ВВЕДЕНИЕ
Развитие объединенных электроэнергетических систем, охватывающих большие территории с многочисленными мощными электрическими станциями, обуславливает необходимость углубленного рассмотрения вопросов обеспечения статической и динамической устойчивости их параллельной работы. Вопрос обеспечения устойчивой работы объединенных энергосистем остро стоит во многих странах мира, о чем свидетельствуют многочисленные системные аварии, сопровождающиеся продолжительным нарушением электроснабжения значительного числа потребителей. Высокая стоимость линий электропередачи заставляет полностью использовать их пропускную способность, возлагая решение задачи обеспечения устойчивости на вспомогательные силовые устройства, обеспечивающие ее заданные или допустимые показатели. На сегодняшний день предложено множество путей решения этой проблемы, но с появлением новой более мощной техники возникают новые требования к согласованию настроечных параметров регулирующих устройстр и новые ограничения на режимы работы линий электропередачи.
Так, 60-е - 70-е годы прошлого века характеризовались развитием быстродействующих устройств регулирования напряжения — синхронных компенсаторов (СК) и статических тиристорных компенсаторов (СТК).
Для повышения пропускной способности достаточно протяженных высоковольтных линий переменного тока применялись устройства продольной емкостной компенсации (УПК). Одна из первых установок УПК была использована в СССР при сооружении линии электропередачи 400 кВ Куйбышевская ГЭС — Москва. После повышения номинального напряжения этой электропередачи до 500 кВ установка была выведена из работы. Однако, применение УПК было весьма эффективным с экономической точки зрения и количество таких установок увеличилось. В 1971 году в США УПК была применена на электропередаче 500 кВ, отходящей от тепловой электростанции Mohawe [91]. Вследствие недостаточного внимания к
/' исследованию переходных процессов, связанных с применением УПК,
* включение этой установки привело к проявлению так называемого
субсинхронного резонанса (sub-synchronous resonance) и разрушению одного из генераторов электростанции. Явление субсинхронного резонанса возникает вследствие совпадения собственной частоты электромагнитных колебаний контура, состоящего из продольной емкости и индуктивностей электропередачи, и собственной частоты крутильных колебаний валопровода ; турбоагрегата. После этого неудачного опыта внедрения нерегулируемой
¦^ продольной емкостной компенсации быстро развилась технология
управляемых электропередач переменного тока, которая в западной литературе обозначается термином FACTS (Flexible AC Transmission System). В целом применение продольной емкостной компенсации считается безопасным на электропередачах от мощных гидростанций. УПК получили широкое распространение на линиях электропередачи 500 кВ и 765 кВ в Бразилии, однако большее распространение получили более простые и дешевые устройства поперечной компенсации.
Интерес к развитию техники передачи электрической энергии на
¦ дальние расстояния возникал неоднократно. В начале XX века в трудах
(%* В.Ф.Миткевича и А.А.Горева были исследованы общие свойства линий
переменного тока как средства передачи значительного количества энергии.
Именно В.Ф.Миткевичем в 1910 году была высказана идея глубокого
расщепления проводов. В 40-х - 50-х годах, когда стала очевидной
перспектива освоения огромных энергетических ресурсов восточной части
России, встал вопрос о конкретных технических решениях.
В настоящее время значительный прогресс достигнут в технике передачи электрической энергии высоковольтными ВЛ переменного тока. Благодаря применению новых изоляционных и конструкционных материалов, более совершенных устройств и конструкций по ограничению коммутационных и грозовых перенапряжений появилась возможность ** сокращения размеров опор, ширины отчуждаемой земельной полосы и т.д.
Важным направлением совершенствования линий переменного тока является разработка конструкций ВЛ ПНМ (повышенной натуральной мощности). Указанное направление сочетает все упомянутые выше мероприятия с глубоким расщеплением проводов, увеличением радиуса расщепления и рационального размещения проводов расщепляемой фазы в пространстве. Использование этого подхода позволяет дополнительно сократить расстояние между осями фаз и значительно увеличить натуральную мощность ВЛ. Недостатком является увеличение зарядной мощности ВЛ, которую нужно компенсировать.
Опыт эксплуатации линий электропередачи 1150 кВ, полученный в течение 80-х годов показал, что без применения управляемой поперечной компенсации зарядной мощности линий использование их пропускной способности практически невозможно: при полностью включенных неуправляемых шунтирующих реакторах пропускная способность трех участков линии 1150 кВ Экибастуз - Кокчетав - Кустанай - Челябинск составляла менее 50% натуральной мощности.
В соответствии с возникшей проблемой в течение 80-х - 90-х годов в России интенсивно развивалось научное направление, связанное с использованием управляемой поперечной компенсацией - статических терристорных компенсаторов и управляемых шунтирующих реакторов \J (УШР). Использование управляемой поперечной компенсации позволяет решить проблему создания сверхдальних электропередач для объединения удаленных друг от друга энергосистем. В этом случае управляемые реакторы, устанавливаемые на расстоянии 500 - 600 км друг от друга обеспечивают поддержание напряжений в узловых точках электропередачи и необходимую степень компенсации реактивной мощности. Для более коротких ВЛ со сравнительно небольшой натуральной мощностью также подходят СТК [8,43].
В данной работе выполнено исследование применения управляемой поперечной компенсации для улучшения характеристик установившихся
режимов и обеспечения устойчивости протяженной транзитной линии электропередачи переменного тока. Объектом исследования является протяженная электропередача 330 кВ, отходящая от Кольской атомной электростанции, после ее усиления второй цепью. В качестве устройств компенсации предполагается применение статических тиристорных компенсаторов или других устройств, способных как потреблять, так и генерировать реактивную мощность. Применение СТК позволяет существенно улучшить распределение напряжении вдоль линии электропередачи и одновременно обеспечить достаточно высокие показатели демпфирования малых колебаний. Весьма важным для практической реализации является вопрос о расстановке СТК по промежуточным подстанциям транзита, выборе законов регулирования СТК, установленных в различных точках электропередачи, и о выборе настроечных параметров СТК.
В первой главе выполнен обзор литературы, касающейся рассматриваемой темы, рассмотрены технико-экономические показатели различных устройств поперечной компенсации реактивной мощности ВЛ.
Во второй главе описаны основные математические модели элементов электроэнергетической системы и приемы их реализации в различных программных средах, включая существующие программные комплексы для расчетов установившихся режимов и динамической устойчивости сложных энергосистем.
В третьей главе приведены результаты расчетов установившихся режимов электропередачи при установке устройств управляемой поперечной компенсации. Показано, что использование УШР приводит к заметному улучшению распределений потоков реактивной мощности и, соответственно, значений напряжений в узловых точках электропередачи и снижению потерь.
В четвертой главе приведены результаты оценок статической устойчивости, выполненные на основе расчета характеристических чисел. Показано, что применение СТК обеспечивает хорошие показатели
демпфирования. Приведены результаты расчетов переходных процессов в электропередачи^ с СТК при конечных возмущениях. Показано, что возможности СТК в увеличении предельных по условиям динамической устойчивости значений передаваемых мощностей невелики. Тем не менее, регулирование СТК приводит к некоторому облегчению переходных процессов и существенно улучшает демпфирование послеаварииных колебаний.
ГЛАВА 1. ПРОБЛЕМЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ РЕЖИМОВ И УСТОЙЧИВОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ СЕВЕРО-ЗАПАДА
РОССИИ.
1.1. Особенности и проблемы развития ОЭС Северо-запада. 1.1.1. Общая характеристика ОЭС Северо-запада.
В состав объединенной энергосистемы Северо-Запада (ОЭС Северо-Запада) входит семь энергосистем: Кольская, Карельская, Ленинградская, Новгородская, Псковская, Архангельская и Коми, являющиеся АО-энерго (энергосистема Коми является акционерной компанией).
Архангельская и Коми энергосистемы в составе ОЭС Северо-Запада работают, начиная с 16.08.95г. До этого названные энергосистемы находились в составе ОЭС Центра.
Кольская, Карельская, Ленинградская, Новгородская и Псковская энергосистемы не имеют непосредственных электрических связей с Архангельской и Коми энергосистемами.
Это исключает возможность организации режимов работы электростанций всех энергосистем, входящих в ОЭС Северо-Запада, на общий график электрической нагрузки.
Энергосистемы ОЭС Северо-Запада обслуживают потребителей Архангельской, Ленинградской, Мурманской, Новгородской и Псковской областей, Карельской и Коми Республик, г. Санкт-Петербурга, охватывая территорию в 1256 тыс. кв.км с населением около 12,2 млн. человек.
По ОЭС Северо-Запада и отдельным энергосистемам ОЭС в течение последних пяти лет с 1998 по 2002 гг. в ОЭС Северо-Запада наблюдался рост электропотребления, его годовой темп составил 3,8%; 2,8%, 4,0% и 1,1%, соответственно, в 1999, 2000, 2001 и 2002 гг.
Однако, следует отметить, что уровня электропотребления 1990 года не достигла ни одна из энергосистем, входящих в ОЭС Северо-Запада.
Максимум электрической нагрузки ОЭС Северо-Запада в отчетном 2002 году зафиксирован 27 декабря в 11.00 в размере 12266 МВт при частоте 50,01 Гц.
Наиболее плотный график электрической нагрузки имеют Кольская и Карельская энергосистемы, в которых число часов использования максимума нагрузки составляет около 7000 часов. Энергосистемы Коми и Архангельская также имеют достаточно плотный график нагрузки с числом часов использования максимума нагрузки 6000 часов и выше.
Наиболее разуплотненный график нагрузки имеет Псковская энергосистема, в которой число часов использования максимума нагрузки около 5000 часов.
В целом по ОЭС Северо-Запада число часов использования максимума электрической нагрузки в рассматриваемый период составляло около 6000 часов.
Данные по структуре установленной мощности электростанций ОЭС Северо-Запада и входящих в ее состав энергосистем представлены в таблице 1.1.
Из приведенных в таблице данных видно, что в структуре установленной мощности объединения около 30% принадлежит атомным электростанциям и 55% тепловым электростанциям.
В ОЭС Северо-Запада эксплуатируются две атомные электростанции: Кольская АЭС - 1760 МВт и Ленинградская АЭС - 4000 МВт; три крупные конденсационные электростанции, работающие на органическом топливе: Киришская ГРЭС (1800 МВт), Печорская ГРЭС (1060 МВт, проектная мощность 1275 МВт), Псковская ГРЭС (430 МВт, проектная мощность 645 МВт).
10
Таблица 1.1
ОЭС Северо-Запада. Структура установленной мощности на 2003г.
Наименование энергосистемы Установленная мощность, МВт в том числе
АЭС тэс ГЭС нетрадиц. блок-станции
абсвел. % аба вел. % абсвел. % абсвел. % абсвел. %
1. Кольская 3737 1760 47,1 335 9,0 1592 42,6 - - 50 1,3
2. Карельская 1118 - - 281 25,1 633 56,6 - - 204 18,2
3. Ленинградская 10311 4000 38,8 5145 49,9 649 6,3 - - 517 5,0
4. Новгородская 215 - - 190 88,4 - ¦ - - 25 11,6
5. Псковская 443 - - 440 99,3 3 0,7 - - 0 0,0
6. Архангельская 1714 - - 1073 62,6 - - - - 641 37,4
7. Коми 2270 - - 1799 79,3 - - - - 471 20,7
Всего по ОЭС 19808 5760 29,1 9263 46,8 2877 14,5 - - 1908 9,6
В энергосистемах региона 56 ТЭЦ, из которых 34 блок-станции. Наиболее мощной является Южная ТЭЦ в г. Санкт-Петербурге - 800 МВт. В 2001 г. был введен в эксплуатацию первый блок Северо-Западной ТЭЦ -ПГУ-450.
Количество гидроэлектростанций, которые эксплуатируются в ОЭС Северо-Запада равно 36.
Наиболее мощной ГЭС является Верхне-Туломская ГЭС в Колэнерго -268 МВт. Гидроэлектростанции сосредоточены в Кольской, Карельской и Ленинградской энергосистемах.
Вводы мощности на электростанциях ОЭС Северо-Запада за 1998-2003 гг. приведены в таблице 1.2.
Следует отметить значительную роль атомных электростанций в обеспечении электробалансов ОЭС Северо-Запада. Выработка электроэнергии Кольской и Ленинградской АЭС в 2003 г. составила 35,35 млрд. кВт ч, что равно 42,4% от суммарной выработки электроэнергии электростанциями ОЭС.
Структура выработки электроэнергии электростанциями ОЭС Северо-Запада за 2001-2003 года приведена на рисунке 1.1 и в таблице 1.4.
Выработка электроэнергии на электростанциях ОЭС Северо-Запада в
2001-2003 гг.
2001г.
2002г.
2003г.
ГЭС
Рисунок 1.1
12
ОЭС Северо-Запада. Вводы мощности в период 1998-2003 г.г. (МВт)
Таблица 1.2
Энергосистемы
I
о
о
§
&
га
П.
S о
Новое стр-во
60
470
530
Расширение
27
27
Замена
60
12
84
ВСЕГО
66
530
12
27
641
Таблица 1.3
Укрупненный баланс мощности по ОЭС Северо-Запада совмещенный с ЕЭС максимум (МВт)
Отчет 2002 год Отчет 2003 год
\ юказэтели ОЭС Кол. Карел. Лен. ОЭС Кол. Карел. Лен.
1. ПОТРЕБНОСТЬ
Электропотребление, млрд.кВтч 74,75 13,07 7,76 33,52 76,85 12,98 8,00 35,30
Число часов использования Nmax 6210 6850 7010 5550 6275 6490 7310 5610
Максимум нагрузки 12041 1909 1107 6040 12255 2001 1095 6297
Резерв мощности 3730 754 116 1272 4462 533 112 2303
Экспорт 991 956 1406 1376
Передача мощности 23 45 108 1
Получение мощности 1586 2 631 2070 2 1335
Итого потребность 15199 2663 1221 7682 16161 2534 1205 8642
11. ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность 19802 3737 1118 10310 19808 3737 1118 10311
Располагаемая мощность, в т.ч. 18785 3725 984 10008 18783 3725 985 9627
ГЭС 2765 1586 596 587 2765 1586 596 582
АЭС 5760 1760 4000 5760 1760 4000
КЭС 3555 1950 3542 1650
ТЭЦ 6705 379 388 3471 6716 379 389 3395
Неиспользованная мощность 3586 683 442 1869 2622 681 453 1038
по системным ограничениям
Используемая в балансе 15199 3042 542 8139 16161 3044 532 8589
мощность электростанций
111. БАЛАНС
Дефицит(-); избыток(+) 0 510 -679 457 0 385 -673 -53
Фактический резерв 3730 533 116 1272 4462 764 112 2303
То же в %% от максимума+экспорт 28,6 26.6 10,5 18,2 32,7 40,7 10,2 30,0
13
Таблица 1.4
ОЭС Северо-Запада. Структура выработки электроэнергии за 2003 год
Наименование энергосистемы Выработка эленктро-энергии, млрд.кВт-ч в том числе
АЭС тэс ГЭС блок-станции
абс. вел. % абс. вел. % абс. вел. % абс. вел. %
1. Кольская 16,25 9,92 61,0 0,52 3,2 5,71 35,1 0,10 0,6
2. Карельская 3,63 0,85 23,4 2,19 60,3 0,59 16,3
3. Ленинградская 46,64 25,43 54,5 17,01 36,5 2,59 5,6 1,61 3,5
4. Новгородская 0,94 0,84 89,4 0,10 10,6
5.Псковская 1,48 1,47 99,3 0,01 0,7 0,00 0,0
6.Архангельская 6,33 3,21 50,7 3,12 49,3
7. Коми 8,17 6,15 75,3 2,02 24,7
Всего по ОЭС 83,44 35,35 42,4 30,05 36,0 10,50 12,6 7,54 9,0
При отсутствии ограничений в использовании ресурса по выработке электроэнергии Кольской АЭС, что обусловлено недостаточной пропускной способностью электрической сети транзита Колэнерго - Карелэнерго -Ленэнерго, выработка электроэнергии названной АЭС могла бы быть увеличена не менее, чем на 2,0 млрд. кВт- ч.
Необходимо отметить явную недостаточность маневренных мощностей в структуре электростанций ОЭС Северо-Запада.
Так, в 2003 г. выработка электроэнергии гидростанциями объединения составила лишь 12,6% от суммарной выработки.
Таким образом, если в час максимума нагрузки ОЭС Северо-Запада баланс мощности сводили при получении мощности из ЕЭС, то в минимальные (ночные) часы возникла необходимость выдачи мощности из ОЭС Северо-Запада.
Основная системообразующая сеть пяти энергосистем западной части ОЭС (Кольской, Карельской, Ленинградской, Псковской, Новгородской) сформирована линиями электропередачи 330 кВ. В Карельской и Ленинградской энергосистемах распределение электроэнергии частично
14
осуществляется на напряжении 220 кВ. Архангельская и Коми энергосистемы расположены в зоне действия системы напряжения 220 и 500 кВ. Основная системообразующая сеть в этих энергосистемах в настоящее время сформирована линиями электропередачи 220 кВ.
Высшим напряжением в энергосистемах, входящих в состав ОЭС Северо-Запада, является 750 кВ. На этом напряжении осуществляется связь западной части ОЭС Северо-Запада с ОЭС Центра, а также выдается мощность Ленинградской АЭС.
На 01.01.2004 г. суммарная протяженность В Л 220-750 кВ ОЭС Северо-Запада составила 11424 км, мощность установленных на подстанциях трансформаторов и автотрансформаторов — 27254 MB- А. При этом основную часть составляют сетевые объекты напряжением 220-330 кВ: ВЛ 220-330 кВ - 95%, мощность трансформаторов и автотрансформаторов на подстанциях с высшим напряжением 220-330 кВ - 85%.
В приложении 1 и 2 приведена карта-схема и принципиальные схемы основной электрической сети 220 кВ и энергосистем северной части ОЭС Северо-Запада по состоянию на 1.01.2003 г и в перспективе.
С вводом в эксплуатацию участка ВЛ 330 кВ Кингисепп - Переволок сформирована В Л 330 кВ ПС Кингисеппская - ПС Псковская, в результате чего образована межсистемная линия электропередачи 330 кВ Ленэнерго -Псковэнерго.
С вводом 4-ого КВПУ на ПС Выборгская, двухцепной В Л 330 кВ ПС Северная (с заходом на Северо-Западную ТЭЦ) - ПС Выборгская, третьей ВЛ 400 кВ ПС Выборгская - Финляндия, а также с установкой автотрансформатора 330/400 кВ, 501 MB- А на подстанции Выборгская экспорт электроэнергии через вставку постоянного тока при наибольшей передаваемой мощности 1000 МВт обеспечивается с требуемой надежностью и дополнительно производится экспорт электроэнергии путем выделения на
15
параллельную работу с энергосистемой Финляндии блока № 1 (ПГУ-450) Северо-Западной ТЭЦ.
В таблице 1.5 приведен перечень компенсирующих устройств мощностью 10 Мвар и более, установленных на объектах ОЭС Северо-Запада. В 2002 г. были установлены шунтирующие реакторы 10 кВ, 2x29,7 Мвар на ПС Старорусская, в 2003 г. - шунтирующий реактор 10 кВ, 29,7 Мвар на ПС Великорецкая.
Таблица 1.5.
Название энергосистем Название подстанции Год ввода Тип и мощность компенсирующих устройств (Мвар) СКРМ
Кольская ПС Никель ПС Мончегорск Ковдор 1973г 1980г СК2х50 СК 1 х 27 СК 1 х 27 БСК1х18 СК 1 х 15
Карельская ПС Петрозаводская ПС Костомукша 1982г 1982г БСК4х18 БСК 2x52
Ленинградская ПС Волхов Ал.З. СК2х15
ПС Выборгская 2001г 2003г 1981г 1983г 1985г 2002г 2002г 1997г 1994г 2000г 2002г 2003г 2002г 2002г БСК 2x130 (В 1,2) БСК 2x130 (И 4,5) БСК 1 х 66 СК 2x100 СК 2x160 БСК 1 х 130 (В 3) БСК 1 х 130 (И 6) БСК 1 х 144 КБ 2x115 БСК 1 х 130 (В) БСК 1 х 130 (И) БСК 2 х 79 БСК 2 х 72 КБ 1 х 144
ПС Ленинградская 1975г ШР750кВ 2(3x110)
Новгородская ПС Старорусская ПС Великорецкая 2002г 2003г UIPIOkB 2x29,7 ШРЮкВ 1x29,7
Псковская ПС Новосокольники Псковская ГРЭС 2000г 1998г ШРЮкВ 2x29,7 ШРПОкВ 3x33,3
Архангельская ПС Коноша ПС Шангалы 1987г 1980г 1980г БСК 1 х 52 ШР35кВ1х20 ШР 35кВ2х20
16
В - со стороны выпрямителя
И - со стороны инвертора
СК - синхронные компенсаторы
БСК - батареи статических конденсаторов
ШР - шунтирующие реакторы
1.1.2. Характеристики режимов работы основной электрической сети ОЭС. Основные проблемы управления режимами.
В отчетном 2003 г. по данным ОДУ Северо-Запада пропускная способность основной электрической сети ОЭС обеспечивала покрытие электрических нагрузок потребителей, потребности обмена электроэнергией со смежными энергообъединениями.
По данным ОДУ Северо-Запада, располагаемая реактивная мощность электростанций и компенсирующих устройств (СК, БСК и ШР) позволяет обеспечить необходимые оптимальные уровни напряжения в основной сети ОЭС Северо-Запада.
В период с 2001 по 2003 год состояние с поддержанием напряжения в допустимых пределах улучшилось при прохождении минимумов нагрузки энергосистем и выводить в резерв линии 330 кВ не требовалось (за исключением линий 330 кВ ПС Псков - ПС Резекне и ПС Сясь - ПС Петрозаводская), это объясняется ростом потребления за последние два года, увеличением перетока в Финляндию и вводом шунтирующих реакторов.
На подстанции Лоухи, на протяжении рассматриваемого периода, напряжение повышается до 364-365 кВ при прохождении минимума нагрузки энергосистем и снижения перетока между Кольской и Карельской энергосистемами до 200-250 МВт.
С 2001 года на Киришской ГРЭС работают 1-3 генератора, прием реактивной мощности которыми стабилизирует уровни напряжения в допустимых пределах.
17 |
