работы 5 генераторов Каскада Вуоксинских ГЭС на ЭЭС Финляндии. К(1) - однофазное КЗ на землю, К(2) - двухфазное металлическое КЗ, К(1,1) - двухфазное КЗ на землю, К(3) - трёхфазное КЗ.

Таким образом, с целью предотвращения возникновения асинхронных режимов генераторов Лесогорской ГЭС и Светогорской ГЭС времена отключения коротких замыканий устройствами РЗА указанных электростанций не должны превышать вышеуказанных значений.

Кроме того, необходимо учитывать данные времена срабатывания релейной защиты при выборе уставок устройства синхронизации, влияющих на общее время переходного процесса, а также величину ударного тока, возникающего в момент объединения двух систем.

3.5. Расчеты переходных процессов при включении ЕЭС России и Nordel на

параллельную работу

С целью определения допустимых условий включения ОЭС Северо-Запада и Nordel на кратковременную параллельную работу и выбора предварительных настроек устройства системы автоматического перевода гидроагрегатов КВуГЭС в рамках диссертационного исследования были выполнены расчёты электромагнитных и электромеханических переходных процессов в соответствии с рекомендациями, изложенными в [78-81]. Расчеты выполнялись с учётом изменения частоты, возникающей при синхронизации двух энергосистем и переводе генераторов Лесогорской ГЭС и/или Светогорской ГЭС на выдачу мощности в ЭЭС Финляндии (ЭМПП-f).

При проведении расчётов ЭМПП-f рассматривались следующие варианты перевода генераторов Лесогорской ГЭС и Светогорской ГЭС на параллельную работу с ЭС Финляндии (23 расчётные схемы):

• перевод 2 генераторов Светогорской ГЭС;

• перевод 2 генераторов Лесогорской ГЭС;

• перевод 1 генератора Лесогорской ГЭС и 2 генераторов Светогорской ГЭС;

• перевод 2 генераторов Лесогорской ГЭС и 2 генераторов Светогорской ГЭС;

• перевод 3 генераторов Лесогорской ГЭС и 2 генераторов Светогорской ГЭС.

При моделировании ЭМПП-f момент замыкания выключателя В ЛИМ-1 для синхронизации двух ЭЭС принят равным 100 с. Разность уровней напряжений по концам выключателя В ЛИМ-1 в исходном режиме была принята равной -20% от номинального напряжения электрической сети 110 кВ. Разность частот ЭЭС Финляндии и ОЭС Северо-Запада на момент включения приблизительно составляла 0,5 Гц. Разность углов включения по концам выключателя В ЛИМ-1 варьировалась в пределах от 60о до 120о. Отключение выключателя, по которому

производился разрыв параллельной работы с Nordel, выполнялось через At = 0,5 с после включения ОЭС Северо-Запада и Nordel на параллельную работу.

Результаты расчётов электромеханических переходных процессов при кратковременном включении ЕЭС России и Nordel на параллельную работу и переводе генераторов Лесогорской ГЭС и/или Светогорской ГЭС на выдачу мощности в ЭЭС Финляндии приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Результаты расчётов электромеханических переходных процессов при кратковременном включении ЕЭС России и Nordel на параллельную работу и переводе генераторов Лесогорской ГЭС и/или Светогорской ГЭС на выдачу мощности в ЭЭС Финляндии

№ Расчётная схема Кол-во генераторов, работающих на Финляндию Af 5 AU Устойчивость Т 1 Tmax , кА Т 2 Туд.расч , кА Iэ.д.пасп, кА кА

Гц град. кВ

1.1 РС №1 (1.1) РС №2 (1.2) РС №23 (1.3) 0/2 0,51 59,6 22,3 + 5,88 7,3 102 14,19

1.2 0,51 70,1 22,3 + 5,96 7,3 102 14,19

1.3 0,51 79,8 22,3 + 6,45 7,3 102 14,19

1.4 0,51 92,2 22,3 + 7,08 7,3 102 14,19

1.5 0,51 104 22,3 + 7,62 7,3 102 14,19

1.6 0,51 109,6 22,3 + 7,83 7,3 102 14,19

1.7 0,51 119,7 22,3 + 8,15 7,3 102 14,19

2.1 РС №3 (2) 1/2 0,51 59,6 22,3 + 5,91 7,3 102 14,19

2.2 0,51 70,1 22,3 + 6,00 7,3 102 14,19

2.3 0,51 79,8 22,3 + 6,45 7,3 102 14,19

2.4 0,51 92,2 22,3 + 7,08 7,3 102 14,19

2.5 0,51 104 22,3 + 7,62 7,3 102 14,19

2.6 0,51 109,6 22,3 + 7,83 7,3 102 14,19

2.7 0,51 119,7 22,3 + 8,15 7,3 102 14,19

3.1 РС №4 (3.1) РС №5 (3.2) РС №6 (4.1) РС №7 (4.2) РС №8 (4.3) РС №9 (4.4) 2/0 0,51 59,6 22,3 + 5,94 7,3 102 14,19

3.2 0,51 70,1 22,3 + 6,07 7,3 102 14,19

3.3 0,51 79,8 22,3 + 6,45 7,3 102 14,19

3.4 0,51 92,2 22,3 + 7,08 7,3 102 14,19

3.5 0,51 104 22,3 + 7,62 7,3 102 14,19

3.6 0,51 109,6 22,3 + 7,83 7,3 102 14,19

3.7 0,51 119,7 22,3 + 8,15 7,3 102 14,19

4.1 РС №10 (5.1) РС №11 (5.2) РС №12 (6.1) РС №13 (6.2) 2/1 0,51 59,6 22,3 + 5,96 7,3 102 14,19

4.2 0,51 70,1 22,3 + 6,02 7,3 102 14,19

4.3 0,51 79,8 22,3 + 6,45 7,3 102 14,19

4.4 0,51 92,2 22,3 + 7,08 7,3 102 14,19

4.5 0,51 104 22,3 + 7,62 7,3 102 14,19

4.6 0,51 109,6 22,3 + 7,83 7,3 102 14,19

4.7 0,51 119,7 22,3 + 8,15 7,3 102 14,19

5.1 РС №14 (7) РС №15 (8.1) 2/2 0,51 59,6 22,3 + 5,96 7,3 102 14,19

5.2 0,51 70,1 22,3 + 6,02 7,3 102 14,19

1 Максимальное значение тока со стороны НН Т-1 - Т-4 ГЭС-10 и ГЭС-11 в переходном процессе.

2 Ударный ток КЗ гидроагрегатов, рассчитанный по формуле !уд.расч = куд^^''^") = 1,98(1,1/0,3) = 7,3 кА.

№ Расчётная схема Кол-во генераторов, работающих на Финляндию М 5 ди Устойчивость Т 1 Тшах , кА Т 2 Туд.расч , кА Iэ.д.пасп, кА кА

Гц град. кВ

5.3 РС №16 (8.2) 0,51 79,8 22,3 + 6,45 7,3 102 14,19

5.4 0,51 92,2 22,3 + 7,08 7,3 102 14,19

5.5 0,51 104 22,3 + 7,62 7,3 102 14,19

5.6 0,51 109,6 22,3 + 7,83 7,3 102 14,19

5.7 0,51 119,7 22,3 + 8,15 7,3 102 14,19

6.1 РС №17 (9.1) РС №18 (9.2) РС №19 (10.1) РС №20 (10.2) РС №21 (10.3) РС №22 (10.4) 3/2 0,51 59,6 22,3 + 6,04 7,3 102 14,19

6.2 0,51 70,1 22,3 + 6,06 7,3 102 14,19

6.3 0,51 79,8 22,3 + 6,47 7,3 102 14,19

6.4 0,51 92,2 22,3 + 7,09 7,3 102 14,19

6.5 0,51 104 22,3 + 7,62 7,3 102 14,19

6.6 0,51 109,6 22,3 + 7,84 7,3 102 14,19

6.7 0,51 119,7 22,3 + 8,15 7,3 102 14,19

Анализ результатов расчётов, представленных в таблице 3.2, показал, что при кратковременном включении ОЭС Северо-Запада и ЭЭС Финляндии на параллельную работу по ВЛ 110 кВ Иматра при Дf = 0,5 Гц, 5 = 60... 120о и 20%-ой разности напряжений по концам В ЛИМ-1:

1) устойчивость параллельной работы генераторов электростанций двух энергосистем не нарушается в течении выдержки времени на разделение сети Дt равной 0,5 с, а после разделения сети переходные процессы в обеих ЭС носят затухающий характер;

2) максимальные токи включения, проходящие через блочные трансформаторы рассматриваемых электростанций, при несинхронном включении на параллельную работу ОЭС Северо-Запада и ЭЭС Финляндии по ВЛ 110 кВ Иматра-1 не превышают допустимых значений.

На рисунке 3.9 представлен график, демонстрирующий величину тока и мощности в момент синхронизации двух ЭС при максимально допустимых расчетных параметрах Дf = 0,5 Гц, 5 = 120о (схождение векторов) и Ди = 20%.

P, |I|, o.e.

18,0 16,0 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0 -2,0 40 -6,0 -8,0

-

"El \ н N \ \ >осок" тока прп включеннп ОЭС Северо-Запада ordel на параллельную раоотл (16,65 o.e. или 12.48 кА)

\

1 o.e. (135 МВт/750 А)

\

V Vf\S~^ *

X ---"

\ Набр ОЭС ос мощности на B.l 11U кЬ Ыматра-1 при включении C'eBeDO-Запала п Nordel на па»аллельную работу

\ (6,49 о.е. или 876,67 МВт)

\

209

210

211

212

213

- Р (ВЛ Им-1,- переток в сторон}' шин Иматра ГЭС)

214 215 ----1 (ВЛИм-1)

216 t, с

Рисунок 3.9 - Значения тока и мощности в момент синхронизации двух ЭС

Рисунок 3.10 - Параметры разности частот и напряжения между двух ЭС в

момент синхронизации

Таким образом, из рисунков 3.9, 3.10 видно, что настройки САП Дf = 0,5 Гц, 5 = 120о и Ди = 20% от номинального напряжения сети 110 кВ являются допустимыми для кратковременного включения ОЭС Северо-Запада и ЭЭС Финляндии на параллельную работу и перевода гидроагрегатов Каскада Вуоксинских ГЭС на работу с ЭС Финляндии и обратно с точки зрения

сохранения устойчивости. В то же время, на рисунках 3.11 и 3.12 видно, что при схожих параметрах синхронизации (Дf = 0,5 Гц, 5 = 110о и Ди = 20%), при осуществлении перевода генератора из ЭС России в ЭС Финляндии на расхождении углов фазовых напряжений, происходит нарушение устойчивости переводимого генератора относительно ЭС Финляндии.

Р,|1|, o.e.

14,0

12,0

10,0

8,0

6,0

4,0

2,0

0,0

-2,0

-4,0 209

На ОЭ орос мощности на ВЛ 110 кВ С Северо-Запада и Nordel на ,63 o.e. или 1570,69 МВт) П.матра-1 при включении параллельную работу

Л-; . / / (11

в эроеок" тока при включении ОЭС' С'еверо-\ordel на папаллельнгю паботл'П0.02 o.e. Запада яли 7,51 кА)

ч \ f\ А

\Л ( y.J у.

210 211 212 213 -Р (ВЛ Им-1, - переток в сторону шин Иматрз ГЭС)

214 215 ----1 (ВЛ 11м-1)

216 t,c

Рисунок 3.11 - Значения тока и мощности в момент синхронизации двух ЭС

Рисунок 3.12 -Разности частот и напряжения между двух ЭС в момент

синхронизации

Кроме того, по условиям приведенной на рисунке 3.2 зависимости периодической составляющей тока от разности углов между ЭДС эквивалентных энергосистем, значения тока при настройках САП Дf = 0,5 Гц, 5 = 120о и Ди = 20% в момент включения будет составлять не менее 12,8 кА, что выше критерия допустимости включения (3.3). По условиям критерия (3.3), предельный угол включения при Дf = 0 Гц составит 50о.

С целью улучшения условий протекания переходных процессов и сохранения ресурса генерирующего и коммутационного оборудования при включении на кратковременную параллельную работу, а также учитывая взаимозависимость следующих контролируемых параметров:

• зависимость разницы частот (Дф от параметров частот, изолированных друг от друга ЭС (^ и f2) в момент синхронизации;

• зависимость значения параметра 5 в момент разъединения связи между синхронными зонами от значения Дf в момент синхронизации;