ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОЙ СИСТЕМЫ
I. ВВЕДЕНИЕ
Обеспечение надёжной работы Единой энергетической системы (ЕЭС) России и требуемого качества электри- ческой энергии является актуальной задачей. Для её решения необходимо контролировать параметры электро- энергетического режима и обеспечивать их нахождение в допустимых пределах. Одним из таких параметров является напряжение. Для контроля и регулирования данного параметра филиалы АО «СО ЕЭС» в пределах своих операционных зон определяют контрольные пункты по напряжению. Ими являются системы (секции) шин 110 кВ и выше электростанций и подстанций. Филиалы АО «СО ЕЭС» для каждого контрольного пункта задают графики напряжения, устанавливающие верхнюю и нижнюю границы по напряжению на каждый час суток.
Определение границ графика напряжения выполняется в соответствии с [1] исходя из требований качества электро- энергии, нормативных запасов статической устойчивости по напряжению, условий работы изоляции электрообору- дования по [3–5].
II. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ ПРОБЛЕМ РЕГУЛИРОВАНИЯ
НАПРЯЖЕНИЯ
Диспетчеры и оперативный персонал объектов электро- энергетики осуществляют контроль напряжения на систе- мах (секциях) шин. При необходимости изменения значения напряжения диспетчеры отдают оперативному персоналу соответствующие команды на регулирование напряжения.
Решить данную задачу оперативный персонал может путем изменения:
1) уставок автоматических регуляторов возбуждения (АРВ) на электростанциях;
2) эксплуатационного состояния или режима работы средств компенсации реактивной мощности (СКРМ);
3) коэффициентов трансформации автотрансформа- торов или трансформаторов.
К изменению коэффициентов трансформации прибе- гают очень редко, поскольку существуют высокие риски повреждения трансформаторов или автотрансформаторов.
На данный момент в электроэнергетических системах существует ряд проблем:
1. Высокие уровни потерь активной мощности на наг- рев проводов и коронный разряд.
На рис. 1 представлен график потерь активной мощ- ности на корону и в проводах воздушной линии (ВЛ) 750 кВ Калининская АЭС – Владимирская [2], из которого видно, что суммарные потери составляют от 14 до 30 МВт, что довольно значительно.
По результатам исследований и эксплуатации линий электропередач высокого напряжения, потери на коронный разряд зависят от уровня напряжения и погодных условий [6].
Потери на коронный разряд можно уменьшить за счёт снижения напряжения [7]. Однако стоит учитывать, что со снижением напряжения возрастают потери на нагрев проводов. Исходя из этого можно сделать вывод о том, что для снижения суммарных потерь активной мощности необходимо снижать напряжение в период «плохих»
погодных условий (дождь, снег, изморозь) и повышать его в период хорошей погоды. Идея регулирования напря- жения в период «плохих» погодных условий высказы- валась В.И. Левитовым [7] в отношении ВЛ напряжением 750 кВ.
Определение оптимальных с точки зрения снижения суммарных потерь электроэнергии значений напряжений в контрольных пунктах является сложной оптимиза- ционной задачей с несколькими граничными условиями.
Стоит заметить, что существует достаточное количество методов оптимизации режима по напряжению и реактив- ной мощности с целью минимизации потерь активной мощности. В программном комплексе (ПК) «RastrWin3»
реализован алгоритм выбора модулей напряжения в гене- рирующих узлах и коэффициентов трансформации за счёт минимизации целевой функции F [8]:
ш 2
, 1
min ;
NV N
ij l
i j l
F P K V
(1)
2 2
,
2 cos ,
N
ij i j i j i j ij
i j
P V V V V g
(2) где Pij – потери активной мощности на нагрев в ветви между узлами i и j; N – число ветвей, по которым миними- зируются потери; Kш – штрафной коэффициент [8]; NV – число узлов, в которых контролируется напряжение;i и j – модули напряжения в узлах i и ; gij – активная проводимость ветви между узлами i и j; Vl – нарушение ограничения в узле l (определяется в соответствии с [8]):
min max
l l l
V V V , (3) где Vlmin и Vlmax– ограничения напряжения в узле по верхней и нижней границам.
Алгоритм в ПК «КОСМОС» позволяет также учесть потери на коронный разряд [9]:
2 2
1 1
min
NV N
i i j j
i j
F I R U g
, (4) где Ii и Ri – ток в ветви i и её активное сопротивление;Uj и Gj – напряжение в узле j и активная проводимость шунта в данном узле.
Рис. 1 – Результаты измерения потерь мощности на корону и в проводах ВЛ 750 кВ Калининская АЭС – Владимирская по состоянию
на 4 января 2011 г.
2. Для снижения потерь электроэнергии в контрольных пунктах необходимо обеспечить оптимальные значе- ния напряжения.
Данное мероприятие на данный момент не реализуется по следующим причинам:
схемно-режимная ситуация в энергосистемах в тече- ние суток меняется, что означает необходимость непрерывного регулирования напряжения;
диспетчерский персонал выполняет функции по осу- ществлению оперативно-диспетчерского управления, вследствие чего не может отвлекаться на задачи снижения потерь.
3. При выполнении процедуры выбора состава вклю- ченного генерирующего оборудования (ВСВГО), а также расчёте прогнозного диспетчерского графика (ПДГ), отсутствует оптимизация режима по напря- жению и реактивной мощности, что могло бы при- вести к снижению потерь электроэнергии в единой национальной электрической сети. Однако её реалии- зация приведёт к усложнению процедуры ВСВГО и расчёта ПДГ.
4. В некоторых случаях могут возникнуть сложности с выполнением графиков напряжения в контрольных пунктах. Например, в период малых загрузок ВЛ сверхвысокого напряжения на распределительных устройствах (РУ) 330 кВ и выше напряжение может превысить наибольшее допустимое по условиям работы изоляции значение. Для недопущения такого нарушения напряжение снижают с использованием имеющихся средств регулирования. В некоторых схемно-режимных ситуациях снижение напряжения на ВЛ 330-750 кВ может привести к нарушению нижней границы графика напряжения в контрольных пунктах 110–220 кВ. В таких случаях диспетчерский персонал обязан проанализировать режимно-балан- совую обстановку в данной части энергосистемы и изменить режим её работы, чтобы обеспечить допустимые значения напряжения в контрольных пунктах.
Исходя из всего вышеизложенного предлагается реа- лиизация централизованной системы автоматического регулирования напряжения (ЦС АРН) в ЕЭС России.
III. ОПИСАНИЕ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОЙ СИСТЕМЫ
АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
ЦС АРН должна быть двухуровневая. Верхний уровень – управляющий вычислительный комплекс (УВК), рассчиты- вающий оптимальные значения напряжения в контроль- ных пунктах. Полученные значения необходимо передать в качестве задания по двум взаиморезервируемым каналам связи в устройства нижнего уровня, расположенные на электростанциях и подстанциях. Данные устройства обязаны обеспечить заданные верхним уровнем величины напряжений на контрольных пунктах, для чего воздейст- вуют на системы АРВ находящихся в работе генераторов, а также на системы автоматического управления (САУ) СКРМ. Для выполнения такой задачи АРВ и САУ должны быть выполнены на микропроцессорной элементной базе.
Устройства нижнего уровни передают в УВК сообщения о выполнении задания, о состоянии самого устройства, АРВ, САУ.
Вышеуказанные операции выполняются циклически через определённые промежутки времени, ограничиваемые временем выполнения расчётов УВК, передачи информа- ции от УВК в устройства нижнего уровня, выполнения задания устройством нижнего уровня.
Расчёты оптимальных напряжений должны выпол- няться на текущей расчётной модели оценивания состояния. Система должна работать в режиме реального времени, поэтому необходимо, чтобы верхний уровень получал телеметрическую информацию из оперативно- информационного комплекса (ОИК). В связи с этим УВК верхнего уровня должен располагаться в здании диспетчерского центра или в центре управления сетями сетевой организации той энергосистемы, где планируется реализовать ЦС АРН.
УВК должен реализовывать метод оптимизации режима по напряжению и реактивной мощности. В качестве такого метода можно использовать условия (3) и (4).
УВК верхнего уровня
Устройство нижнего уровня
АРВ генератора 1
АРВ генератора 2
Устройство нижнего уровня ОИК
Система автоматического управления УШР
Автоматика управления ШР Каналы связи
Заданное напряжение
Информация о состоянии устройства нижнего уровня, АРВ
Электростанция А Подстанция Б
Рис. 2 – Структура ЦС АРН
Условие (3) должно иметь приоритет перед условием (4), поскольку выполнение требований по качеству электро- энергии [3] и допустимым для изоляции электрообору- дования уровням напряжения [5] является более важной задачей в сравнении со снижением потерь в сетях.
На рис. 2 представлена структура ЦС АРН с двумя устройствами нижнего уровня. Первое устройство распо- ложено на электростанции А и воздействует на АРВ гене- раторов. Второе устройство расположено на подстанции Б и воздействует на САУ управляемого шунтирующего реактора (УШР), а также на автоматику управления шунтирующим реактором (ШР).
IV. ВЫВОДЫ
Внедрение ЦС АРН в ЕЭС России имеет ряд преиму- ществ:
1. Автоматическое регулирование напряжения в конт- рольных пунктах в зависимости от режима работы энергосистемы, а также погодных условий.
2. Обеспечение требуемого по [1] значения напря- жения в контрольных пунктах, когда оно выходит за границы графика напряжения. ЦС АРН способна автоматически ликвидировать данное нарушение за более короткое время по сравнению с диспет- черским и оперативным персоналом.
3. Снижение потерь активной мощности на нагрев проводов и коронный разряд, а соответственно, и потерь электроэнергии.
Реализация предложенной системы потребует капитало- вложений на создание УВК, устройств нижнего уровня, каналов связи. Так как отдельные элементы ЦС АРН могут находиться на балансе различных субъектов электроэнергетики, то прибыль от снижения потерь должна распределяться между ними в долях от вложенных инвестиций. Внедрение ЦС АРН наиболее целесообразно в энергосистемах, где наиболее остро стоят проблемы регулирования напряжения.
Список литературы
[1] СТО 59012820.27.010.001-2013. Правила разработки графика напряжения в контрольных пунктах диспетчерских центров ОАО «СО ЕЭС». Введен 20.03.2014. М.: ОАО «СО ЕЭС», 2014. 14 с.
[2] URL: http://eepr.ru/article/Snizheniepoter_elektroenergii_pri_ vnedrenii/
[3] ГОСТ 32144-2013. Электрическая энергия. Совместимость техни- ческих средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. М.:
Стандартинформ, 2014.
[4] СО 153-34.20.576-2003. Методические указания по устойчивости энергосистем. М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2004. 14 с.
[5] Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: утв. приказом Минэнерго РФ № 229 от 19 июня 2003 г. 145 с.
[6] Руководящие указания по учёту потерь на корону и помех от короны при выборе проводов воздушных линий электропередачи переменного тока 330 – 750 кВ и постоянного тока 800 – 1500 кВ.
М.: СЦНТИ, 1975.
[7] Левитов В.И. Корона переменного тока. Вопросы теории, методов исследования и практических характеристик. М.: Энергия, 1975.
280 c.
[8] Неуймин В.Г., Машалов Е.В., Александров А.С., Багрянцев А.А.
ПК «RastrWin3»: руководство пользователя. 2016.
[9] URL: http://regimov.net/books/prihno_articles/01.html.
© IX Международная научно-техническая конференция «Электроэнергетика глазами молодежи – 2018»