вкр (Выбор управляющих воздействий противоаварийной автоматики Хабаровской энергосистемы связи со строительством Хабаровской ПГУ ТЭЦ), страница 6

Расчеты пропускной способности проводились для двух сечений с контролем коэффициентов запаса по мощности и напряжению, а также с учётом длиьельно допустимых токовых нагрузок элементов сети, входящих в состав контролируемых сечений.

Сечение «СВМ ПГУ-ТЭЦ» включает:

• ВЛ 220 кВ Хабаровская ПГУ-ТЭЦ – Хехцир-2 (1 цепь);

• ВЛ 220 кВ Хабаровская ПГУ-ТЭЦ – Хехцир-2 (2 цепь);

• ВЛ 220 кВ Хабаровская ПГУ-ТЭЦ – Хабаровская ТЭЦ-3 (1 цепь);

• ВЛ 220 кВ Хабаровская ПГУ-ТЭЦ – Хабаровская ТЭЦ-3 (2 цепь);

• ВЛ 110 кВ Хабаровская ПГУ-ТЭЦ – Хехцир (1 цепь);

• ВЛ 110 кВ Хабаровская ПГУ-ТЭЦ – Хехцир (2 цепь);

• ВЛ 110 кВ Хабаровская ПГУ-ТЭЦ – Южная (1 цепь);

• ВЛ 110 кВ Хабаровская ПГУ-ТЭЦ – Южная (2 цепь).

Сечение «переход р.Амур» включает:

• ВЛ 500 кВ Хабаровская – Хехцир;

• ВЛ 220 кВ Хабаровская – Левобережная;

• ВЛ 220 кВ Хабаровская – Волочаевка.

Сечение «СВМ ПГУ-ТЭЦ» является схемой выдачи мощности Хабаровской ПГУ-ТЭЦ. Расчеты статической устойчивости проводились на этап ввода в эксплуатацию Хабаровской ПГУ-ТЭЦ (2025г.) для условий зимнего максимума нагрузки потребителей. Принятая в расчётах генерация электрической мощности Хабаровской ПГУ-ТЭЦ составила 433 МВт.

Сечение «переход р.Амур» является внешним по отношению к Правобережью Хабаровской энергосистемы и Хабаровской ПГУ-ТЭЦ. По данному сечению осуществляется как выдача избытков, так и покрытие дефицита мощности Правобережья Хабаровской энергосистемы, а также это сечение входит в транзит мощности Амурская энергосистема – Хабаровская энергосистема – Приморская энергосистема.

Целью расчётов было определение влияния выдачи электрической мощности Хабаровской ПГУ-ТЭЦ на работу рассматриваемого энергорайона в нормальных, ремонтных и послеаварийных режимах.

В расчётной модели сети учитывались сети 110 кВ и выше от Бурейской ГЭС до Приморской ГРЭС, учитывалась перспектива развития генерирующих и электросетевых объектов.

Расчёты проводились с помощью программного комплекса RastrWin3.

Расчёты статической устойчивости на расчётный этап с учётом ввода мощности Хабаровской ПГУ-ТЭЦ выполнялись в целях определения задач противоаварийного управления в рассматриваемом энергорайоне, включая:

• выявление опасных аварийных возмущений для нормальной схемы и ремонтных схем сети по условиям статической устойчивости энергосистемы;

• определение вида, объёма и места реализации управляющих воздействий с целью предотвращения нарушения устойчивости в послеаварийных режимах;

• определение опасности термической перегрузки элементов сети в послеаварийных режимах;

• определение опасности снижения напряжения для устойчивости нагрузки в послеаварийных режимах.

В составе расчётов выполнялись вычисления предельных и допустимых перетоков по статической устойчивости по исследуемым сечениям в нормальных, ремонтных и послеаварийных схемах.

Вычисление предельного по статической устойчивости перетока в сечении осуществляется утяжелением режима. При этом рассматриваются траектории утяжеления режима, представляющие последовательности установившихся режимов.

Траектории утяжеления следует задавать сбалансированными для исключения неконтролируемого изменения баланса мощности балансирующего узла и достижения предела по статической устойчивости в неконтролируемых сечениях расчетной модели. Рекомендуется рассматривать увеличение перетока в сечении для ряда траекторий утяжеления. Значение Р_пр определяется по траектории, которой соответствует наименьшая предельная мощность.[16]

При задании траектории утяжеления рекомендуется применять следующий порядок использования параметров утяжеления:

В части энергосистемы, принимающей мощность по контролируемому сечению:[13]

• разгрузку генерирующего оборудования электростанций до технологического минимума;

• отключение отдельных генераторов электростанций (при этом количество включенных единиц генерирующего оборудования не должно быть меньше минимального значения, определенного диспетчерской документацией ОАО «СО ЕЭС»);

• увеличение активной мощности нагрузки в узлах до величин, соответствующих фактическим максимальным нагрузкам;

• изменение режима работы и/или состава генерирующего оборудования электростанций, не привлекаемых в нормальном режиме к оперативному управлению электроэнергетическим режимом.

В части энергосистемы, из которой осуществляется передача мощности по контролируемому сечению:

• загрузку генерирующего оборудования электростанций до величины располагаемой мощности, включение отдельных генераторов электростанций;

• снижение активной (с соответствующим снижением реактивной) мощности нагрузки в узлах до величин, соответствующих фактическим (прогнозируемым) минимальным нагрузкам (с учетом периода (сезона), для которого выполняются расчеты);

• использование разрешенных аварийных перегрузок включенного генерирующего оборудования;

• изменение режима работы и/или состава генерирующего оборудования электростанций, не привлекаемых в нормальном режиме к оперативному управлению электроэнергетическим режимом.

МДП должен соответствовать коэффициенту запаса по напряжению в нормальном и послеаварийном режиме. Минимальное напряжение в узле можно найти из формулы (3.5) [13]:

Для напряжения 220 кВ в нормальном режиме:

.

Составим таблицу допустимых диапазонов напряжений

Таблица 3.2 – Таблица допустимых диапазонов напряжений, [кВ]

Амплитуда нерегулярных колебаний для сечения «СВМ ПГУ-ТЭЦ» составляет для режима зимнего максимума 2025 года – 5 МВт.

Результаты расчетов для сечения «СВМ ПГУ-ТЭЦ» приведены в приложении В.

Анализ результатов расчётов статической устойчивости для сечения «СВМ ПГУ-ТЭЦ».

Расчёты статической устойчивости по сечению «СВМ ПГУ-ТЭЦ», характеризующие схему выдачи мощности Хабаровской ПГУ-ТЭЦ, показали, что выдача полной мощности обеспечивается как в нормальной схеме сети, так и в ремонтных схемах.

Расчётные значения допустимых перетоков мощности с 20% запасом, как в нормальной схеме сети, так и в ремонтных схемах, значительно превышают переток, который возможен в рассматриваемом сечении, при выдаче всей располагаемой мощности Хабаровской ПГУ-ТЭЦ равной 450 МВт. Переток по сечению при полной загрузке составляет 433 МВт, что гораздо меньше значения перетоков по сечению, приведенных в таблице 3.3.

Для сечения «переход р.Амур» рассматривалась траектория утяжеления: загрузка Бурейской ГЭС разгрузка Приморской ГРЭС до минимума с увеличением нагрузки. Амплитуда нерегулярных колебаний для сечения «переход р.Амур» составляет для режима зимнего максимума 2025 года – 30 МВт.

В приложении В представлен результат расчётов статической и термической устойчивости по сечению «переход р.Амур» с траекторией утяжеления: увеличение генерации на Бурейской ГЭС и увеличение нагрузки на Приморской ГРЭС для режимов с нагрузками зимнего максимума на 2025 год с полной выдачей мощности Хабаровской ПГУ-ТЭЦ. В расчётных таблицах приведены предельные перетоки мощности по сечению «переход р.Амур».

Далее рассмотрим разгрузку, которая должна обеспечить противоаварийная автоматика. Максимальный объём разгрузки , определяется как разность значений максимально допустимого перетока в исходной схеме и перетока, соответствующего нормативному (8%-ному) запасу статической устойчивости в послеаварийной схеме при отключении рассматриваемой линии [10]:

где переток, соответствующий максимально-допустимому в доаварийной схеме; переток, соответствующий аварийно-допустимому в послеаварийной схеме; коэффициент, учитывающий возможность повышения значений пределов передаваемой мощности в сечении по сравнению с фигурирующим значением при различных вариациях режима, .

Произведём расчёт максимального объёма разгрузки для режима, когда в ремонте находится ВЛ 500 кВ Хабаровская - Хехцир при отключении ВЛ 220 кВ Хабаровская - Левобережная:

В таблицу 3.3 сведены остальные расчёты необходимых объёмов максимальной разгрузки по сечению по условиям статической устойчивости.

Таблица 3.3 – Объёмы максимальной разгрузки по сечению «переход р.Амур».

Согласно расчетам получаем, что в нормальном режиме при отключении нет необходимости разгружать систему.

А в ремонтной схеме, когда выводят в ремонт линию 500 кВ Хабаровская - Хехцир при отключении ВЛ 220 кВ Хабаровская – Левобережная появляется необходимость разгрузить систему на 295 МВт. А также в данной ремонтной схеме при отключении ВЛ 220 кВ Хабаровская – Волочаевка появляется такая же необходимость разгрузки системы на 295 МВт.

Так как во всех этих случаях разгружаемые мощности больше 20 %, то использование противоаварийной автоматики будет экономически эффективно.

В приложении В представлен более развернутый расчет статической устойчивости для сечения «переход р.Амур».