Разработка алгоритмов управления перетоком мощности при асинхронном ходе по неоднородной межсистемной связи и исследование их эффективности тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат технических наук Лянзберг, Андрей Владимирович

• Лянзберг, Андрей Владимирович
• кандидат технических наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат технических наук Лянзберг, Андрей Владимирович

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО УСТРАНЕНИЮ АСИНХРОННОГО ХОДА ПО МЕЖСИСТЕМНЫМ связям в сложной ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

1.1. Общая характеристика проблемы

1.2. Асинхронные режимы в энергосистемах, развитие каскадных аварий и их последствия

1.3. Применение противоаварийной автоматики как средство повышения результирующей устойчивости

1.4. Обзор существующих способов выявления асинхронного

хода

1.5. Выводы по главе

Глава 2. РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМОВ УПРАВЛЕНИЯ

ПЕРЕТОКАМИ МОЩНОСТИ ПРИ АСИНХРОННОМ ХОДЕ ПО НЕОДНОРОДНОЙ МЕЖСИСТЕМНОЙ СВЯЗИ

2.1. Характерные особенности изменения параметров режима

при асинхронном ходе по межсистемной связи сложной ЭЭС

2.2. Обоснование возможности дискретного управления асинхронным ходом по межсистемной связи

2.3. Решение задачи синтеза алгоритмов управления перетоком активной мощности по межсистемной связи

2.4. Выбор коммутационной аппаратуры для дискретного управления перетоком мощности

2.5. Выводы по главе

Глава 3. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТ

УСТАНОВКИ УСТРОЙСТВ УПРАВЛЕНИЯ ПЕРЕТОКОМ МОЩНОСТИ ПРИ АСИНХРОННОМ ХОДЕ ПО МЕЖСИСТЕМНОЙ СВЯЗИ

3.1. Постановка задачи

3.2. Разработка методики выбора мест установки УУПМ

3.2.1. Выявление режимов с возникновением асинхронного

хода

3.2.2. Определение мест установки устройств управления перетоком мощности на линиях межсистемной связи

3.2.3. Проверка эффективности работы УУПМ при асинхронном ходе в энергосистеме

3.3. Выводы по главе

Глава 4. УПРАВЛЕНИЕ НАГРУЗКОЙ В ЭНЕРГОДЕФИЦИТНОЙ

ПОДСИСТЕМЕ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ УСЛОВИЙ РЕСИНХРОНИЗАЦИИ

4.1. Постановка задачи

4.2. Синтез алгоритмов управления нагрузкой в энергодефицитной подсистеме для обеспечения условий ресинхронизации

4.3. Анализ эффективности разработанных алгоритмов управления нагрузкой

4.4. Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

Приложение 2

Приложение 3

Приложение 4

Приложение 5

Приложение 6

Приложение 7

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка алгоритмов управления перетоком мощности при асинхронном ходе по неоднородной межсистемной связи и исследование их эффективности»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. При больших возмущениях в электроэнергетических системах (ЭЭС) может нарушаться динамическая устойчивость с возникновением асинхронного хода по межсистемным связям, причем асинхронный ход в ЭЭС возможен даже при современном высоком уровне автоматизации.

Длительное существование асинхронных режимов с асинхронным ходом недопустимо. Поэтому возникает необходимость в разработке мероприятий по предотвращению возникновения асинхронного хода и созданию необходимых условий для осуществления успешной ресинхронизации, хотя и имеются используемые на практике устройства управления, реализующие различные способы выявления и ликвидации асинхронного хода посредством деления ЭЭС на подсистемы с разными частотами. Проблема сохранения результирующей устойчивости и сокращения продолжительности асинхронного хода в ЭЭС становится особо актуальной после тяжелых аварий с возникновением асинхронного хода, которые имеют место в России, крупных энергообъединениях европейских стран, а также в США и Канаде. Возможность возникновения асинхронного хода возрастает в объединениях энергосистем и в связи с увеличением их мощности. Нарушение устойчивости с возникновением асинхронного хода происходит, как правило, по слабым межсистемным связям.

Асинхронный ход в энергосистеме может спровоцировать последующее развитие каскадных аварий, а также стать причиной механического повреждения генераторов и турбин. Поэтому асинхронные режимы должны ликвидироваться максимально быстро посредством ресинхронизации, а при её отсутствии действием автоматики на деление объединений.

Ресинхронизация является более предпочтительным мероприятием устранения асинхронного хода, чем разделение на несинхронные подсистемы, так как позволяет избежать массового отключения нагрузки потребителей. Поэтому, для уменьшения времени асинхронного хода в ЭЭС, становится

целесообразным изменять характеристики линий электропередач (ЛЭП) межсистемных связей между подсистемами таким образом, чтобы по ним желаемым образом можно было управлять перетоком мощности при помощи устанавливаемых на линиях электропередачи устройств, обеспечивающих воздействия на пропускную способность межсистемных связей во всей ЭЭС. Одним из способов такого управления может служить воздействие на выключатели линии и кратковременное отключение нагрузки подсистем.

Рассмотрение и анализ в данной диссертационной работе исследований такого рода управления асинхронным ходом и методика выбора мест установки устройств управления перетоком мощности (УУПМ) по сложным межсистемным связям в многоподсистемных энергосистемах и их объединениях позволяют считать тему диссертационной работы актуальной.

Целью работы является разработка и исследование эффективности алгоритмов управления перетоками мощности при асинхронном ходе по неоднородной межсистемной связи путем воздействия на выключатели линий электропередачи и кратковременного отключения нагрузки в энергодефицитной подсистеме, а также составление методики выбора мест установки соответствующих устройств управления.

Для достижения поставленной цели решаются следующие задачи:

• проведение теоретических исследований в направлении поиска научной основы для разработки нового подхода к синтезу алгоритмов управления перетоком мощности по неоднородным межсистемным связям при асинхронном ходе и обеспечения выравнивания частот в подсистемах ЭЭС для успешной их ресинхронизации;

• применение метода структурной аналогии, а также положений теории переходных электромеханических процессов в энергосистеме для разработки метода синтеза алгоритмов управления перетоками мощности по межсистемной связи при асинхронном ходе;

• формирование методики выбора мест установки устройств управления перетоком мощности на линиях электропередачи неоднородной межсистемной связи при асинхронном ходе;

• формирование алгоритмов управления перетоками мощности при асинхронном ходе по неоднородной межсистемной связи с кратковременным отключением части нагрузки в энергодефицитной ЭЭС;

• исследование эффективности алгоритмов управления перетоком мощности при асинхронном ходе по неоднородной межсистемной связи и кратковременным отключением части нагрузки в энергодефицитной подсистеме.

Научная новизна работы.

1. Разработан алгоритм управления перетоками мощности при асинхронном ходе по линии электропередачи межсистемной связи с применением метода структурной аналогии.

2. Разработана методика выбора мест установки устройств управления перетоком мощности на линиях электропередачи межсистемных связей при асинхронном ходе.

3. Разработан алгоритм управления с кратковременным отключением части нагрузки в энергодефицитной подсистеме и перетоком мощности при асинхронном ходе по межсистемной связи.

Методы исследования. При решении поставленных задач использованы основные положения теоретической механики, теории электромеханических переходных процессов, методы математического моделирования и анализа устойчивости, критерии оценки качества переходных процессов, а также принципы построения систем управления.

Достоверность научных положений, выводов, рекомендаций и методик обеспечивается применением современных методов исследования режимных свойств ЭЭС при асинхронном ходе, использованием проверенных на практике математических и цифровых моделей ЭЭС и подтверждается результатами выполненных расчетов с использованием современной вычислительной

техники, а также сопоставлением переходных процессов без учета и с учетом действия устройств управления, устанавливаемых в соответствии с разработанной методикой выбора мест их установки в энергосистеме.

Практическая ценность н реализация результатов работы.

Разработанные алгоритмы управления перетоками мощности при асинхронном ходе по неоднородной межсистемпой связи технически реализуемы и могут найти применение наряду с устройствами автоматики ликвидации асинхронного режима (АЛАР) при установке их на неоднородных системообразующих и межсистемных связях в сложных ЭЭС и их энергообъединениях.

Результаты диссертационной работы могут быть использованы российскими и международными научно-исследовательскими учреждениями, а также производственными организациями, занимающимися решением задач управления асинхронным ходом в ЭЭС и повышением эффективности управления их результирующей устойчивостью.

Проведенными исследованиями с использованием разработанных алгоритмов управления подтверждена высокая эффективность управления перетоком мощности при асинхронном ходе по линиям электропередачи межсистемной связи с кратковременным отключением части нагрузки в энергодефицитной подсистеме.

Апробация диссертационной работы. Основные положения и результаты диссертации доложены и обсуждены на Второй Всероссийской научно-практической конференции «Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем -ЭНЕРГО-2012» (г. Москва, 4-6 июня 2012 г.), а также на XXI конференции «Релейная защита и автоматика энергосистем» (г. Москва, 29-31 мая 2012 г.).

Объем и структура диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованных источников и семи приложений. Объем работы включает в себя 173 страницы, 92 рисунка, 11 таблиц и 73 единицы использованных источников.

В первой главе дана краткая характеристика мероприятий по устранению асинхронного хода по межсистемным связям в сложной энергосистеме. Обозначаются основные проблемы, связанные с возникновением асинхронного хода в энергосистеме, а также описываются приоритетные пути и возможности усовершенствования существующей ЕЭС России, в том числе и в направлении создания интеллектуальных сетей. Описывается роль применения противоаварийной автоматики как средства повышения результирующей устойчивости энергосистем. В качестве подтверждения того, что асинхронные режимы создают тяжелые последствия для электропотребителей энергосистемы и требуют своевременного выявления их и ликвидации, дается краткое описание крупных системных аварий за последние годы в энергообъединениях разных стран, включая ЕЭС России.

Приведен обзор уже разработанных способов выявления асинхронного хода, используемых, в частности в устройствах АЛАР.

Во второй главе дано обоснование возможности дискретного управления асинхронным ходом по межсистемной связи на примере двухподсистемной энергосистемы. Установлено, что такое управление позволяет ликвидировать асинхронный ход без деления электрической сети, отключения источников генерации и электропотребителей.

Рассмотрены характерные особенности изменения параметров режима при асинхронном ходе по межсистемной связи в сложной энергосистеме, вплоть до момента ресинхронизации. На их основе, с использованием метода структурной аналогии, произведен синтез алгоритмов управления перетоком активной мощности. Выполненными расчетами подтверждена эффективность разработанного алгоритма управления перетоком мощности по межсистемной связи при асинхронном ходе.

На основе анализа технических характеристик коммутационной аппаратуры выявлены возможности использования ее в качестве выключателей, на которые воздействует устройство управления перетоком мощности, при реализации разработанного алгоритма управления асинхронным ходом.

В третьей главе рассмотрено создание методики выбора мест установки устройств управления перетоком мощности по линиям электропередачи неоднородной межсистемной связи при асинхронном ходе. В ёе основу положен подход, в соответствии с которым выполняется расчет переходных процессов при наиболее тяжелых видах коротких замыканий в различных точках электроэнергетической системы и определяется, по каким линиям электропередач возникает асинхронный ход.

Расчетами подтверждена высокая эффективность работы устройств управления перетоком мощности при асинхронном ходе при установке их на линиях электропередачи неоднородной межсистемной связи с использованием разработанного алгоритма управления.

В четвертой главе исследовано применение кратковременного отключения нагрузки в энергодефицитной подсистеме для создания условий восстановления синхронной работы выпавших из синхронизма подсистем энергообъединения. Разработан алгоритм дискретного управления нагрузкой в энергодефицитной подсистеме в виде кратковременного отключения части нагрузки и подтверждена его высокая эффективность.

Выявлено, что совместное использование устройств управления перетоком мощности и кратковременного отключения части нагрузки в энергодефицитной подсистеме позволяет получить наибольший положительный эффект по обеспечению ресинхронизации подсистем при асинхронном ходе по межсистемной связи.

В заключении дается обобщение по выполненной работе.

В приложении приведены расчетные параметры сети, режима и моделируемого оборудования, а также характеристики изменения параметров переходного процесса.

Глава 1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО УСТРАНЕНИЮ АСИНХРОННОГО ХОДА ПО МЕЖСИСТЕМНЫМ СВЯЗЯМ В СЛОЖНОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

1.1. Общая характеристика проблемы

Одной из основных задач развития электроэнергетики является гарантированное надежное питание потребителей электроэнергии, что, в свою очередь, требует обеспечения сохранения синхронизма в Единой Энергосистеме (ЕЭС) России [1-42].

ОАО «ФСК ЕЭС» утверждена Программа инновационного развития компании до 2016 года с перспективой до 2020 года, основной целью которой является повышение надежности, качества и экономичности энергоснабжения потребителей путем модернизации электрических сетей ЕЭС России на базе инновационных технологий с превращением их в активно-адаптивное (интеллектуальное) ядро технологической инфраструктуры энергетики. Программа содержит перечень мероприятий, направленных, в частности, на улучшение существующей производственно-технической системы, путем внедрение инновационных технологий и вывод на рынок новых продуктов и услуг, а также разработка, испытание и внедрение на объектах Единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС) «прорывных» и «улучшающих» инновационных технологий.

Понятие «интеллектуализация» связывается с необходимостью использования новых принципов и систем управления режимным состоянием ЕНЭС. Этим требованиям может отвечать применение новых технологий и принципов управления перетоками мощности по линиям электропередачи и напряжением в узлах нагрузки электрической сети (устройства FACTS, и др.), новых средств измерения параметров режима (PMU и др.), новых научно обоснованных алгоритмов управления для повышения эффективности функционирования всей ЕЭС, как в нормальных, так и в аварийных, вынужденных и послеаварийных режимах. Для этого необходимо использовать

новые информационные технологии и средства сбора, преобразования, передачи, представления и использования информации в устройствах управления, новые принципы формирования информации для визуализации переходных процессов в реальном времени.

Помимо этого, для создания автоматизированных систем управления их переходными режимами в реальном времени, необходима разработка достаточно эффективных алгоритмов управления, формируемых на основе применения новых теоретических разработок в области управления большими системами.

Само понятие «интеллектуальная электрическая сеть» означает, что она располагает системой управления, обладающей «мыслительными способностями» в отношении режимных изменений в ЕЭС и может выполнять функции диспетчерского управления с быстродействием, достаточным для получения не только необходимого оптимального эффекта, в том числе и в таких условиях, когда обычно применяемые системы управления оказываются неэффективными.

Вся энергосистема в целом должна стать Интеллектуализированной энергосистемой (ИЭС), причем ее составная часть в виде электрической сети при этом преобразуется в активно-адаптивную сеть (ААС) и, следовательно, ЕЭС преобразуется в ИЭС с ААС. Необходимость в таком преобразовании обусловливается тем, что электрическая сеть России является в основном пассивной. Перетоки мощности по линиям электропередачи определяются задаваемым режимом. Напряжение в узлах нагрузки поддерживается применением автоматического регулирования под нагрузкой (РПН) и регулируемых источников реактивной мощности на подстанциях. В настоящий момент у ФСК практически нет возможности изменять режим сети воздействием на перетоки активной мощности по линиям электропередачи, так как нет соответствующих управляющих устройств, включение которых в замкнутые контуры электрической сети с соответствующими алгоритмами управления позволило бы управлять режимами электрической сети с целью

повышения эффективности ее функционирования и придало бы электрической сети активно-адаптивные свойства.

В этом случае потребуется применение новых технологий векторных измерений, используемых для мониторинга переходных режимов, защиты и управления режимами в системах с неравномерным распределением генерации и нагрузки (WAMS1, WACS2, WAPS3).

Идея модернизации ЕЭС России, включая и ЕНЭС, и преобразования ее в интеллектуальную систему, способную самостоятельно находить правильные решения по повышению эффективности своего функционирования в условиях взаимосвязи между технологически неразделимыми ее компонентами, с приданием электрической сети свойств активно-адаптивной может рассматриваться как своевременная, отвечающая современному уровню развития новых технологий в мировой электроэнергетике. Она должна отвечать высокому уровню своих технологических возможностей и качеству выдаваемой потребителям электроэнергии.

Проблема сохранения синхронизма, а значит и устойчивости синхронной работы генераторов и отдельных подсистем сложных электроэнергетических систем (ЭЭС), а также обеспечение успешной ресинхронизации в случае возникновения асинхронного хода по линиям электропередач межсистемных связей особенно актуальны для энергосистемы России, учитывая перспективы ее развития [13,14]. Постоянный рост нагрузки требует увеличение генерируемых мощностей. Ввиду неравномерного распределения потребителей и станций возникает все большая потребность в создании новых и усилении уже имеющихся межсистемных связей высокого и сверхвысокого напряжения, так как нарушение устойчивости, в основном, происходит как раз по слабым связям между подсистемами энергообъединения.

Нарушение устойчивой работы с возникновением двухчастотного и многочастотного асинхронного хода наблюдалось так же и в энергообъединениях других стран мира [15].

WAMS1 (wide area measurement system) - система измерений на обширной территории; WACS2 (wide area control system) - система управления на обширной территории; WAPS3 (wide area protection system) - система зашиты на обширной территории.

Вопросы статической и динамической устойчивости в европейских странах также долгое время не являлись критичными ввиду отсутствия в Европе длинных линий и крупных единичных мощностей. Сохранение устойчивости во многих случаях достигалось за счёт больших резервов мощности и быстродействия релейной защиты. Поэтому предотвращение и ликвидация аварий возлагалась в основном на оперативно-диспетчерский персонал. В последнее время ситуация изменилась: сокращение резервов мощности и ограниченность запасов сырья, повлёкшее массовое строительство ветровых электростанций с режимом работы «по погоде», отсутствие свободных территорий для развития и реконструкции электрических сетей, рост электропотребления стали причиной системных аварий с нарушением синхронизма и массовым обесточиванием электропотребителей.

Причинами появления асинхронного режима генератора или группы генераторов могут быть: потеря возбуждения, нарушение динамической устойчивости после резкого возмущения режима или нарушение статической устойчивости [1]. Наиболее опасным является асинхронный ход по межсистемным связям, сопровождающийся периодическими изменениями угла сдвига между векторами напряжения по концам связи [16]. Длительное существование асинхронного хода по межсистемным связям недопустимо, так как при асинхронном ходе происходит:

1) периодическое изменение токов, напряжения, мощности в узлах нагрузки и по линии электропередачи;

2) глубокое снижение напряжения в точках подключения двигателей и их опрокидывание, а также нарушение электропитания собственных нужд с последующим отключением генераторов или целых станций;

3) снижение напряжения в промежуточных точках межсистемной связи, которое может привести к началу асинхронного хода в соседних подсистемах и развитию многочастотного асинхронного хода;

4) синхронные машины работают то в генераторном, то в двигательном режиме, что сопровождается колебаниями электромагнитных моментов, действующих на генератор и турбину, что может привести к физическому повреждению электротехнического оборудования и турбины;

5) небаланс мощности в подсистемах, работающих с разной частотой, и, как следствие, отключение нагрузки в энергодефицитной энергосистеме и разгрузка или отключение генераторного оборудования в энергоизбыточной;

6) ложное срабатывание релейной защиты и последующее излишнее действие противоаварийной автоматики.

Для предотвращения нарушения динамической устойчивости при аварийных возмущениях (АВ) и обеспечения в послеаварийных условиях нормативного запаса статической устойчивости для заданных сечений охватываемого района применяется автоматика предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ) [17-18]. Аварийным возмущением здесь является внезапное резкое и существенное изменение состояния энергосистемы в результате короткого замыкания, непредвиденного отключения элемента из-за его повреждения или ошибочных действий защиты, автоматики или персонала. Система АПНУ может применяться и должна выполнять свои функции для всех необходимых сочетаний схем, режимов и аварийных возмущений [19] и обеспечивать сохранение динамической устойчивости ЭЭС.

Однако на практике устройства АПНУ далеко не всегда позволяют обеспечить сохранения устойчивости. Возможны отклонения в работе устройств автоматики по различным причинам:

1) режим работы энергосистемы отличный от режима, в котором просчитывались уставки и логика работы АПНУ, в том числе при глубоких качаниях мощности;

2) отказ хотя бы одного элемента, нарушающего логику действия всего устройства АПНУ;

3) нерасчетный случай аварийного возмущения, в том числе аварийное отключение элементов в период проведения ремонтной кампании;

4) каскадное развитие аварий и, как следствие, отличие топологии сети от расчетной.

Для ликвидации асинхронного режима в энергосистеме и восстановления нормальной работы используется автоматика ликвидации асинхронного режима (АЛАР), которая может включать в себя целый комплекс мероприятий.

Для ресинхронизации частей энергообъединения после асинхронного хода по межсистемным связям устройства АЛАР воздействуют на снижение генерации мощности в энергоизбыточной подсистеме и отключение части нагрузки, необходимой для обеспечения баланса мощности, в дефицитной. При отсутствии синхронизации энергосистем, через несколько циклов асинхронного хода после указанных действий, дается команда на разделение подсистем с запретом автоматического повторного включения (АПВ). Сечение при делении выбирается таким, чтобы обеспечить минимальный небаланс мощности в разделившихся частях энергосистемы и избежать избыточного отключения нагрузки в энергодефицитной подсистеме и генераторов в энергоизбыточной. После разделения встает вопрос о балансировании мощности в подсистемах для обеспечения номинальной частоты. Зачастую необходимо отключать часть нагрузки энергодефицитной подсистемы, равную по величине мощности передаваемой по межсистемной связи в доаварийном режиме.

Проблема сохранения результирующей устойчивости и сокращения продолжительности асинхронного хода в электроэнергетических системах является актуальной, учитывая тяжелые последствия аварий с возникновением асинхронного хода. Поэтому требуется разработка эффективных мероприятий по предотвращению асинхронного режима в энергосистеме и созданию необходимых условий для осуществления успешной ресинхронизации, хотя и имеются разработанные и даже используемые на практике устройства управления, реализующие различные способы выявления и ликвидации

асинхронного хода. Для уменьшения времени асинхронного хода в электроэнергетической системе становится целесообразным изменять характеристики линий связи между подсистемами, а также создавать и внедрять в логику работы противоаварийной автоматики новые устройства воздействия на нагрузку.

Возможность нарушения синхронной работы подсистем в большинстве случаев можно предотвратить введением соответствующего управления на энергоагрегатах электростанций и противоаварийной автоматики. Однако, только одновременная модернизация и электростанций и электрической сети может обеспечить успешное решение проблемы повышения эффективности функционирования ЕЭС России.

Особого внимания заслуживают исследования по обеспечению результирующей устойчивости, в частности применению дискретного управления перетоками активной мощности по линиям электропередач путем воздействия устройством управления на выключатели для обеспечения условий успешной ресинхронизации частей электроэнергетической системы при асинхронном ходе.

Исследования управления перетоками активной мощности по линиям электропередач и является предметом исследования в данной работе.

1.2. Асинхронные режимы в энергосистемах, развитие каскадных аварий и их последствия

В Российской Федерации принято рассматривать системную аварию в энергосистеме как нарушение нормального режима всей или значительной части энергетической системы, связанное с повреждением оборудования, временным недопустимым ухудшением качества электрической энергии или перерывом в электроснабжении потребителей. К авариям относят [20]:

1) работу энергосистемы или её части с частотой 49,2 Гц и ниже в течение одного часа и общей продолжительностью в течение суток более трёх часов;

2) аварийное отключение потребителей суммарной мощностью более 500 МВт или 50 % от общего потребления энергосистемой вследствие отключения генерирующих источников, линий электропередачи, разделения энергосистемы на части;

3) нарушение режима работы электрической сети, вызвавшее перерыв электроснабжения города на 24 часа и более.

Все описанные нарушения работы энергосистемы могут являться, в том числе, и следствиями асинхронного режима в энергосистеме. Описание возникновения, развития и последствий некоторых из них рассмотрено ниже.

Согласно акту расследования технологического нарушения, 09 сентября 2000 г. в объединенной энергосистеме (ОЭС) Урала произошло нарушение устойчивой работы (рис. 1.1).

Одной из основных причин произошедшей аварии стало несинхронное включение выключателя на подстанции Белоярской атомной электростанции ввода 220 кВ «Ново-Свердловская ТЭЦ» с разностью частот 2,3 Гц, приведшее к дальнейшему развитию технологического нарушения, выразившемуся в асинхронном ходе между выделившимся энергорайоном и объединенной энергосистемой, приведшем к асинхронному ходу между Белоярской атомной электростанцией и Рефтинской ГРЭС по транзиту 220 кВ «Рефтинская ГРЭС -Травянская - Каменская - Белоярская АЭС» с разницей частоты 5 Гц. Развитие аварии привело в итоге к выделению полностью обесточенных энергорайонов, в том числе на Белоярской атомной электростанции электроснабжение собственных нужд осуществлялось от резервных дизель-генераторов.

песчаная

ПС-З ПС-14 ПС-14А

ПС-22Т

Солнечная Розовая

СУГРЭС

узхр

Пышма

Сварочная Дачная

■ ■ 1 ППОЛ

¡Валовая

Ипьинск

[лееакино Волочил

ГЕ

Травянская

т \ \

к |Л^®Кали6роз

•аЙр^РУбна*

• / ;

Сысерть

Терсутсгая

Малахит

| Н.Ивановосая

Сирень

\ Тыгиш

----J^^UfA Я»Ы ?

Рис. 1.1 - Сечение асинхронного хода в ОЭС Урала 09 сентября 2000 г.

27 июля 2005 г., в условиях ремонтной схемы в результате отключения двух воздушных линий (BJI) 110 кВ и последующего отключения из-за наброса мощности и возникновения асинхронного хода действием AJIAP двух BJI 220 кВ Пермско-Закамский энергоузел (рис. 1.2) выделялся на изолированную работу с дефицитом мощности, кратковременным снижением частоты до 46,5 Гц и обесточением потребителей действием АЧР суммарной нагрузкой 400 МВт [21].

В период с 16 по 17 сентября 2005 г. в западных районах Читинской области [22] (рис. 1.3) из-за неблагоприятных погодных условий с резким понижением температуры наружного воздуха, усилением ветра до 30 м/с, выпадением обильных осадков в виде дождя и мокрого снега с налипанием и гололедообразованием на проводах и конструкциях опор BJ1 произошли многочисленные обрывы проводов с повреждением опор. В результате произошло отключение четырех ВЛ 220 кВ, что привело к выделению Читинской энергосистемы на несинхронную работу и последующему погашению трех подстанций 220 кВ с обесточением населенных пунктов, подстанций тягового транзита и сбою в движении поездов Забайкальской железной дороги.

*ухтым

Мартепово Пямино-2 4

I/ Голованы Ж РЭССОХИНСКЗЯ 1

Владимирская

Кутамыш

Эмаль

Асинхронный ход по сеченшо

Дзчная Мулянка \

/7~в \ //

// I г ' г;:-.. .

(укуштан

Капиничи

Пермская ГРЭС

Промплощадка

Водозабо|

ОПК Добрянка * Лунежскзя |

Снежная

Скапын

ыттш

Рассвет

с.о

Паль

Р

Жякнмя*®*

Рис. 1.2 - Сечение асинхронного хода в ОЭС Урала, в районе Пермско-Закамского энергоузла 27 июля 2005 г.

ХОЛБОН

зилово

Асинхронный ход по сечению

ШАПКА

ХАРАНОРСКАЯ ГРЭС

ШЕРЛОВОГОРСКАЯ

ЦРП-10 ПГХК

СБЕГА

ЖИРЕКЕН БУШУЛЕЙ

ЧЕРНЬШЕВСК

БЫСТРАЯ

ПРИИСКОВАЯ

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Лянзберг, Андрей Владимирович

Основные результаты выполненной диссертационной работы заключаются в следующем:

1. Проведены теоретические исследования в направлении поиска научной основы для разработки нового подхода к синтезу алгоритмов управления перетоком мощности по неоднородным межсистемным связям при асинхронном ходе и обеспечения выравнивания частот в подсистемах ЭЭС для успешной их ресинхронизации.

2. На основе анализа режимных характеристик двухмашинной энергосистемы при асинхронном ходе по межсистемной связи установлены закономерности изменения параметров режима на разных этапах развития асинхронного хода вплоть до момента начала ресинхронизации и с использованием предлагаемого метода структурной аналогии разработан алгоритм управления перетоком мощности по межсистемной связи в целях сокращения его продолжительности и обеспечения успешной ресинхронизации.

3. Выполненными расчетами доказано, что управление перетоками мощности по линиям электропередачи в соответствии с разработанным алгоритмом создает благоприятные условия для ресинхронизации подсистем без деления энергосистемы на автономно работающие части (подсистемы).

4. На основе анализа режимных характеристик асинхронного хода при управлении перетоком мощности по межсистемной связи и технических параметров серийно изготавливаемых выключателей рассмотрена возможность применения элегазовых выключателей в устройствах управления перетоком мощности и показано влияние сокращения времени отключения и включения коммутационной аппаратуры на время ресинхронизации подсистем.

5. Разработана методика выбора мест установки устройств управления перетоком мощности по линиям электропередачи межсистемной связи, в соответствии с которой осуществляется расчет переходных процессов при наиболее тяжелых видах коротких замыканий в различных точках схемы энергосистемы и определяются линии электропередач, по которым возникает асинхронных ход. После этого осуществляется выбор мест установки УУПМ на тех линиях межсистемной связи, управление которыми производит необходимой эффект для успешной ресинхронизации.

6. Выполненными расчетами подтверждена эффективность дискретного управления перетоком мощности по неоднородной межсистемной связи и методики выбора мест установки устройств управления перетоком мощности в сложной многоагрегатной электроэнергетической системе.

7. В результате проведенных исследований выявлено, что использование кратковременного отключения части нагрузки в энергодефицитной подсистеме создает условия для успешной ресинхронизации подсистем. В связи с этим разработан алгоритм дискретного управления нагрузкой в энергодефицитной подсистеме для ускорения и обеспечения успешной ресинхронизации подсистем.

8. Анализ характеристик, полученных при расчете переходных процессов, показал, что применение кратковременного отключения части нагрузки в энергодефицитной подсистеме обеспечивает ресинхронизацию подсистем без воздействия на выключатели линий электропередачи. Однако, при этом, требуется отключать существенно большее количество электропотребителей, чем при совместном действии устройства управления перетоком мощности посредством отключения и включения выключателей и кратковременного отключения части нагрузки в энергодефицитной подсистеме.

9. Разработанные алгоритмы управления перетоком мощности и методика выбора мест установки УУПМ могут быть применены в различных схемах электроэнергетических систем, отличных от рассмотренных в работе, в том числе и в существующих реальных энергосистемах. Однако целесообразность применения такого управления на конкретных объектах ЕЭС России должна подтверждаться выполнением серии расчетом с учетом особенностей каждой из связываемых подсистем и структуры межсистемных связей. Для каждого такого случая необходимо оценивать влияние на успешную ресинхронизацию устройства управления перетоком мощности и характеристики установленного коммутационного оборудования. Изучение поведения различных типов нагрузки при управлении перетоками мощности, совершенствование и выбор оптимальных уставок алгоритма управления в виде кратковременного отключения нагрузки, а также усовершенствование характеристик коммутационной аппаратуры должны стать основными направлениями в дальнейших работах по данной тематике, решение которых позволит реализовать на практике разработанные алгоритмы управления перетоком мощности.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Лянзберг, Андрей Владимирович, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах // М.: Высшая школа. 1985, 536 с.

2. Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е., Okiiii A.A. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах // М.: Энергоатомиздат. 1990,390 с.

3. Хачатуров A.A. Несинхронные включения и ресинхронизация в энергосистемах // М.: Энергия. 1977, 176 с.

4. Наровлянский В.Г. Современные методы и средства предотвращения асинхронного режима электроэнергетической системы // М.: Энергоатомиздат. 2004, 361 с.

5. Иофьев Б.И. Принципы построения устройств автоматического прекращения асинхронного режима в энергосистемах // Электричество. 1976, №9.

6. Портной М.Г., Рабинович P.C. Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости // М.: Энергия. 1978, 352 с.

7. Совалов С.А., Семенов В.А. Противоаварийное управление в энергосистемах// М.: Энергоатомиздат. 1988,416 с.

8. Ковалев В.Д. Противоаварийное управление электроэнергетическими системами // Электричество. 2001, №9.

9. Баринов В.А., Гамм А.З., Кучеров Ю.Н. и д.р. Автоматизация диспетчерского управления в электроэнергетике // М.: МЭИ. 2000,647 с.

10. Баркан Я.Д., Орехов Л.А. Автоматизация энергосистем // М.: Высшая школа. 1981,271 с.

11. Гоник Я.Е., Иглицкий Е.С. Автоматика ликвидации асинхронного режима//М.: Энергоатомиздат. 1988, 112 с.

12. Литкенс И.В., Пуго В.И. Колебательные свойства электрических систем // М.: Энергоатомиздат. 1988,216 с.

13. Вайнзихер Б.В. Электроэнергетика России 2030: целевое видение // М.: Альпина Бизнес Букс. 2008, 360 с.

14. Ежков B.B, Зсленохат Н.И., JIiitkciic И.В. и др. Переходные процессы электрических систем в примерах и иллюстрациях // М.: Знак. 1996, 224 с.

15. Dass R., Grid Disturbance in India on 2nd January 2001 // Electra. 2001, No.196.

16. Бсркович M.A., A.H. Комаров, В.А. Семенов. Основы автоматики энергосистем // М.: Энергоатомиздат. 1981, 432 с.

17. Веников В.А. Электрические системы. Управление переходными режимами электроэнергетических систем // М.: Высшая школа. 1982,247 с.

18. Дьяков А.Ф., Зсленохат Н.И. Новая концепция создания автоматизированной системы управления переходными режимами в объединенных энергосистемах // Известия академии электротехнических наук Российской Федерации. 2009, № 3(5).

19. Методические указания по устойчивости энергосистем, утвержденные приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г. № 277.

20. СО 153-34.20.801-00 (РД 34.20.801-2000). Инструкция по расследованию и учету технологических нарушений в работе энергосистем, электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей // Министерством энергетики РФ. 2000.

21. Лоханин Е.К., Товстяк Т.О., Юдин A.B., и др. Моделирование и расчет аварийных ситуаций в энергосистемах Урала // 3-я Международная научно-техническая конференция «Энергосистема: управление, конкуренция, образование». Тезисы докладов. Екатеринбург, 2008.

22. http://wvvw.e-apbe.ru Устойчивость работы ЕЭС России и основные крупные технологические нарушения.

23. Жуков A.B., Демчук А.Т., Дубинин Д.М. Развитие технологий векторной регистрации параметров противоаварийного и режимного управления электрическими режимами энергосистем // XXI Конференция «Релейная защита и автоматика энергосистем».

Москва, 2012.

24. http://www.so-nps.ru Тюменское РДУ приняло участие в ликвидации условной аварии в энергосистеме Тюменской области.

25. Александров В.Ф., Езерский В.Г., Захаров О.Г., Малышев B.C. Частотная разгрузка в энергосистемах. Ч. 2. Аварийные режимы и уставки // М.: НТФ «Энергопрогресс». 2007, 76 с.

26. Иофьев Б.И. Автоматическое аварийное управление мощностью энергосистем // М.: Энергия. 1974, 356 с.

27. Окин A.A. Противоаварийная автоматика // М.: МЭИ. 1995, 212 с.

28. Богуславский JI.A., Ковалев В. Д., Шевченко А.Т. Устройство противоаварийной автоматики для сохранения устойчивости параллельной работы электростанций // Электрические станции. 1985, № 10.

29. Овчаренко Н.И. Автоматика электрических станций и электроэнергетических систем // М.: Изд-во НЦ ЭНАС. 2000, 504 с.

30. Александров Г.Н. Обеспечение передачи электрической энергии по длинным линиям с управляемыми шунтирующими реакторами // Электричество. 2001, №5.

31. Кашин И.В., Смоловик C.B. Устойчивость работы протяженных электропередач переменного тока с регулируемыми устройствами поперечной компенсации // Электричество. 2001, №2.

32. Дьяков А.Ф. Диспетчерское управление мощными энергообъединепиями // М.: МЭИ. 1996,243 с.

33. Калентионок Е.В. Оперативное управление в энергосистемах // Минск.: Высшая школа. 2007,371 с.

34. Баринов В.А. Режимы энергосистемы. Методы анализа и управления // М.: Энергоатомиздат. 1990, 438 с.

35. Жданов П.С. Вопросы устойчивости электрических систем // М.: Энергия. 1979, 456 с.

36. СТО 59012820.29.240.008-2011, Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Условия организации процесса. Условия создания объекта. Нормы и требования // Введено 2011.04.19. М.: СО ЕЭС. 2011.

37. Иофьев Б.И. Влияние деления энергосистемы на ее динамическую устойчивость // Электричество. 2003, №4.

38. Гоник Я.Е., Медведева JI.H. Определение критического угла электропередачи для настройки устройств автоматической ликвидации асинхронного режима // Электрические станции. 2000, №8.

39. Якимец И.В., Дмитриева Г.А., Налевин A.A. Определение эквивалентных параметров энергосистемы для адаптивного функционирования противоаварийной автоматики // Электричество. 2003, №7.

40. Якимец И.В., Глускин И.З., Наровлянский В.Г. Обобщенные способы выявления асинхронного режима // Электричество. 1997, №11.

41. Гоник Я.Е. Обобщенные способы выявления асинхронного хода // Труды института «Энергосетьпроект», выпуск 4, М.: Энергия. 1974.

42. Основное устройство AJIAP на базе МКПА // Екатеринбург: Прософт-Системы. 2006.

43. Пастухов B.C., Иванов K.M. Новые принципы автоматики ликвидации асинхронного режима на базе микропроцессорных комплексов в ОЭС Востока // Международная конференция CIGRE «Релейная защита и автоматика современных энергосистем сверхвысокого напряжения». Чебоксары. 2007.

44. Описание работы алгоритма AJ1AP в составе МКПА // Владивосток: ДВПИ. 2004, 56 с.

45. Якимец И.В., Наровлянский В.Г., Любарский Д.Р. и др.

Микропроцессорное устройство автоматической ликвидации асинхронного режима «АЛАР-М» // Электроэнергетика России: современное состояние, проблемы и перспективы: Сборник научных

трудов. М.: Энергоатомиздат. 2002.

46. Акопян Г.С., Акопян С.Г. Адаптивная защита энергосистемы от асинхронного хода// Электрические станции. 2007. №8.

47. Бринкис К.А., Бочкарева Г.И., Саухатас A.C. Микропроцессорное устройство предотвращения асинхронного хода // Электротехника. 1990, №2.

48. Берлянд Э.Г., Гурарий М.И. Влияние промежуточной нагрузки на изменение токов и мощности межсистемной связи при асинхронном режиме//Электричество. 1970, №8.

49. Берлянд Э.Г. Анализ изменения токов и активных мощностей при многочастотных асинхронных режимах // Электричество. 1972, №7.

50. Анисимова Н.Д., Веников В.А., Ежков В.В. и др. Методика расчетов устойчивости автоматизированных электрических систем // М.: Высшая школа. 1966.

51. Зеккель A.C., Иванов В.Ф., Шлайфштейн В. А. Динамические свойства протяженных энергообъединений // Электричество. 2001, №1.

52. Иванов В.П. Описание алгоритмов и моделей, реализованных в программном комплексе MUSTANG. WIN // Рига. 2004, 38с.

53. Зеленохат Н.И., Куки А., Нсгаш Г. Упрощенный анализ устойчивости в двухмашинной электроэнергетической системе // Вестник МЭИ. 1999, №2.

54. Зеленохат Н.И. Синтез систем управления электромеханическими процессами в сложной энергосистеме // Электричество. 1981, №9.

55. Зеленохат Н.И., Нгуен Хань, Севостьянов А.О. Дискретное управление асинхронным режимом электроэнергетической системы // Вестник МЭИ. 2008, №3.

56. Зеленохат Н.И., Кузнецов О.Н., Лянзберг А.В, Матисон В.А., Наволочный A.A. Управление перетоками мощности при асинхронном ходе по межсистемной связи в сложной электроэнергетической системе // Труды «Энерго-2012». Москва, 2012.

57. Зелснохат Н.И., Нгусн X., Аристов И.В. Анализ дискретного управления асинхронным ходом в двухподсистемпой электроэнергетической системе // Вестник МЭИ. 2011, №1.

58. Яворский Б.М., Детлаф A.A. Справочник по физике // М. Наука. 1964.

59. Зеленохат Н.И., Зеленохат О.Н., Лянзберг A.B. Выбор места установки устройств управления асинхронным ходом в энергообъединениях // Новое в российской электроэнергетике, Москва. 2013, №3.

60. ГОСТ 1516.3-96. Электрооборудование переменного тока на напряжение от 1 до 750 кВ // Минск. 1996.

61. Garzón R, High Voltage Circuit Breakers // Marcel Dekker Inc, US. 2002.

62. Сосков А.Г. Соскова И.А. Полупроводниковые аппараты: коммутации, управление, защита//К.: Каравелла. 2005, 344 с.

63. Елагин П.В. Полупроводниковый бесконтактный токоограничивающий выключатель // Новости Электротехники. 2004, №6(30).

64. Афанасьев В.В., Вишневский Ю.И. Воздушные выключатели // Л.: Энергоиздат, Ленинградское отделение. 1981.

65. СТ056947007-29.130.10.083-2011. Типовые технические требования к элегазовым выключателям напряжением 10-750кВ». Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» // Москва. 2011.

66. Файбисович Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей // М.: Изд-во НЦ ЭНАС. 2009,392 с.

67. Давыдов В.В., Неуймин В.Г., Сактоев В.Е. Определение критических сечений энергосистем в предельных режимах // Известия РАН. Энергетика и транспорт. 1992, №1.

68. Фулчнк М., Флорковский М., Соберански М., Берч Д. Оценка состояния энергосистемы с первого взгляда // АББ Ревю. 2004, №2.

69. Курмак В.В., Наровлянский В.Г. Метод определения полного перечня опасных сечений электроэнергетической системы при проектировании прогивоаварийной автоматики // Электрические станции. 2012, № 3.

70. Курмак В.В., Наровлянский В.Г. Метод выявления точек минимального напряжения для определения опасных сечений электроэнергетической системы // Электрические станции. 2011, № 3.

71. СТО 56947007-33.040.20.123-2012. Аттестационные требования к устройствам противоаварийной автоматики (ПА). Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» // Москва. 2012.

72. Зеленохат Н.И., Лянзберг A.B., Федоров М.С. Дискретное управление нагрузкой и перетоком мощности при асинхронном ходе по межсистемной связи // Энергетик, Москва. 2013, №3.

73. СТО 59012820.29.240.001-2010. Технические правила организации в ЕЭС России автоматического ограничения снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности (автоматическая частотная разгрузка) // Москва. 2009.