CC BY
16
© Л.Э. Александрова, В.А. Щедрин УДК 621.311.11.016.001.63
ОСОБЕННОСТИ РАСЧЁТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ РЕЖИМА ПРИ ОГРАНИЧЕНИИ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ФУНКЦИОНАЛЬНОЙ НАДЁЖНОСТИ
Л.Э. Александрова, В.А. Щедрин
Чувашский государственный университет имени И.Н. Ульянова, г. Чебоксары, Россия
s_samarina@list. ru
Резюме: При аварийном отключении одного или нескольких элементов электрической сети (ЭС) одним из способов сохранения показателей режима в допустимых пределах является ограничение электропотребления. Расчёт величины ограничения выполняется на основе обобщённых параметров схемы замещения электроэнергетической системы. Для расчёта допустимого по условию отклонения напряжения тока узла в статье обоснована замена токов остальных узлов их значениями в аварийном режиме. При расчёте нагрузок узлов, обеспечивающих напряжения и перетоки мощности в послеаварийных режимах в допустимых пределах, необходимо минимизировать величину отключаемой мощности. Для этого на каждом этапе рекомендуется выполнять расчёт величины ограничения мощности одного узла. Узел выбирается по максимальному снижению напряжения по сравнению с напряжением нормального режима. Все выводы подтверждаются многовариантными расчётами.
Ключевые слова: функциональная надёжность, послеаварийный режим, величина ограничения мощности, показатели режима, обобщённые параметры.
SOME PECULIARITIES OF CALCULATION OF INDICATORS OF MODE IN CASE OF ELECTRIC CONSUMTION RESTRICTION TO ENSURE THE FUNCTIONAL
RELIABILITY
L.E. Alexandrova, V.A. Shedrin
Chuvash state University named after I.N.Uljanov, Cheboksary, Russia
s_samarina@list. ru
Abstract: In case of emergency shutdown of one or more elements of an electrical network limitation of power consumption is one of the ways to save indicators of mode within acceptable limits. The calculation of limitation value is carried out on the basis of generalized equivalent circuit parameters of electric power system. For calculation of allowable node current in the limits of variation of voltage the replacement of currents of the remaining nodes with their values in accident mode is substantiated in the article. When calculating node loads that provide voltage and power flow in post-accident regimes within acceptable limits, it is necessary to minimize the amount of switchable capacity. To do this, at every stage the calculation of the value of power limitation in one node is recommended. The node is chosen according to the maximum voltage drop comparing to the voltage in the normal voltage regime mode. All the findings are confirmed by multivariate calculations.
Keywords: operating reliability, post - accident mode, consumer restriction, indicators of mode, generalized parameters.
В энергетической стратегии России1 сформулированы задачи по повышению комплексного свойства - надёжности ЭЭС, важнейшее из которых - повышение режимной (функциональной) надёжности для обеспечения живучести ЭЭС. Обеспечение живучести -актуальная и сложная проблема электроэнергетики. Её решению ранее и в настоящее время посвящается большое количество научных работ, выполненных под руководством д.т.н. Н.И. Воропая (Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, Иркутск), д.т.н. А.Ф.Дьякова (РАН), д.т.н. А.Л.Куликова (Нижегородский государственный технический университет им. Р.Е.Алексеева, Нижний Новгород), д.т.н. Ю.А.Фокина (ФГБОУ ВПО «МЭИ», Москва).
Недостаточный уровень живучести привел к крупным системным авариям, происшедшим в России и других странах в последние годы. Их анализ, приведенный в [1,2], показал, что причинами развития аварий являются: недостаточная пропускная способность ЛЭП, недостатки в управлении перетоками мощности по ЛЭП с ограниченной пропускной способностью. Эти же недостатки были среди причин развития аварий в Чувашской энергосистеме. К каскадному развитию аварий, начавшихся на подстанции Чагино (2005 год) и Рифтинской ГРЭС (2016 год) привели:
1. Неправильные действия оперативного диспетчерского персонала (разгрузка электростанций и переключения ЛЭП вместо отключения потребителей) не предотвратили разгрузки оборудования и недопустимого снижения напряжения в сети 220 кВ. Причина -отсутствие инструкций по действию персонала, в частности перечня отключаемых потребителей в особых условиях.
2. Отсутствие САОН, обеспечивающей разгрузку сети при перегрузках ЛЭП и снижении напряжения.
3. Недостаточное оснащение телеметрической информацией о параметрах режима.
4. Недостаточное оснащение устройствами компенсации реактивной мощности.
5. Недостаточное оснащение средствами противоаварийной автоматики (ПА) с функцией автоматической разгрузки привело к перегрузке межсистемных и внутрисистемных связей выше аварийно допустимых с последующим нарушением статической устойчивости.
В нормальных режимах электрические системы, как известно, обладают высоким уровнем надежности относительно узлов нагрузки благодаря сложнозамкнутым схемам. Диспропорция между располагаемой и потребляемой мощностями может возникнуть при недостатке топлива, ремонтах энергоблоков, а также в аварийных и послеаварийных ситуациях, вызванных отключением одного или нескольких элементов. Во всех этих случаях система оказывается на более низком уровне функционирования по сравнению с нормальным и параметры ее режимов могут выйти за допустимые пределы, что ведет к переходу системы на еще более низкий уровень функционирования.
Схема основной сети должна обеспечивать покрытие нагрузки при расчётных неблагоприятных сочетаниях аварийных ремонтов генерирующего оборудования и непредвиденных изменениях нагрузок, выполнение регламентированных требований к режимам работы ЭС, возникающим при аварийных ремонтах элементов, сохранение устойчивости при нормативных возмущениях. В ЭЭС предусмотрены мероприятия для сохранения показателей послеаварийного режима в допустимых пределах: перераспределение нагрузки электростанций; форсировка регулирующих и компенсирующих устройств; включение резервных элементов; коммутационные переключения в схеме.
1 Энергетическая стратегия России на период до 2030 года, утвержденная распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 г. № 1715-р.
Одно из приоритетных направлений развития современной электроэнергетики -внедрение интеллектуальных сетей (Smart Grid) [3,4], которые в автоматическом режиме выявляют наиболее слабые и опасные участки сети, а затем изменяют характеристики и схему сети для предотвращения аварий и снижения потерь. Интеллектуальная сеть работает в режиме реального времени, поэтому оценку надёжности следует проводить в режиме реального времени. Современные методы расчёта и моделирования показателей режима на персональных компьютерах рассчитаны на работу в реальном режиме времени с интеллектуальными сетями [3]. Это относится и к программам, разработанным в данной работе и описанным ниже.
Однако, при неблагоприятных сочетаниях аварийных ремонтов и резких бросков нагрузок регулировочных мероприятий может оказаться недостаточно, особенно если старение и выработка ресурса оборудования не допускают форсирования режима. В итоге противоаварийная автоматика (ПА) отключает перегруженную ветвь, а затем и другие параллельные связи, что ведёт к каскадному развитию аварии.
Для локализации аварийной ситуации, предотвращения каскадного развития аварии, сохранения устойчивости и обеспечения живучести ЭЭС производится отключение части электрической нагрузки потребителей, которая осуществляется АЧР, САОН и другими средствами ПА, а также вручную по команде диспетчера.
Одним из механизмов предотвращения аварийной ситуации в ЭЭС является также управление энергопотреблением посредством введения графиков аварийного ограничения режима потребления электроэнергии (мощности) (ГАО) и графиков временного отключения потребителей (ГВО)2. С помощью ограничений планируемый режим приводится к допустимым параметрам, т.е. исключается прогнозируемая перегрузка электрооборудования. Отключение производится в режиме реального времени, когда существует прямая угроза перегрузки оборудования или перегрузки уже возникли. Необходимость введения ограничений электропотребления определяется на этапе планирования режима на следующие сутки. В результате ограничений планируемый режим приводится к допустимым параметрам.
Главная задача, которую необходимо решить для оптимизации ограничения потребителей: в каких узлах и на какую величину следует ограничить нагрузку, чтобы сохранить устойчивость при отключении минимума мощности. Ограничение потребителей должно обеспечивать минимум недоотпуска электроэнергии и ущерба, наносимого потребителю (в иностранной литературе аналогичные показатели - риски). Актуальность главной задачи состоит в том, что её решение позволяет частично устранить недостатки, присущие управлению энергопотреблением с помощью ПА и графиков ограничения, а именно:
из-за неопределённости нагрузки питающих линий под действие ПА и ГО подключаются потребители с запасом по мощности, что снижает надёжность;
из-за срабатывания САОН по факту аварийного отключения элемента сети и жёсткого распределения отключаемых потребителей по ступеням независимо от реальной нагрузки при срабатывании САОН отключается больше мощности, чем необходимо;
из-за отсутствия конкретных указаний распределение между сетевыми предприятиями допустимых ограничений электроэнергии и мощности на территории субъекта РФ выполняется на основе балансовых расчётов.
Большое количество научных публикаций посвящено решению задач оптимизации ограничения электропотребления. Основные проблемы, которые рассматриваются в этих публикациях:
2
Приказ Министерства энергетики РФ от 06.06.13 № 290 «Об утверждении правил разработки и применения графиков аварийного ограничения режима потребления электроэнергии (мощности) и использования противоаварийной автоматики».
1. Выбор противоаварийных управляющих воздействий (УВ) для сохранения динамической и статической устойчивости с учётом ограничений послеаварийного режима по условиям предотвращения перегрузок по току элементов и выхода напряжений в узлах за допустимые пределы [5]. Объём отключения нагрузки определяется итерационно и разделяется между потребителями пропорционально суммарному потреблению и максимальному снижению напряжения [5].
2. Разработка, моделирование и внедрение интеллектуальных электрических сетей, работающих в реальных режимах времени.
3. Разработка алгоритма контроля нагрузок питающих линий и корректировки состава отключаемых линий, подключенных к САОН, АЧР и входящих в ГО [6]. Алгоритм предусматривает наблюдение за током питающей линии и оценку её загруженности, заявленной при составлении графиков отключений. Таким образом, решается одна из проблем применения САОН, АЧР и ГО - неопределённость загруженности отключаемой питающей линии, из-за чего принято создавать запас по нагрузке, что снижает надёжность электроснабжения.
4. Выработка новых правил по автоматическому управлению электроснабжением «активных потребителей». «Активный потребитель» выступает активным участником процесса производства, передачи и распределения электроэнергии [7]. Аналогичная методика расчёта ограничения нагрузки разработана в [8], где предлагается разделение нагрузки каждого потребителя на отключаемую и неотключаемую части. Реализация автоматики отключения потребителей на основе ранжирования отходящих линий по приоритетности отключения для ликвидации дефицита мощности путём частичного отключения нагрузки. Новые правила предназначены для преодоления недостатков, присущих ПА и ГО (избыточность отключаемой мощности), а также инерционность и риск невыполнения ГО. Разработка алгоритма распределения суммарной мощности отключения между потребителями параллельным, последовательным и смешанным способами.
5. Предлагается алгоритм распределённой адаптивной САОН для расчёта оптимального объёма и состава отключаемой нагрузки [9]. Алгоритм основан на использовании коэффициентов чувствительности и позволяет подобрать ступени отключения в соответствии с конкретными схемно-режимными условиями. В результате при срабатывании САОН не отключается больше нагрузки, чем требуется. Для достижения этой же цели предлагается распределённое отключение нагрузки, т.е. отключение приёмников распределительной сети низкого напряжения взамен крупных приёмников высокого напряжения.
6. Оценка функциональной надёжности требует расчёта показателей режимов для различных состояний схемы. В [10] для сокращения числа состояний формируется предварительный их набор, в которых достаточна величина вероятности выхода параметров режима из допустимой области. Выбор этих состояний предлагается эффективно осуществлять на основе анализа обобщённых параметров схемы замещения.
7. Методика выявления ЛЭП с недостаточной пропускной способностью [11], для чего надёжность оценивается на основе теории цепей и топологии схем.
8. Одна из главных проблем при ограничении электропотребления в послеаварийных режимах - схемные решения, позволяющие в первую очередь отключать неответственных потребителей и сохранять питание ответственных. Ограничение потребителей должно обеспечивать минимум недоотпуска электроэнергии и ущерба, наносимого потребителю (в иностранной литературе аналогичные показатели - риски).
9. Разгрузка электрических сетей как способ управления надёжностью электроснабжения [10, 12].
10. Методика оценки рисков с учётом мероприятий по повышению функциональной надёжности разработана в [13].
При решении основных проблем возникает ряд трудностей. Алгоритмы линейного программирования, применяемые для минимизации отключаемой мощности, очень сложны. При выборе величины ограничения нагрузки на основе балансовых расчётов необходимо учитывать параметры режимов, а не только обеспечивать баланс, который был нарушен из-за недостаточной ПС. Для итерационных процессов сложно выбрать правильный шаг и обеспечить сходимость. При разработке алгоритмов необходимо учитывать особенности работы ЭЭС, усложняющие алгоритм. Для отключаемой нагрузки должна быть рассчитана не только активная, но и реактивная мощности, а показатели режима должны быть рассчитаны в комплексном виде. Должны применяться эффективные алгоритмы расчёта коэффициентов токораспределения и должна быть понятна их связь с другими коэффициентами. Нет непосредственного перехода от токов ветвей к токам узлов. В научной литературе не отражено влияние соотношения действительных и мнимых составляющих допустимых токов и напряжений на искомую величину ограничиваемой мощности.
В связи с этим цель данной работы - на основе алгоритма, разработанного авторами, выполнить расчёт необходимых ограничений мощности узлов в сетях 220-110 кВ энергосистемы для поддержания напряжения в допустимых пределах в послеаварийных режимах, вызванных нормативными возмущениями с учетом некоторых специфических особенностей работы ЭЭС. Разработанный авторами алгоритм расчёта на основе обобщённых параметров схемы замещения учитывает законы Кирхгофа, невозможность одновременного ограничения некоторых потребителей, требования по количеству ограничиваемых узлов и глубине ограничения, объёмы технологической и аварийной брони. Аналогичные результаты, полученные для реальных нагрузок, могут быть использованы для настройки ПА и разработки графиков ограничения.
В общем виде решение поставленной задачи требует минимизации целевой функции величины суммарного отключения потребителей при ограничениях - допустимых показателях режима. Математическая постановка задачи:
Щ = P ~Tfq ^min (!)
q
при ограничениях:
Ii — 1доп ; (2)
Jqmin доп — Jq — Jqmm. ' (3)
Uqmin доп — Uq — Uqmax доп' (4)
где р - суммарная мощность потребителей в нормальном режиме; P - мощность q-го узла
в послеаварийном режиме; Ii, Jq - нагрузки i-й ветви и q-го узла в послеаварийном режиме; Ug - напряжение q-го узла в послеаварийном режиме.
Известно, что решение таких задач методами линейного программирования очень громоздко поскольку размерность целевой функции велика, а минимизация должна проводиться для большого числа послеаварийных режимов. Поэтому, несмотря на существование широко применяемых алгоритмов оптимизации, разрабатываются методы введения параметров режима в допустимые пределы, основанные на применении обобщенных параметров схемы замещения с использованием итерационных алгоритмов [12]. Приведённые ниже результаты получены по комплексу из трёх программ, разработанных авторами данной работы для расчёта ограничения потребителей в послеаварийных режимах.
Программа расчета обобщенных параметров схемы замещения электрической сети «ZCK» (Свидетельство о государственной регистрации программ для ЭВМ № 2017614464 от 17 апреля 2017 года). Программа предназначена для формирования и расчёта
обобщенных параметров: матриц узловых сопротивлений, коэффициентов распределения узловых токов по ветвям схемы и коэффициентов восстановления узловых токов по токам ветвей, применяемых для расчёта установившихся режимов, переходных процессов, устойчивости и надёжности сложных электрических систем. Программа позволяет выполнить их пересчёт при коммутациях в схеме для выполнения многовариантных расчётов показателей режимов в реальном масштабе времени. Для формирования матрицы узловых сопротивлений в программе «ZCK» реализован метод наращивания схемы замещения. Для расчётов коэффициентов токораспределения и коэффициентов восстановления токов узлов используется свойство матриц обобщённых параметров, позволяющее получать одни по известным другим без громоздких расчётов. Так коэффициенты токораспределения формируются по данным о ветвях и узловым сопротивлениям, а коэффициенты восстановления рассчитываются по коэффициентам токораспределения. При изменении топологии схемы автоматически формируются новые исходные данные о ветвях и рассчитываются матрицы обобщённых параметров для коммутированной схемы.
Программа расчета величины ограничения нагрузки узла для сохранения напряжений в допустимых пределах «UZLDOP» (Свидетельство о государственной регистрации программ для ЭВМ № 2017614450 от 17 апреля 2017 года) предназначена для многовариантных расчетов (на основе матрицы узловых сопротивлений) величин ограничения нагрузки узла в послеаварийных режимах, при которых в нём обеспечивается заданный допустимый уровень напряжения (модуль комплексного числа). Узловые сопротивления могут быть рассчитаны по программе «ZCK». Разгрузка начинается с узла, в котором отклонение напряжения от допустимого в аварийном режиме наибольшее. Рассчитанные варианты отличаются соотношениями мнимых и действительных составляющих комплексного числа - заданного допустимого напряжения и соответственно разными величинами необходимого ограничения нагрузки узла. Далее выбирается вариант ограничения, наиболее соответствующий условиям эксплуатации электрической системы (в частности объёму аварийной и технологической брони потребителей). Затем при необходимости, выполняется расчёт ограничения нагрузки следующего узла. Ограничение на каждом этапе мощности только одного узла q обеспечивает минимум недоотпуска электроэнергии потребителям. Это обусловлено тем, что диагональные элементы матрицы
-£узл - наибольшие в строке и произведение ZqqJq составляет большую часть падения
напряжения до узла q относительного балансного. Значение ограничения рассчитывается из условия, что при ограниченной мощности узла q напряжение Uq в послеаварийном режиме поднимется до заданного и^ доп. Напряжения рассчитываются методом узловых
напряжений.
Падение напряжения в узле q относительно балансного узла в аварийном режиме:
иДд ав =^Хдк ав^к ав~^Хдд ав^д ав, где Хфав - взаимное узловое сопротивление между узлами q и k в аварийном режиме; Хдав - собственное узловое сопротивление узла q в аварийном режиме; Jg ав - ток в узле q в аварийном режиме; Jk ав - токи в остальных узлах в аварийном режиме.
В послеаварийном режиме иДд п/ав должно быть меньше или равно и^д доп, поэтому для достижения и^ддоп необходимо уменьшить иДдав на ДЦдд :
иДд п/ав = иДд ав _ ДиДд = иДд доп
где иДддоп - допустимое падение напряжения в узле q относительного балансного узла в
послеаварийном режиме; ДЦдд - разница между фактическим (аварийным) и допустимым
(послеаварийным) падениями напряжения в узле q.
Для уменьшения иДд ав до ид^ п/ав =ид^ доп надо ограничить нагрузку q-ого узла
на Д/„ так, чтобы д
Jg п/ав = Jд ав — Дд = Jд доп . (7)
Тогда в других узлах получится
-1к п/ав = -1к ав " Д/к , (8)
где Д1к - изменение тока в узле ^ обусловленное изменением напряжения в узле q в послеаварийном режиме по сравнению с аварийным. Следовательно
ДиДд = иДд ав иДд доп = Хдк ав Д ^к + Хдд ав Д ^д =
= Хдк ав (к ав п/ав )+Хдд ав (^д ав — ^д доп ) Далее можно найти Jgав — J ^ доп и наконец J д доп:
^дав — "^д доп =( Д иДд — ^,Хдк ав к ав — ^п/ав )) / Хдд ав ; д доп = ^дав — (ДиАд — дкав (Jkав — Jkп/ав )) / Хддав ■
(9)
Отсюда
N
{^Адав ~~ ^Аддоп ) _ ^дк{^кав ~ ^Ыаъ )
(10) (11)
й
•/(/доп = -/дав--^--(12)
-^адп/ав
Уравнение (11) содержит N неизвестных токов. Для его решения необходимо все токи Jkп/ав (кроме Jд п/ав) принять равными каким-либо известным или легко
определяемым, каковыми являются токи нормального и аварийного режимов. В обосновании такого решения заключается новизна полученных далее результатов. Анализ токов, полученных для схемы, содержащей 8 узлов и 12 ветвей показал, что токи послеаварийного режима близки к токам аварийного (их отличия составляют не более 10 % от послеаварийного). Это объясняется равенством их матриц узловых сопротивлений и неизменными мощностями узлов (кроме q-го). Аналогичные отличия токов послеаварийного и нормального режимов составляют 19 %^72 % от послеаварийного. Погрешность расчёта ид п/ав от замены токов послеаварийного режима на токи
аварийного в этой схеме составила менее 0,1 %.
В данной работе получены аналогичные результаты вычислительного эксперимента, подтверждающие возможность замены токов послеаварийного режима токами аварийного при расчёте ограничения нагрузок узлов для поддержания напряжения в допустимых пределах в послеаварийных режимах. Расчёты выполнены для эквивалентной схемы замещения Чувашской энергосистемы, содержащей 35 узлов и 48 ветвей и приведённой на рис.1. Рассматривались два аварийных режима: 1 - отключение ВЛ-110кВ ТЭЦ 3 - Катраси (участок ТЭЦ-3 - Новая); 2 - отключение автотрансформатора 220кВ на Чебоксарской-ТЭЦ- 2 (между узлами 5601-5602 ).
По названным выше программам были рассчитаны параметры нормального и аварийного (отключение участка ТЭЦ-3 - Новая) режимов при исходных нагрузках. При этом напряжение на ПС Новая снизилось со 117,4 кВ в нормальном режиме до 111,5 кВ в аварийном режиме. Соответствующее снижение на ПС Катраси - со 114,6 кВ до 112,4 кВ. Была поставлена задача восстановить напряжение на ПС Новая до и = 113,7 кВ, а на ПС Катраси до и5610 = 114,0 кВ. Ограничение нагрузок начинается с ПС Новая, так как там снижение напряжения в аварийном режиме наибольшее. В результате расчёта по (8) получено, что при снижении нагрузки ПС Новая на ~ 2/3 от исходной на ней достигнуто и = 112,5 кВ, а и5610 = 112,7 кВ. Соответствующие токи десяти узлов для примера приведены
Таблица 1
Токи [кА] в нормальном, аварийном и послеаварийном (при ограничении нагрузки ПС Новая) режимах (для ПС Новая задано идоп / V « 0,170 )
Узлы Р = рн + р н Рн Рав _ Рав + /Рав Р ав Рп/ав _ Рп/ав + /Рп/ав Р п/ав
5602 -2,012 + /0,782 2,159 -2,006 + /0,782 2,153 -2,003 + /0,789 2,153
5603 -0,438 + /0,210 0,486 -0,430 + /0,213 0,480 -0,429 + /0,215 0,480
5610 -0,250 + /0,143 0,288 -0,260 + /0,136 0,293 -0,258 + /0,138 0,293
Новая -0,072 + /0,019 0,074 -0,077 + /0,013 0,078 -0,025 + /0,005 0,026
5604 -0,101 + /0,007 0,102 -0,101 + /0,007 0,101 -0,101 + /0,008 0,101
ТЭЦ-1 -0,040 + /0,025 0,047 -0,040 + /0,025 0,047 -0,040 + /0,025 0,047
ТЭЦ-2 1,468 - /0,535 1,563 1,464 - /0,535 1,559 1,462 - /0,540 1,558
5627 -0,208 - /0,153 0,258 -0,207 - /0,156 0,259 -0,208 - /0,155 0,259
5647 -0,102 + /0,038 0,109 -0,101 + /0,039 0,108 -0,100 + /0,039 0,108
5698 0,059 + /0,011 0,060 -0,058 + /0,012 0,059 -0,058 +/0,012 0,059
Послеаварийные режимы отличались разными вариантами ограничения нагрузки узла Новая, обусловленными разными сочетаниями действительной и мнимой частей комплексного числа - задаваемого допустимого напряжения узла. Для восстановления напряжения идоп ПС Новая были заданы 4 варианта идоп = идоп + /идоп для
идоп/идоп = 0,150 —0,175 и оценены отличия токов послеаварийных режимов от токов
нормального и аварийного режимов для действительных, мнимых и полных токов. Отличия средних значений по четырём режимам приведены в таблице 2, из которой видно, что применение формулы (12) обосновано, так как токи послеаварийных режимов близки к токам аварийного (отличия составляют -1,38%-4,65%). Применение в формуле (12) токов нормального режима нецелесообразно, так как отличия токов послеаварийного и нормального режимов составляют -3,93%—5,79%, кроме того усложняется алгоритм.
Таблица 2
Отличия токов режимов при ограничении нагрузки ПС Новая_
№ Узла Отличия токов послеаварийного и нормального режимов [%] Отличия токов послеаварийного и аварийного режимов [%]
а/1 А/1 а/1 а/ 2 а/ 2 а/ 2
5631 -0,058 0,000 0,000 0,000 4,650 0,058
5602 -0,399 0,699 -0,251 -0,095 0,635 0,005
5603 -1,862 2,054 -1,104 -0,140 0,467 -0,021
5604 -0,198 1,333 -0,197 1,000 2,667 0,099
5610 3,286 -3,927 1,672 2,667 -1,382 -0,204
ТЭЦ-1 -0,498 0,407 -0,212 -0,249 0,405 0,000
ТЭЦ-2 -0,390 0,576 -0,276 -0,096 0,558 -0,019
5627 -0,386 1,162 0,193 0,241 -0,387 0,000
5647 -1,740 2,806 -1,113 -0,149 0,510 -0,093
5698 -1,377 5,785 -1,180 0,000 0,826 -0,169
Далее ограничивалась нагрузка ПС Катраси, что обеспечило в послеаварийном режиме на Новой и = 113,7 кВ, а и5610 = 114,0 кВ.
Для восстановления напряжения идоп ПС Катраси также были заданы 4 варианта Цдоп = и'доп + /Коп для идоп / идоп = 0,133 - 0,164 и °ценены отличия токов послеаварийных режимов от токов нормального и аварийного для действительных, мнимых и полных токов. Отличия средних значений по четырём режимам приведены в таблице 3, из которой видно, что применение формулы (12) обоснованно, так как токи послеаварийных режимов близки к токам аварийного (отличия составляют -1,11%-7,23%) в то время как отличия от токов нормального режима составляют -2,34 %-10,84%.
При отключении АТР 220 кВ на Чебоксарской ТЭЦ-2 для восстановления напряжения идоп на шинах 110 кВ ПС также были заданы 4 варианта идоп = идоп + /идоп
для идоп / идоп = 0,092 — 0,117 и оценены отличия токов послеаварийных режимов от токов
нормального и аварийного для действительных, мнимых и полных токов. Отличия средних значений по четырём режимам для десяти узлов приведены в таблице 4. Анализ результатов по всем узлам показал, что средние отличия от нормального режима составили соответственно -0,82%, -2,34% и -0,33%, а от аварийного соответственно -0,86%, -1,83% и -0,25%. В 60% случаев отличия от нормального режима превышали отличия от аварийного. По допустимым токам, полученным по (12), рассчитаны допустимые нагрузки узлов, в которых необходимо ограничение мощности, и при этих нагрузках выполнены контрольные расчёты напряжений. Максимальная погрешность относительно заданных
допустимых напряжений для рассмотренных четырёх режимов составила -0,34%, следовательно и для схемы, приведённой на рис.1, обоснованно применение формулы (12).
Таблица 3
Отличия токов режимов при ограничении нагрузки ПС Катраси_
№ Узла Отличия токов послеаварийного и нормального режимов [%] Отличия токов послеаварийного и аварийного режимов [ %]
а/{' АJ 2 АJ 2 АJ 2
5631 -0,117 6,522 -0,117 -0,058 6,522 -0,117
5602 -0,792 2,140 -0,386 -0,361 1,239 -0,140
5603 -2,339 3,139 -1,252 -0,421 0,923 -0,167
5604 -0,496 10,843 -0,493 -0,198 7,229 -0,198
ТЭЦ-1 -1,000 1,205 -0,423 -0,500 0,803 -0,212
ТЭЦ-2 -0,831 2,033 -0,482 -0,391 1,190 -0,199
5627 0,096 -0,065 -0,077 -0,384 -1,111 -0,116
5647 -2,098 4,271 -1,207 -0,300 1,256 -0,186
5698 -1,727 8,800 -1,353 -0,345 2,400 -0,338
Таблица 4 Отличия токов режимов при ограничении нагрузки ТЭЦ -2
№ Узла Отличия токов послеаварийного и нормального режимов [%] Отличия токов послеаварийного и аварийного режимов [%]
А1[ АJ\ ал АJ 2 АJ 2 АJ 2
5631 -0,177 -2,358 -0,176 -0,059 -2,358 -0,117
5590 -0,174 -0,909 -0,171 0,000 -2,045 -0,085
5603 0,402 -3,058 -0,129 -1,167 1,963 -0,663
5606 -0,302 -0,438 -0,309 0,240 1,752 -0,099
5609 -0,332 -0,645 -0,253 -0,074 5,161 -0,073
5610 -0,320 -0,645 -0,272 -1,129 1,674 -0,497
ТЭЦ-1 0,980 -2,929 -0,063 -1,471 1,255 -0,634
5627 -0,482 0,000 -0,311 0,338 -0,315 -0,116
5647 0,322 -3,458 -0,184 -1,073 2,452 -0,643
Еласы 0,000 -4,607 -0,295 -0,760 0,395 -0,461
Выводы
1. Нарушение живучести и каскадное развитие аварии чаще всего случается при аварийных отключениях в ремонтном режиме сети.
2. Разработанный авторами алгоритм оптимизации ограничения потребителей на основе обобщённых параметров схемы замещения учитывает законы Кирхгофа, невозможность одновременного ограничения некоторых потребителей, требования по количеству ограничиваемых узлов и глубине ограничения, объёмы технологической и аварийной брони. Аналогичные результаты, полученные для реальных нагрузок, могут быть использованы для настройки ПА и разработки графиков ограничения.
3. При расчёте допустимых нагрузок в сети 110 кВ для сохранения функциональной надёжности возможно учитывать изменение тока только ограничиваемого узла, а токи остальных узлов считать равными аварийным. Это существенно упрощает алгоритм и практически не влияет на точность результатов.
Литература
1. Ковалев В.Д., Ивакин В.Н. О системной аварии в электрических сетях центрального региона России 25 мая 2005 года // Электричество. 2009. № 9. С.52-55.
2. Воропай Н.И., Осак А.Б., Смирнов С.С. Анализ системной аварии 2016 г. в ЕЭС России, вызванной повреждением оборудования на Рефтинской ГРЭС // Электричество. 2016. №3. С.27-32.
3. Шилин А.Н., Доронина О.Н., Проскуряков С.С. Сравнительный анализ быстродействия алгоритмов топологических методов расчёта надёжности электрических сетей // Электро. Электротехника, электроэнергетика, электротехническая промышленность. 2016. №5. С.12-18.
4. Moshari A., Ebrahimi A. Advanced load management effects on Smart grid reliability: The need for new reliability indices // Int. Conference on Probabilistic Methods Applied to Power Systems, Istanbul (Turkey), 10-14 June 2012.
5. Кац П.Я. Лисицын А.А. Предотвращение токовой перегрузки и выхода за допустимые пределы напряжения в узлах электрической сети // Электрические станции. 2018. №3. С.30-36.
6. Куликов А.Л. Шарыгин М.В. Применение статистического подхода для адаптации автоматики отключения потребителей к их фактической нагрузке // Электрические станции. 2016. №12. С.36-40.
7. Куликов А.Л., Шарыгин М.В. Использование внутренних производственных резервов потребителей для ликвидации дефицита электрической мощности // Электрические станции. 2017. №4. С.36-43.
8. Eusgeld I., Kroger W., Sansavini G., et al. The role of network theory and object - oriented modeling within a framework for the vulnerability of critical infrastructures // Rel Eng and System Safety. 2009. Vol.94. №5. pp. 954-963.
9. Воропай Н.И., Ефимов Д.Н., Каратаев Б.Н., и др. Адаптивные алгоритмы автоматики распределённого отключения нагрузки // Электрические станции. 2016. № 11. С.27-35.
10. Ванин А.С. Определение расчётных состояний системы электроснабжения для анализа показателей надёжности // Электричество. 2014. № 3. С.11-18.
11. Roman H., Hollmach D., Zeidler J. Dynamisches Netzcichenheits management // Ew. Electrizitatswirt. 2010. Vol. 109, no13. pp. 62-66.
12. Александрова Л.Э. , Дмитренко А.М. Порядок расчета ограничения нагрузок узлов и послеаварийных токов для сохранения функциональной надежности ЭЭС // Вестник Чувашского университета. 2017. №1. С. 5-13.
13. Xiu-Yuan Hua, Qiu -Lan Wan, Lei Wang. Security Assessment of power systems based on entropy weight- based gray relational method // IEEE PES General Meeting, Pittsburgh (USA). 20-24 July 2008.
Авторы публикации
Александрова Людмила Эммануиловна - старший преподаватель кафедры электроснабжения и интеллектуальных электроэнергетических систем им. А.А. Федорова Чувашского государственного университета им. И.Н. Ульянова. Email: s_samarina@list.ru.
Щедрин Владимир Александрович - канд. техн. наук, профессор кафедры электроснабжения и интеллектуальных электроэнергетических систем им. А.А. Федорова Чувашского государственного университета им. И.Н. Ульянова.
References
1. Kovalev VD, Ivakin VN. O sistemnoj avarii v elektricheskih setyah central'nogo regiona Rossii 25 maya 2005 goda. Electricity. 2009; 9:52-55. (In Russ).
2. Voropai NI, Osak AB, Smirnov SS. Analiz sistemnoj avarii 2016 g. v EES Rossii, vyzvannoj povrezhdeniem oborudovaniya na Reftinskoj GRES. Electricity. 2016; 3:27-32. (In Russ).
3. Shilin AN, Doronina ON, Proskuryakova SS. Sravnitel'nyj analiz bystrodejstviya algoritmov topologicheskih metodov raschyota nadyozhnosti elektricheskih setej. Elektro. Elektrotekhnika, elektroenergetika, elektrotekhnicheskayapromyshlennost'. 2016; 5:12-18. (In Russ).
4. Moshari A, Ebrahimi A. Advanced load management effects on Smart grid reliability: The need for new reliability indices. Int. Conference on Probabilistic Methods Applied to Power Systems, Istanbul (Turkey), 10-14 June 2012.
5. Kats PY, Lisitsyn AA. Current and voltage permissible overloads limits prevention in power grid nodes. Electricity. 2018; 3:30-36. (In Russ).
6. Kulikov AL, Sharygin MV. The use of a statistical approach to adapt the automatic shutdown of consumers for their actual load. Electrical Stations. 2016; 12:36-40. (In Russ).
7. Kulikov AL, Sharygin MV. The use of consumers' internal production reserves for elimination of deficiency of electric capacity. Electrical Stations. 2017; 4:36-43. (In Russ).
8. Eusgeld I, Kroger W, Sansavini G, et al. The role of network theory and object - oriented modeling within a framework for the vulnerability of critical infrastructures. Rel Eng and System Safety. 2009; 94(5):954-963.
9. Voropai NI, Efimov DN, Karataev BN, et al. Adaptive algorithms for automatic distributed load shedding. Electrical Stations. 2016; 11:27-35. (In Russ).
10. Vanin A.S. Opredelenie raschyotnyh sostoyanij sistemy elektrosnabzheniya dlya analiza pokazatelej nadyozhnosti. Electricity. 2014; 3:11-18. (In Russ).
11. Roman H, Hollmach D, Zeidler J. Dynamisches Netzcichenheits management. Ew. Electrizitatswirt. 2010; 109(13):62-66.
12. Aleksandrova L, Dmitrenko A. Procedure for Calculating Limit Loads of Nodes and Post-Fault Currents to Preserve Functional Reliability of Eps. VestniK CHuvashskogo Universiteta. 2017; 1:5-13. (In Russ).
13. Xiu-Yuan Hua, Qiu -Lan Wan, Lei Wang. Security Assessment of power systems based on entropy weight- based gray relational method. IEEE PES General Meeting, Pittsburgh (USA); 20-24 July 2008.
Authors of the publication
Lyudmila E. Alexandrova - Chuvash state University named after I.N.Uljanov, Cheboksary, Russia. Email: s_samarina@list. ru.
Vladimir A. Shchedrin - Chuvash state University named after I.N.Uljanov, Cheboksary, Russia. Поступила в редакцию 09 апреля 2019 г.
