вкр (Выбор управляющих воздействий противоаварийной автоматики Хабаровской энергосистемы связи со строительством Хабаровской ПГУ ТЭЦ), страница 5

Контролируемое сечение - совокупность линий электропередачи и других элементов сети, определяемых диспетчерским центром субъекта оперативно-диспетчерского управления, перетоки активной мощности по которым контролируются и/или регулируются в целях обеспечения устойчивости энергосистемы и допустимых режимов работы линий электропередачи и оборудования.[12]

Исходя из требований к устойчивости, схемы энергосистемы подразделяются на нормальные и ремонтные.

Различают установившиеся и переходные режимы энергосистем.

Установившиеся  режимы, которые характеризуются неизменными параметрами. Медленные изменения режима, связанные с внутрисуточными изменениями электропотребления и генерации, нерегулярными колебаниями мощностей, передаваемых по связям, работой устройств регулирования частоты и активной мощности и т. п., рассматриваются как последовательность установившихся режимов.

Переходные режимы  режимы от начального возмущения до окончания вызванных им электромеханических процессов.

Целью расчётов установившихся режимов являются:[13]

– проверка работоспособности сети для рассматриваемого расчетного уровня электропотребления;

– проверка соответствия рекомендуемой схемы сети требованиям надежности электроснабжения;

– проверка выполнения требований к уровням напряжений и выбор средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности;

– разработка экономически обоснованных мероприятий по снижению потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях;

– разработка мероприятий по повышению пропускной способности.

В энергосистемах максимальные нагрузки соответствуют зимнему периоду. Для отдельных энергорайонов и участков сети при наличии крупных сезонных потребителей максимальные нагрузки могут иметь место в другое время года. Таким образом, для расчета принята схема максимальных режимов работы сети на зимний период 2025 год.

При эксплуатации исходя из требований к устойчивости энергосистем перетоки мощности в сечениях в установившихся режимах подразделяются следующим образом:

• нормальные;

• вынужденные.

Вынужденные перетоки допускаются для предотвращения или уменьшения ограничений потребителей, потери гидроресурсов, при необходимости строгой экономии отдельных видов энергоресурсов, неблагоприятном наложении плановых и аварийных ремонтов основного оборудования электростанций и сети, а также в режимах минимума нагрузки при невозможности уменьшения перетока из-за недостаточной маневренности электростанций.

Утяжеленным считается переток, характеризующийся неблагоприятным наложением ремонтов основного оборудования электростанций в режимах максимальных и минимальных нагрузок, если общая продолжительность существования таких режимов в течение года не превышает 10 %.

Наиболее тяжелые возмущения, которые учитываются в требованиях к устойчивости энергосистем, называемые нормативными возмущениями, подразделены на три группы: I, II и III. В состав групп входят следующие возмущения:[13]

а) короткое замыкание (КЗ) с отключением элемента(ов) сети;

Таблица 3.1 – Распределение по группам возмущений

Возмущения	Группы нормативных возмущений в сетях с ном. напряжением, кВ
	110–220	330–500	750	1150
КЗ на сетевом элементе, кроме системы (секции) шин
Отключение сетевого элемента основными защитами при однофазном КЗ с успешным АПВ (для сетей 330 кВ и выше – ОАПВ, 110 – 220 кВ – ТАПВ)	I	I	I	I
То же, но с неуспешным АПВ	I	I	I, II	II
Отключение сетевого элемента основными защитами при трехфазном КЗ с успешным и неуспешным АПВ	II	-	-	-
Отключение сетевого элемента резервными защитами при однофазном КЗ с успешным и неуспешным АПВ	II	-	-	-
Отключение сетевого элемента основными защитами при двухфазном КЗ на землю с неуспешным АПВ	-	II	III	III
Отключение сетевого элемента действием УРОВ при однофазном КЗ с отказом одного выключателя	II	III	III	III
То же, но при двухфазном КЗ на землю	-	III	III	-
То же, но при трехфазном КЗ	III	-	-	-
КЗ на системе (секции) шин
Отключение СШ с однофазным КЗ, не связанное с разрывом связей между узлами сети	I	I	II	II
То же, но с разрывом связей	III	III	-	-

б) скачкообразный аварийный небаланс активной мощности по любым причинам: отключение генератора или блока генераторов с общим выключателем, крупной подстанции, вставки постоянного тока (ВПТ) или крупного потребителя и др.;

Кроме того, в группу III включаются следующие возмущения:

в) одновременное отключение двух ВЛ, расположенных в общем коридоре более чем на половине длины более короткой линии, в результате возмущения группы I;

г) возмущения групп I и II с отключением элемента сети или генератора, которые вследствие ремонта одного из выключателей приводят к отключению другого элемента сети или генератора, подключенных к тому же распредустройству.

Значения коэффициента запаса по напряжению (K_U) относятся к узлам нагрузки и вычисляются по формуле:[13]

(3.1)

где – критическое напряжение в том же узле, соответствующее границе статической устойчивости электродвигателей_.; U ­– напряжение в узле в рассматриваемом режиме.

Критическое напряжение в узлах нагрузки 110 кВ и выше при отсутствии более точных данных следует принимать равным 0,7·U_ном.

Значение амплитуды нерегулярных колебаний активной мощности устанавливается для каждого сечения энергосистемы (в том числе частичного) по данным измерений. При отсутствии таких данных расчетная амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности сечения может быть определена по выражению:[13]

(3.2)

где Р_н1, Р_н2 – активная мощность потребления энергосистемы (части энергосистемы, совокупности энергосистем) с каждой из сторон рассматриваемого сечения, МВт; K – коэффициент, характеризующий способ регулирования перетока активной мощности в контролируемом сечении.

При оперативном регулировании перетока активной мощности в контролируемом сечении значение коэффициента должно приниматься равным 1,5.[13] При автоматическом регулировании перетока активной мощности в контролируемом сечении значение коэффициента K должно приниматься равным 0,75.

Максимально допустимый переток  максимальный переток P_M, удовлетворяющий всем далее перечисленным условиям. При этом принимается, что имеется достаточный оперативный резерв активной мощности для перехода к нормальному режиму.

МДП должен соответствовать следующим критериям:[12]

• коэффициент запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в контролируемом сечении в нормальной (ремонтной) схеме – не менее 0,20;

• коэффициент запаса статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки в нормальной (ремонтной) схеме – не менее 0,15;

• коэффициент запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в контролируемом сечении в послеаварийных режимах при нормативных возмущениях – не менее 0,08;

• коэффициент запаса статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки в послеаварийных режимах при нормативных возмущениях – не менее 0,10;

• отсутствие нарушения динамической устойчивости при нормативных возмущениях;

• токовые нагрузки электросетевого и генерирующего оборудования не превышают длительно допустимых значений в нормальной (ремонтной) схеме и аварийно допустимых (на время 20 минут) значений в послеаварийных режимах при нормативных возмущениях.

АДП должен соответствовать следующим критериям:[12]

• коэффициент запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в контролируемом сечении в нормальной (ремонтной) схеме – не менее 0,08;

• коэффициент запаса статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки в нормальной (ремонтной) схеме – не менее 0,10;

• токовые нагрузки электросетевого и генерирующего оборудования не превышают длительно допустимых значений в нормальной (ремонтной) схеме.

Величина допустимого перетока активной мощности по критерию обеспечения нормативного (20 %) коэффициента запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в контролируемом сечении в нормальной (ремонтной) схеме определяется по формуле:[13]

,

(3.3)

где – предельный по статической апериодической устойчивости переток активной мощности в контролируемом сечении (МВт).

Величина перетока активной мощности в контролируемом сечении в послеаварийном режиме после нормативного возмущения ( ), относительно которой должен рассчитываться переток активной мощности в контролируемом сечении в доаварийном режиме ( ) определяется по формуле:[13]

,

(3.4)

где  нормативный (8%) коэффициент запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности; – предельный по статической апериодической устойчивости переток активной мощности в контролируемом сечении в послеаварийном режиме после нормативного возмущения (МВт).

1. Расчёт зимнего максимума нагрузок

В нормальном режиме зимнего максимума нагрузок загрузка всех элементов сети рассматриваемого энергорайона находится в допустимых пределах.

Максимально нагруженной линией (по условию длительно допустимого нагрева) является двухцепная ВЛ 110 кВ ХТЭЦ-3 – СМР, токовая нагрузка каждой цепи которой составляет 89,7 %.

АТ 220/110 ПГУ-ТЭЦ (1 и 2) загружены на 9,9 % каждый.

Анализ результатов расчёта ремонтных и послеаварийных режимов показал, что перегрузка линий электропередач в сети 110-220 кВ Правобережья Хабаровской энергосистемы возможна в ремонтной схеме при отключении одной цепи ВЛ 110 кВ ХТЭЦ-3 – СМР величина перегрузки оставшейся в работе цепи ВЛ 110 кВ ХТЭЦ-3 – СМР (2) составляет 139 %. В остальных ремонтных схемах токовая нагрузка электросетевого оборудования рассматриваемого энергорайона находятся в допустимых пределах.

При расчете послеаварийных режимов рассматривался аварийный выход из работы одного элемента сети в сочетании с ремонтным режимом.

Анализ послеаварийных режимов показал, что при ремонте ВЛ 500 кВ Хабаровская – Хехцир:

• При отключении АТ 500/220 кВ ПС Хехцир величина перегрузки ВЛ 220 кВ Кругликово – Гидролизная и ВЛ 220 кВ Гидролизная – Аван достигает 105,6 % и 104,8 %, соответственно.

• При отключении одной цепи ВЛ 110 кВ ХТЭЦ-3 – СМР величина перегрузки оставшейся в работе цепи ВЛ 110 кВ ХТЭЦ-3 – СМР (2) составляет 137,7 %.

Во всех остальных ремонтных схемах при аварийном отключении одной цепи ВЛ 110 кВ ХТЭЦ-3 – СМР наблюдается систематическая перегрузка оставшейся в работе цепи ВЛ 110 кВ ХТЭЦ-3 – СМР (2).

1. Расчёт статической устойчивости

В работе при расчёте статической устойчивости рассматривались два сечения. Сечение «СВМ ПГУ-ТЭЦ», характеризующее выдачу мощности Хабаровской ПГУ-ТЭЦ, и сечение «переход р.Амур».