Одним из крупных потребителей ВЭР ЭС Амурской области является тяговая нагрузка, которая представлена Забайкальской и Дальневосточной железной дорогой и составляет около 20% от потребления всего энергорайона. Также к крупным потребителям электроэнергии, расположенным в ВЭР ЭС Амурской области относятся предприятия добывающей промышленности (12% от потребления энергорайона) и объекты трубопроводного транспорта (около 1% от потребления энергорайона), имеющие 1,2,3 категории надежности. Характер нагрузок приведенных потребителей – промышленный.

Предприятия добывающей промышленности представлены:

- ЗАО «УК «Петропавловск»;

- Покровский рудник;

- Маломырский рудник;

- Албынский рудник;

- ООО «Амурский уголь» (Ерковецкий и Райчихинский угольные разрезы).

При рассмотрении вариантов развития Восточного энергорайона необхо­димо учесть ввод генерирующих мощностей:

- 2 очередь Благовещенской ТЭЦ;

- Нижне-Бурейская ГЭС.

Для обеспечения потребителей данных категорий требуется огромный запас мощности. В связи с этим, на территории области на борту Ерковецкого угольного разреза планируется строительство экспортоориентированной экологически чистой современной ТЭС с установленной мощностью 1050 МВт. Строительство станции позволит решить очень важную социальную проблему - трудоустройство рабочего населения.

1.2 Характеристика выбранного сечения

Расчёты статической устойчивости проводились для следующих сечений:

Таблица 1.2.1 – Состав сечения «СВМ ЕТЭС» для варианта «Переключательный пункт».

Номер	ВЛ сечения
1	ВЛ 500 кВ Ерковецкая ТЭС – Амурская –1
2	ВЛ 500 кВ Ерковецкая ТЭС – Амурская –2
3	ВЛ 500 кВ Ерковецкая ТЭС – Хэйхэ –1
4	ВЛ 500 кВ Ерковецкая ТЭС – Хэйхэ –2

1.3 Противоаварийная автоматика

Быстрое протекание аварийных процессов, при нарушениях нормальных режимов, исключает возможность их ликвидации, и тем более предотвращения действиями оперативного персонала, даже при наличии хороших средств телеконтроля и телеуправления. Поэтому предотвращение, локализация и ликвидация нарушений нормального режима целиком возлагается на специальные автоматические устройства, получившие общее наименование - устройства противоаварийной автоматики.

Автоматическое противоаварийное управление в энергосистеме реализуется посредством ПА, обеспечивающей выполнение следующих

функций:

– предотвращение нарушения устойчивости;

– ликвидация асинхронных режимов;

– ограничение снижения или повышения частоты;

– ограничение снижения или повышения напряжения;

– предотвращение недопустимых перегрузок оборудования.

Состояние энергосистемы характеризуется рядом таких факторов и параметров, как электрическая схема, состав оборудования, перетоки мощности по электропередачам и межсистемным связям, значения токов, уровни напряжения, частота и т.п. Устройства ПА непрерывно контролируют эти параметры, выявляют и фиксируют моменты опасного отклонения или внезапного нарушения нормального режима, определяют их тяжесть и вырабатывают соответствующие воздействия на объекты управления.

При всем многообразии конкретных исполнений устройств ПА все они могут быть сведены к следующим основным видам:

– противоаварийная автоматика для предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ). Устройства АПНУ выявляют возникновение опасных перегрузок или набросов мощности, внезапные отключения участков электропередач или их полные разрывы, возникновение неполнофазных режимов и другие аналогичные нарушения нормального режима работы;

– противоаварийная автоматика для ликвидации асинхронного режима (АЛАР). Устройства АЛАР выявляют моменты приближения к пределу устойчивости или момент возникновения асинхронного режима и воздействуют на его прекращение путем деления энергосистем в заранее намеченных сечениях, либо путем ресинхронизации энергосистем. В этих случаях они производят ОГ или РТ в избыточной части энергосистемы для выравнивания частот, что ускоряет процесс ресинхронизации;

– противоаварийная автоматика для ограничения повышения частоты (АОПЧ). Устройства АОПЧ выявляют повышение частоты и при повышении допустимых значений производят ОГ гидрогенераторов ГЭС и при необходимости отделение ТЭС от энергосистемы со сбалансированной нагрузкой;

– специальная автоматика отключения нагрузки (САОН). Часть устройства Автоматики предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ), реализующее управляющее воздействие (УВ) в виде централизованного отключения нагрузки (ОН);

– противоаварийная автоматика для ограничения повышения напряжения (АОПН). Устройства АОПН выявляют повышения напряжения до определенных установленных значений и производят включение шунтирующих реакторов и отключение линий, являющихся источниками повышенного напряжения.

1.4 Обоснование выбора расчетных программных средств

Программные средства для расчета устойчивости энергосистемы, а именно контролируемого частичного сечения, были выбраны по критериям простоты в обращении, точности расчетов, удобства построения графиков. Используются следующие программные комплексы: RastrWin, ДАКАР.

Программный комплекс RastrWin предназначен для решения задач по расчету, анализу и оптимизации режимов электрических сетей и систем.

Особенности программного комплекса:

– расчет установившихся режимов электрических сетей произвольного размера и сложности, любого напряжения (от 0.4 до 1150 кВ). Полный расчет всех электрических параметров режима (токи, напряжения, потоки и потери активной и реактивной мощности во всех узлах и ветвях электрической сети);

– расчет установившихся режимов с учетом частоты;

– эквивалентирование электрических сетей;

– оптимизация электрических сетей по уровням напряжения, потерям мощности и распределению реактивной мощности;

– расчет предельных по передаваемой мощности режимов энергосистемы, определение опасных сечений;

– моделирование отключения ЛЭП, в том числе одностороннего, и определение напряжения на открытом конце;

– анализ допустимой токовой нагрузки ЛЭП и трансформаторов, в том числе с учетом зависимости допустимого тока от температуры.

Диалоговый автоматизированный комплекс анализа режимов (ДАКАР) предназначен для расчета и анализа установившихся режимов и переходных процессов электроэнергетических систем.

Программное обеспечение позволяет решать следующие задачи:

– расчет и анализ установившихся режимов;

– исследование динамической устойчивости;

– анализ длительных переходных процессов;

– моделирование и настройка устройств противоаварийной автоматики;

– эквивалентирование режимной схемы.

Комплекс обеспечивает расчет электромеханических переходных процессов с моделированием действий любых устройств противоаварийной автоматики, настройку средств ПА на базе выполнения серии циклических расчетов переходных процессов, а также анализ переходных процессов с оценкой движения синхронных машин в энергосистеме, уровней напряжений, перетоков мощностей и взаимных углов межсистемных связей.

Расчет сведен к нахождению допустимых перетоков активной мощности ограниченных запасом по статической устойчивости, допустимой токовой нагрузкой оборудования, а так же обеспечения динамической устойчивости сети в выбранном частичном сечении.

2 ФОРМИРОВАНИЕ ЦИФРОВОЙ МОДЕЛИ ИССЛЕДУЕМОГО ЭНЕРГОРАЙОНА

Расчеты режимов электрических сетей выполняются для определения:

1. Загрузки элементов сети, соответствия пропускной способности сети ожидаемым потоком мощности;

2. Сечений проводов и мощностей трансформаторов и автотрансформаторов;

3. Уровня напряжения в узлах, элементах сети и мероприятий, обеспечивающих поддержание напряжения в допустимых пределах;

4. Потерь мощности и электроэнергии для оценки экономичности работы сети и эффективности способов снижения потерь;

5. Уровня токов КЗ, соответствия существующей или намечаемой к установке аппаратуры ожидаемым токам КЗ, мероприятий по ограничению токов КЗ;

6. Пропускной способности сети по условиям устойчивости;

7. Интегральных показателей условий работы сети в целом за длительный период передаваемой энергии, средних значений отдельных параметров режима или диапазона изменений значения какого-либо параметра для расчетных элементов сети и др.

При анализе ожидаемых в перспективе установившихся режимов следует различать расчетные длительные потоки мощности по сети, которые могут иметь место в нормальных режимах работы энергосистем, и расчетные максимальные потоки, определяемые случайным отклонением от нормальных режимов.

Расчетные длительные потоки мощности определяются характером изменений потребления и выработки электроэнергии в разрезе суток и года, имеют достаточно большую длительность и связаны с передачей электроэнергии, а при реверсивных потоках мощности соответственно с обменом электроэнергией.

Характер изменения потоков активной мощности определяется тремя основными факторами:

1. графиками нагрузки отдельных узлов;

2. режимами работы генерирующих источников;

3. условиями обмена мощностью рассматриваемой энергосистемы с соседними.

На формирование потоков реактивной мощности кроме факторов, определяющих потоки реактивной мощности, значительное влияние оказывают потери реактивной мощности в сети и зарядная мощность линий напряжением 220 кВ и выше.

Чтобы выполнить расчеты электрических режимов в программновычислительном комплексе RastrWin нужно сделать цифровую модель для описания электроэнергетической системы. Модель представляет собой таблицу, в которой отражены параметры узлов и ветвей, входящих в схему замещения электрической сети рассматриваемого района.

2.1 Схемы замещения сетей и ее параметры

Схема замещения является упрощенной логической или математической моделью, составляемой так чтобы происходящие в ней процессы или установившиеся в ней режим, соответствовал какой либо стороне сложного явления в натуре, или в оригинале.

Схемой замещения называют схему электроэнергетической системы или сети, которая эквивалента данной электрической схеме и адекватно отражает процессы, происходящие в ней. В схеме замещения реальные элементы сети заменяются идеализированными элементами.

Схему замещения можно представить в виде графа состоящего из узлов и соединяющих их ветвей.

Под узлом понимают набор соединенных элементов одного класса напряжения, имеющих сопротивление равное нулю либо близкое к нулю, которым для данного вида расчета можно пренебречь.

Ветвью называют участок электрической цепи, соединяющий два последовательно соединенных узла и имеющий ненулевое сопротивление. Ветви могут соединять узлы разных классов.

Линии электропередачи на схеме замещения представлены в виде П-образной схемы с продольным сопротивлением и поперечной проводимостью.

2.1.1 Линии электропередач

Линии электропередачи длиной не более 300 км [6, 7] при расчете режимов электрической сети в RastrWin и Дакар представляются П-образными схемами замещения одной фазы (рисунок 2.1) с сосредоточенными параметрами.

Рисунок 2.1– П-образная схема замещения

Активное сопротивление ЛЭП, Ом, определяется по следующей формуле:

,	(2.1)
где – удельное активное сопротивление ЛЭП , Ом/км; – длинна ЛЭП, км. Реактивное сопротивление ЛЭП, Ом:
,	(2.2)
где – удельное реактивное сопротивление ЛЭП , Ом/км. Емкостная проводимость, мкСм:
,	(2.3)

где – удельная емкостная проводимость ЛЭП , Ом/км.

Поскольку П – образная схема, в которой емкостная и активная проводимость линии сосредоточены в ее концах, не дает возможности точно отобразить соотношение между токами и напряжениями на линии, при больших длинах линий ее приходится разбивать на участи до 200 – 300 км или вводить поправочные коэффициенты:

,	(2.4)
,	(2.5)
,	(2.6)

Значение поправочных коэффициентов для линий длиной от 300 до 500 – 600 км вычисляются по формулам:

,	(2.7)
,	(2.8)
,	(2.9)

При малых длинах линии эти коэффициенты равны единицы.