CC BY
50
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
УДК 621.311:550.18
ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ПУТИ ВЛИЯНИЯ ГЕОМАГНИТНЫХ ШТОРМОВ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКУЮ СИСТЕМУ (Часть II)
М.И. УСПЕНСКИЙ
Институт социально-экономических и энергетических проблем Севера
Коми НЦ УрО РАН, г. Сыктывкар
uspensky@enersy.komisc.ru
Работа знакомит с причинами возникновения геомагнитных штормов и их влиянием на режимы ЭЭС. Подчеркивается, что такие исследования очень важны для России, поскольку более четверти ее территории относится к Арктике, особенно подверженной влиянию геомагнитных штормов. Кроме того, смещение северного магнитного полюса от северных берегов Канады в сторону п-ова Таймыр со временем усиливает такие воздействия на электроэнергетику Севера России.
Работа состоит из двух частей. Во второй части приведен обзор известных нарушений, вызванных геомагнитными штормами, и даны оценки величины геомагнитно индуцированных токов северных узлов одной из энергосистем.
Ключевые слова: геомагнитные (солнечные) штормы, геомагнитно индуцируемые токи, электроэнергетические системы
M.I. USPENSKY. BASIC CONCEPTS AND IMPACT WAYS OF GEOMAGNETIC STORM ON POWER SYSTEM (Part II)
In northern power systems there are specific problems following with natural settings - impact of the geomagnetic storm caused by solar wind, flow of the charged particles with the magnetic field influencing magnetic field of the Earth. The most noticeable external manifestation of such processes is aurora. The earth surface electric fields cause EMFs and currents in transmission lines of power system. These processes lead to system mode violations and cause outages. The work introduces the origins of such processes and types of their impact on power system. It is emphasized that such researches are especially important for Russia as more than a quarter of its territory belongs to the Arctic especially subject to influence of geomagnetic storm. Besides, shift of North magnetic Pole from northern coast of Canada towards the Taimyr Peninsula strengthens over time such impacts on power industry of the North of Russia. The work consists of two parts. The overview of the known violations caused by geomagnetic storm is provided and geomagnetically induced currents estimates of northern nodes for one power supply system are given in the second part.
Keywords: geomagnetic (solar) storm, geomagnetically induced currents, power systems
Продолжение (начало статьи в №4(28) 2016 г.)
3. Обзор нарушений, связанных с геомагнитными штормами и отраженных в публикациях
Канада-США. Наиболее сильное влияние геомагнитный шторм оказал в марте 1989 г. на энергосистему Hydro-Quebec (Канада) (рис. 1), оставив без электроэнергии 6 млн. чел. в течение примерно 9 час. [1]. Рассмотрим последовательность развития аварии (рис. 2, время восточно-американское). В третьем часу 13 марта инженеры
Hydro-Quebec дежурили как обычно, наблюдая колебания нагрузки [2]. Они не знали, что в течение получаса вся их система была атакована мощными токами, наведенными солнечным штормом. Секунду спустя, в 2:44:17, статический конденсатор реактивной мощности № 12 на подстанции Чибагамо вышел из работы, поскольку токи, вызванные потоком заряженных частиц, привели к срабатыванию реле защиты по условию перегрузки. Потеря регулирования напряжения в Чибагамо вызвала снижение генерации в передающей сети ЛаГранд 735 кВ. В 2:44:19 на той же подстанции второй конденсатор последовал примеру первого. На расстоянии 150 км,
Черчилль ФоллсЛ А/
Рис. 1. Схема системы Hydro-Quebec. Fig. 1. The Hydro-Quebec system diagram.
Полесники Чибатн-О. оп-.лю-он.ю 9-Л4" 1 7 —I— заЩит°й силового конденсатора ¿..44. I / Сокращение генерации в сети ЛаГранд 735 kB
2'44'1 9--Подстанция Чиеаглн'О стклю-он.ю
защитой второго силового конденсатора
Подстанции Албанель и Немиско, 2:44:46 —(—отключение защитой четырех силовых конденсаторов
Подстанция ЛаВерендрай , отключение 2:45:16 -f- защитой последнего силового
конденсатора Потеря 9460 МВт
ЛаГранд. Работа автоматики сокращения нагрузки
2-ЛК.-ПЛ _1_ Отключение гитпющих линии Черчилль .4S.Z4 "Гфоллс (2200 МВт)
2:45:32
Потеря 21500 МВт мощности. Погашение ' энергосистемы Квебека
Рис. 2. Последовательность развития аварии. Fig. 2. Sequence of the disturbance development.
на подстанциях Албанель и Немиско, еще четыре конденсатора вышли из строя в 2:44:46. Последним в 2:45:16 отключился статический конденсатор реактивной мощности в комплексе ЛаВерендрай на юге от Чибагамо. Судьба сети была решена за 59 сек., поскольку мощность 9460 МВт от ЛаГранд гидро-
электрического комплекса Hyd-го^иеЬес оказалась без надлежащего регулирования.
Меньше чем через минуту провинция Квебек потеряла половину своей генерации. Системы автоматического ограничения нагрузки попытались восстановить баланс между нагрузками и генерацией, доступной после крупной ее потери. Один за другим системы автоматического ограничения нагрузки отключали города и области по Квебеку, но напрасно. Начали отключаться внутренние системы отопления и освещения. 8 сек. спустя, в 2:45:24, отключились питающие линии, предоставлявшие 2200 МВт от комплекса генерации Черчилл Фоллс. К 2:45:32 вся Квебекская энергосистема вышла из строя, и большая часть области оказалась без питания. Развитие каскада событий было слишком быстрое для человеческой реакции операторов и привело к отключению и потере 21500 МВт мощности.
Отключение статических конденсаторов произошло следующим образом. Как было отмечено выше, из-за насыщения силовых трансформаторов и искажения формы волны тока появились гармоники. Схема защиты разработана на подстанции Чибагамо для нормальных условий, а при наличии гармоник сопротивление емкости снижается, и защита реагирует на суммарную величину амплитудного или действующего значения, что приводит к неправильной ее работе. По такой же причине, т.е. из-за наложения гармоник, но уже от перенапряжения, сработала защита статического компенсатора на подстанции ЛаВерендрай.
После восстановления системы была проведена проверка газа в масле генераторных повышающих трансформаторов [3]. Результаты указали на увеличение уровня общего газового содержания в трансформаторном масле. Это касалось некоторых трансформаторов с заземленной нейтралью. Такие блоки были выведены из работы, а трансформаторы подготовлены к внутренней проверке. Визуальный осмотр отказавших трансформаторов показал серьезное повреждение одной из двух последовательных обмоток крайних витков низковольтной стороны. Все три фазы под воздействием тепла ухудшили изоляцию, фазы А и С имели 20-25% поврежденной обмотки. Повреждение обмоток варьировалось от расплавленных и сплавленных витков до больших расплавленных масс меди и медных зерен. К счастью, бумажная изоляция ограничила размер ущерба, ко-
торый не был сразу виден, пока не сняли часть обмотки. Основная причина этого вызвана ГИТ (геомагнитно индуцированным током). При солнечном шторме блок Salem 1 увеличил выдачу реактивной мощности на 150-200 МВАр. Эта мощность, как предполагалось, требовалась трансформаторам в результате их насыщения, вызванного ГИТ. Приблизительный уровень постоянного тока составил 74.7 А на фазу. Основное влияние на трансформатор включало увеличение потери на вихревые токи, нагрев стали и корпуса и огромные токи намагничивания. В результате увеличения потерь на вихревые токи произошло искажение магнитного поля в обмотке, что привело к дальнейшему ухудшению гармонического состава поля намагничивания. Подобным образом проходило и нагревание стального бака. Комбинация анормальных потерь на вихревые токи и неравное распределение роста тока намагничивания произвели наблюдаемые повреждения.
Отметим, что наличие мало разветвленной сети с длинными линиями в системе Hydro-Quebec довольно типично для систем Севера.
Хотя и не в такой степени, но ряд других предприятий Северной Америки также почувствовали нарушения, особенно в восточной части Соединенных Штатов. Allegheny Power System Inc., обслуживающая Западную Вирджинию и часть Пенсильвании, Мэриленда и Вирджинии, потеряла 10 из 24 конденсаторных установок в своей системе передачи. И здесь основной причиной стали неправильные операции релейной защиты из-за сильной нагрузки конденсаторов токами гармоник. Напряжение было существенно ухудшено в результате отключения конденсаторов вместе с ростом потребления трансформаторами реактивной мощности. Несмотря на это, дальнейшие нарушения режима не проявились, возможно, потому, что каскадные отключения, такие как в Hydro-Quebec, в северо-восточных Соединенных Штатах не возникли благодаря более низким условиям нагрузки.
Швеция. Самый большой из недавних штормов был во время 23-го солнечного цикла, который начался в 1996 г. и достиг максимума в 2000 г. Между 19 октября и 5 ноября 2003 г. на Солнце разразились 17 мощных вспышек. Некоторое влияние испытали электрические сети Северной Америки, но более значимое воздействие почувствовала Северная Европа. Необычно высокая геомагнитная активность вызвала множество нарушений в шведской высоковольтной системе электропередачи. Были отключены выключатели нескольких линий электропередачи и трансформаторов из-за малых уставок защит от сверхтоков [4]. Более 50% операций релейной защиты выполнялись по сверхтоку второй гармоники, и в некоторых случаях потребовалось 25 - 90 мин для осмотра отключившихся объектов, прежде чем они были повторно включены. Отказы, о которых сообщалось, сведены на рис. 3 (время по Гринвичу).
Во время отключения линии электропередачи 130 кВ, вызвавшей отключение электроснабжения центральной части Malmo, подсеть 130 кВ, питающая центральную часть города, работала с ог-
29 октября 06:11:42 -
06:12:29 -06:46:04
07:00:00 -
07:04:10 -
30 октября 19:55:28 -
20:03:43 -
20:03:44
20:07:15
20:08:00 20:08:32
Отключение от станции линии электропередачи 220 кВ, потеряно 140 МВт генерации
■Отключение линии электропередачи 130 кВ
Отключение линии электропередачи 400 кВ, от Нет^ое к Каг^атп вызвало потерю 300 МВт мощности, импортируемой в Швецию из Польши через связь постоянного тока.
Несколько раз появлялась высокая температура в -повышающем трансформаторе блока атомной станции, расположенной в южной Швеции ■Отключение линии электропередачи 130 кВ
■Отключение автотрансформатора 400/220 кВ
Трансформатор 400/130 кВ вызвал перегрузку в сети
Отключение трансформатора 130/10 кВ
Отключение линии электропередачи 130 кВ в -Ма1то вызвало потерю электроснабжения 50000 потребителей на время от 20 до 50 мин.
■Отключение линии электропередачи 130 кВ
■Отключение линии электропередачи 130 кВ
Рис. 3. Последовательность развития аварии в октябре 2003 г.
Fig. 3. Sequence of the disturbance development in October, 2003.
раничениями коммутационного оборудования. Часть Malmö, на которую повлиял шторм, питалась от одной цепи, включающей воздушную линию длиной 3.4 км и в общей сложности 16.3 км подземных кабелей. Аварийное состояние переключений добавило 11.3 км подземных кабелей к подсистеме, питаемой от секции, ее выключатель был отключен защитой от сверхтока с малой уставкой из-за гармонических искажений, вызванных ГИТ. Гармоническое искажение напряжения в узле и необычно большие емкости фазы на землю в кабельной сети увеличили ток в силовой цепи, питавшей центральную часть Malmö. Электронная защита от сверхтока с малой уставкой отключила выключатель и вызвала отключение электроэнергии. Защита была исследована, в результате обнаружено, что она имела более высокую чувствительность, т.е. значение тока срабатывания на 150 Гц оказалось ниже, чем на 50 Гц. Защита, вызвавшая отключение электроснабжения, позже заменена на защиту, которая менее чувствительна (имеет более высокое значение срабатывания) на 150 Гц, чем на 50 Гц.
Великобритания. За последние несколько десятилетий Британская система электроснабжения испытала значительное влияние ГИТ, особенно во время записанных геомагнитных штормовых событий 14 июля 1982 г., 13-14 марта 1989 г., 1920 октября 1989 г. и 8 ноября 1991 г. [5-8]. Эти влияния включали:
1. Большие колебания реактивной мощности, приблизительно в 50-70 МВАр на отдельных генераторах.
2. Снижение напряжения в сети 400 и 275 кВ на 5%.
3. Снижение напряжения в некоторых точках распределительной сети на 20%, при среднем значении 5%.
4. Неоднократное включение аварийной сигнализации генератора по току обратной последовательности.
5. Большие колебания активной и реактивной мощностей в линиях, связывающих Англию и Шотландию.
6. Отказ двух одинаковых трансформаторов 400/132 кВ, 240 МВА в Norwich Main и Indian Queens.
7. Увеличение числа отказавших каналов связи, используемых для защиты и управления энергопотреблением.
8. Записи постоянных токов в нейтрали трансформаторов до 5-25 А на конкретных подстанциях.
9. Очень высокие уровни токов гармоник из-за насыщения трансформатора.
Нужно упомянуть, что во время этих событий нарушения у потребителей оказались локальными, и поврежденными отмечены только два трансформатора сети передачи, поскольку события шторма не сохранялись в течение достаточно длительных периодов; однако потенциал для более широких нарушений был очевиден [9].
Южная Африка. В связи со штормом октября/ноября 2003 г. влияния, связанные с геомагнитными нарушениями, также отмечались в Южной Африке [10]. Несмотря на то, что нарушения не вызвали обширных отключений электроснабжения или погашений в системе, они примечательны расположением мест их проявления на довольно низкой широте (например, Йоханнесбург - приблизительно на 26° ю.ш.).
В энергосистеме Южной Африки регулярно проводится анализ содержания газов в трансформаторном масле 12 повышающих трансформаторов 400 кВ, генераторных блоков 700 МВА на электростанциях Tutuka и Matimba и шести трансформаторов 275 кВ на электростанции Lethabo по некоторым блокам, оборудованным онлайновым инструментом такого анализа. Подобные устройства используются для обнаружения насыщения трансформатора, так как без надлежащего контроля локальный нагрев в частях трансформатора не может быть эффективно охлажден при насыщении, что, очевидно, приводит к увеличению температуры. Интенсивность перегрева зависит от путей потоков насыщения, потоков охлаждения и тепловых условий или нагрузки трансформатора. Перегрев приводит к ухудшению изоляции масла и бумаги, а также к увеличению содержания газов, которое может быть обнаружено и проанализировано с помощью DGA.
После серьезного геомагнитного шторма в начале ноября 2003 г. уровни растворенных газов в трансформаторах увеличивались. 17 ноября трансформатор на электростанции Lethabo был отключен защитой. 20 ноября произошел следующий серьезный шторм. 23 ноября трансформатор Matimba №3 был отключен защитой, а 12 января 2004 г.
один из трансформаторов на ТиШка выведен из работы. Еще два трансформатора на электростанции МайтЬа (№ 5 и № 6) пришлось вывести из работы из-за высоких уровней газа в июне 2004 г. Второй трансформатор на электростанции Lethabo отключен защитой Бухгольца (газовой защитой) в ноябре 2004 г. В работе [11] утверждается, хотя ГИТ способствовал увеличению температуры обмотки, но величина, о которой сообщается (приблизительно до 10 А), не кажется достаточно высокой для порождения большого ущерба от перегрева.
Кроме того, случаи ГИТ вызывали насыщение/перегрузку трансформатора и генерацию гармоник, аналогично сообщениям в публикациях [1214], несмотря на то, что они не приводили к существенному ущербу или нарушению работы системы.
В любом случае нужно напомнить, что события ГИТ происходят не только на максимуме или в конце солнечного цикла, а отказ трансформатора не может быть легко связан с солнечным циклом или определенным штормом. Однако ожидается, что отказы трансформатора должны увеличиться в течение периодов после геомагнитных штормов. Такая тенденция очевидна в анализе [10] по отказам больших трансформаторов (> 230 кВ) в сети Eskom (т.е. южноафриканской) в течение прошлых 20 лет. Интенсивность отказов с повреждениями в обмотках, сердечниках или выводах 143 больших трансформаторов увеличивается после штормовых событий. Штормовой индикатор серьезности на основе геомагнитных штормовых периодов в течение года с индексными значениями Кр = 7 и 8 определяется в 0.25 и 0.5 соответственно, по сравнению со штормом, обладающим индексом Кр, равным 9. Понятно, что коэффициенты Кр являются слабой индикацией серьезности штормов относительно оценки ГИТ (см. раздел 2. "Известия Коми НЦ УрО РАН". №4(28). 2016 г.), но в отсутствии лучшего индекса используются эти значения. Повышенный уровень отказов трансформатора в годы после геомагнитных штормов оказывается подобен росту для трансформаторов в Северной Америке [15].
4. Оценка величины потенциальных ГИТ для Республики Коми
Предварительно на конкретном примере покажем влияние геомагнитно индуцируемых токов на систему. Пусть трехфазная линия 220 кВ длиной 240 км подключена к понижающему трансформатору 250 МВА с заземленной нейтралью и сердечником электротехнической стали 3425 длиной 30 м. В нормальном режиме Вн = 1.3 Тл. Напряженность электрического поля на поверхности земли в результате геомагнитного шторма равна 12 В/км. Тогда наведенная ЭДС постоянного тока Е =12240 = 2.9 кВ или 102.3% от (Лом.фаз.. В присутствии ГИТ В гит = 1.3 (1 + 0.023 3) = 1.4 Тл. По полученным результатам и кривой намагниченности для стали 3425 (рис. 4) строим кривые Вгам. и Всум., ^ам. при отсутствии и ^ум.ГИТ при наличии ГИТ (рис. 5). Токи
'нам = ^ам./30 и /сум.ГИТ = ^ум. ГИТ/30. Из графика видно,
что в присутствии ГИТ ток намагничивания увели-
20В,Тл
1.5
1.0
05
3425
...........Н, А/м
500 1000 1500 2000 2500 3000
Рис. 4. Кривая намагничивания электротехнической стали 3425.
Fig. 4. Magnetization curve of 3425 electro-technical steel.
B100, Тл /нам -20, А
1 /нам + /ГИТ / \
Вн.р. + Bryr SS" NN, \ —/ \
•V V A J} ' /намЧ \ \ \\ / t, мс
А ' ^б44^. \\ /у .¿'20 ^ ' 30 \ со
Рис. 5. Изменение тока намагничивания в присутствии ГИТ.
Fig. 5. Change of magnetization current with GIC.
чился примерно в пять раз. Очевидно, и потребляемая реактивная мощность при /нам. =2.7 А увеличится в пять раз с 1.03 до 5.15 МВАр. Преобразование Фурье дает следующий спектр тока намагничивания в присутствии ГИТ (рис. 6), из которого видно наличие в кривой тока целого ряда гармоник.
Оценка величины потенциальных ГИТ может быть выполнена на основе вычислений, определяемых двумя частями. Сначала определяется горизонтальное электрическое поле на поверхности Земли, а затем можно вычислить и ГИТ, наводимый этим полем в сети. Первая часть, не зависящая от конкретной схемы рассматриваемой сети, может быть решена путем применения уравнений Максвелла с надлежащими электромагнитными граничными условиями. Исходные данные состоят из информации на основе наблюдаемых данных или на предположениях относительно токов, текущих в ионо- и магнитосфере, геомагнитных изменениях на поверхности земли с учетом ее проводимости. Вторая часть выполняется с использованием теории цепей. Для этого необходимы географическая
1.0
0.75
0.5
0.25
0.0
50 100 150 200 250 300 350 400
Рис. 6. Частотный спектр тока намагничивания в присутствии ГИТ.
Fig. 6. Frequency range of magnetization current with GIC.
схема сети, геоэлектрическое поле, соединения и сопротивления системы, точки заземления нейтралей. Если все соединения, т.е. конфигурация и топология сети, а также все сопротивления известны точно, то вычисление ГИТ является в принципе прямым и точным. На практике, однако, сетевые данные никогда не полны. Сложные соединения на подстанциях могут также потребовать приблизительных предположений или упрощений. Кроме того, соединения между разными крупными системами, например, межгосударственные, приводят к использованию упрощенных эквивалентов для практического вычисления ГИТ.
Частоты, характеризующие изменения геоэлектрических и геомагнитных полей во времени, обычно находятся в диапазоне миллиГерц так, что они очень малы по сравнению с 50 Гц силовой сети. Следовательно, ГИТ могут вычисляться с достаточной точностью на основе методов расчета постоянного тока. С этой целью сначала требуется преобразовать заданную сеть переменного тока в сеть постоянного тока, учитывающую точки заземления и проводимости земли между этими точками. Используемый метод кратко будет проиллюстрирован на простом примере, взятом в [16], на его основе метод может быть расширен на реальные сети. В частности, рассмотрим рис. 7, который изображает элементарную сеть с шестью узлами и двумя генераторами (G), соединенными через свои повышающие трансформаторы (T1 и T3) к двум линиям передачи, последовательно соединенным через автотрансформатор (T2).
Как уже отмечалось, все элементы вводятся в схему только своими активными сопротивлениями, так как для частот ГИТ реактивные сопротивления определяются как ноль - для индуктивных, и как бесконечность - для емкостных компонент. Очевидно упрощение схемы замещения исключением незаземленных низковольтных обмоток трансформатора генераторной стороны до четырех уз-
100
0
-100
-200
Рис. 7. Демонстрационная сеть переменного тока. Fig. 7. Demonstration of AC network.
лов, отмеченных на рис. 7 кружками. Тогда трансформаторы могут быть отражены как последовательное соединение сопротивлений обмоток с сопротивлением заземления (рис. 8). Здесь -активное сопротивление линии //, Rт¡ - активное сопротивление трансформатора /, соединенного звездой, ВН и СН - обмотки автотрансформатора высокого и среднего напряжений соответственно. Rзeм. - активное сопротивление заземления нейтрали трансформатора. Коэффициент 1/3 при сопротивлении учитывает параллельность трех фаз по постоянному току. Схема полностью пассивна, а источники, рассматриваемые ниже, представляют эквивалентные источники напряжения постоянного тока электрического поля.
Рис. 8. Эквивалентная схема постоянного тока демонстрационной сети.
Fig. 8. Equivalent DC circuit of a demonstration network.
Расширим рассмотренную процедуру для более сложных сетей переменного тока с N узлами заземлений R3eM, i = 1,...,N (рис. 9). Если узел i не
имеет соединений с землей, то Re =<х> или проводимость уе = о. Если узлы i и j не соединены непосредственно проводами, то сопротивления между ними Rj=00 или проводимость Y j=0. Ток от i к j является током Ij. Горизонтальный вектор электрического поля обозначим s , а его географическую ориентацию - в . Теперь можно организовать NxN матрицу проводимости YN, где
(1)
У,
--, i * J
rj
r Rk
Рис. 9. Пример обозначений для произвольной сети с заземленными нейтралями трансформаторов.
Fig. 9. Designation example for any network with the grounded transformer neutrals.
У =TN
' ij ^k=1,k*i
1
'=J
(2)
Сопротивления заземления формируют NхN матрицу сопротивлений RЗEм. Nx1 столбец векторов Jзем определяется как
J3
Zj=N EJ J=1,J*i R
ij
(3)
где Е/ - геоЭДС, вызванная горизонтальным электрическим полем напряженностью 8 вдоль пути
L , определенного проводами от узла / к узлу/,
Е^=\ J¡sxdL. (4)
Если геоэлектрическое поле может быть принято постоянным в географическом районе линии передачи, тогда важны только координаты конечной точки линии независимо от ее маршрута, скручиваний и поворотов. Следовательно,
(5)
E..=£ L +£ L .
J x x y y '
где £х, £у, Ly- компоненты £ и L вдоль двух произвольно выбранных декартовых осей х и у. В качестве таких осей удобно принять направление на Север (составляющая Lx) и направление на Восток (составляющая Lу) в километрах. Тогда £х - составляющая электрического поля направления на Север и £у - составляющая электрического поля направления на Восток в В/км. При известных географических координатах узлов (С.Ш. - северная широта, В.Д. - восточная долгота) можно получить
и
1.х=111.2 • АСШ. - (6)
где 111.2 км - длина 1о по широте, А С.Ш. - разность по широте (градусы) между этими двумя узлами и
Ly=11.2 • А В .Д. кд, (7)
где А В.Д. - разность по долготе (градусы) между этими двумя узлами, кд - корректировка по долготе длины 1о в зависимости от широты
k=sin\90°-—*зел1+а Шзел2
2
(8)
Теперь можно получить элементы 13ем - \=1,
.., N Nx1 матрицы столбца 1земявляющиеся токами заземления и отражающие ГИТ соответствующих узлов:
Iзем=(V+YNRзем) J зем. > (9)
где V представляет NхN единичную матрицу.
Оценим наведенные токи в северной части одной из энергосистем при напряженностях электрического поля 0.5, 1.5 и 5 В/км, причем последнее значение соответствует зимним условиям с вечно-мерзлым грунтом суглинка. Сопротивление заземления примем 0.2 Ом. Схема этой части системы приведена на рис.10, необходимые для расчетов географические параметры - в табл. 1. В третьей
линий передачи. Поскольку наведенные токи ква-зипостоянны, то, как отмечено выше, в схеме замещения, кроме линий, участвуют только обмотки трансформаторов с заземленной нейтралью. Все фазы линии и обмоток трансформаторов в схеме замещения входят только активными сопротивлениями и включены параллельно. Эквивалентная схема рассматриваемой ЭЭС дана на рис. 11, а ее параметры, приведенные к базисным трем фазам, 220 кВ и 1000 МВА - в табл. 2. После несложных упрощений расчетная схема имеет вид (12). Согласно приведенной выше методике, оценим ГИТ
Таблица 2
Активные сопротивления схемы замещения
Table 2
Resistances of equivalent circuit
Rл1, Ом Rл2, Ом Rлз, Ом Rat1, Ом Rt2, Ом Rat3, Ом Rat6, Ом Rзаземл., Ом Rэкв. сист^ Ом
7.905 5.372 3.058 0.355 1.903 0.166 0.634 0.2 4.194
этой части системы при напряженностях электрического поля 0.5, 1.5 и 5 В/км (табл. 3).
Из табл. 3 видно, что даже при небольших уровнях напряженности у поверхности Земли (0.5 В/км) геомагнитно индуцированные токи в зазем-
Л-
Л 2
Л1
Рис.10. Схема северной части рассматриваемой энергосистемы.
Fig. 10. The diagram of the considered power system northern part. Таблица 1
Географические параметры рассматриваемой ЭЭС
Table 1
Geographical parameters of the considered power system
Линия передачи кд А, град. L по осям, км Lc^., км Lреал., км
1 - 2 0,3944 1,45733 162,0 236,53 247
3,92948 172,34
2 - 3 0,4131 0,88451 98,4 167,11 177
2,94035 135,07
3 - 4 0,4135 0,84417 93,87 95,12 143
колонке представлены разности координат, в четвертой - наикратчайшие расстояния по осям координат, в пятой - наикратчайшее расстояние между узлами, в шестой, для сравнения - реальная длина
X
Rлз
Ел
Ra
Т
Rat3
Rзаземл.
Ra
RЛ2
т
X
Rt2
т
^аземл.
X
Rл1
X
Рис.11. Схема замещения северной части рассматриваемой энергосистемы.
Fig. 11. Equivalent circuit of the considered power system northern part.
Е
Е
R
R
R
Рис. 12. Расчетная схема. Fig. 12. The transfer circuit.
Заключение
Солнечное (геомагнитное) возмущение, внешнее проявление которого представляют полярные сияния, может оказать отрицательное воздействие на электроэнергетическую систему, особенно вблизи магнитных полюсов Земли, т.е. в приполярных регионах. Для надежного функционирования энергосистем в условиях Севера нужно учитывать влияние геомагнитных штормов. Следовательно, при развитии в приполярных регионах крупных ЭЭС с длинными линиями электропередачи необходимо учитывать такое влияние.
Таблица 3
Геомагнитно индуцированные токи при различных напряженностях: 0.5; 1,5; 5 В/км
Table 3
Geomagnetically induced currents energized: 0.5; 1,5; 5 V/km при 0,5 В/км
а Ex1 Ey1 E1 Ex2 Ey2 E2 Ex3 E,3 E3 I1 I2 I3 I4 I5
0 81.0 0.0 81.0 49.20 0.0 49.20 46.93 0.0 46.93 9.332 0.975 8.360 19.50 11.20
30 70.15 43.08 82.32 42.61 33.77 54.37 40.65 3.837 40.83 9.585 0.588 9.0 18.60 9.63
60 40.50 74.62 84.91 24.60 58.49 63.45 23.47 6.647 24.39 10.05 -0.048 10.10 15.60 5.54
90 0.0 86.17 86.17 0.0 67.53 67.53 0.0 7.675 7.67 10.26 -0.286 10.50 12.0 1.42
120 -40.50 74.62 84.91 -24.60 58.49 63.45 -23.47 6.647 24.39 10.05 -0.048 10.10 15.60 5.54
150 -70.15 43.08 82.32 -42.61 33.77 54.37 -40.65 3.837 40.83 9.585 0.588 9.0 18.60 9.63
180 -81.0 0.0 81.0 -49.20 0.0 49.20 -46.93 0.0 46.93 9.332 0.975 8.360 19.50 11.20
при 1.5 В/км
а Ex1 Ey1 E1 Ex2 Ey2 E2 Ex3 E,3 E3 I1 I2 I3 I4 I5
0 243.0 0.0 243.0 147.6 0 147.6 140.8 0.0 140.8 27.99 2.926 25.10 58.50 33.50
30 210.4 129.2 247.0 127.8 101.3 163.1 121.9 11.51 122.5 28.75 1.765 27.0 55.90 28.90
60 121.5 223.9 254.7 73.8 175.5 190.3 70.4 19.94 73.17 30.14 -0.144 30.30 46.90 16.60
90 0.0 258.5 258.5 0.0 202.6 202.6 0.0 23.02 23.02 30.77 -0.857 31.60 35.90 4.26
120 -121.5 223.9 254.7 -73.8 175.5 190.3 -70.4 19.94 73.17 30.14 -0.144 30.30 46.90 16.60
150 -210.4 129.2 247.0 -127.8 101.3 163.1 -121.9 11.51 122.5 28.75 1.765 27.0 55.90 28.90
.180 -243.0 0.0 243.0 -147.6 0.0 147.6 -140.8 0.0 140.8 27.99 2.926 25.10 5850 33.50
при 5 В/км
а Ex1 Ey1 E1 Ex2 Ey2 E2 Ex3 E,3 E3 I1 I2 I3 I4 I5
0 810.0 0.0 810.0 492.0 0.0 492.0 469.3 0.0 469.3 93.32 9.755 83.60 195.0 112.0
30 701.5 430.9 823.2 426.1 337.7 543.7 406.5 38.37 408.3 95.85 5.884 90.0 186.0 96.30
60 405.0 746.2 849.1 246.0 584.9 634.5 234.7 66.47 243.9 100.5 -0.479 101.0 156.0 55.40
90 0.0 861.7 861.7 0.0 675.3 675.3 0.0 76.75 76.75 102.6 -2.856 105.0 120.0 14.20
120 -405.0 746.2 849.1 -246.0 584.9 634.5 -234.7 66.47 243.9 100.5 -0.479 101.0 156.0 55.40
150 -701.5 430.9 823.2 -426.1 337.7 543.7 -406.5 38.37 408.3 95.85 5.884 90.0 186.0 96.30
180 -810 0.0 810.0 -492.0 0.0 492.0 -469.3 0.0 469.3 93.32 9.755 83.60 195.0 112.0
ленных нейтралях трансформаторов могут достигать примерно 20 А, что значительно больше тока (2.7 А), приведенного выше в примере с трансформатором. И, конечно же, существенно большее воздействие окажут ГИТ при напряженности в 5 В/км (около 200 А). В отличие от канадских условий, сопротивления грунтов в этом регионе заметно меньше, что снижает возникающую электрическую напряженность поля. Но зимой, когда верхние слои промерзают, условия проводимости значительно ухудшаются, а нагрузки в электрических сетях возрастают, что увеличивает ППЗ, а, следовательно, и ГИТ. В силу отмеченного, учет влияния ГИТ на режимы работы Коми ЭЭС является важным и требует более глубоких исследований.
Это положение особенно важно для России по следующим причинам. Во-первых, примерно четверть ее территории относится к районам Севера. Во-вторых, в планы экономического развития страны входит освоение ее северных территорий, а, следовательно, и развитие электроэнергетики в этих регионах. В-третьих, происходит смещение северного магнитного полюса в сторону России, что увеличивает вероятность воздействия геомагнитных штормов на режимы ЭЭС.
Наибольшее влияние на режимы ЭЭС такие штормы оказывают, вызывая их нестабильность по напряжению из-за роста потребления реактивной мощности. Это связано с увеличением потребления такой мощности самими трансформаторами из-за
роста токов намагничивания, а также с отключениями из-за перегрузки шунтовых конденсаторов в связи с увеличением высших гармоник.
Примером аварийного воздействия геомагнитного шторма через связанный с ним ГИТ является погашение системы Hydro-Quebec 13 марта 1989 г. Этот наведенный в линии ток очень низкой частоты проявляется как квазипостоянный ток. Вызванные им процессы (насыщение трансформаторов, появление высших гармоник, сильный рост потребления реактивной мощности) стали причиной погашения системы.
Кроме того, рост токов намагничивания может приводить к существенному перегреву элементов конструкции трансформаторов в точках протекания магнитных потоков, замыкающихся вне сердечника, что может вызвать значительные повреждения оборудования с длительным его восстановлением.
Воздействие ГИТ на работу релейной защиты проявляется непосредственно насыщением от постоянной составляющей при его протекании через измерительные трансформаторы тока, что приводит к искажению вторичного тока и к неправильной работе защиты, а следовательно, нарушениям режимов ЭЭС.
Влияние геомагнитных возмущений может проявляться также в работе WAMS с устройствами PMU, нарушая передачу синхросигналов при измерении фазы токов и напряжений.
Приведенный порядок расчета значений ГИТ позволяет оценить их воздействие на режимы ЭЭС. Оценка возможных значений ГИТ в Коми энергосистеме указывает на вероятность существенного влияния таких токов на ее работу. И хотя сама вероятность их появления пока достаточно низкая (примерно 0.02), к 2020 г. она может возрасти до 0.1.
Учет подобных явлений как в процессе проектирования энергосистемы, так и при ее эксплуатации существенно снижает воздействие ГИТ на систему. Следовательно, необходимы дальнейшие исследования по предотвращению влияния геомагнитно индуцированных токов на режимы работы энергосистем.
Литература
1. Affects of Geomagnetic Disturbances on the Bulk Power System. NERC Special Reliability Assessment / GMDTF Interim Report, 2012. 182 p. Available: https:// www.frcc.com/ Public % 2 OAwareness / Lists /Announcements / Attachments/105/GMD% 20Interim% 20 Re-port.pdf.
2. Space weather: impacts on engineered systems and infrastructure. Full Report / Royal Academy of Engineering, 2013. 70 p. Available: www.raeng.org.uk/spaceweather
3. Geomagnetic Disturbance. Available: http: // www.nerc.com/files /1989-Quebec-Disturbance. pdf.
4. Pulkkinen A., Lindahl S., Viljanen A. and Pirjo-la R. Geomagnetic storm of 29-31 October 2003: Geomagnetically induced currents and their relation to problems in the Swedish
high-voltage power transmission system. Spa-ceWeather. Vol.3. Iss.8. 2005. 24 p.
5. Crisford D. System harmonic voltage measurements at Harker 275 kV substation. Technical report // National Grid Company, 1992. 43 p.
6. Kestelman B. UK and Canadian ESI disturbances during the geomagnetic storm 13-14 March 1989 // Technical report, Central Electricity Generating Board, 1990. 53 p.
7. Murray N. System disturbance at 00:54 hours on 14 July 1982. Technical report // South of Scotland Electricity Board Report. N 761-12720-1-RP, 1982. 17 p.
8. Smith P. Effects of geomagnetic disturbances on the national grid system Proc. of the 25 th Universities Power Engineering Conference (UPEC), 1990. P.147-155.
9. Erinmez I., Kappenman J. and Radasky W. Management of the geomagnetically induced current risks on the National Grid Company's electric power transmission system // J. of Atmospheric and Solar-Terrestrial Physics. Vol.64. Issue 5. 2002. P.743-756.
10. Gaunt C. and Coetzee G. Transformer failures in regions incorrectly considered to have low GIC risk. Proc. of the IEEE Powertech, Lausanne, Switzerland, July 2007. P.807-812.
11. Girgis R., Vedante K. Effects of GIC on power transformers and power systems // Transmission and Distribution Conference and Exposition (T&D), IEEE PES, 2012. P.1-8.
12. Koen J. and Gaunt C. Disturbances in the sou-
thern african power network due to geomag-netically induced currents // Proc. of the Ci-gre Session, Paris, France, August, 2002. 6 p.
13. Koen J. and Gaunt T. Geomagnetically induced currents at mid-latitudes // Proceedings of the General Assembly of URSI, Maastricht, the Netherlands, August, 2002. 4 p.
14. Koen J. and Gaunt T. Geomagnetically Induced Currents in the Southern African Electricity Transmission Network // Proceedings of the IEEE Powertech, Bologna, Italy. Vol.1. 2003. 7 p.
15. Kappenman J. Geomagnetic storms and their impact on power systems / IEEE Power Engineering Review, May, 1996. 5 p.
16. Effects of Geomagnetic Disturbances on the Bulk Power System. Special Reliability Assessment // Technical report / NERC, February, 2012. 150 p.
References
1. Affects of Geomagnetic Disturbances on the Bulk Power System. NERC Special Reliability Assessment / GMDTF Interim Report, 2012. 182 p. Available: https:// www.frcc.com/ Public % 2 0Awareness / Lists /Announcements / Attachments/105/GMD% 20Interim% 20 Re-port.pdf.
2. Space weather: impacts on engineered systems and infrastructure. Full Report / Royal Academy of Engineering, 2013. 70 p. Available: www.raeng.org.uk/spaceweather
3. Geomagnetic Disturbance. Available: http:// 10. Gaunt C. and Coetzee G. Transformer failures www.nerc.com/files/1989- Quebec-Disturbance. in regions incorrectly considered to have low pdf. GIC risk. Proc. of the IEEE Powertech, Lau-
4. Pulkkinen A., Lindahl S., Viljanen A. and Pirjo- sanne, Switzerland, July 2007. P.807-812.
la R. Geomagnetic storm of 29-31 October 11. Girgis R., Vedante K. Effects of GIC on power
2003: Geomagnetically induced currents and transformers and power systems // Transmis-
their relation to problems in the Swedish sion and Distribution Conference and Exposi-
high-voltage power transmission system. tion (T&D), IEEE PES, 2012. P.1-8
SpaceWeather. Vol.3. Issue 8, 2005. 24 p. 12. Koen J. and Gaunt C. Disturbances in the sou-
5. Crisford D. System harmonic voltage measure- thern african power network due to geomag-ments at Harker 275 kV substation. Technical netically induced currents // Proc. of the Ci-report / National Grid Company, 1992. 43 p. gre Session, Paris, France, August 2002. 6 p.
6. Kestelman B. UK and Canadian ESI distur- 13. Koen J. and Gaunt T. Geomagnetically indu-bances during the geomagnetic storm 13-14 ced currents at mid-latitudes // Proc. of the March 1989. Technical report, Central Elec- General Assembly of URSI, Maastricht, the tricity Generating Board, 1990. 53 p. Netherlands, August, 2002. 4 p.
7. Murray N. System disturbance at 00:54 hours 14. Koen J. and Gaunt T. Geomagnetically Indu-
on 14 July 1982. Technical report // South of ced Currents in the Southern African Electric-
Scotland Electricity Board Report No. 761- ity Transmission Network // Proc. of the
12720-1-RP, 1982. 17 p. IEEE Powertech, Bologna, Italy. Vol.1, 2003.
8. Smith P. Effects of geomagnetic disturbances 7 p.
on the national grid system. Proc. of the 25th 15. Kappenman J. Geomagnetic storms and their
Universities Power Engineering Conference impact on power systems / IEEE Power Engi-
(UPEC), 1990. P.147-155. neering Review, May, 1996. 5 p.
9. Erinmez I., Kappenman J. and Radasky W. 16. Effects of Geomagnetic Disturbances on the Management of the geomagnetically induced Bulk Power System. Special Reliability As-current risks on the National Grid Company's sessment. Technical report / NERC, February electric power transmission system // J. of 2012. 150 p.
Atmospheric and Solar-Terrestrial Physics.
Vol.64. Issue 5. 2002. P.743-756. Статья поступила в редакцию 15.04.2016.
