Алгоритм противоаварийной автоматики Магнитогорского района Челябинской энергосистемы при управлении режимами средствами силовой электроники

Размещено на http://www.allbest.ru/

Алгоритм противоаварийной автоматики магнитогорского района челябинской энергосистемы при управлении режимами средствами силовой электроники

Е.Е. Горшков,

М.Е. Гольдштейн

Состояние вопроса

Необходимость внедрения устройств на базе технологии гибких (управляемых) линий электропередачи переменного и постоянного тока (FACTS) обусловлена рядом решаемых задач в электрической сети [1, 2]: обеспечение качества напряжения у потребителей, поддержание реактивной мощности генераторов в допустимых пределах, управление перетоками реактивной мощности в сети, снижение потерь электроэнергии, повышение пропускной способности линий электропередачи по критериям статической и динамической устойчивости и т.д [3, 4]. Аналогичные электромеханические устройства (синхронные компенсаторы (СК), управляемые шунтирующие реакторы (УШР), фазоповоротные устройства (ФПУ) и др.), применяемые в энергосистеме для решения этих задач, являются менее эффективными и обладают более низким диапазоном использования [5, 6]. Устройства FACTS выполняются на базе преобразователя напряжения (ПН). Вопросу разработки алгоритмов управления, исследования режимов работы ПН посвящено много работ отечественных и зарубежных авторов [7]. Однако, раскрыты и исследованы далеко не все аспекты функционирования ПН и устройств FACTS на базе ПН, а также их влияние на алгоритмы работы устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики при внедрении в энергосистему. Для более полного анализа алгоритмов противоаварийной автоматики при применении в сетевом районе устройств FACTS на базе ПН рассмотрим следующие задачи:

- анализ алгоритма работы противоаварийной автоматики исходного энергетического района без управления режимами средствами силовой электроники;

- разработка способов повышения эффективности управления режимами энергетического района с помощью внедрения устройств на базе силовой электроники;

- анализ алгоритма работы противоаварийной автоматики энергетического района при управлении режимами средствами силовой электроники.

Объектом исследований примем Магнитогорский район Челябинской энергосистемы.

Работа противоаварийной автоматики в Магнитогоском районе Челябинской энергосистемы

Магнитогорский район входит в состав Челябинской энергосистемы и граничит с Оренбургской энергосистемой (ОЭ), энергосистемой Республики Башкортостан (БЭ). Схема Магнитогорского района в нормальном режиме представлена на рис. 1.

В качестве методов анализа ПА Магнитогорского энергорайона применялись методы системного анализа, теоретических основ релейной защиты и автоматики, моделирование установившегося режима электроэнергетической сети.

Рис. 1. Схема Магнитогорского района

Магнитогорский район является дефицитным Р_ДЕФ=634, 1 МВт. В нормальной схеме через Магнитогорский район (ПС 500 кВ Магнитогорская, ПС 500 кВ Смеловская, ПС 220 кВ 90) осуществляется транзит мощности от Оренбургской (ПС 500 кВ Ириклинская ГРЭС) и Челябинской энергосистемы (ПС 500 кВ Троицкая ГРЭС) в энергосистему Республики Башкортостан (ПС 500 кВ Бекетово, ПС 220 кВ Белорецк, ПС 220 кВ Иремель, ПС 110 кВ Абзаково, ПС 110 кВ Укшук-т, ПС 110 кВ Узельга). Покрытие дефицита мощности энергорайона происходит за счет потребления из транзитного перетока через ПС 500 кВ Магнитогорская, ПС 500 кВ Смеловская, ПС 220 кВ 90.

При анализе работы автоматики рассматривались летние ремонтные схемы в районе. Наиболее вероятной является схема вывода в ремонт ВЛ 500 кВ Магнитогорская - Смеловская. В качестве анализа противоаварийной автоматики Магнитогорского района смоделирован алгоритм работы АОПО с наиболее тяжелыми последствиями для Магнитогорского района, а именно АРЛ ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская I, II цепь с уставкой срабатывания I_уст=710 А и выдержкой времени t=18c, управляющее воздействие которой приведено в таблице I.

Таблица 1. АОПО ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская

Рис. 2. Перегрузка ВЛ Магнитогорская - Смеловская II цепь при выводе в ремонт ВЛ 500 кВ Магнитогорская - Смеловская

В зависимости от управляющего воздействия проанализированы два случая срабатывания АРЛ: при включенном и при выведенном в ремонт АТГ на ПС 500 кВ Смеловская. В нормальной схеме энергорайона АТГ ПС 500 кВ Смеловская включен. В качестве нормативного возмущения рассматривалось отключение короткого замыкания (КЗ) одной цепи ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская, при котором возникает перегрузка по току второй цепи ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская. Смоделированы схемно-режимные ситуации в сети, при которых происходит срабатывание АРЛ:

1) Перегрузка одной цепи ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская при отключении КЗ на второй цепи ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская при выведенной в ремонт ВЛ 500 кВ Магнитогорская - Смеловская представлена на рис. 2. Срабатывание АРЛ приводит к делению сети, представленному на рис.4.

2) Перегрузка одной цепи ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская при отключение КЗ ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская при выведенной в ремонт АТГ 500 кВ Смеловская представлена на рис.3. Срабатывание АРЛ приводит к отключению нагрузки энергорайона в объеме P_ОН?330 МВт.

В качестве инструмента расчета установившегося режима использовался программный комплекс «RastrWin3». Для моделирования электромагнитных и электромеханических процессов использовался программный комплекс «RusTab».

Рис. 3 Перегрузка ВЛ Магнитогорская - Смеловская II цепь при выводе в ремонт АТГ на ПС 500 кВ Смеловская

Рис.4. Деление сети АРЛ ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская II цепь при включенном АТГ на ПС 500 кВ Смеловская

Деление сети Магнитогорского энергорайона разрывает транзит мощности между ПС 500 кВ Магнитогорская и ПС 500 кВ Смеловская, ограничивая электрическую связь между Челябинской энергосистемой и энергосистемой Республики Башкортостан. Разрыв транзита мощности снижает надежность сети Магнитогорского энергорайона и устойчивость Челябинской энергосистемы в целом. При выполнении деления сети высока вероятность отказа выключателя, что приведет к срабатыванию УРОВ и увеличения объемов отключения в сети.

Исходя из анализа работы АРЛ ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская I, II цепь, сделан вывод о необходимости повышения надежности транзита мощности и управления режимом электрической сети Магнитогорского энергорайона.

Противоаварийная автоматика района при переводе двухцепной ЛЭП с переменного на постоянный ток

В качестве наиболее перспективного средства повышения надежности транзита мощности между ПС 500 кВ Магнитогорская - Смеловская рассмотрен вариант перевода 2-х цепной ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская с переменного на постоянный ток. Внедрение ППТ в Магнитогорский энергорайон не только повысит показатели надежности и устойчивости района, но и позволит управлять режимом сети.

Исследована противоаварийная автоматика для двух вариантов:

- перевод двухцепной линии переменного тока на постоянный с использованием классических преобразователей тока (ПТ) (рис. 5);

- перевод двухцепной цепной линии переменного тока на постоянный с использованием современных преобразователей напряжения (рис. 6).

Рис. 5 Схема ППТ 360 кВ Магнитогорская - Смеловская на ПТ

Рис. 6. Схема ППТ 360 кВ Магнитогорская - Смеловская на ПН

Создана математическая модель биполярной ППТ на ПТ в программе MathCad 14.0. Номинальное напряжение между полюсами на стороне постоянного тока рассчитано, исходя из равенства длины пути утечки и уровня изоляции одной цепи ВЛ переменного тока и постоянного тока:

(1)

В качестве номинального значения напряжения на стороне постоянного тока выбрано U_НОМ=360 (кВ). Номинальный ток ВЛ переменного тока рассчитан, исходя из экономической плотности тока j_ЭК=1, 0 (А/мм2) и сечения провода АС-300/39:

(2)

Номинальный ток в цепи постоянного тока рассчитан, исходя из равенства плотности тока:

(3)

где n_Ф - количество проводов в одной цепи ВЛ переменного тока, равное количеству фаз.

Рассчитанные значения для одной цепи ВЛ переменного и передачи постоянного тока представлены в таблице II.

На основании полученных параметров режима ПТ или ПН на выпрямительной и инверторной подстанциях, рассчитанных в программе MathCad, формируется модель в ПК «RastrWin3» для расчета установившегося режима сети с наличием ППТ на ПТ или ПН (рис. 7).

Выводы

Исходя из анализа различных режимов работы ППТ 360 кВ Магнитогорская - Смеловская в Магнитогорском энергорайоне можно выделить следующие преимущества внедрения ППТ на преобразователях тока:

- широкий диапазон регулирования транзита мощности ПС Магнитогорская - Смеловская при различных схемно-режимных ситуациях (ремонт ВЛ 500 кВ Магнитогорская - Смеловская, ремонт АТГ ПС 500 кВ Смеловская), даже в послеаварийных режимах при отключении КЗ цепи ППТ;

Таблица 2. Сравнение цепи ВЛ переменного и передачи постоянного тока

Рис.7 Схема нормального режима Магнитогорского энергорайона с ППТ 360 кВ Магнитогорская - Смеловская

- уменьшение объема противоаварийной автоматики района, а именно устройств АОПО линий, за счет возможности регулирования токовой загрузки и перетоков ЛЭП прилегающей сети.

Недостатки ППТ на ПТ - высокий уровень потребления реактивной мощности на преобразовательных подстанциях при повышении передаваемой мощности по линии, что приводит к дефициту реактивной мощности сети и, как следствие, снижению уровня напряжений в узлах Магнитогорского энергорайона и необходимости установки компенсирующих устройств.

Преимущества внедрения ППТ на преобразователях напряжения по сравнению с ППТ на ПТ:

- возможность независимого регулирования активной мощности передачи и напряжения на преобразовательных подстанциях;

- широкий диапазон регулирования транзита мощности ПС Магнитогорская - Смеловская и перетоков мощности прилегающей сети в нормальной схеме и при различных схемно-режимных ситуациях при высоком уровне быстродействия.

противоаварийный автоматика энергосистема преобразователь

Список литературы

Кочкин, В.И. Преобразователь напряжения как управляемый элемент электрических сетей / В.И. Кочкин, М.В. Пешков, Д.В. Романенко // Известия НИИПТ. - 2004. - №60. - С. 128-146.

Хингорани, Н.Г. Концепции и технологии FACTS / Н.Г. Хингорани, Л. Гюгыи. - Нью Йорк.: IEEE Press, 2000. - С. 432.

ГОСТ 32144-2013. Межгосударственный стандарт. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. - М.: Стандартинформ, 2014. - С. 16.

Виджей К. Суд HVDC and FACTS Controllers: применение статических преобразователей в энергетических системах: Пер. с англ.: НП «НИИА», 2009. - С. 344.

Розанов, Ю.К. Основы силовой электроники. - М.: Энергоатомиздат, 1992. - С. 296.

Ситников, В.Ф. Совершенствование методов и средств управления режимами энергетических систем на основе элементов гибких электропередач (FACTS). - Иваново, 2009.

Холтз, Й. Широтно-импульсная модуляция для электрического преобразователя. - Proc. IEEE, август 1994. - С. 1194-1214.

Пешков, М.В. Разработка и исследование системы управления статическим компенсатором реактивной мощности типа СТАТКОМ для электроэнергетических систем // Диссертация канд. тех. наук. - 2012. - C. 159.

Размещено на Allbest.ru