В статье разработаны мероприятия для решения проблемы пропускной способности сетевого оборудования Комсомольского энергорайона. Проведен анализ того, как установка противоаварийной автоматики АОПО оборудования на ПС 220 кВ Старт и ПС 500 кВ Комсомольская, а также установке противоаварийной автоматики ЛАПНУ для обеспечения динамической устойчивости генерирующего оборудования повлияла на максимально допустимый переток активной мощности в сечениях.
Ключевые слова: допустимые перетоки, пропускная способность, противоаварийная автоматика, расчет.
Недостаточное использование пропускной способности oбoрудoвaния — одна из проблем энергетики России, которая приводит к «запиранию» мощностей станций, что ведет к простою генерирующего оборудования.
В данной статье рассмотрен Комсомольский энергорайон (далее — КЭР), который является избыточным в зимний период при минимуме нагрузок, то есть отсутствует выдача полной мощности электростанций на участке «Комсомольск-Хабаровск». После проведенного анализа, разработаны мероприятия по увеличению пропускной способности сечений.
КЭР ограничен ВЛ 500 кВ Хабаровская — Комсомольская, ВЛ 220 кВ Горин — Старт, ВЛ 220 кВ Старт-НПС-3, ВЛ 220 кВ НПС-2 — Старт.
Сеть участка «Комсомольск» контролируется в прямом направлении.
В состав контролируемого сечения входят:
— Автотрансформаторы 3АТ, 4АТ ПС 500 кВ Комсомольская
— Автотрансформаторы 1АТ, 2АТ ПС 220 кВ Старт
— ВЛ 110 кВ Комсомольская ТЭЦ-2 — Т № 2 с отпайкой на ПС Парус.
Пропускная способность оборудования и ВЛ 110 кВ, по которым выдается мощность электростанции ограничена номинальной мощностью.
Сеть участка (контролируемое сечение) «Комсомольск-Хабаровск» состоит из ВЛ 500 кВ Хабаровская — Комсомольская, ВЛ 220 кВ НПС-2 — Старт, ВЛ 220 кВ НПС-3 — Старт, ВЛ 220 кВ Горин — Старт.
Определение максимально допустимых перетоков мощности на участке «Комсомольск-Хабаровск», включая «Комсомольск» производится на основе замеров зимнего минимума нагрузок 2022 года, для нормальной схемы сети на потребление — 283МВт.
Анализ режимов произведен с помощью программно-вычислительного комплекса приложение «СК-11» TNA (Терминал интерактивного анализа режимов электрической сети от компании АО «Монитор Электрик»).
Расчеты определения максимально допустимых перетоков (далее — МДП) выполнены с учетом ограничений токовых нагрузок, которые принимались в соответствии с данными, предоставленными филиалом АО «СО ЕЭС» Тихоокеанское РДУ.
При определении МДП учитываются условия обеспечения статической апериодической устойчивости энергосистемы и длительно-допустимых токовых нагрузок элементов сети (перегрузок с учетом их длительности).
Опрeделение границ области статической устойчивости выполняется при помощи расчетов установившихся режимов, начиная с заведомо устойчивого, при таком изменении параметров режима, которое приводит к предельному режиму. В связи с большой трудоемкостью расчетов из всего множества ремонтных и послеаварийных режимов, соответствующих различным сочетаниям отключений основных элементов сети, выбираются схемы достаточно вероятные и существенно отличающиеся от нормальных.
Определение МДП в контролируемых сечениях осуществлялось на основе рекомендаций, изложенных в [1,2], где критерии определения рассмотрены подробно. Значения критических напряжений в узлах нагрузки неизвестны, поэтому согласно [1] в качестве значения критического напряжения принимается величина, равная 0,7U ном .
Определение МДП производится на основе требований [1] с учетом нерегулярных колебаний (ΔP нк =20 МВт).
Как показали расчеты в сечении «Комсомольск» достичь предельных по статической устойчивости перетоков активной мощности невозможно, так как они ограничиваются токовой загрузкой электросетевых элементов. Так в нормальной схеме предельный переток P АДТН = 480 МВт. Критерием определения МДП Р м =460 МВт является аварийно допустимая токовая нагрузка 3АТ ПС 500 кВ Комсомольская в послеаварийном режиме отключения 4АТ ПС 500 кВ Комсомольская (3АТ ПС 500 кВ Комсомольская I=473 А при допустимом значении 394 А, S=96+j27МВА).
Анализ установившегося режима показал, что при величине перетока активной мощности P м +ΔP нк условие п. 4.2, б [1] выполняется — величина напряжения во всех узлах нагрузки превышает минимально допустимое.
Величины допустимых диапазонов напряжений указаны в таблице 1.
Таблица 1
Таблица допустимых диапазонов напряжений
|
Номинальное напряжение, кВ |
Нормальный режим |
Послеаварийный режим |
|
220 |
от 181 до 252 кВ |
от 171 до 252 кВ |
|
110 |
от 90 до 125 кВ |
от 85 до 125 кВ |
При минимуме потребления в Комсомольском энергорайоне появляется невыпускаемый резерв генерирующих мощностей.
Предельный переток передаваемой мощности P п/ав пр = 980 МВт, приводит к недопустимым длительным токовым нагрузкам сетевых элементов (перегрузками с учетом их длительности в послеаварийных режимах, вызванных нормативными возмущениями), но такой переток невозможен по причине отсутствия таких генерирующих мощностей в энергорайоне.
Мероприятия по перспективному развитию энергосистем, разрабатываемые в рамках деловых процессов, реализация которых позволяет обеспечить допустимые параметры электроэнергетического режима энергосистем, должны разрабатываться только при невозможности обеспечения требований к параметрам электроэнергетического режима посредством реализации схемно-режимных мероприятий.
Выбор приоритетного варианта мероприятий по перспективному развитию энергосистем должен осуществляться исходя из необходимости минимизации объема и капиталоемкости технических решений.
При отключении сетевых элементов задачу обеспечения статической устойчивости и устранения недопустимых токовых перегрузок сетевых элементов целесообразно решать в едином комплексе. Таким образом, управляющие воздействие (далее — УВ), выбранные по условию обеспечения устойчивости с нормативным запасом в послеаварийных режимах, должны использоваться для разгрузки связей (оборудования).
Для использования всей мощности электростанций необходимо увеличить МДП в сечениях после замена первичного оборудования.
Автоматика предотвращения нарушения устойчивости организуется по иерархическому принципу и состоит из одного или нескольких уровней:
1) уровень объединенной энергосистемы централизованная система противоаварийной автоматики (далее — ЦСПА);
2) уровень объектов электроэнергетики — локальная автоматика предотвращения нарушения устойчивости (далее — ЛАПНУ).
Комплексы ЛАПНУ должны обеспечивать выбор УВ из таблицы, рассчитываемой верхним уровнем ЦСПА или заданной субъектом электроэнергетики.
Отключение генераторов (далее — ОГ) осуществляется отключением генераторных или блочных выключателей с последующей работой технологической автоматики, обеспечивающей сохранение генераторов в работе на холостом ходу или на питание нагрузки собственных нужд.
Комплекс ЛАПНУ использует одновременное отключение двух ЛЭП, системы шин, трансформатора (автотрансформатора) или превышение перетока активной мощности по сечению в качестве пусковых факторов.
Таким образом, на основании вышеизложенного, делаем вывод, что МДП из КЭР в ОЭС Востока в сети «Комсомольск», соответствующий нормативным кoэффициeнтам запаса по активной мощности, напряжению, а также допустимым токовым нагрузкам сетевых элементов, в нормальной схеме сети (доаварийный режим) составляет 420+ΔРпа, но не более 455 МВт.
Переток активной мощности 455 МВт — определен по длительно допустимой токовой нагрузке в исходной схеме и контроль осуществляется диспетчерским персоналом в системе мониторинга токовых нагрузок.
Переток передаваемой мощности свыше 455 МВт, приводит к недопустимым длительным токовым нагрузкам сетевых элементов.
Применение устройств ПА в нормальной схеме и в ремонтной целесообразно для максимальной передачи мощности из КЭР в ОЭС Востока. Так как при оперативном регулировании перетоков в сечении допускается работа в промежутке от МДП до МДП+НК.
Устранение недопустимой токовой перегрузки сетевых элементов может производиться локальными устройствами, действующими на ограничение перетока мощности, передаваемой по сечению.
Для обеспечения в сечении максимальной выдачи необходимо предусмотреть установку АОПО с управляющими воздействиями типа ОГ на разгрузку станций КЭР, что позволит увеличить МДП. Данное мероприятие потребуется на 3(4)АТ ПС 500 кВ Комсомольская, на Комсомольской ТЭЦ-2 по ВЛ 110 кВ КТЭЦ-2-Т № 1 (С-85) и ВЛ 110 кВ КТЭЦ-2-Т № 2 с отпайкой на ПС Парус (С-86) и на 1(2)АТ ПС 220 кВ Старт.
При загрузке Комсомольских станций и Совгаванской ТЭЦ до установленной мощности 1014 МВт в режиме зимнего минимума не происходит перегрузки оборудования переток на участке «Комсомольск-Хабаровск» составляет 650 МВт.
Таким образом, внедряя противоаварийную автоматику в КЭР увеличиваются МДП в контролируемом сечении «Комсомольск-Хабаровск» на 264 МВт в нормальной схеме.
Таким образом, выполнение мероприятий по внедрению противоаварийной автоматики в энергосистему решают ряд задач при умеренных вложениях на реализацию, то есть без замены основного дорогостоящего оборудования возможно увеличение максимально допустимых перетоков в контролируемых сечениях электрической сети. При этом увеличивается степень использования пропускной способности линий электропередач и оборудования и появляется возможность максимального использования мощности электростанций.
Литература:
- Методические указания по устойчивости энергосистем: утв. Минэнерго России от 3 августа 2018 г. № 630–16 с. — Текст: непосредственный.
- Герасименко, А. А. Передача и распределение электрической энергии: учеб. пособие / А. А. Герасименко, В. Т. Федин. — 3-е изд., перераб. — М.: КНОРУС, 2012. — 648 с. — Текст: непосредственный.
