CC BY
21R > 99,5% пермеат ООУ характеризуется жесткостью 0,39-0,65 мг-экв/л. Согласно экспериментным данным при умягчении такой воды с использованием собственных концентратов остаточная жесткость может быть снижена до 30-40 мкг-экв/л т.е. в среднем на 94%. Ясно, что в этом случае для получения воды нормативного качества для котлов ВД потребуется дорегенерация катионита незначительным количеством 8% №0. Однако по сравнению с традиционной схемой №-катионирования расход поваренной соли будет уменьшен на 90-95%, что важно в экологическом и экономическом планах. Вполне очевидно, что окончательные показатели должны уточняться в процессе пуско-наладочных работ соответствующих систем.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, Москва, 15-е издание,РД 34.20.501-95 1996.
2. Лапатошкина Н.П., Сазонова Р.П. Водо-подготовка и воднохимический режим тепловых сетей. М.: Энергоиздат, 1982, 202 с.
3. Абдуллаев К.М., Агамалиев М.М., Дада-шева О.О. О перспективах подготовки добавочной воды котлов и теплосетей ТЭС из минерализованных вод с применением обратного осмоса //Проблемы энергетики, Баку, № 4, 2002, с.40 - 49.
4. Дадашова О.О. Расчет систем обратноос-мотического опреснения морской воды по компьютерной программе «ROSA» //Экология и водное хозяйство, Баку, №3, 2007, с.10-15.
5. Abdullayev K.M., Dadashova O.O. Effective texnologies of preparation of additional water of boilers TPP from sea water //Energy, ecology, economy. Ninth Baku International Congress, Baku, 7-9 June, 2007, p.104-108.
6. Дытнерский Ю.И. Обратный осмос и ультрафильтрация. М., Химия, 1978, 351с.
7. Карелин Ф.Н. Обессоливание воды обратным осмосом. М.: Стройиздат, 1988, 208с.
8. Мулдер М. Введение в мембранную технологию. М.: Мир, 1999, 513с.
DETERMINATION OF LIMIT MODES OF 110 KV AND 220 KV NETWORK IN TEST SCHEME IEEE-14 CONSIDERING REPLACEMENT WITH EQUIPMENT USED IN RUSSIA
Vorontsov K.
a 6-th year student, National Research University "Moscow Power Engineering Institute" (MPEI), Moscow
Chemborisova N.
Doctor of Technical Sciences, Professor, Professor of the Department of Electric Power System, National
Research University "Moscow Power Engineering Institute" (MPEI), Moscow
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРЕДЕЛЬНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ 110 КВ И 220 КВ В ТЕСТОВОЙ СХЕМЕ IEEE-14 С УЧЕТОМ ЗАМЕНЫ НА ОБОРУДОВАНИЕ, ИСПОЛЬЗУЕМОЕ В РОССИИ
Воронцов К. К.
студент 6-го курса, Национальный исследовательский университет "Московский энергетический институт " (МЭИ), Москва
Чемборисова Н. Ш.
Доктор технических наук, профессор, профессор кафедры электроэнергетических систем, Национальный исследовательский университет "Московский энергетический институт " (МЭИ), Москва
Abstract
This article describes the limit modes of the test circuit IEEE-14 taking into account the replacement of transformers and power lines with equipment used in Russia. Various weighting paths are presented to search for limit modes in 110 kV and 220 kV networks. The coefficients of the reserve of static aperiodic stability in terms of active power and voltage in the load nodes for normal and post-accident circuits of the 220 kV network are determined.
Аннотация
В данной статье рассматриваются предельные режимы тестовой схемы IEEE-14 с учетом замены трансформаторов и линий электропередачи на оборудование, используемое в России. Представлены различные траектории утяжеления для поиска предельных режимов в сетях 110 кВ и 220 кВ. Определяются коэффициенты запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности и по напряжению в узлах нагрузки для нормальной и послеаварийных схем сети 220 кВ.
Keywords: mode, network, weighting, power flow, coefficient of the reserve
Ключевые слова: режим, сеть, утяжеление, переток мощности, коэффициент запаса
Введение. Определение предельного режима энергетической системы - это основополагающий этап при определении устойчивости, в частности при определении максимально-допустимых перетоков контролируемого сечения и определения коэффициентов запаса статической устойчивости по активной мощности и по напряжению. Вычисление предельного режима выполняют:
1) при управлении и планировании электрических режимов электроэнергетических систем (ЭЭС);
2) когда осуществляется планирование развития энергосистемы или ее проектирование;
3) когда осуществляется проектирование возможного строительства, реконструкция объектов электросетевого хозяйства классом напряжения 110 кВ и выше, объектов по производству электрической энергии, технологическом присоединении указанных объектов электроэнергетики к электрическим сетям;
4) когда осуществляется технологическое присоединение к электрическим сетям объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств
потребителей электрической энергии, технические условия на технологическое присоединение которых подлежат согласованию с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, и проектировании строительства (реконструкции) указанных объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств;
5) когда осуществляется вывод из эксплуатации объектов электросетевого хозяйства классом напряжения 110 кВ и выше, объектов по производству электрической энергии [1, С. 2].
Важными показателями, которые определяются на основе полученных данных по расчетам режимов, являются коэффициенты запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в контролируемых сечениях и коэффициенты запаса статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки. Минимально допустимые величины данных коэффициентов должны соответствовать следующим требованиям [1, С. 23]:
Таблица 1
Минимально допустимые величины коэффициентов запаса
№ Электроэнергетический режим энергосистемы КР, min KU, min
1 Нормальный 0,2 0,15
2 Послеаварийный 0,08 0,1
Для определения коэффициента запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в контролируемом сечении КР, необходимо воспользоваться следующей формулой (1):
КР =
Рпр - (Р + ЛР)
Р
(1)
пр
где Рпр - предельный по статической апериодической устойчивости переток активной мощности в контролируемом сечении, МВт; Р - переток активной мощности в контролируемом сечении в рассматриваемом режиме, МВт; АРНК - амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности в контролируемом сечении, МВт, которая определяется по формуле (2):
ЛРНК = К ■
Р ■ Р н1 н2
Рн1 + Рн2
(2)
Для определения коэффициента запаса статической устойчивости по напряжению в узле нагрузки Ки пользуются формулой (3):
KU =
U - U
кр
U
(3)
кр
где Рн1, Рн2 - активная мощность потребления энергосистемы (части энергосистемы, совокупности энергосистемы) с каждой из сторон контролируемого сечения, МВт; К - коэффициент, характеризующий способ регулирования перетока активной мощности в контролируемом сечении, который может быть равен:
1) 1,5 - при оперативном (по диспетчерской команде диспетчерского персонала субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике) регулировании перетока активной мощности в контролируемом сечении;
2) 0,75 - при автоматическом регулировании или ограничении перетока активной мощности в контролируемом сечении.
где и - напряжение в узле нагрузки в рассматриваемом режиме, кВ; Икр - критическое напряжение в узле нагрузки, кВ. В случае отсутствия информации от потребителя электрической энергии величину критического напряжения в узлах нагрузки 110 кВ и выше следует принимать равной (4) [1, С. 7-9]:
икр = 0,7 • Пном. (4)
Кроме того, обычно проверяются значения токов в ветвях схемы.
Цель исследования. В связи с достаточно большим количеством вариантов утяжеления и ограничений по мощности, напряжению необходима методика формализованного выбора вида и места утяжеления для оценки коэффициентов запаса в наиболее тяжелых режимах.
Выбор расчетного метода и схемы. В расчетах и при анализе режимов, оценке их статической устойчивости часто используют различные тестовые схемы, которые имея достаточную наглядность и адекватность, являются компактными и удобными для качественной и количественной оценки статической устойчивости, разрабатываемых методов расчета и анализа режимов. В представленной работе будет анализироваться схема 1ЕЕЕ-14, в которой будут определяться предельные режимы сети 110 кВ, 220 кВ, соответствующие коэффициенты
запаса статической устойчивости по активной мощности и по напряжению, а также будет показано распределение активной мощности в сети 110 и 220 кВ. Также необходимо отметить, что в схеме параметры линий электропередачи и трансформаторов и автотрансформаторов были заменены согласно [2, С. 30-34] на российские аналоги, позволяющие получить параметры режима достаточно близкие к
полученным на тестовой схеме 1ЕЕЕ-14 [3, С. 8788, 250]. Такая замена при неизменной конфигурации схемы и использовании принятого в российских энергосистемах оборудования позволило учесть поперечные проводимости, появившиеся в схеме замещения сети, и приблизить тестовую схему к российской реальности.
Рисунок 1 - Тестовая схема 1ЕЕЕ-14 Исходная схема содержит 8линий 110 кВ, соединенных в "кольцо", 7линий 220 кВ, соединенных в "кольцо", 4 трансформаторные ветви, 5 пунктов генерации мощности и 11 пунктов потребления мощности (кромеузлов 1, 7, 8) [4,5].
Для исследования предельных режимов и определения для них коэффициентов запаса необходимо проанализировать данную схему по перетокам в ветвях и уровням напряжения в узлах, т. е. поочередно рассмотреть сеть 110 кВ, а затем 220 кВ при различных режимах утяжеления. Так как для определения коэффициентов запаса часто выбирают наиболее загруженные режимы, то отбор видов утяжеления будет осуществляться с учетом этих случаев.
Представляющий наибольший интерес анализ участка схемы 110 кВ заключался в определении распределения активной мощности в сети 110 кВ за счет утяжеления исходного режима по одной из пяти траекторий, а также в определении режима, приводящего к наибольшей загрузке линий 110 кВ.
В качестве траектории утяжеления рассматривался вариант пропорционального увеличения генерации узла 2 и нагрузки соответствующих узлов
в сети 110 кВ. В качестве первичной оценки рассмотрим следующие траектории утяжеления: увеличение выдачи мощности от узла 2 с поочередным увеличением нагрузки в узлах 14 (траектория 1), 13 (траектория 2), 12 (траектория 3), 11 (траектория 4) 10 (траектория 5). Условно обозначение траекторий может быть записано в виде:
1) | генерации узла 2, | нагрузки узла 14
2) | генерации узла 2, | нагрузки узла 13
3) | генерации узла 2, | нагрузки узла 12
4) | генерации узла 2, | нагрузки узла 11
5) | генерации узла 2, | нагрузки узла 10
Рассматривать утяжеление узлов 9 и 6 не имеет
смысла, так как на распределение мощности в сети 110 кВ увеличение нагрузки в этих узлах не повлияет.
Результаты предварительной оценки отобразим в таблице 2.
Таблица 2
Предельные режимы при оценивании сети 110 кВ_
По условию статической устойчивости в нормальном режиме
Ветви Исходный режим, МВт Траектория / Перетоки в предельном режиме, МВт
1 2 3 4 5
6-11 9,363 12,01 -12,44 -17,94 176,76 126,07
6-12 12,767 71,95 92,22 116,69 1,64 18,56
6-13 11,93 71,78 92,68 71,89 0,52 17,76
9-10 3,785 1,28 26,43 32,57 121,47 162,13
9-14 10,823 155,97 122,28 112,06 34,23 -0,45
10-11 -5,262 -7,83 16,8 22,61 98,8 -100,4
12-13 6,576 59,83 76,27 -124,1 -4,37 12,19
13-14 4,305 108,88 -87,22 -80,45 -17,85 15,5
5-6 44,707 166,74 183,64 181,71 190,05 175,44
4-7 4,099 19,45 18,6 18,12 19,33 19,95
7-9 4,106 19,44 18,58 18,11 19,3 19,93
4-9 39,257 167,09 159,45 155,8 165,72 171,15
По условию устойчивости нагрузки в нормальном режиме
Ни в одном из режимов не достигнуто критическое значение напряжения 0,7 •
По условию допустимой токовой загрузки элементов сети в но рмальном режиме
6-11 9,363 17,9 9,7 7,9 79,8 67,0
6-12 12,767 40,8 43,6 52,0 15,8 20,6
6-13 11,93 40,1 43,0 36,5 14,6 19,5
9-10 3,785 15,2 16,9 18,5 49,4 77,6
9-14 10,823 82,9 61,5 57,2 28,4 17,4
10-11 -5,262 11,5 2,4 1,8 32,1 59,8
12-13 6,576 39,5 43,1 49,1 8,5 14,5
13-14 4,305 27,3 14,6 12,7 0,6 5,7
5-6 44,707 99,8 99,5 99,7 99,3 99,4
4-7 4,099 9,5 8,6 8,5 8,6 9,7
7-9 4,106 13,3 11,9 11,7 11,9 13,6
4-9 39,257 92,9 83,7 82,7 84,0 94,6
Из результатов видно, что при утяжелениии узлов 12, 13 и 14 количество линий, токовая загрузка которых больше 30%, равно 4, а при утяжелении узлов 10 и 11 - 3. Это означает, что в случаях 1-3 количесвто элементов сети, задействованных в распределении активной мощности, больше. Следовательно в дальшейшем действия, связанные с увеличением нагрузки в узле 10 и узле 11, прекращаем и будем рассматривать исключительно узлы 12, 13 и 14.
Расчеты и результаты.
Теперь необходимо определиться с предельным режимом в сети 110 кВ. Зная
результаты предыдущего этапа, добавим еще пару траекторий утяжеления, которые будут связывать сразу несколько узлов нагрузки 110 кВ, в которых будет происходить изменения потребляемой мощности. Это:
6) | генерации узла 2, | нагрузки узла 13 и 14;
7) | генерации узла 2, | нагрузки узла 12 и 14;
8) | генерации узла 2, | нагрузки узла 12 и 13;
9) | генерации узла 2, | нагрузки узла 12, 13 и
14.
Результаты расчетов представим в таблице 3.
Таблица 3
Сравнение траекторий утяжеления для сети 110 кВ_
По условию статической устойчивости в нормальном режиме
Ветви Исходный режим, МВт Траектория / Перетоки предельном режиме, МВт
6 7 8 9
6-11 9,363 -0,5 -4,26 -15,86 -7,08
6-12 12,767 84,18 100,95 107,01 98,16
6-13 11,93 84,48 76,67 83,85 82,43
9-10 3,785 13,71 17,65 30,25 20,61
9-14 10,823 142,93 143,95 120,13 136,41
10-11 -5,262 4,52 8,34 20,42 11,22
12-13 6,576 70,46 -38,19 -28,9 0,78
13-14 4,305 11,96 15,61 -85,36 -20,47
5-6 44,707 179,25 184,65 186,42 184,55
4-7 4,099 19,3 19,94 18,77 19,36
7-9 4,106 19,26 19,89 18,73 19,36
4-9 39,257 166,67 171,14 161 166,94
По условию устойчивости нагрузки в нормальном режиме
Ни в одном из режимов не достигнуто критическое значение напряжения 0,7 • ином
По условию допустимой токовой загрузки элементов сети в нормальном режиме
Ветви Исходный режим, МВт Траектория / Загрузка, % (Переток в пред. режиме, МВт)
6 7 8 9
6-11 9,363 13,1 (7,37) 11,9 (6,69) 8,8 (4,42) 10,9 (6,04)
6-12 12,767 41,9 (29,1) 46,6 (32,34) 48,0 (33,44) 45,8 (31,89)
6-13 11,93 41,3 (28,59) 38,1 (26,3) 39,9 (27,71) 40,0 (27,73)
9-10 3,785 1,4 (5,71) 16,1 (6,39) 17,8 (8,65) 16,5 (7,03)
9-14 10,823 70,9 (39,84) 68,8 (38,75) 59,5 (33,3) 66,9 (37,59)
10-11 -5,262 6,3 (-3,33) 5,2 (-2,66) 1,8 (-0,41) 3,9 (-2,02)
12-13 6,576 41,0 (22,47) 9,2 (-4,34) 4,8 (-1,89) 10,3 (5,25)
13-14 4,305 5,1 (6,32) 5,9 (7,33) 13,8 (-17,37) 1,5 (-1,59)
5-6 44,707 99,2 (76,06) 99,5 (76,33) 99,9 (76,57) 99,9 (76,67)
4-7 4,099 9,0 (7,06) 8,9 (7,01) 8,5 (6,71) 8,9 (6,96)
7-9 4,106 12,5 (7,06) 12,4 (7,01) 11,8 (6,71) 12,3 (6,96)
4-9 39,257 87,6 (67,52) 87,0 (67,15) 83,2 (64,26) 86,4 (66,66)
Анализируя полученные результаты можно сделать вывод о том, что утяжеление 1 узла нагрузки 110 кВ приводит к большей загрузки ЛЭП (например, при утяжелении узла 14 поток мощности в сети 110 кВ по условию допустимой токовой загрузки - 176,99 МВт, а при утяжелении узла 13 и 14 - 142,73 МВт). Значит режим, в котором загрузка ЛЭП 110 кВ будет максимально возможной, достигается путем увеличения нагрузки одного узла 110 кВ. Среди представленных выше траекторий
именно траектория 1) | генерации узла 2, | нагрузки узла 14, оказывает самое большое влияние на загрузку ЛЭП 110 кВ, а значит на значение перетока контролируемого сечения 110 кВ.
После того, как был установлен предельный режим для сети 110 кВ, необходимо посмотреть, как этот режим будет сказываться на сети 220 кВ. Для этого представим соответствующие расчеты в таблице 4.
Таблица 4
Влияние предельного режима в сети 110 кВ на режим в сети 220 кВ_
По условию статической устойчивости в нормальном режиме
Сеть 110 кВ
Ветви Исходный режим, МВт Предельный режим, МВт Ветви Исходный режим, МВт Предельный режим, МВт
6-11 9,363 12,01 12-13 6,576 59,83
6-12 12,767 71,95 13-14 4,305 108,88
6-13 11,93 71,78 5-6 44,707 166,74
9-10 3,785 1,28 4-7 4,099 19,45
9-14 10,823 155,97 7-9 4,106 19,44
10-11 -5,262 -7,83 4-9 39,257 167,09
Сеть 220 кВ
Ветви Исходный режим, МВт Предельный режим, МВт Ветви Исходный режим, МВт Предельный режим, МВт
1-2 93,72 76,98 2-5 -8,54 55,66
1-5 130,39 200,78 3-4 -6,68 63,82
2-3 87,8 159,49 4-5 -66,98 -75,47
2-4 31,58 97,49
По условию устойчивости нагрузки в нормальном режиме
Ни в одном из режимов не достигнуто критическое значение напряжения 0,7 •
По условию допустимой токовой загрузки элементов сети в нормальном режиме
Сеть 110 кВ
Ветви Исходный режим, МВт Предельный режим, МВт Загр., % Ветви Исходный режим, МВт Предельный режим, МВт Загр., %
6-11 9,363 10 17,9 12-13 6,576 21,47 39,5
6-12 12,767 28,07 40,8 13-14 4,305 34,18 27,3
6-13 11,93 27,5 40,1 5-6 44,707 76,57 99,8
9-10 3,785 3,12 15,2 4-7 4,099 7,47 9,5
9-14 10,823 46,73 82,9 7-9 4,106 7,47 13,3
10-11 -5,262 -5,92 11,5 4-9 39,257 71,4 92,9
Сеть 220 кВ
Ветви Исходный режим, МВт Предельный режим, МВт Загр., % Ветви Исходный режим, МВт Предельный режим, МВт Загр., %
1-2 93,72 84,46 24,7 2-5 -8,54 10,26 5,4
1-5 130,39 143,26 55,9 3-4 -6,68 11,78 5,3
2-3 87,8 106,49 42,4 4-5 -66,98 -66,5 26,5
2-4 31,58 48,98 19,6
Согласно представленным расчетам можно сделать вывод о том, что предельный режим в сети 110 кВ мало сказывается на режиме работы сети 220 кВ (лишь одна линия из 7 загружена на 50 %), так как пропускная способность линий 220 кВ больше чем пропускная способность линий 110 кВ. Следовательно, предельный режим в сети 110 кВ будет ограничиваться элементами сети 110 кВ.
После установления режма работы сети 110 кВ необходимо рассмотреть режим работы сети 220 кВ. Для этого необходимо выполнить аналогичные мероприятия для исследования сети 220 кВ. Составим следующие траетории утяжеления дл сети 220 кВ:
1.1) | генерации узла 2, | нагрузки узла 3;
1.2) | генерации узла 2, | нагрузки узла 4;
1.3) | генерации узла 2, | нагрузки узла 5;
1.4) | генерации узла 2, | нагрузки узлов 3 и 4;
1.5) | генерации узла 2, | нагрузки узлов 3 и 5;
1.6) | генерации узла 2, | нагрузки узлов 4 и 5;
1.7) | генерации узла 2, | нагрузки узлов 3, 4 и 5. Шаг утяжеления: на узле 2 прирост генерации
на 120 МВт, на узле 3 (4, 5) прирост нагрузки на 120 МВт. Совместное утяжеление двух, трех узлов нагрузки приводит к делению суммарного утяжеления на количество узлов.
Отобразим вычисления в таблице 5.
Таблица 5
Определение предельного режима в сети 220 кВ_
По условию статической устойчивости в нормальном режиме
Ветви Исход. режим, МВт Траектория / Перетоки предельном режиме, МВт
1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7
1-2 93,72 98,94 6,9 -265,01 31,148 -130,14 -167,03 -104,87
1-5 130,39 308,99 419,54 795,26 391,11 592,83 644,11 564,39
2-3 87,8 1065,0 579,94 399,04 968,47 1015,33 582,26 926,78
2-4 31,58 215,74 484,91 318,15 410,89 341,54 487,21 450,55
2-5 -8,54 67,17 220,94 639,23 178,85 434,14 493,59 394,88
3-4 -6,68 -379,37 455,16 290,22 27,72 -136,58 456,41 126,36
4-5 -66,98 -270,31 -498,95 443,38 -420 74,42 -93,04 -177,84
По условию устойчивости нагрузки в нормальном режиме
Ни в одном из режимов не достигнуто критическое значение напряжения 0,7 • ином
По условию допустимой токовой загрузки элементов сети в нормальном режиме
Ветви Исход. режим, МВт Траектория / Загрузка, % (Переток в пред. режиме, МВт)
1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7
1-2 93,72 25,1 (85,8) 16,4 (52,67) 10,6 (-15,02) 21,8 (73,78) 15,1 (47,1) 8,8 (1,21) 15,2 (47,79)
1-5 130,39 55,8 (143,29) 73,4 (187,25) 99,8 (253,15) 61,3 (157) 71,6 (183,11) 94,7 (240,61) 71,9 (183,82)
2-3 87,8 99,7 (252,05) 99,7 (251,64) 71,8 (181,97) 99,6 (251,92) 99,7 (252,48) 99,8 (252,4) 99,9 (252,88)
2-4 31,58 25,5 (64,15) 72,7 (184,22) 47,0 (119,39) 41,1 (104,23) 35,1 (89,09) 72,9 (184,99) 45,9 (116,57)
2-5 -8,54 4,8 (8,865) 29,4 (74,51) 75,4 (191,52) 12,6 (31,08) 30,5 (77,3) 65,3 (165,76) 30,4 (77,09)
3-4 -6,68 27,4 (-67,87) 61,8 (153,72) 34,6 (85,93) 4,5 (8,01) 10,2 (-22,46) 62,1 (154,47) 12,1 (27,94)
4-5 -66,98 37,5 (-94,15) 77,3 (-190,3) 39,9 (99,28) 50,5 (-126,1) 11,7 (-28,68) 21,3 (-51,29) 30,2 (-75,01)
Из результатов расчета видно, что линии 1 -5 и 2-3 являются основными в распределении мощности в сети 220 кВ. При траекториях утяжеления 2) и 6) наблюдается значительная загрузка ЛЭП (5 линий более 50%), что приводит к более сильной загрузке линий 220 кВ. Суммарное значение мощности, передаваемое по линиям, при траектории 1.2 равно 1094,31 МВт, при траектории 1.6 - 1050,73 МВт. Значит при траектории утяжелении 1.2 происходит самая большая загрузка линий 220 кВ. Однако если мы хотим рассмотреть сечение, которое будет включать в себя линии 2-3, 2-4 и 2-5, то в этом случае траектория 1.6 позволяет загрузить ЛЭП больше, а следовательно передать в предельном режиме больше мощности.
Заключение. В результате расчетов выяснено:
1) предельные режимы в нормальной схеме для 110 кВ будут обусловлены токовой загрузкой трансформаторов;
2) значения напряжений в узлах нагрузки 110 кВ не снижаются ниже критических значений;
3) наибольшая загрузка элементов сети 110 кВ достигается при траектории утяжеления - | генерации узла 2, | нагрузки узла 14;
4) предельный режим в сети 110 кВ не оказывает влияния на режим в сети 220 кВ из-за большой пропускной способности линий 220 кВ;
5) предельные режимы в нормальной схеме для 220 кВ будут обусловлены токовой загрузкой ЛЭП 220 кВ;
6) значения напряжений в узлах нагрузки 220 кВ не снижаются ниже критических значений;
7) наибольшая загрузка элементов сети 220 кВ достигается при траектории утяжеления - | генерации узла 2, | нагрузки узла 4;
8) в качестве траектории утяжеления, приводящей к большей загрузке линий контролируемого сечения, выберем | генерации узла 2, | нагрузки узла 4 и 5.
Далее можно переходить к оценке нормальных, послеаварийных режимов в сети 220 кВ. Для их анализа воспользуемся коэффициентами запаса.
Приведем список рассматриваемых режимных ситуаций:
1) нормальная схема;
2) нормальная схема, отключение линии 2-3;
3) нормальная схема, отключение линии 2-4;
4) нормальная схема, отключение линии 2-3, отключение линии 2-4;
5) нормальная схема, отключение линии 2-3, отключение линии 2-5;
6) нормальная схема, отключение линии 2-4, отключение линии 2-5.
Отобразим результаты расчетов в таблице 6 и 7.
Таблица 6
Величины коэффициентов запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности
Коэффициент запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности
Номер схемы Р, МВт Рпред, МВт Кз, % Кзнорм, %
1 110,838 1563,067 92,478 20
2 96,912 1134,451 90,864 8
3 105,899 1235,194 90,882 8
4 68,930 603,683 87,467 8
5 88,406 726,970 86,913 8
6 105,710 816,872 86,235 8
Таблица 7
Величины коэффициентов запаса статической апериодической устойчивости по напряжению в узлах _нагрузки_
Коэффициент запаса статической апериодической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки
№ узла U^, кВ Номер схемы
1 2 3 4 5 6
Коэффициент запаса по напряжению, %
2 154 29,913 31,814 30,471 44,086 34,427 30,000
3 154 19,454 6,817 15,528 3,343 8,132 12,154
4 154 12,197 7,249 6,586 3,811 8,551 3,901
5 154 21,715 20,611 19,440 20,961 21,361 17,606
6 77 23,814 21,088 19,959 19,104 21,925 17,114
9 77 19,461 14,008 13,236 8,608 16,496 11,511
10 77 19,585 15,085 14,169 10,838 16,990 11,997
11 77 21,273 17,594 16,576 14,376 19,006 14,083
12 77 20,094 16,558 15,497 13,546 17,866 12,877
13 77 19,541 15,811 14,772 12,548 17,245 12,235
14 77 18,438 14,363 13,361 10,741 15,898 10,798
Из таблиц видно, что коэффициенты запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в исследуемых режимах (в нормальном и послеаварийных) оказались выше, чем минимально допустимые величины, что является положительным моментом. Однако анализ коэффициентов запаса статической апериодической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки показывает, что в послеаварийных режимах не удается достичь устойчивой работы в узлах нагрузки 3, 4 и 9 (значение коэффициента запаса в послеаварийном режиме меньше 10%). Это означает, что данные режимы являются недопустимыми, наблюдается нарушение устойчивости узлов нагрузки. Следовательно, необходимо предельный режим отстраивать от значений напряжения в узлах нагрузки. Это необходимо будет учесть в дальнейшем при исследовании различных режимных ситуаций на данной тестовой схеме.
Заключение. Исследование режимов работы тестовых схем является очень важным этапом в разработке и проектировании сетей большой размерности. Изучая тестовые схемы небольшого объема, намного проще объяснить принципы работы сети, ее особенности, определить характерные черты. Изучив таким образом небольшую модель, на ее основе можно составить объемные схемы, которые будут опираться на принципы работы тестовых схем.
Расчеты утяжелений для оценки коэффициентов запаса по статической апериодической устой-
чивости необходимо проводить с учетом формализованного выбора вида и места утяжеления, при котором загрузка сети будет максимальной.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Приказ №630 Министерства энергетики Российской Федерации Об утверждении требований к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Методические указания по устойчивости энергосистем". [Электронный ресурс]. - URL: http://docs.cntd.ru/document/542630877 (дата обращения 20.10.2020).
2. Чемборисова, Н. Ш. Использование моделей элементов сети и ПК RASTR WIN при расчетах и анализе режимов ЭЭС: учеб. пособие / Н. Ш. Чемборисова, М. В. Бурмейстер, И. Х. Юсупов. - М.: Издательство МЭИ, 2018. - 68 с.
3. Карапетян И. Г., Файбисович Д. Л., Шапиро И. М.: справочник по проектированию электрических сетей - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: ЭНАС, 2017. - 376 с.
4. Data sheets for IEEE 14 bus system. [Электронный ресурс]. - URL: https://www.course-hero.com/file/33135380/DATASHEETSFORIEEE14 BUSSYSTEM19-appendixpdf/ (дата обращения 20.10.2020).
5. IEEE 14 bus system. [Электронный ресурс]. - URL: https://al-roomi.org/power-flow/14-bus-system (дата обращения 20.10.2020).
