CC BY
70
УДК 621.311
АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ИЗМЕНЕНИЯ УСТАВОК ПО НАПРЯЖЕНИЮ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ НА ЗНАЧЕНИЯ САЛЬДО-ПЕРЕТОКА АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
В СЕЧЕНИИ
В.В. Петров, А.А. Альмендеев, В.И. Полищук
Развитие электроэнергетики, рост генерирующих и потребляющих мощностей, усложнение структуры электрических сетей кратно повышают сложность управления режимами энергосистемы в целом. Повышение эффективности управления электроэнергетическими режимами крупных энергосистем является важнейшей задачей, стоящей перед диспетчерскими службами Системного оператора и ФСК ЕЭС. У используемых в настоящее время методов оперативного управления режимами возникают трудности при возникновении превышения максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемом сечении, что может служить причиной отключения потребителей как средствами противоаварийной автоматики, так и в результате проведения оперативных мероприятий. В настоящее время остро стоит задача в расширении арсенала средств управления утяжеленными режимами, способных снизить или полностью исключить подобные ограничения электроснабжения.
В рамках исследований вопроса управления утяжеленными режимами энергосистем использовалась разработанная авторами методика по снижению сальдо-перетока активной мощности в контролируемом сечении крупной энергосистемы за счет использования регулирующего эффекта нагрузки по напряжению.
В результате расчетов электрических режимов по разработанной методике были получены данные, позволяющие утверждать, что за счет использования регулирующего эффекта нагрузки по напряжению было достигнуто снижение сальдо-перетока активной мощности в контролируемом сечении на 7,4% от исходного значения.
Использование разработанной методики позволяет расширить арсенал мероприятий оперативного управления, используемых при решении задачи предотвращения развития и ликвидации недопустимого превышения сальдо-перетока активной мощности в контролируемом сечении энергосистемы. Достоверность полученных результатов подтверждается тождественностью синтезированной модели - моделям, используемым персоналом Системного оператора, а также строгим следованием принятым методикам расчета электрических режимов
Ключевые слова: энергосистема, статические характеристики нагрузки, напряжение, максимально допустимый переток
Введение
При планировании и управлении электроэнергетическим режимом
контролируется множество параметров, среди которых напряжение в контрольных пунктах, текущее значение перетока активной мощности в контролируемом сечении, максимально допустимый переток активной мощности (МДП) в контролируемом сечении, токовая загрузка сетевых элементов. В результате различных событий данные параметры могут выходить за рамки допустимых значений, что приведет к возникновению и развитию аварийного режима в энергосистеме. Одним из таких нарушений является превышение МДП в контролируемом сечении. При соблюдении неравенства (1) (при отсутствии нарушений других параметров режима) в случае нормативного возмущения в послеаварийном
Петров Вячеслав Валерьевич - СГТУ, аспирант, тел. 8(960)816-20-99, e-mail: [email protected] Альмендеев Андрей Аркадьевич - Филиал АО «СО ЕЭС» - Самарское РДУ, канд. техн. наук, диспетчер оперативно-диспетчерской службы, тел. 8(927)204-22-74, e-mail: almendeevaa@rambler. ru
Полищук Владимир Иосифович - СГТУ, д-р техн. наук, доцент, тел. 8(987)943-01-05, e-mail: [email protected]
режиме обеспечивается нормальная работа энергосистемы.
Р < Рмдп (1)
Если же неравенство (1) не соблюдается, то при нормативном возмущении в послеаварийном режиме нормальная работа энергосистемы не гарантируется из-за вероятности возникновения дальнейших нарушений параметров режима, что может привести к лавинообразному развитию аварии.
Вследствие этого, при превышении МДП, диспетчерским персоналом предпринимаются мероприятия по снижению сальдо-перетока активной мощности в сечении. К таким мероприятиям относятся [1-3]:
• Увеличение генерации в дефицитной части энергосистемы и снижение генерации в избыточной части энергосистемы, в том числе с использованием допустимых аварийных перегрузок генерирующего оборудования;
• Изменение топологии сети, которое заключается в переводе узлов нагрузки на баланс другого энергорайона;
• Ввод графиков временных отключений в дефицитной части энергосистемы.
Изменение объемов генерации на электростанциях является наиболее
эффективным мероприятием по ликвидации недопустимой перегрузки сечения
энергосистемы, обладающее высоким быстродействием. Однако для этого необходимо иметь достаточное количество резервов мощности генераторов на загрузку и разгрузку, которые ограничиваются ввиду высоких финансовых издержек, необходимых для формирования и поддержания резервов.
Изменение топологии сети также обладает высокой эффективностью, так как позволяет быстро вывести из энергорайона часть нагрузки. При этом быстродействие определяется временем, необходимым для изменения коммутационного состояния оборудования. Однако данное мероприятие возможно использовать для достаточно небольшого числа узлов нагрузки. Для расширения возможностей данного метода ликвидации недопустимого превышения МДП необходимо вводить новые электрические связи, которые приведут к удорожанию инфраструктуры и излишнему усложнению управления электроэнергетическими режимами рассматриваемой части энергосистемы.
Ввод графиков временных отключений в дефицитной части энергосистемы является наименее приоритетным методом разгрузки сечения ввиду того, что при его использовании нарушается электроснабжение отдельных потребителей. Данный способ разгрузки используется лишь в крайнем случае, при недостаточной эффективности других мероприятий и сопровождается значительными финансовыми ущербами.
Постановка задачи: Исследовать возможность использования регулирующего эффекта нагрузки для снижения сальдо-перетока активной мощности в контролируемом сечении Самарской энергосистемы.
Определение статических характеристик нагрузки
Известно, что регулирующий эффект нагрузки (далее РЭН) обуславливается статическими характеристиками нагрузки (далее СХН), которые отражают свойства нагрузки, проявляющиеся при медленных изменениях параметров режима, то есть таких изменениях, при которых каждое их значение
соответствует установившемуся режиму. Особый интерес с точки зрения оперативного управления электрическими режимами представляют СХН по напряжению и обусловленный ими РЭН по напряжению для активной и реактивной мощности, который достаточно правильно характеризует изменение нагрузки при малых отклонениях напряжения.
Статические характеристики нагрузки по напряжению различны для разного типа нагрузки, при этом получить точные данные о составе нагрузки того или иного узла зачастую проблематично. Поэтому при расчетах электрических режимов принято использовать типовые СХН комплексных узлов нагрузки.
Использование СХН затруднено ввиду сложности точного их определения. При этом основным способом их получения является проведение активного эксперимента, связанного с изменением
электроэнергетических параметров на время проведения испытаний. При этом нельзя вмешиваться в технологический процесс предприятий, так как необходимы значения, присущие стандартным и наиболее типичным технологическим циклам.
Для оценки предполагаемого
положительного эффекта от использования РЭН по напряжению в области оперативного управления электрическими режимами авторами был проведен анализ работ, посвященных определению СХН по напряжению.
Одной из таких работ являлась серия экспериментов, проведенных в 60-х годах во ВНИИЭ [4], где объектом исследований выступала комплексная нагрузка, которая включала в себя следующие группы потребителей:
• Коммунально-бытовые потребители (внутреннее и наружное освещение, бытовые приборы, электродвигатели небольшой мощности)
• Небольшие промышленные предприятия
• Электрифицированный транспорт
• Прочие потребители (водопровод, канализация, прилегающие сельскохозяйственные районы).
В качестве комплексной нагрузки исследовались узлы нагрузки в городах с населением 150-300 тыс. чел., а в качестве промышленной - узлы нагрузки предприятий с преимущественно крупными асинхронными электродвигателями, а также узел нагрузки с преобладанием синхронных электродвигателей.
Активные мощности нагрузки испытуемых узлов были в пределах 30-150 МВт. Определялись характеристики суммарной нагрузки узлов и отдельных групп потребителей мощностью от 5 до 25-50 МВт, питавшихся по линиям 6-110 кВ. При этом измерения проводились как в дневное, так и в ночное время суток.
Таблица 1
Регулирующие эффекты
Вид нагрузки нагрузки
kP кд
Коммунально-бытовая
нагрузка, малые 1,45 3,5
промышленные узлы
Крупные промышленные узлы 1 2,8
Узлы с большой долей
горнодобывающих 0,6 (0-1,9) 3,9(-0,7-8,9)
предприятии
Узлы с большой долей
нефтяной 0,25(0-1,5) 4(1,6-11)
промышленности
Узлы с различной промышленной нагрузкой 0,5-1,2 0,9-2,0 1,0-1,3 0,32-0,8 4,5-5,5 3,2-6,4 2,5-5,0 3,0-3,2
Синхронные двигатели 0 0,75; 2,7
Асинхронные двигатели 0 2,0; 3,2
Также стоит упомянуть
исследовательскую работу, которая была проведена в 1993 г. в Кировском политехническом институте в рамках научно-исследовательской работы по исследованию возможностей создания оперативного резерва мощности в АО «КИРОВЭНЕРГО» [5] за счет регулирования напряжения в узлах электропотребления.
Были проведены расчеты на базе ПЭВМ «Искра 10.30» по разработанной программе расчета параметров установившихся режимов «RSET». Для решения данной задачи в программу были введены корректировки активных и реактивных мощностей электроприёмников в соответствии со статическими характеристиками.
В результате расчетов было определено, что при снижении напряжения на 5% и 10% наблюдалось снижение потребляемой активной мощности на 6,16% и 10,4% соответственно. При этом снижение напряжения приводило к повышению нагрузочных потерь. Например, при понижении напряжения на 10% потери увеличивались на 3,8-5,7%.
С целью выявления реального эффекта от регулирования напряжения были проведены экспериментальные исследования на ПС «Беляево» и «Шестаки» СЭС, которые питают преимущественно сельскохозяйственных
потребителей. Фиксация измерений
напряжения, активной мощности и тока проводилась через 0,5-1 минуту. Продолжительность 15-20 минут. При обработке результатов измерений определялись оценки математических ожиданий токов, напряжений, активных и полных мощностей.
Изменение напряжения на первой секции шин на 8,5-9,7% привело к уменьшению активной мощности на 13,6-15,9%. Повышение напряжения на 4,9-6,26% привело к увеличению активной мощности на 7,33-8,9% соответственно. Похожие значения были получены и для секции шин №2. На ПС «Шестаки» также наблюдалось уменьшение активной мощности.
Сопоставив расчетные и
экспериментальные данные, были сделаны выводы, что снижение напряжения на шинах вторичного напряжения ЦП дает большее уменьшение активной мощности, чем предполагалось в расчетах.
Как известно, одним из способов учета РЭН по напряжению в расчетах является представление СХН по напряжению
полиномом вто
рой степени вида (2) и (3):
( тт \ ( тт \2
Р(и) = Рно
Q(U) = Qн,
а0 а
Ь0 - Ь1
и
и,,
и
V ином
+ а
+ь
и
V ином J
и
V ином J
(2)
(3)
где Рном - номинальная активная мощность нагрузки, Р(и)- расчетная активная мощность нагрузки, 0ном- номинальная реактивная мощность нагрузки, 0(и) - расчетная реактивная мощность нагрузки ином-номинальное напряжение узла, и - расчетное напряжение в узле, а0, аъ а2, Ь0,Ьх,Ь2 -коэффициенты полиномов, отражающие состав комплексного узла нагрузки для активной и реактивной мощности соответственно. Именно в таком формате были представлены результаты экспериментов по определению СХН по напряжению 2013 г. на ПС 35/6 «Сибкабель» г. Томск [6,7]. Диапазон изменения напряжения составил 15%. Данные снимали с помощью цифрового анализатора
2
электропотребления, подключенного к вторичным цепям ТТ и ТН.
В течение эксперимента с помощью устройства РПН изменялось напряжение на второй секции шин 6 кВ. При этом продолжительность работы на каждой ступени составляла 2 мин. В результате активного эксперимента был получен массив данных, на основе которых определили СХН по напряжению для активной и реактивной мощности:
Г ТТ Л
Р(и) = Рно
1,481 - 2,277
и
V и ном J
(
+1,796
и
V ином J
(4)
Q(U) = Qн,
(
52,048 -108,651
и
V ином J
(
+ 57,599
и
V ином J
(5)
где Рном - номинальная активная мощность ПС 35/6 кВ «Сибкабель», Р(и)- расчетная активная мощность ПС 35/6 кВ «Сибкабель», Qном- номинальная реактивная мощность ПС 35/6 кВ «Сибкабель», Q(U)- расчетная реактивная мощность ПС 35/6 кВ «Сибкабель», ином - номинальное напряжение ПС 35/6 кВ «Сибкабель», и - расчетное напряжение на ПС 35/6 кВ «Сибкабель».
При этом РЭН по напряжению для ПС 35/6 кВ «Сибкабель», рассчитанный по полиномам (4) и (5), будет следующим:
Таблица 2 РЭ для полиномов (4), (5).
и,% Р, % Q, %
115 1,23766 3,274027
110 1,14946 2,22669
105 1,07024 1,467348
100 1 1
95 0,93874 0,812648
90 0,88646 0,91729
85 0,84316 1,309928
В настоящее время в практике планирования и управления электрическими режимами обобщенные характеристики нагрузки представляются в виде полиномов со следующими коэффициентами:
Р(и) = Рно
0,83 - 0,3
V ином J
+ 0,47
/ \2 и
V ином J
Q(и) = Qн,
Г ТТ Л Г ТТ Л
3,7 - 7
и
V ином J
+ 4,3
и
V ином J
(6) (7)
При этом регулирующий эффект для данных СХН по напряжению составит:
Таблица 3 РЭ для полиномов (6), (7)
и,% Р, % Q, %
115 1,106575 1,33675
110 1,0687 1,203
105 1,033175 1,09075
100 1 1
95 0,969175 0,93075
90 0,9407 0,883
85 0,914575 0,85675
Исходя из вышеописанного видно, что РЭН по напряжению значителен и может оказывать существенное влияние на режимы работы энергосистем, ввиду чего должен учитываться при расчетах электрических режимов. Это, в свою очередь, позволяет не только повысить точность расчета режимов при решении задач планирования, но и открывает новые возможности по расширению арсенала оперативных мероприятий, направленных на предотвращение развития и ликвидации различных аварийных нарушений.
Одной из решаемых задач, путем использования регулирующего эффекта нагрузки по напряжению, является предотвращение развития и ликвидация недопустимого превышения МДП сечения.
Известно, что расчет МДП производится по шести критериям, одним из которых является критерий обеспечения допустимой токовой нагрузки линий электропередачи и электросетевого оборудования в нормальной (ремонтной) схеме и в послеаварийных режимах после нормативных возмущений. Данный критерий является определяющим для многих энергосистем. Следовательно, применение методов, направленных на токовую разгрузку сетевых элементов, позволит снизить текущее значение перетока активной мощности и уменьшить или полностью ликвидировать превышение МДП сечения.
2
+
2
+
2
Различными исследователями
проводились работы по поиску методов снижения токовых перегрузок сетевых элементов. Данные работы можно разделить на два направления:
• Методы, использующие текущие возможности оборудования энергосистемы. К примерам можно отнести различного рода алгоритмы оптимизации, такие как, например, поиск оптимального деления сети с целью снижения перегрузок оборудования [8-12]. Серьезным недостатком данного направления является недостаточная универсальность некоторых предлагаемых решений.
• Методы, основанные на возможностях нового оборудования. Примером работ в данном направлении выступают исследования возможностей устройств FACTS (Flexible Alternative Current Transmission System) - так называемых «гибких линий», которые позволяют управлять перетоками мощности [13-16]. Одним из недостатков данного направления является необходимость ввода нового оборудования, что влечет за собой крупные расходы на перевооружение и модернизацию электроэнергетического оборудования.
Предлагаемое авторами мероприятие по снижению токовой загрузки сетевых элементов, которое приводит к снижению сальдо-перетока активной мощности, использует свойства элементов энергосистем, ввиду чего является достаточно универсальным.
Методы исследования
Суть предлагаемого оперативного мероприятия заключается в использовании регулирующего эффекта комплексных узлов нагрузки по напряжению, обусловленному их статическими характеристиками
В рамках исследований, опубликованных в [17], был проведен ряд расчетов для модели крупной энергосистемы, топология которой схожа с топологией реальной энергосистемы. В процессе расчетов определялось влияние уровней напряжений в энергосистеме на сальдо-переток сечения. В качестве
управляющих воздействий было рассмотрено снижение напряжения на электростанциях, а также переключение отпаек РПН на крупных системных подстанциях напряжением 220 и 500 кВ. В результате снижения напряжения в
энергосистеме было зарегистрировано снижение сальдо-перетока в сечении от 0,4% до 10,16% в зависимости от величины снижения напряжения, а также энергообъектов, на которых моделировалось снижение
напряжения.
В [18] был рассмотрен вопрос влияния изменения напряжения в энергосистеме на значения максимально допустимого перетока активной мощности в сечении. В рамках расчетов производилось определение сальдо-перетока и максимально допустимого перетока активной мощности в сечении. В качестве управляющих воздействий использовались снижение напряжения на электростанциях, путем снижения заданного напряжения на шинах эквивалентного генератора,
переключение отпаек РПН на подстанции 220/110 кВ, а также различные комбинации данных управляющих воздействий.
В результате расчетов было зафиксировано снижение сальдо-перетока вплоть до 91,58% от номинального значения. Значение МДП изменялось в более широких пределах от 95,4% до 104,4% от номинального МДП.
Исходя из данных возникает вопрос о применимости снижения напряжения в генерирующих узлах с целью уменьшения сальдо-перетока активной мощности в сечении, ведь согласно стандарту организации АО «СО ЕЭС» [1] «...следует учитывать, что при снижении напряжения в узлах энергосистемы происходит снижение предела передаваемой мощности в контролируемых сечениях и увеличение токовой загрузки
электротехнического оборудования.». А не возникнет ли ситуации, когда снижение МДП превысит снижение сальдо-перетока активной мощности в сечении?
Для ответа на данный вопрос необходимо определиться с интервалами снижения напряжения.
В соответствии со стандартами организации АО «СО ЕЭС» [1,19] известно, что в случае нормативного возмущения при отсутствии дополнительных нарушений параметров режима энергосистемы в исходном режиме нарушения МДП происходить не будет. Следовательно, при установлении напряжения в контрольных пунктах в интервале значений от нижнего предупредительного предела до верхнего предупредительного предела изменение значения МДП можно не учитывать. Это обусловлено тем, что значения МДП,
используемые в практике планирования и ведения режима энергосистемы, фиксированы и привязаны к каждой конкретной схеме энергосистемы, ввиду несовершенства методов расчета и технической базы, которая не позволяет проводить расчет МДП в режиме реального времени для каждого конкретного режима. Обычно в качестве исходного режима выбирается зимний и летний замерные дни. Сейчас в «СО ЕЭС» ведутся работы по внедрению новой системы мониторинга запасов устойчивости (ПК СМЗУ), одной из функций которой является расчет МДП в режиме реального времени. Однако ввод данного программного комплекса является сложной задачей, в решении которой задействовано множество ресурсов, ввиду чего дата запуска системы в промышленную эксплуатацию на данный момент неизвестна.
Таким образом, получается, что за счет снижения напряжения в дефицитной части энергосистемы можно добиться ввода сальдо-перетока в область допустимых значений и ликвидировать превышение МДП, не прибегая к отключению потребителей.
Границей снижения напряжения, как указывалось выше, будет выступать значение нижнего предупредительного предела, при котором в соответствии со стандартами организации будет обеспечиваться нормальная работа энергосистемы в послеаварийном режиме при нормативном возмущении.
В качестве управляющего воздействия предлагается использовать регулирование напряжения на шинах станций за счет изменения тока возбуждения генераторов. Данное мероприятие отличается
быстродействием и может быть применено на большинстве генерирующих объектов энергетики.
Для анализа положительного эффекта от данного мероприятия авторами была синтезирована методика снижения сальдо-перетока активной мощности в контролируемом сечении путем использования регулирующего эффекта нагрузки по напряжению со следующим алгоритмом действий:
1. На модели энергосистемы произвести расчет электрического режима с контролем отсутствия нарушения заданных ограничений.
2. Определить текущее значение сальдо-перетока активной мощности в контролируемом сечении рассматриваемой энергосистемы.
3. Определить уровни напряжений в генерирующих узлах, при которых будет обеспечиваться снижение сальдо-перетока активной мощности в контролируемом сечении. Определение уровней напряжений в генерирующих узлах производится методом пошагового снижения напряжения с контролем выполнения заданных ограничений.
4. Выставить полученные значения напряжений в узлах-генераторах и произвести контрольный расчет электрического режима и сальдо-перетока активной мощности.
5. Определить достигнутый объем снижения сальдо-перетока активной мощности.
Результаты
Для определения степени влияния снижения напряжения в ПВК RastrWm 3.0 проведена серия расчетов на модели, топология которой аналогична топологии исследуемой Самарской энергосистемы.
Модель представлена двумя
энергорайонами и внешней ЭЭС. В состав энергорайонов входят электрические сети номинальным напряжением 220 и 110 кВ, две подстанции 500 кВ, восемь трансформаторных подстанций 220/110 кВ, шесть подстанций 110/6 кВ, а также четыре электростанции «Н-1», «Н-2», находящиеся на балансе первого энергорайона, и «С», «Б», находящиеся на балансе второго энергорайона. Также в состав модели входит подстанция 500/220 кВ, причем шины 500 кВ являются балансирующим узлом данной модели, а связь с шинами 220 кВ осуществляется с помощью трансформаторной ветви Ктр=2, которая моделирует связь с внешней ЭЭС. Связь между первым и вторым энергорайоном осуществляется с помощью шести линий 220 кВ и двух линий 110 кВ, которые образуют в своем составе сечение.
Для данной модели произведены расчеты значений сальдо-перетока активной мощности и МДП по критерию обеспечения допустимой токовой нагрузки линий электропередачи и электросетевого оборудования в нормальной (ремонтной) схеме и в послеаварийных режимах после нормативных возмущений, который, как указывалось выше, является определяющим при расчете МДП для большинства энергосистем. Расчет
производился для разных исходных условий по уровням напряжения на электростанциях без учета нерегулярных колебаний активной
мощности и объемов нагрузки, подключенной к противоаварийной автоматике. Снижение напряжения достигалось путем изменения уставок по напряжению на шинах генераторного напряжения электростанций и составляло -5% и -10% от номинального значения для пар станций «Н-1», «Н-2» и «С», «Б».
Алгоритм расчета МДП в соответствии со стандартом организации АО «СО ЕЭС» СТО 59012820.27.010.001-2013 будет следующий:
1. Задать рассматриваемое контролируемое сечение, расчетную траекторию утяжеления, контролируемые ветви.
2. Выполнить моделирование послеаварийного режима после рассматриваемого нормативного возмущения.
Принципиальная схема рассматриваемой энергосистемы
3. Провести пошаговое утяжеление режима с контролем корректности параметров режима вплоть до получения сбалансированного режима с токовой нагрузкой любого из контролируемых элементов равной допустимой токовой нагрузке в послеаварийном режиме.
4. Выполнить восстановление схемы путем включения элементов, отключенных в результате рассматриваемого нормативного возмущения.
5. Зафиксировать значение сальдо-перетока сечения.
6. Определить допустимый переток в сечении по формуле (8)
Рдоп6 = Рд / ае (^ПТае ) - АРно + АРПА , (8)
где Рдоп6 - допустимый переток активной мощности по критерию обеспечения допустимой токовой нагрузки линий электропередачи и электросетевого оборудования в послеаварийных режимах после нормативных возмущений (МВт); Рд/ае -
переток активной мощности в контролируемом сечении в доаварийном режиме (МВт); 1дпо"ае - допустимая токовая нагрузка линий электропередачи и электросетевого оборудования в
послеаварийном режиме (А); Рд / ав (1дпо, "ав)-полученный в п. 5 переток активной мощности в контролируемом сечении в доаварийном режиме, соответствующий допустимой токовой нагрузке линий электропередачи и электросетевого оборудования в
послеаварийных режимах после нормативных возмущений (МВт).
7. Повторить пункты 1-6 алгоритма для всех нормативных возмущений.
8. Выбрать наименьшее значение Рдо6, которое будет являться МДП для рассматриваемой схемы. В процессе расчета осуществлялся контроль уровней напряжений в контрольных пунктах. Выбранные коэффициенты полиномов соответствовали
(5), (6).
В результате расчета получены значения МДП и сальдо-перетока в сечении (табл. 4).
Таблица 4
Результаты расчетов_
Сальдо А МДП А
Исходный режим 197,56 0 315,816 0
5%: «Н-1», «Н-2» 189,928 7,632 297,75 -18,06
5%: «Н-1», «Н-2»; 5%: «Б», «С» 188,32 9,24 306,22 -9,59
10%: «Н-1», «Н-2» 185,464 12,096 258,349 -57,46
10%: «Н-1», «Н-2»; 5%: «Б», «С» 181,9 15,66 284,943 -30,87
10%: «Н-1», «Н-2»; 10%: «Б», «С» 180,26 17,3 283,143 -32,67
Исходя из данных, представленных в таблице 4, видно, что снижение напряжения на станциях «Н-1» и «Н-2» оказывает большее влияние, нежели снижение напряжения на станциях «Б» и «С». В рассматриваемых исходных режимах выполняется условие
и<иНПП из чего следует, что снижение МДП
?
учитывать не обязательно.
Выводы
Таким образом, проанализирована возможность использования снижения напряжения в дефицитной части энергосистемы для ввода сальдо-перетока сечения в область допустимых значений. Теоретические выводы доказаны результатами моделирования в сертифицированном
программном комплексе RastrWin 3.0, проведенными по известным общепринятым методикам расчета. В результате снижения напряжения в дефицитной части энергосистемы путем изменения уставок по напряжению на шинах генераторного напряжения электростанций было достигнуто снижение сальдо-перетока в сечении вплоть до 92,6% от его первоначального значения, что соответствует 17,3 МВт для рассматриваемого режима.
Литература
1. СТО 59012820.29.240.007-2008. Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем. - Введ. 2008-24-09. - М. : Стандарт ОАО «СО ЕЭС», 2008. - 49 с.
2. РД 34.20.577. Методические указания по определению устойчивости энергосистем ч. 1 / МЭЭ СССР ГТУЭЭ. 1977. - 64 с.
3. Методические указания по устойчивости энергосистем / НЦ ЭНАС, М.: 2004
4. Экспериментальные исследования режимов энергосистем / Л.М. Горбунова, М.Г. Портной, Р.С. Рабинович и др. М.: Энергоатомиздат, 1985. - 448 с.
5. Исследование возможностей создания оперативного резерва мощности в АО «Кировэнерго» за счет регулирования напряжения в узлах электропотребления. Отчет о научно-исследовательской работе / В.А. Каленик, Г.А. Черепанова и др. - Киров: Кировский политехнический институт, 1993. -25 с.
6. Методика идентификации статических характеристик нагрузки по результатам активного экспермента / В.И. Полищук и др. // Известия Томского политехнического университета. Техника и технологии в энергетике. - 2014. - № 4. -С. 165-175.
7. Определение коэффициентов полиномов статических характеристик нагрузки по напряжению на основе экспериментальных данных / А.В. Паздерин и др. // Электроэнергетика глазами молодежи: сб. докл. участников V междунар. конф. -2014. Т. 1. С. 36-40
8. Хозяинов М.А. О задаче устранения перегрузок в электрической системе изменением конфигурации сети / М.А. Хозяинов // Электричество. - 1993. - №2. -С. 9-18
9. Пономаренко И.С. Автоматизированный анализ послеаварийных режимов электроэнергетических систем / И.С. Пономаренко // Электричество. - 1994. - №8. -С. 1-4
10. Пономаренко И.С. Анализ послеаварийных режимов и управление ими в распределительных электрических сетях / И.С. Пономаренко, А.Ю. Скорняков // Электричество. - 2006. - №1. -С. 27-32
11. Mazi A.A. Corrective control of power system flows by line and bus-bar switching / A.A. Mazi, B.F. Wollenberg, M.H. Hesss // IEEE Trans on Power Systems. -1986. -Vol. 1. -№3.
12. Glavitch H. Switching as means of control in the Power Systems/ H. Glavitch // Electric Power and Energy Systems. 1985. Vol. 7. №2
13. Koglin H.J. Corrective switching; a new dimension in optimal load flow/ H.J. Koglin, H. Muller // Electric Power and Energy Systems. -1982. -Vol. 4. -№2
14. Bakirtzis A.J. Incorporation of switching operations on Power System corrective control computations.
/ A.J. Bakirtzis, A.P. Sakis Meliopoulos // IEEE Trans. on Power Systems. -1987. -Vol. 2. -№3
15. Фролов О.В. Применение фазорегулирующих устройств в ОЭС Северо-запада/ О.В. Фролов // Фундаментальные исследования в технических университетах: материалы XI Всерос. конф. по проблемам науки и высшей школы. -СПб.: ГПУ, -2007. -С. 463-464.
16. Кузнецов М.И. Экспериментальное исследование управления потоком реактивной мощности в электрической системе с трехобмоточным трансформатором / М.И. Кузнецов, А.В. Ромодин, А.М. Костыгов // Электротехника. - 2011. -№11. -С. 46-50
17. Петров В.В. Использование статических характеристик крупных узлов нагрузки при ликвидации аварийных режимов энергосистем / В.В. Петров, А.А. Альмендеев, В.И. Котенев // Оперативное управление в электроэнергетике. - 2016. -№2. -С. 42-46.
18. Петров В.В. Влияние уровней напряжения в контрольных пунктах энергосистемы на значения максимально допустимого перетока мощности в сечении / В.В. Петров, А.А. Альмендеев // Электроэнергетика глазами молодежи: сб. науч. тр. VI междунар. молодежной науч.-техн. Конф. -Казань, -2016. Т.2. С. 351-352
19. СТО 59012820.27.010.001-2013 Правила определения максимально допустимых и аварийно допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях диспетчерского центра ОАО «СО ЕЭС». Введ. 2013-18-01 М. : Стандарт организации ОАО «СО ЕЭС» -2013. -С. 35
Самарский государственный технический университет
Филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистем Самарской и Ульяновской областей» (Самарское РДУ)
ANALYSING THE VOLTAGE LEVELS INFLUENCE ON THE POWER STATION AFFECTING MAXIMUM ALLOWABLE BALANCE OF THE FLOW OF ACTIVE POWER
IN THE CROSS-SECTION
V.V. Petrov1, A.A. Al'mendeev2, V.I. Polishchuk3
'Graduate student, Samara State Technical University, Samara, Russian Federation ph. 8(960)816-20-99, e-mail: PetroV. [email protected] 2PhD, Dispatcher the branch of JSC «SO UPS» - «Samara RDO», Samara, Russian Federation ph. 8(927)204-22-74, e-mail: [email protected] 3Full Doctor, Associate Professor, Head of the department of power supply of industrial enterprises, Samara State Technical
University, Samara, Russian Federation ph. 8(987)943-01-05, e-mail: Polischuk [email protected]
The development of the electricity growth generating and consuming facilities, the growing complexity of electric networks multiples and increases the complexity of the control modes for the power system as a whole. Improving the efficiency of the power management modes of large power systems is the most important problem facing the dispatching services of the 'System operator' and FGC UES of the Russian Federation. Currently, after having been used quite pro-actively, methods of operational management regimes demonstrate certain difficulties in exceeding the maximum flow of active power in a controlled cross-section, which may cause disconnection of customers, as means for emergency control, and as a result of operational activities. Presently, there is a critical demand for the expansion of the 'Arsenal of management tools for the weighted modes', which would be able to reduce or eliminate such power limitations.
In the framework of the research conducted on the managing of weighted modes of power systems authors used the specifically developed technique aiming at reducing the balance of the flow of active power in a controlled cross-section of large power systems via using the regulating effect of the load voltage.
As a result of adjusting the electric modes based on the developed technique, we are able to suggest that as the usage of the regulating effect of the load voltage was reduced, the balance of active power flow of 7.4% was achieved in the controlled section with the original value.
The use of the developed technique allows to expand the above mentioned arsenal of operational control used in solving the problem of preventing development and elimination of invalid balance of exceeding-the flow of active power in a controlled cross-section of the power system. The reliability of the obtained results is confirmed by the identity of the synthesized models - models used by the staff of the System Operator, as well as by the strict adherence to the accepted methods of calculating of electric modes
Key words: power system, static load characteristics, voltage, maximum permissible flow
References
1. Patented Study no. STO 59012820.29.240.007-2008. "Regulations for the prevention and elimination of violations of the normal electrical power systems", ("Pravila predotvrashhenija razvitija i likvidacii narushenij normal'nogo rezhima jelektricheskoj chasti jenergosistem), Moscow, Standart, 2008, p. 38.
2. Patented Study no. RD 34.20.577. "Methodolgical instructions for defining the stability of power systems, Part 1" ("Metodicheskie ukazanija po opredeleniju ustojchivosti jenergosistem, Chast I"), Moscow. 1977, p. 64.
3. Monographic Study "Methodolgical instructions for defining the stability of power systems" ("Metodicheskie ukazanija po opredeleniju ustojchivosti jenergosistem" ), Moscow, 2004.
4. Sovalov. S. A., Gorbunova L. M., Portnoj M. G., Rabinovich R. S "Experimental studies of the power systems modes", "Eksperimental'nyye issledovaniya rezhimov energeticheskikh system", Moscow, Jenergoatomizdat, 1985, p. 448.
5. Vasjura Ju. F. Kalenik V. A., Cherepanova G. A. "Studying the possibilities of establishing an operational reserve capacities of JSC Kirovenergo by regulating the voltage at the energy nodes consumption points", Study report, Kirov Polytechnic Institute, (Otchiot ob issledovanii, Kirovski Politechnicheskii Institut), Kirov, 1993, p. 25.
6. Hrushhev Yu., V., Polishhuk V. I. "Methodology of identification of static load characteristics according to the results of experiment", Izvestija of Tomsk politehnical university (Izvestija Tomskogo Politechneskogo Universiteta), 2014, no. 4, pp. 165-175.
7. Malozemova O. Yu., Pazderin A. V. "The coefficient of the polynomial static characteristics of the load voltage on the basis of experimental data", Working papers of the international scientific youth symposium (Materialy mezhdunarodnogo nauchnogo molodiozhnogo simposiuma), Kazan, 2014, vol. 1, pp. 36-40.
8. Hozjainov M. A. "On the problem of eliminating overloads in the electrical system change the network configuration", Elektrichestvo, 1993, no. 2, pp. 9-18.
9. Ponomarenko I. S., Ussama Dakak "Automated analysis of post-accident modes of electric power systems", Elektrichestvo, 1994, no. 8, pp. 1-4.
10. Ponomarenko I. S., Skornjakov A. Ju. "Analysis of post-accident conditions and their management in electrical distribution networks", Elektrichestvo, 2006, no. 1, pp. 27-32.
11. Mazi A. A., Hesss M. H., Wollenberg B. F. "Corrective control of power system flows by line and bus-bar switching", IEEE Trans on Power Systems, 1986, vol. 1. , p. 3.
12. Glavitch H. "Switching as means of control in the Power Systems", Electric Power and Energy Systems, 1985, vol. 7, p.
2.
13. Koglin H. J., Muller H., "Corrective switching; a new dimension in optimal load flow", Electric Power and Energy Systems, 1982, vol. 4, p. 2.
14. Bakirtzis A. J., Sakis Meliopoulos A. P. "Incorporation of switching operations on Power System corrective control computations", IEEE Trans. on Power Systems, 1987, vol. 2, p. 3.
15. Frolov O.V. "Application of phase shifting devices in the IPS of North-West region" ("Primenenie fazoregulirujushhih ustrojstv v OJeS Severo-zapada"), Saint-Petersburg, 2007, pp. 463-464.
16. Kuznecov M. I., Romodin A. V., Kostygov A. M. "Experimental investigation of flow control of reactive power in electrical system with three-winding transformer, Elktrotehnika, 2011, no. 11, pp. 46-50.
17. Petrov. V. V., Al'mendeev A.A., Kotenev V.I. "Using voltage static characteristic of large load node in liquidation emergency mode of electric energy systems", Operational management in the power industry, 2016, no. 5, pp. 42-46.
18. Petrov. V. V., Al'mendeev A. A "The influence of voltage levels on the measure points of the power system on the maximum allowable power flow in cross section", Collection of scientific works of the VI international youth scientific and technical conference: "Electrical power engineering through the eyes of youth", (Sbornik nauchnykh trudov VI Mezhdunarodnoy molodezhnoy nauchno-tekhnicheskoy konferentsii: «Elektroenergetika glazami molodezhi»), Kazan', 2016, v. 2, pp. 351-352.
19. Patented Study no. STO 59012820.27.010.001-2013 "The rules for determining the maximum permissible and emergency permissible overflows of active power in controlled sections of the control center", ( "Pravila opredelenija maksimal'no dopustimyh i avarijno dopustimyh peretokov aktivnoj moshhnosti v kontroliruemyh sechenijah dispetcherskogo centra OAO «SO EJeS»"). Moscow, 2013, p. 35.
