Моделирование усовершенствованной автоматики ограничения перегрузки оборудования

Нарушение нормального режима энергосистемы в результате воздействия аварийного возмущения приводит к недопустимому снижению надежности режима энергосистемы, возникновению в энергосистеме асинхронного режима, недопустимому снижению или повышению напряжения, недопустимому повышению или снижению частоты, повреждению оборудования в результате его перегрузки транзитными потоками мощности. Автоматическое противоаварийное управление режимом энергосистемы осуществляется для предотвращения развития возникшего в результате воздействия нарушения нормального режима и сохранения функционирования энергосистемы [1, 2].

Автоматическое противоаварийное управление осуществляется совокупностью ПА. Классификация ПА приведена на рис. 1 [3, 4].

В системе ПА, как правило, используются основные виды УВ указанные на рис. 2 [5, 6].

При невозможности использования указанных на рис. 2 видов УВ или их недостаточной эффективности могут использоваться иные дополнительные виды УВ.

Далее будет рассматриваться только АОПО, предназначенное для предотвращения недопустимой по величине и длительности токовой нагрузки электрооборудования [5]. АОПО включает в себя АРТ и АРЛ.

Основные мероприятия, применяемые в настоящее время, направленные на ликвидацию перегрузки, приведены на рис. 3 [6, 7].

В настоящее время возникают определенные случаи, когда существующих видов и алгоритмов ПА недостаточно для обеспечения надежной работы энергосистемы, поэтому уже сейчас требуется организация работ по созданию принципиально новых алгоритмов действия ПА. Необходимость усовершенствования той или иной ПА выявляется расчетами электроэнергетических режимов на математических моделях энергосистемы.

Перед определением пути усовершенствования ПА с целью повышения надежности электрической сети необходимо определить необходимость ее усовершенствования. Для определения необходимости усовершенствования ПА требуется

Автоматика ликвидации асинхронных режимов

Автоматика ограничения перегрузок оборудования

Автоматика ограничения снижения частоты

автоматика

Автоматика ограничения снижения напряжения

Автоматика ограничения повышения частоты

Автоматика предотвращения нарушения устойчивости

Автоматика ограничения повышения напряжения

Рис. 1. Классификация противоаварийной автоматики разгрузка тепловых и гидротурбин (РТ)

отключение линий и трансформаторов, секционных и шиносоединительных выключателей, не приводящее к ДС управление установками продольной и поперечной компенсации программная форсировка возбуждения генераторов (ФВ)

Рис. 2. Основные виды управляющих воздействий ПА

деление системы на несинхронно работающие части (ДС)

Отключение перегруженного оборудования

Деление системы

Перераспределение нагрузки

Мероприятия по ликвидации перегрузки

Пуск резервных агрегатов и набор нагрузки

Рис. 3. Мероприятия по ликвидации перегрузки проверка наличия недостаточной эффективности существующей ПА. Поэтому на первом этапе необходимо провести анализ режимов работы рассматриваемой электрической сети [8].

Оценка необходимости усовершенствования ПА

Для расчета аварийных событий требуется сформировать компьютерные расчетные модели рассматриваемой электрической сети, в которых необходимо смоделировать следующие исходные режимы [9]:

• –    зимний режим максимальных нагрузок;

• –    зимний режим минимальных нагрузок;

• –    летний режим максимальных нагрузок;

• –    летний режим минимальных нагрузок.

В зависимости от рассматриваемой сети могут моделироваться дополнительные режимы. Например, для электрических сетей с гидроэлектростанциями целесообразно рассмотреть паводковые режимы, в сетях с линиями сверхвысокого напряжения и шунтирующими их линиями более низкого напряжения целесообразно рассмотреть ре- жимы с различным направлением активной мощности по линиям сверхвысокого напряжения, так как возникающие шунтирующие перетоки оказывают существенное влияние на загрузку оборудования.

Дополнительно к расчетам установившихся режимов требуется рассмотреть переходные режимы с построением расчетных моделей в соответствующих программных комплексах [10–14].

Для проведения анализа режимов необходимо выполнить расчеты электроэнергетических режимов при различных возмущениях: отключениях из нормальной схемы, из ремонтной схемы, из двойной ремонтной схемы [11, 15].

После проведения расчетов необходимо провести анализ режимов работы и анализ эффективности устройств ПА рассматриваемой электрической сети. Эффективность определятся нахождением режима в области допустимых значений после действия ПА (в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем). При неэффективности ПА требуется разработать возможные варианты повышения эффективности.

Верификация метода

После разработки метода повышения надежности рассматриваемой сети необходимо выполнить проверочные расчеты, по результатам которых определить эффективность разработанного метода. Выполнять полный объем расчетов, которые проводились на этапе анализа режимов работы сети не обязательно, достаточно смоделировать режимы, в которых была выявлена неэффективность ПА с учетом реализации разработанных мероприятий [16–18].

Таким образом, сравнив режимы без учета разработанного метода повышения надежности сети и с ее учетом, можно сделать вывод об эффективности метода и необходимости его реализации на энергообъектах.

Пример реализации метода

Для оценки надежности электрической сети по описанным выше мероприятиям рассмотрена электрическая сеть (энергорайон), приведенная на рис. 4, и проанализирована работа АОПО АТ-1,2 ПС 500 кВ.

Рассматриваемый энергорайон состоит:

• 1)    из ТЭС с РУ 110 кВ и 500 кВ, связанными между собой двумя автотрансформаторами. ТЭС имеет один генератор мощностью 300 МВт на РУ 110 кВ и три генератора суммарной мощностью 900 МВт на РУ 500 кВ. РУ 110 кВ имеет эквивалентную нагрузку потребителей;

• 2)    ПС 500 кВ с РУ 500 кВ, РУ 220 кВ, РУ 110 кВ, связанными между собой тремя автотрансформаторами. РУ 110 кВ имеет эквивалентную нагрузку потребителей;

• 3)    ПС 220 кВ с РУ 220 кВ и РУ 110 кВ, связанными между собой двумя автотрансформаторами. РУ 110 кВ имеет эквивалентную нагрузку потребителей;

• 4)    ПС 110 кВ, в которой РУ 110 кВ имеет эквивалентную нагрузку потребителей.

При находящемся в работе генераторе на РУ 110 кВ ТЭС, он полностью покрывает нагрузку в узле 110 кВ ТЭС даже при отключении двух автотрансформаторов ТЭС.

АОПО АТ-1,2 ПС 500 кВ имеет 6 ступеней и работает с целью разгрузки трансформаторов путем перераспределения перетоков мощности. Перераспределение достигается переводом питания подстанций на другой источник питания. Если действия автоматики недостаточно, то крайней мерой является введение графиков временного отключения потребления (ГВО).

Для расчета аварийных событий разработаны следующие исходные режимы:

• –    летний максимум потребления с перетоком по ВЛ 500 кВ в сторону ПС 500 кВ;

• –    зимний максимум потребления с перетоком по ВЛ 500 кВ в сторону ПС 500 кВ;

• –    летний максимум потребления с перетоком по ВЛ 500 кВ в сторону ТЭС;

• –    зимний максимум потребления с перетоком по ВЛ 500 кВ в сторону ТЭС.

В связи с тем, что рассматриваемый нами энергорайон является дефицитным, режимы минимальных нагрузок не рассматривались.

Прогнозные балансы электрической энергии приняты в соответствии с СИПР РБ на период 2019–2023 гг. [19].

Расчеты режимов выполнялись в двух программных комплексах:

• –    для расчетов установившихся режимов ПК «RastrWin3» (рис. 5);

• –    для расчетов переходных режимов PSCAD [20] (рис. 6).

  

  Рис. 4. Упрощенная схема рассматриваемой электрической сети

  
  

Рис. 5. Модель рассматриваемой электрической сети в ПК RastrWin3

Рис. 6. Модель рассматриваемой электрической сети в PSCAD

На указанных выше исходных режимах выполнены расчеты электроэнергетических режимов и рассмотрено более 30 режимов при отключениях из нормальной схемы, ремонтной схемы, двойной ремонтной схемы. Перечень рассматриваемых ремонтных схем и возмущений выбирался исходя из наибольшего влияния отключенных сетевых элементов на работу рассматриваемой АОПО АТ-1,2 ПС 500 кВ.

На основе результатов расчета электрической сети при отключениях из нормальной схемы и ремонтных схем можно сделать вывод о надежности схемы электроснабжения энергорайона, сеть сохраняет устойчивость при отключении любого элемента электрической сети и после действия автоматики не приводит к перегрузкам и недопустимому снижению напряжения в узлах нагрузки.

На основе результатов расчета электрической сети при отключениях в двойных ремонтных схемах можно сделать вывод, что электрическая сеть сохраняет устойчивость при нормативных возмущениях. Однако в режиме ремонта генератора на РУ 110 кВ ТЭС и одного из АТ при последующем аварийном отключении одного АТ на ПС 500 кВ возникает недопустимый перегруз оставшегося АТ на ПС 500 кВ шунтирующими перетоками от ВЛ 500 кВ ТЭС – ПС 500 кВ (рис. 7), вследствие чего необходимо отключать потребителей, что является недостатком, а в период отопительного сезона отключение потребителей недопустимо.

Усовершенствованный алгоритм

Для исключения необходимости отключения потребителей в послеаварийных режимах предлагается ввод дополнительной ступени АОПО АТ-1,2 ПС 500 кВ, действующей на размыкание транзита по ВЛ 110 кВ ТЭС – ПС 110 кВ [21]. Ввод данной ступени позволит разгрузить автотрансформаторы от транзитных перетоков, возникающих в шунтирующей сети, тем самым позволит снизить загрузку сетевого оборудования до допустимых значений без отключения потребителей. При достижении величины тока до уставки срабатывания формируется сигнал, который дает команду на отключение транзита. Для этой ступени необходимо предусмотреть в данной сети блоки-

Рис. 7. Изменение тока в обмотке 110 кВ АТ-1 ПС 500 кВ Буйская при аварийных отключениях

Рис. 8. Изменение тока в обмотке 110 кВ АТ-1 ПС 500 кВ Буйская при аварийных отключениях с использованием усовершенствованной ПА

ровки, которые не позволят ступени работать неправильно и тем самым утяжелить режим:

• 1)    Блокировка по направлению мощности. Ступень не должна работать при направлении перетока по ВЛ 110 кВ ТЭС – ПС 110 кВ в сторону ПС 110 кВ. Так как в этом режиме идет подпитка энергорайона и отключение транзита усугубит ситуацию.

• 2)    Блокировка при отключенном состоянии двух автотрансформаторов на ТЭС. В режиме, когда оба автотрансформатора на ТЭС отключены, транзит по ВЛ 110 кВ ТЭС – ПС 110 кВ служит дополнительной связью с единой энергосистемой и при последующем отключении генератора на РУ 110 кВ ТЭС обеспечит электроснабжение нагрузки РУ 110 кВ ТЭС. Поэтому для новой ступени вводится запрет на работу при отключенном состоянии обоих автотрансформаторов ТЭС.

После усовершенствования АОПО АТ-1,2 ПС 500 кВ повторно проведены расчеты только тех режимов, в которых ранее была выявлена неэффективность рассматриваемой АОПО. Из этих расчетов видно, что дополнительная ступень АОПО АТ-1,2 ПС 500 кВ работает достаточно эффективно: снижается загрузка сетевого оборудования до допустимых значений без отключения потребителей (рис. 8).

Заключение

Таким образом, в результате анализа ПА в рассматриваемой электрической сети была выявлена недостаточная ее эффективность, предложен метод повышения эффективности ПА для повышения надежности рассматриваемой электрической сети в целом. Проверочные расчеты доказали эффективность предложенного метода, из чего следует, что усовершенствование ПА в целом позволяет повышать надежность электрической сети без капитального строительства новых энергообъектов.