CC BY
33
УДК 621.3
A.B. Сысоев, С.В. Смоловик
РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИИ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ РАЗВИТИЯ АВАРИЙНОГО РЕЖИМА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ПРИ ОТКЛЮЧЕНИИ МЕЖСИСТЕМНОЙ СВЯЗИ
В статье рассматриваются режимы работы энергосистемы, содержащей сечение, состоящее из двух линий разных классов напряжения: ВЛ 500 кВ и параллельной ей линии 220 кВ, которая испытывает значительные перегрузки при аварийном отключении линии 500 кВ. При этом возникает угроза значительного снижения напряжения, что может привести к «опрокидыванию» нагрузки и масштабному отключению потребителей.
Анализируются несколько вариантов предотвращения развития аварийной ситуации:
ограничение тока в линии за счет установки продольных реакторов;
установка источников реактивной мощности (ИРМ);
установка дополнительной генерации активной мощности в узлах сети;
сооружение дополнительных линий.
Краткая характеристика рассматриваемой энергосистемы
Установленная электрическая мощность электростанций объединения составляет 7000 МВт. Ежегодно энергосистема вырабатывает более 23 миллиардов кВт-ч электрической энергии.
Протяженность линий электропередачи напряжением 35—500 кВ составляет более 12 тысяч километров, протяженность воздушных и кабельных линий распределительных сетей 0,4— 10 кВ — более 50,8 тысячи километров. На рисунке показана схема основных электрических сетей рассматриваемой энергосистемы.
Основа электрической сети — четыре подстанции 500 кВ, соединенные линиями 500 кВ. По линиям 500 кВ также осуществляется связь с соседними энергосистемами.
Сети более низких классов напряжений — 220 и 110 кВ — достаточно разветвленные, образуют большое количество замкнутых контуров. В це-
лом в энергосистеме действует 10 электростанций: ЗГРЭС (2400 МВт), НТЭЦ-1 (1180 МВт), НТЭЦ-1 (850 МВт), НТЭЦ-2 (420 МВт), КТЭЦ-3 (405 МВт), КТЭЦ-1 (190 МВт), КТЭЦ-2 (175 МВт), УГРЭС(161 МВт), НГЭС (1205 МВт). Наибольшая плотность линий 110 и 220 кВ наблюдается в районе НТЭЦ и КТЭЦ.
Одной из особенностей энергосистемы является ее разделение на две части рекой. Связь этих двух частей осуществляется по двум линиям: ВЛ 500 кВ (Линия 1, 207 км); ВЛ 220 кВ (Линия 2, 92,7 км).
В связи с малым количеством параллельных линий рассматриваемое сечение является потенциально аварийным местом энергосистемы, требующим усиления.
Режимы работы энергосистемы
Наиболее тяжелым режимом работы энергосистемы является режим зимнего максимума нагрузок (табл. 1). Активная нагрузка в данном режиме составляет 3888 МВт, реактивная — 1499 МВАр. Летний режим характеризуется значительно более низкой величиной потребления активной мощности (2681МВт),а потребление реактивной мощности остается практически на том же уровне (1282 МВАр). В дальнейших исследованиях будет рассматриваться только режим зимнего максимума нагрузок как наиболее характерный.
Анализ сети в режиме зимнего максимума нагрузок (см. табл. 1) показывает, что практически вся активная мощность, потребляемая нагрузкой (3888 МВт), вырабатывается внутри исследуемой энергосистемы (3877 МВт). По системообразующим линиям сети 500 кВ осуществляется транзитный переток мощности из других энергосистем, и загрузка указанных линий составляет в среднем 300-400 МВт. Наблюдается значительный поток мощности по Линии 1, ее загрузка - (805 + j95) MBA.
Схема основных электрических сетей исследуемой энергосистемы
Основные показатели сети в нормальных режимах
Таблица 1
Режим работы сети ^^ стан' МВт & , стан* МВАр ^^ натр' МВт ^^ натр* Мвар АД (потери), МВт А& (потери), Мвар внеш' МВт С>х , внеш* Мвар
Зимний максимум 3877 931 3888 1499 48,47 -286,17 -59 -281
Зимний минимум 3047 567 3061 1179 31,34 -543,19 -46 -69
Летний максимум 2598 819 2681 1282 43,66 -276,61 -126 -187
Летний минимум 1736 547 2139 927 25,70 -533,21 -429 153
Линии 220 кВ передают мощность от генерирующих станций и трансформаторных подстанций 500/220 кВ в распределительную сеть 110 кВ и далее к потребителям. Средняя величина потока мощности по линиям 220 кВ составляет 100 МВт. Загрузка Линии 2 (ВЛ 220 кВ) в нормальном режиме составляет 140 МВт.
Величины напряжений в разных узлах рассматриваемой сети значительно различаются. Так, на подстанции 500 кВ ПС1 в нормальном режиме значение напряжения меньше номинального и составляет 492 кВ. На соседней подстанции ПС2 значение напряжения достигает 515 кВ. В сети 220 кВ значения напряжений варьируются
от 219 кВ (в районе ПСЗ) до 230 кВ (вблизи мощной электростанции НТЭЦ). Загрузка и напряжения по концам исследуемой Линии 2 в нормальном режиме зимнего максимума следующие:
1'.ышы,...................."140 МВт
<2лн1!ня2....................20 МВАр
Unc}.........................224,0 кВ
Unc4.........................223,0 кВ
В случае аварийного отключения Линии 1 (500 кВ) происходит перераспределение потоков мощности в рассматриваемой сети и параллельная ей Линия 2 (220 кВ) перегружается. Приэтом показатели режима всей энергосистемы значительно ухудшаются (потери активной мощности возрастают в 3 раза, потери реактивной мощности увеличиваются более чем на 500 МВАр):
р х Е стан................ .....3877 МВт
стан................ ..... 1354 МВАр
р х £ нагр............... .....3888 МВт
нагр.............. ..... 1499 МВАр
АР ^ (потери)..... ..... 146,68 МВт
(потери) .....358,06 МВАр
р х Евнеш.............. .....-157 МВт
Ql. внеш............. .....-502 МВАр
На обоих концах линии снижается напряжение, значения становятся меньше номинального (220 кВ), что видно из следующих показателей аварийного режима Линии 2 в период зимнего максимума:
!„„„>,.:...................-552 МВт
<2лн1!ня2...................18 МВАр
иш ........................ 205,9 кВ
¿/пс4........................213,5 кВ
На основании приведенных параметров режимов сети видно, что сечение, включающее в себя Линию 1 (500 кВ) и Линию 2 (220 кВ), является недостаточно надежным местом энергосистемы.
На Линии 2 длиной 92,7 км используется провод АСО-400. При температуре наружного воздуха +25 °С данный провод способен выдержать ток 860 А. При более низких температурах пропускная способность увеличивается, и при температуре 0 °С указанный провод способен выдержать ток 1066 А.
В соответствии с инструкцией по эксплуатации противоаварийной автоматики (ПА) на линии 220 кВ установлены следующие уставки срабатывания автоматики:
I ступень - 800А (с 01.04 по 01.10) и 1000А (с 01.10 по 01.04); происходит загрузка генераторов на соседних станциях;
II ступень - 1000А (с 01.04 по 01.10) и 1100А (с 01.10 по 01.04); происходит подача сигнала на отключение линии.
В дальнейших расчетах для упрощения вычислений предельно допустимое значение тока принимается равным 800 А. При превышении данного значения тока в рассматриваемой энергосистеме будет моделироваться срабатывание противоаварийной автоматики и, как следствие , отключение Линии 2.
При аварийном отключении Линии 1 (500 кВ) наблюдается значительная токовая перегрузка параллельной Линии 2 (220 кВ). Происходит срабатывание противоаварийной автоматики на Линии 2, что влечет за собой ее отключение. При двух неработающих линиях, входящих в слабое сечение системы, становится невозможным рассчитать установившийся режим, что свидетельствуют о потере устойчивости энергосистемы и опасности развития системной аварии.
Для предотвращения серьезных последствий из-за отключения Линии 1 (500 кВ) в данной статье рассматриваются мероприятия, которые позволят сохранить Линию 2 в работе и предотвратить нарушение устойчивости энергосистемы.
Режим сети с установленными продольными реакторами в Линии 2
Наиболее простой способ снижения токовой загрузки линии — включение последовательно в линию токоограничивающего реактора. В этом случае происходит увеличение общего сопротивления линии и, как следствие, уменьшение протекающего по линии тока.
В табл. 2 представлены основные показатели режима Линии 2 (220 кВ) при установленных в нее реакторах с различными индуктивными сопротивлениями.
При увеличении индуктивного сопротивления реактора активная мощность, передаваемая по линии, снижается. В то же время увеличиваются потери реактивной мощности в линии, что влечет за собой увеличение реактивной мощности, потребляемой линией. Так, при установке реактора X= 50 Ом потери Л Q в линии составляют 439 МВАр.
Таблица 2
Показатели режима ВЛ 220 кВ при установке реактора
X Ршиш, а,,,,,,. Чю!
Ом МВт МВАр кВ кВ
0 551 17 213 205
10 521 30 231 203
20 492 68 231 201
30 466 99 212 200
40 441 126 212 199
50 418 149 212 198
В итоге не происходит значительного снижения тока в линии, а потому аварийное отключение Линии 1 (500 кВ) приведет к срабатыванию противоаварийной автоматики, и устойчивость энергосистемы нарушится.
Оценка эффективности установки ИРМ
При аварийном отключении Линии 1 (500 кВ) и, как следствие, отключении Линии 2 (220 кВ) в энергосистеме наблюдается нарушение статической устойчивости. Это обусловливается тем, что связь района электрической сети вблизи КТЭЦ со всей энергосистемой значительно ослабевает. Сечение , по которому поступает мощность из внешней сети, содержит всего три линии: одну ВЛ 500 кВ и две линии 220 кВ. Величина передаваемой мощности составляет 257 М Вт.
Один из способов сохранения устойчивости энергосистемы сводится к проведению мероприятий, связанных с повышением общего уровня напряжения в энергосистеме. В этом случае при сохранении величины нагрузки потребителей на прежнем уровне токовая загрузка линий снижается и соответственно улучшаются показатели режима.
Для этих целей на каждой подстанции в районе КТЭЦ фиксируется напряжение на уровне 1,05— 1,1 £/ном, т. е. при расчете режима в каждом узле моделируется установка источника реактивной мощности (ИРМ) с достаточно широкими пределами регулирования.
Однако расчет показал, что предложенное мероприятие не позволяет предотвратить аварию: при отключении Линии 1 и Линии 2 в энергосистеме происходит нарушение устойчивости.
В качестве другого способа сохранения устойчивости энергосистемы, связанного с уста-
новкой ИРМ, можно рассматривать мероприятия, позволяющие снизить токовую нагрузку линий, входящих в слабое сечение (Линии 3, 4, 5). В этом случае за счет установки источников реактивной мощности по концам указанных линий предполагается поддерживать напряжение на одинаковом уровне: для линий классом напряжения 220 кВ — на уровне 230 кВ, для линий 500 кВ — 525 кВ. (При расчете режима рассмотрена установка в шести узлах схемы источников реактивной мощности или реакторов требуемой величины для подержания заданного значения напряжения). При этом поток реактивной мощности по данному сечению будет сведен к минимальному значению, что позволит увеличить передачу активной мощности в район КТЭЦ.
Данное мероприятие снижает поток реактивной мощности по линиям (в нормальном режиме), но расчет аварийного режима произвести не удается. Таким образом, делается вывод, что устойчивость энергосистемы нарушается и, значит, рассмотренное мероприятие ожидаемого эффекта не приносит.
Оценка эффективности установки дополнительной генерации
Как видно из предыдущих пунктов, мероприятия, связанные с продольно-поперечным регулированием индуктивных параметров линий, не позволяют предотвратить развитие аварии при отключении Линии 1 (500 кВ) и Линии 2 (220 кВ) в слабом сечении энергосистемы. Другой способ предотвращения развития аварии связан с загрузкой генераторов электрических станций.
В рассматриваемом районе сети имеется несколько электрических станций, которые в исследуемом режиме работают не на полную мощность. В частности, на КТЭЦ-3 из шести блоков в работе находятся пять, соответственно имеется некоторый резерв активной мощности.
Расчеты показали, что увеличение загрузки КТЭЦ-3 с 288 до 270 МВт позволяет сохранить работоспособность энергосистемы при аварийном отключении ВЛ 500 кВ и ВЛ 220 кВ. При этом значения напряжений на некоторых подстанциях оказываются ниже номинальных (217, 215 кВ ит. д.).
В действительности ресурсы регулирования отсутствуют, и для дополнительной выработки активной мощности нужно искать резервы на других электрических станциях. Тем не менее
увеличение активной мощности в рассматриваемом районе положительно сказывается на показателях режима электрической сети.
Вблизи КТЭЦ, в соседней энергосистеме, находится достаточно мощная станция (ЧГЭС), которая имеет установленную мощность 1400 МВт. При возникновении рассматриваемой аварии в энергосистеме возможна дополнительная загрузка генераторов ЧГЭС. В этом случае для сохранения нормальной работы исследуемой энергосистемы выработку активной мощности на ЧГЭС необходимо увеличить на 280 М Вт.
Видно, что месторасположение точки присоединения источника дополнительной активной мощности практически не влияет на устойчивость энергосистемы. Сеть позволяет передать дополнительную мощность даже из соседних энергорайонов.
Оценка эффективности сооружения дополнительной линии
Другим вариантом борьбы с аварией при отключении BJI500 кВ является сооружение дополнительной линии BJI220 кВ в слабом сечении энергосистемы. Так при отключении линии 500 кВ мощность по каждой цепи линии 220 кВ будет составлять (301+j51) MBA. Такое значение потока мощности находится на грани предельно допустимого: любое возмущение в сети может привести котключению сразудвухлиний, что недопустимо.
Выходом из данной ситуации может быть сооружение третьей цепи линии BJI 220 кВ. Но данное решение — весьма затратное, и, кроме того, может отсутствовать техническая возможность подключения двух линий к существующим подстанциям.
Вместо строительства двух дополнительных цепей линий 220 кВ более простое решение состоит в сооружении только одной дополнительной линий 220 кВ с установкой продольных реакторов в каждую из параллельных линий 220 кВ. Так, при сопротивлении каждого реактора 20 Ом поток по линиям в рассматриваемом аварийном режиме снижается до (283 + j 18) MBA, что на 6 % меньше.
Дополнительное сетевое строительство — традиционный и основной способ увеличения пропускной способности слабых сечений. Надежность энергосистемы при таком способе возрастает за счет увеличения пропускной способности межсистемных связей и увеличения числа параллельных линий. Однако данный способ — самый дорогой среди рассмотренных.
Проведенное расчетное исследование привело к следующим выводам:
1. В энергосистеме имеется слабое сечение, в которое включены линии между подстанциями 500 кВ. Связь осуществляется всего по двум линиям — ВЛ 500 кВ и ВЛ 220 кВ.
2. Аварийное отключение линии ВЛ 500 кВ влечет за собой перегрузку параллельной линии ВЛ 220 кВ, что приводит кее отключению.
3. Рассмотренные противоаварийные мероприятия, основанные на регулировании индуктивных параметров сети, показали, что подключение источников реактивной мощности и установка продольных реакторов не являются достаточно эффективными мероприятиями.
4. Действенным методом по предотвращению аварийной ситуации оказывается увеличение генерации активной мощности вблизи КТЭЦ. При этом место установки дополнительной генерации мало влияет на результат, что обусловлено надежностью связи рассматриваемого энергорайона со всей энергосистемой.
5. В целом можно отметить, что основной причиной развития аварийной ситуации в энергосистеме при ослаблении слабого сечения является дефицит активной мощности, и дополнительные средства регулирования реактивной мощности не позволяют предотвратить развитие аварии без отключения потребителей. Поскольку рассмотренный дефицитный район энергосистемы находится в окружении мощных подстанций сети 500 кВ, то наряду со строительством дополнительных генераторных мощностей эффективным способом по предотвращению развития аварии может стать строительство дополнительных линий электропередачи.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Идельчик, В.И. Электрические системы и сети [Текст]: учебник для вузов / В.И. Идельчик,— М.: Энергоатомиздат, 1989,— С. 398-429.
2. Электрические системы Т. 2. Электрические сети [Текст]: Учеб. пособие для электроэнергетических вузов / Под ред. В.А. Веникова,— М.:
Высшая школа, 1971.- С. 206-207.
8. Евдокунин, Г.А. Электрические системы и сети [Текст]: Учеб. пособие для студ. электро-энерг. спец. вузов / Г.А. Евдокунин.— СПб.: Изд-во М.П. Сизова, 2004.- 304 с.
9. Беляев, А.Н. Основы переходных процессов в электроэнергетических системах [Текст]:
Метод, указ. по курс, проек. / А.Н. Беляев, С.Е. Герасимов, Р.В. Окороков, Г.А. Першиков, C.B. Смоловик, B.C. Чудный. - СПб.: СПбГПУ, 2007.- 36 с.
10. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем СО [Текст] / ЕС России.- 153-34.20.118-2003.
УДК 621.165
АЛ. Епифанов, А.И. Кириллов, В.А. Рассохин
РАСЧЕТ ХАРАКТЕРИСТИК ЛОПАТОЧНЫХ РЕШЕТОК МАЛОРАСХОДНЫХ ТУРБИН
По определению малорасходные турбины расходуют малое количество рабочего тела, соответственно малы проходные сечения их проточной части. При традиционной конструкции таких турбин приходится не только применять чрезмерно короткие лопатки, но и вводить малую степень парциальности, что приводит к резкому снижению КПД. Для того чтобы решить задачу создания экономичной малорасходной турбины, потребовалось пересмотреть принципиальные вопросы проектирования проточной части.
Созданием экономичных малорасходных турбин на кафедре турбинных двигателей и установок (ТДУ) Ленинградского политехнического института (ЛПИ) в 70-х годах прошлого века начала заниматься группа сотрудников под руководством профессора И. И. Кириллова. В резуль-
тате многолетних исследований был разработан новый класс малорасходных высоконагружен-ных сверхзвуковых турбинных ступеней конструкции ЛПИ [1,2].
Эти турбины разработки ЛПИ имеют конструктивные особенности лопаточного аппарата (рис. 1), отличающие их от турбин традиционного типа:
малые углы выхода сопловой решетки (а1л = = 3-9°);
малые углы входа рабочей решетки ф1л = = 6—14°); '
большие углы поворота потока в рабочей решетке (02=16О-17О°);
безразмерный шаг сопловой и рабочей решеток Ц/В> 1,2).
В основе разработанного класса малорасходных турбин ЛПИ лежат результаты многолетних
Рис. 1. Схема осевой ступени конструкции ЛПИ: В — ширина решетки; / — шаг решетки; а — горло межлопаточного канала;
оСд, (Зл — геометрические углы; 5 — межвенцевой зазор (индекс 1 относится к сопловой решетке; индекс 2— к рабочей решетке)
