ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ МЕЖСИСТЕМНОЙ СВЯЗИ НА УСТОЙЧИВОСТЬ ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЯ | Опубликовать статью ВАК, elibrary (НЭБ)

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ МЕЖСИСТЕМНОЙ СВЯЗИ
НА УСТОЙЧИВОСТЬ ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЯ

Научная статья

Кузнецов О. Н.¹, Аверьянов Д.А.^2, *, Зуев А.И.³, Булатов Р.В.⁴,
Бурмейстер М.В.⁵, Антаненков А.А.⁶

² ORCID: 0000-0002-0836-3135;

³ ORCID: 0000-0002-1853-3222;

⁵ ORCID: 0000-0002-8787-7299;

^{1, 2, 3, 4, 6} НИУ «МЭИ», Москва, Россия;

⁵ ГИМ ИТС ЦИУС АО «НТЦ ФСК ЕЭС», Москва, Россия

* Корреспондирующий автор (averianov_98[at]mail.ru)

Аннотация

В статье рассмотрено влияние пропускной способности межсистемной связи на динамическую устойчивость энергообъединения, состоящего из двух энергосистем. В рамках работы разработаны и исследованы различные варианты исполнения межсистемной связи, для которых были определены максимально допустимые перетоки активной мощности и проанализированы электромеханические переходные процессы при нормативных возмущениях. Опыты были проведены в трёх различных режимах работы электропередачи.

На основе проведённого исследования сделано заключение о влиянии пропускной способности межсистемных связей, их режимов и состава генерации на динамическую устойчивость энергообъединения в целом.

Ключевые слова: динамическая устойчивость, межсистемные связи, переходные процессы в электроэнергетической системе, пропускная способность, энергообъединения.

RESEARCHING THE INFLUENCE OF INTERCONNECTION TRANSMISSION CAPACITY
ON INTERCONNECTED POWER UTILITIES STABILITY

Research article

Kuznetsov O. N.¹, Averianov D. A.^2, *, Zuev A. I.³, Bulatov R. V.⁴,
Burmeister M. V.⁵, Antanenkov A. A.⁶

² ORCID: 0000-0002-0836-3135;

³ ORCID: 0000-0002-1853-3222;

⁵ ORCID: 0000-0002-8787-7299;

^{1, 2, 3, 4, 6} Institute of Electrical Engineering of National Research University MPEI, Moscow, Russia;

⁵ R&D Center at FGC UES, JSC, Moscow, Russia

* Corresponding author (averianov_98[at]mail.ru)

Abstract

The article looks into the influence of interconnection transmission capacity on the dynamic stability of interconnected power utilities consisting of two energy grids. As part of the work on this paper, various alternatives of carrying out interconnection were developed and studied; for each of them, the maximum allowed active-power flows were defined, and electromechanical transients under reference incidents were analysed. Tests were conducted in three different operating conditions of power transmission.

Driven by this research, a conclusion was made that transmission capacity of interconnections, their operating conditions, and generation make-up affect the dynamic stability of the interconnection in all.

Keywords: dynamic stability, interconnection, transient phenomena of electric power system, transmission capacity, interconnected power utilities.

Введение

Тема динамической устойчивости линий и энергосистем на данный момент является хорошо изученной темой, по которой написано много различных трудов.

Наиболее полно проблематику электромеханических переходных процессов и устойчивости энергообъединений рассматривает В.А. Веников в книге [1]. В данной книге представлена вся теория по изучаемому вопросу, которая тщательно разобрана на примерах, предложенными автором. Опираясь на материалы этой книги, было рассмотрено реальное энергообъединение.

Из наиболее свежих исследований по данному вопросу можно выделить публикации [2], [3], [4].

В статье Вилли Эстрарда [2] было рассмотрено улучшение условий динамической устойчивости энергосистемы за счёт внедрения устройств, позволяющих быстро отключать короткое замыкание (КЗ). В данной работе исследовалось влияние времени отключения КЗ на условия динамической устойчивости энергосистемы и оценивался экономический эффект от снижения времени отключения КЗ. Данное исследование в целом имеет схожие черты с работой Вилли Эстрарда, однако в данной работе упор был сделан на влияние пропускной способности межсистемных связей на условия динамической устойчивости энергообъединения. Стоит также заметить, что в отличии от Вилли Эстрарда, не была затронута экономическая составляющая освещаемого вопроса.

Работа Лю Пенга [3] посвящена исследованию и определению предела передаваемой активной мощности и устойчивости связи переменного тока и постоянного тока без компенсации реактивной мощности. В этой статье утверждается, что в передаче постоянного тока отсутствие компенсации реактивной мощности приводит к увеличению реактивного сопротивления линии, а также увеличение угла выпрямления и угла гасителя инвертора, что уменьшает пропускную способность и стабильность напряжения или даже приводит к лавине напряжения. Принципиальное отличие от проводимого исследования состоит в том, что в этой работе исследуются электропередачи, являющиеся слабыми связями.

Проблема стабильной работы и пропускной способности протяжённых электропередач с большой пропускной способностью освещается в статье Ксюжэнг Чая [4]. В работе рассматриваются компактные линии электропередачи, спроектированные с применением новых технологий для повышения пропускной способности. В данной работе серьёзный упор делается на исследовании пропускной способности электропередач, однако он не рассматривается с точки зрения условий динамической устойчивости.

На основе анализа публикаций по теме исследования был сделан вывод о том, что исследования по данной тематике либо не проводились, либо проводились без учёта всех факторов, влияющих на устойчивость межсистемных связей крупных энергообъединений. Таким образом, исследование влияния пропускной способности межсистемной связи на устойчивость энергообъединения является важной и актуальной задачей.

Постановка задачи

Одной из тенденций развития современной электроэнергетики является объединение энергосистем и создание крупных энергообъединений [5], [6], [7].

Объединение энергосистем осуществляется через межсистемные связи. С ростом отдельных энергосистем создаются новые межсистемные связи, усиливаются уже построенные, а некоторые межсистемные связи, ранее относившиеся к сильным, со временем переходят в разряд слабых [7], [8].

Усложнение электроэнергетических систем и создание межсистемных связей при их объединении приводит к проблемам, связанным с нарушением условий динамической устойчивости, что требует глубокого исследования в данной области. В связи с этим в данной работе исследовано влияние межсистемной связи на изменение условий динамической устойчивости энергообъединения.

Для изучения вопроса в данной работе рассматривалась межсистемная связь на примере объединяющих энергосистемы Черноморского РДУ и Кубанского ПМЭС.

Описание использованной расчётной модели

В рамках исследования была рассмотрена межсистемная связь, объединяющая энергосистему Республики Крым и Кубанского ПМЭС.

Для исследования была выбрана именно эта часть единой энергетической сети России (ЕЭС России), так как энергосистему Крыма и Кубанского ПМЭС связывает крымский энергомост, являющийся единственной межсистемной связью. В рассматриваемую модель входят энергосистемы Крыма, Кубанского ПМЭС и Ростовского ПМЭС.

Данные энергосистемы имеют сложную структуру, а именно разветвлённую сеть линий электропередачи различного класса напряжений. С целью снижения трудоёмкости в рамках данного исследования рассматривались линии 220 кВ и выше, нагрузки на шинах низшего напряжения (НН) ПС 220 и 330 кВ, и только те линии 110 кВ, через которые осуществляется выдача мощности электростанций. Данное допущение не сильно повлияет на результаты расчёта, так как мощность, передаваемая по этим линиям, будет учтена в нагрузке на НН шинах ПС. Помимо этого, из-за отсутствия точных данных по нагрузкам потребителей и перетокам по линиям 110 кВ и ниже в обеих системах в соответствии с [9] было принято, что нагрузка ПС равна 0,6 от общей номинальной мощности автотрансформаторов и трансформаторов установленных на данной ПС. У всех нагрузок ПС коэффициент мощности был принят равным 0,97.

Энергосистема Крыма входит в модель целиком в соответствии с описанными ранее допущениями (см. рисунок 1). Связи энергосистемы Крыма с энергосистемой Украины не учитывались, в связи с чем было принято, что линии, соединяющие энергосистему Республики Крым и Украины разорваны, и переток мощности по ним отсутствует.

 

Рис. 1 – Модель энергосистемы Республики Крым

 

Электрическая сеть, входящая в эксплуатационную зону ответственности Кубанского и Ростовского ПМЭС, была представлена в модели лишь частью сети, прилегающей к кольцу 500 кВ ПС «Тамань» – ПС «Ростовская» – Ростовская АЭС – ПС «Тихорецк» – Ставропольская ГРЭС – ПС «Центральная» (см. рисунок 2). В качестве базового и балансирующего узла была принята Волжская ГЭС. Этот выбор объясняется тем, что в качестве балансирующего узла необходимо было принять крупную электростанцию с манёвренными генераторами, которые в реальности могли бы балансировать активную мощность во всём энергообъединении. Также балансирующий узел должен был быть максимально удалён от точек, в которых рассматривались возмущения. Это условие является важным, так как близкое расположение балансирующего узла к точкам возмущений приводит к некорректным результатам расчёта динамической устойчивости. ПС «Южная», ПС «Фроловская» и ПС «Волга» в модели отсутствуют в связи с тем, что это не сильно влияет на корректность разработанной модели, однако, дополнительно усложняет её и увеличивает время расчёта.

Информация для моделирования отдельных элементов сети (ЛЭП, трансформаторов, генераторов, компенсирующих устройств и т. д.) была взята из [10], [11], [12], а также из карта-схем сетей Черноморского РДУ и ОЭС Юга, находящихся в открытом доступе [10], [12], [13]. Все генераторы были представлены сверхпереходной моделью, параметры которой были рассчитаны для каждого генератора в соответствии с подходом, описанным в [7]. Момент инерции для турбины каждого генератора определялся исходя из его номинальной мощности в соответствии с [14]. В модели не учитывалась настройка параметров возбудителя и системного стабилизатора для генераторов, работающих в большой энергосистеме. Для моделирования автоматического регулирования возбуждения сильного действия (АРВ СД) в программно-вычислительном комплексе (ПВК) ETAP [15] был применён особый вид возбудителя «Fixed», который при различных переходных процессах поддерживает напряжение на выводах генератора неизменным, что позволяет смоделировать эквивалент АРВ СД. Ветряные и солнечные электростанции, располагающиеся в энергосистеме Республики Крым, были представлены соответствующими моделями, заложенными в ПВК ETAP.

Для проведения исследования было создано пять моделей с различными исполнениями межсистемной связи. Одна из них представлена в статье (см. рисунок 3).

Рис. 2 – Модель энергосистемы Кубанского и Ростовского ПМЭС

Рис. 3 – Электрическая схема модели используемой для расчётов

 

Описание рассматриваемых вариантов межсистемной связи и режимов её работы

Как было отмечено ранее, в рамках исследования было рассмотрено пять вариантов исполнений межсистемной связи.

Первый вариант (см. рисунок 4) является исходным вариантом межсистемной связи, в котором она сейчас существует и функционирует в ЕЭС России. Межсистемная связь включает в себя 4 линии 220 кВ, выполненных с применением проводов повышенной пропускной способности марки АААС-Z455-2Z, кабельной вставки длиною 14,36 км, выполненной с применением кабелей сечением 1000 мм², которые соединяют ПС «Тамань» и ПС «Опытная». Общая длина крымского энергомоста составляет 199,33 км. Данный вариант имеет наименьшую пропускную способность.

Варианты межсистемой связи с меньшей пропускной способностью в данной работе не рассматривались.

Проблема слабых межсистемных связей заключается в том, что в нормальных и послеаварийных режимах перетоки мощности по ним могут превышать пропускную способность связи. Это приводит к нарушению совместной работы энергосистем и их разделению [8]. По причине отсутствия в модели точной настройки возбудителей и АРВ генераторов и моделей противоаварийной автоматики любое нормативное возмущение при рассмотрении слабых межсистемных связей приводило к появлению либо недемпфирующихся колебаний, либо к потере устойчивости.

 

Рис. 4 – Первый вариант исполнения межсистемной связи

 

Второй рассмотренный вариант представлен компактным исполнением линии 220 кВ (см. рисунок 5). Все четыре линии, образующие межсистемную связь, при этом выполняются одноцепными линиями компактного исполнения, описанными в [16]. Данный вариант исполнения межсистемной связи имеет более высокую пропускную способность. Натуральная мощность одной цепи линии равна 277,9 МВт.

 

Рис. 5 – Второй вариант исполнения межсистемной связи

 

Третий вариант предполагает использование трёх цепей линий 330 кВ, соединяющих ПС «Опытная» и ПС «Тамань» (см. рисунок 6). В реальной схеме у обеих подстанций нет шины 330 кВ, поэтому они были добавлены в модель. На ПС «Тамань» шина 330 кВ соединена с шиной 500 кВ через две автотрансформаторные группы, состоявших из однофазных автотрансформаторов АОДЦТН-167000/500/330. На ПС «Опытная» были добавлены шины 330 кВ и два автотрансформатора АТДЦТН-240000/330/220, соединяющие шины 330 и 220 кВ. Линия 220 кВ, идущая от ПС «Опытная» до ПС «Нагорная», выполнена в габаритах 330 кВ. В связи с этим данная линия была переведена на более высокий класс напряжения. Четвёртая цепь межсистемной связи, соединяющая ПС «Тамань» и ПС «Городская-2», выполнена в соответствии со вторым вариантом, так как перевод четвёртой цепи межсистемной связи и всех ПС, через которые она проходит, на более высокий класс напряжения нецелесообразен с точки зрения возможности существования такого варианта исполнения межсистемной связи в реальности.

 

Рис. 6 – Третий вариант исполнения межсистемной связи

 

Четвёртый вариант схож с предыдущим по исполнению (см. рисунок 7). Четвёртая цепь межсистемной связи выполнена аналогичным образом. Остальные три цепи были представлены линиями 500 кВ. На ПС «Опытная» и ПС «Нагорная» также были добавлены шины 500 кВ и две автотрансформаторные группы, состоявшие из однофазных автотрансформаторов связи АОДЦТН-167000/500/220. Помимо этого, были добавлены две цепи линии 500 кВ между этими ПС.

 

Рис. 7 – Четвёртый вариант исполнения межсистемной связи

 

Последний из рассматриваемых вариантов предполагает использование передачи постоянного тока (ППТ) (см. рисунок 8). За основу для расчётной модели была взята ранее существовавшая в СССР и России ППТ 800 кВ «Волгоград – Донбасс». Проектная мощность данной линии составляла 720 МВт. Модель ППТ представлена двумя параллельными линиями, аналогичными реальному прототипу. ППТ соединяет шины 500 кВ ПС «Тамань» и 220 кВ ПС «Нагорная».

 

Рис. 8 – Пятый вариант исполнения межсистемной связи

 

При проведении расчётов рассматривались три режима работы электропередачи:

• Режим холостого хода линий межсистемной связи.
• Режим работы межсистемной связи при загрузке в 50% от максимальной пропускной способности (400 МВт).
• Режим работы межсистемной связи при максимальной загрузке.

Крымский энергомост имеет максимальную пропускную способность равную 850 МВт [17]. Графики перетока по крымскому энергомосту (см. рисунок 9) показывают, что в 2016 году суточный переток в осенние месяцы колебался от 400 до 750 МВт [18], [19].

 

Рис. 9 – Графики осеннего суточного перетока по крымской межсистемной связи

 

Данные о перетоке по крымскому энергомосту в более поздние года отсутствуют в открытых источниках. Однако с 2016 года в Крыму заметно увеличился объем генерирующих мощностей в основном за счёт ввода в эксплуатацию Балаклавской и Белогорской ТЭС суммарной мощностью по 470 МВт каждая, что позволило разгрузить энергомост Крыма и даже передать избыточные 28 МВт в ОЭС Юга [20]. В связи с этим рассматривался режим работы межсистемной связи с перетоком, равным 400 МВт.

Оставшиеся два режима работы электропередачи взяты как крайние режимы работы энергомоста: холостой ход и максимальная загрузка.

Рассмотрение переходных процессов в различных вариантах исполнения межсистемной связи

В данной работе было рассмотрено три режима работы межсистемной связи в пяти вариантах схем, описанных в предыдущем разделе настоящей статьи. Возмущения рассматривались в двух наиболее неустойчивых узлах сети Кубанского и Ростовского ПМЭС, установленных путём нахождения предельного времени отключения короткого замыкания (КЗ) в узлах сети 500 кВ: шины 500 кВ ПС «Тихорецк» и шины 500 кВ ПС «Тамань».

В расчётах влияние пропускной способности межсистемной связи на условия динамической устойчивости энергообъединения оценивалось по предельному времени отключения двухфазного КЗ на землю и максимально допустимого перетока в сечении межсистемной связи. Рассматривалось именно это нормативное возмущение, так как для всех рассмотренных классов напряжения данный вид возмущения является наиболее тяжёлым в соответствии с [21].

Полученные данные по предельному времени отключения двухфазного КЗ на землю для всех вариантов исполнений межсистемной связи представлены в таблице (см. таблицу 1).

Также приведены результаты расчёта максимально допустимого перетока в сечении межсистемной связи для всех вариантов (см. таблицу 2).

 

Таблица 1 – Зависимость времени выдержки КЗ от режима работы и исполнения межсистемной электропередачи

Режим	Вариант исполнения межсистемной связи	Предельное время отключения K(1.1)
		ПС 500 кВ «Тихорецк»	ПС 500 кВ «Тамань»
1 (минимальный переток по межсистемной связи)	1	0,195	0,265
	2	0,205	0,275
	3	0,245	0,31
	4	0,250	0,295
	5	0,25	0,4
2 (переток по межсистемной связи 400 МВт)	1	0,1925	0,26
	2	0,26	0,42
	3	0,28	0,405
	4	0,275	0,365
	5	0,26	0,41
3 (переток по межсистемной связи 850 МВт)	1	0,15	–
	2	0,195	0,44
	3	0,255	0,46
	4	0,315	0,455
	5	–	–

 

 

Таблица 2 – Результаты расчёта максимально допустимого перетока

	№ Варианта		Критерии ограничивающие максимальный переток
			а	б	в	г	д	е
Предельно передаваемая мощность,	1	1333,4	1066,7	1068,2	1246,2	1079,5	+	903,0
	2	1635	1308,2	1356,54	1310,3	1106,3	+	1200,3
	3	2658,1	2126,4	2097,8	2606,4	2435,5	+	1808,1
	4	3717,2	2973,8	2971,6	3213,2	3028,3	+	2740,5
	5	2611,2	2095,5	2053,9	2555,2	2370,6	+	1725,2

Примечание: Критерии ограничивающие максимальный переток приведены в соответствии с [1]: а – ограничение по мощности в нормальном режиме работы; б – ограничение по мощности в послеаварийном режиме работы; в – ограничение по напряжению в узлах в нормальном режиме работы; г – ограничение по напряжению в узлах в послеаварийном режиме работы; д – ограничение по динамической устойчивости; е – ограничение по нагреву проводов.

 

В ходе исследования были получены графики мощности и угла роторов генераторов энергообъединения, по которым можно судить о влиянии пропускной способности межсистемной связи на демпфирование и амплитуду колебаний переходного процесса. Приведены графики для одного из генераторов Ростовской АЭС и Белогорской ТЭС при двухфазном КЗ на землю с неуспешным автоматическим повторным включением (АПВ) на шинах 500 кВ ПС «Тамань» (см. рисунок 10-13).

 

Рис. 10 – Угол ротора генератора 1000 МВт Ростовской АЭС в трёх режимах (возмущение на ПС 500 кВ «Тамань»)

Рис. 11 – Мощность генератора 1000 МВт Ростовской АЭС в трёх режимах (возмущение на ПС 500 кВ «Тамань»)

Рис. 12 – Угол ротора генератора 235 МВт Белогорской ТЭС в трёх режимах (возмущение на ПС 500 кВ «Тамань»)

Рис. 13 – Мощность генератора 235 МВт Белогорской ТЭС в трёх режимах (возмущение на ПС 500 кВ «Тамань»)

 

Двухфазное КЗ на землю с неуспешным АПВ выбрано из всех нормативных возмущений в соответствии с [22], так как является наиболее тяжёлым нормативным возмущением для рассмотренного энергообъединения.

Длительность АПВ обычно находится в диапазоне 1-2 с, в настоящем исследовании это значение принималось равным t_АПВ = 1 с. Длительность КЗ принимается 0,12 секунд согласно методическим указаниям [23].

Из рассмотрения графиков можно сделать общий вывод по первым четырём вариантам – более высокая пропускная способность межсистемной электропередачи соответствует более низкой амплитуде колебаний мощности и угла ротора генераторов в системе. Таким образом, усиление системных связей благоприятно влияет на динамическую устойчивость энергообъединения в целом.

В первых трёх рассмотренных вариантах нарушение устойчивости происходит в энергосистеме Крыма в генераторах ближайшей к межсистемной связи Симферопольской МГТЭС. В четвёртом варианте нарушение устойчивости происходит в генераторах Крымской ГТ-ТЭЦ, расположенной в энергосистеме Кубанского ПМЭС. Этим объясняется меньшее предельное время отключения у четвёртого варианта в сравнении с третьим.

Наибольший интерес к рассмотрению представляет пятый вариант с ППТ. Исходя из полученных результатов, можно сделать вывод о том, что исполнение межсистемной связей с помощью ППТ положительно влияет на динамическую устойчивость части сети, отделённую ею. Если сравнить колебания мощности на Белогорской ТЭС и Ростовской АЭС, то можно заметить, что график мощности, соответствующий пятому варианту, имеет наименьшую амплитуду колебаний и на тринадцатой секунде колебания практически пропадают. Однако, в тоже время графики мощности и углы роторов генераторов Ростовской АЭС и Ставропольской ГРЭС имеют амплитуды сопоставимые с первым вариантом и наихудшее демпфирование колебаний из всех вариантов. Это связано с тем, что в случае применения ППТ мощности обеих энергосистем перестают быть связанными, в отличии от вариантов с электропередачами переменного тока.

Заключение

В данном исследовании было проведено исследование влияния пропускной способности межсистемной связи на примере межсистемной связи, соединяющей крымскую энергосистему с ОЭС Юга. В ходе работы были получены следующие выводы:

1. Усиление межсистемных связей положительно влияет на динамическую устойчивость энергообъединения.
2. Объёмы передаваемой мощности по межсистемной связи сильно влияют на протекание переходных процессов в энергообъединении.
3. Увеличение передаваемой мощности приводит к снижению предельного времени отключения КЗ и ухудшению демпфирования возникающих колебаний вплоть до его полного отсутствия.
4. Применение ППТ для исполнения межсистемной связи улучшает протекание переходного процесса в неповреждённой части сети, подключённой к одному концу ППТ, и одновременно с этим ухудшает его протекание в той части сети, подключённому с другой стороны ППТ, где произошло возмущение.

Благодарности Благодарим всех представителей ООО «ETAP СИСТЕМС» (ETAP SYSTEMS Russia) за проведённые консультации, занятия, видеоуроки и предоставленные учебные материалы на русском языке.	Acknowledgement We thank all representatives of ETAP SYSTEMS LLC (ETAP SYSTEMS Russia) for the consultations, classes, video tutorials and provided training materials in Russian.
Конфликт интересов Не указан.	Conflict of Interest None declared