Перейти к сводной странице темы "Координация потоков мощности в развитых электрических сетях"

Скачать версию для печати в формате PDF

Локальные частоты энергосистем их стабилизация рассредоточенными по сети гидростанциями и дальние перетоки

Ольшванг М.В., Шитов В.А.

Оглавление

Введение. 1

Локальные частоты объединенных энергосистем.. 1

Локальная частота в системе электроснабжения выпрямителя и активной нагрузки линии  3

Фазовый сдвиг при передаче энергии в идеальной и действительной сети в статическом режиме. 4

Особенности расчетов по комплексным значениям в динамике линейных и сетевых потоков активной мощности. 6

Понятие о фазовом потенциале на географическом поле сети. 8

Предварительная оценка графиков частот энергосистем.. 8

Частотная  дискретизация быстрых процессов. 9

Стабилизация локальных частот единой энергосистемы рассредоточенными по сети гидростанциями. 10

Выводы.. 11

 

Введение

Локальные частоты – показатель неидеальности балансировании между удаленными друг от друга участками сети потоков активной мощности по месту и времени. Их можно обнаружить в  любой действующее обширной энергосистеме, а в целом их амплитудно-частотный диапазон  и территориально-сетевое распределение являются показателем уровня балансирования  объединенных энергосистем (ОЭС) и единой энергосистемы России (ЕЭС).

Вопрос о правомерности корректного использования представлений о локальных частотах в единой энергосистеме уходит в прошлое. Чем больше географические размеры энергосистемы, тем больше значение адекватного мониторинга локальных частот. Национальные сети становятся транснациональными и по классификации единых энергосистем континентальными системами электропередач (КСЭ) со своими тенденциями развития, сопутствующими им структурными и мониторинговыми проблемами [1].

Для российской единой сети, связанной жесткими связями с сетями стран СНГ, класс КСЭ вполне подходит, также как для сетей Евросоюза и сетей США и Канады.

Цель этой Интернет публикации привлечь внимание специалистов по транспорту электроэнергии к локальным частотам объединенных энергосистем (ОЭС) и единой энергосистемы России (ЕЭС).

Локальные частоты объединенных энергосистем

Локальные частоты энергосистем России и Великобритании можно наблюдать в реальном времени. Современные средства информации позволили снять с обсуждения вопрос о единой частоте энергосистемы. Заслуживает внимания сопоставление материалов их  трансляции в Интернет, поскольку по нашему мнению Британская сеть – одна из наиболее технологически совершенных, а ведущая компания  http://www.nationalgrid.com/uk/Electricity  обладает системой обширных, продуманных и тематически отработанных общественных Интернет- связей с сообществом заинтересованных граждан Великобритании и за ее пределами.

В таблице представлены интернет - адреса, по которым можно получить сведения   о локальных частотах ОЭС  России и Великобритании, а именно в реальном времени и неоднократно, а не  ставшие историческими данные  за время подготовки публикации. (Противопоставление: «исторические»  и «в реальном времени» оперативные технологические сведения дано в материалах компании). Примеры интернет- отображения данных по частоте в реальном времени с датой их повременного представления на сайтах энергетических компаний приведены на рис.1.

Рис.1. Локальные частоты энергосистем России и Великобритании 10 июня 2011 г.

 

 

Таблица

Адреса в сети Интернета для наблюдения частот объединенных энергосистем России и энергосистемы Великобритании в реальном времени

  1. ЕЭС России http://so-ups.ru/index.php?id=ees_freq&no_cache=1
  2. ОЭС Центра  http://so-ups.ru/index.php?id=1206
  3. ОЭС Северо-Запада  http://so-ups.ru/index.php?id=1212
  4. ОЭС Урала  http://so-ups.ru/index.php?id=1188
  5. ОЭС Средней Волги http://so-ups.ru/index.php?id=1194
  6. ОЭС Сибири http://so-ups.ru/index.php?id=1182
  7. ОЭС Юга http://so-ups.ru/index.php?id=1200
  8. ОЭС Востока (изолированная по электрической связи от ЕЭС энергосистема)

http://so-ups.ru/index.php?id=odu_east_freq

9.     Энергосистема Национальная сеть Великобритании

http://www.nationalgrid.com/uk/Electricity/Data/Realtime/ Чтобы обнаружить информацию о частотах: на открывшемся экране активизировать мышью поочередно разделы «electricity» ( в третей сверху строке) «operational data» и «real tine» ( оба в левом столбце), затем  в подразделе в центре экрана «Frequency Real Time Frequency Data - Last 60 Minutes View»     вызвать  «View» (проверено по состоянию на 29.06.2011) См. также сайт фирмы Элексон http://www.elexon.co.uk/Pages/home.aspx

 

Представленные на рис.1 данные получены по трем из указанных адресов 10 июня 2011 г

Авторами статьи там же выполнено совмещение графиков частот Центра России и Северо-Запада. Ниже после разбора природы локальных частот делаются некоторые оценки графиков рис.1.

Насколько локальные частоты характерны для небольших сетей – см. следующий пример.

 

Локальная частота в системе электроснабжения выпрямителя и в модели линии с изменяющейся активной нагрузки

На кафедре Промышленная электроника МЭИ (ТУ) создана и успешно эксплуатируется компьютерная модели сети электроснабжения тиристорного выпрямителя. Схема и  осциллограммы напряжений и токов модели приведены на рис.2.

Рис.2. Схема компьютерной модели сети электроснабжения тиристорного выпрямителя и  осциллограммы напряжений и токов модели при линейном изменении в функции времени угла регулирования выпрямителя от 90 градусов до нуля.

 

Оценивая процесс на осциллограмме, следует заметить, что в начале, на первом периоде частоты сети, нарастание угла идет в области прерывистого тока, а в конце, на последнем периоде изменения угла  – в области насыщения характеристики вход – выход управляемого выпрямителя. На этих временных интервалах изменение активной мощности относительно слабое. Только на 2, 3 и 4 периодах частоты сети идет близкий к линейному рост нагрузки. Это отражается в нарастании фазы и, соответственно в понижении локальной частоты на шинах питания выпрямителя.

Для анализа локальной частоты на шинах питания управляемого выпрямителя используем  простую модель из трех элементов цепи: генератора, индуктивной линии и активной нагрузки рис. 3. Активная нагрузка Rн подключена к источнику переменного тока (его напряжение Eг , частота 50 Гц, фазная индук­тивность Lф= 140 мГн. Параметры соотвествуют линии 220 кВ длиной 107 км, сечением 500 мм2 .  Величина Rн меняется в диапазоне от 40 до 100 Ом). Динамика процесса создается относительно быстрым изменением величины сопротивления нагрузки.

Из векторной диаграммы цепи схемы рис.3, видно, что на­пряжение на нагрузке UR отстаёт по фазе от напряжения генератора Eг на угол φ. Величина этого угла

                                                                     (1)

где    – сопротивление нагрузки в относительных единицах.

При уменьшении сопротивления отставание UR увеличивается, величина фазового сдвига между напряжением генератора и нагрузки растет. Это значит, что приращение фазового сдвига вдоль по линии увеличивается и потому  именно это приращение будем считать положительным, используя величину   для оценки отклонения локальной частоты.

Схему рис. 3 будем трактовать по разному в двух вариантах анализа: а) при расчетах величин сдвига фаз в статике и б) при анализе переходных процессов, вызванных непрерывным изменением нагрузки линии на коротком временном интервале.

Такой подход позволяет при расчетах величин сдвигов фаз и отклонений частоты использовать схему как электрическую цепь с сосредоточенными постоянными [2].

 При анализе переходных процессов индуктивную ветвь будем рассматривать как схему замещения  линии с распределенными постоянными, подобно тому, как это принято в анализе устойчивости в теории электромеханических переходных процессов [4]. 

 

 

Рис.3. Схема компьютерной модели, векторная диаграмма и осциллограммы  процессов в модели линии с изменяющейся нагрузкой.

 

 

Фазовый сдвиг при передаче энергии в идеальной и действительной сети в статическом режиме.

            Даже в статическом режиме потоки мощности в ЛЭП, включенной в развитую сеть, не могут строго описываться комплексными значениями токов, напряжений и мощностей, таким путем, как это выполняется в цепях с сосредоточенными постоянными. Это подчеркивается в теории электротехники. «Законы Кирхгофа применимы к мгновенным значениям токов и напряжений цепи переменного тока, если в ней могут быть выделены ветви ( участки цепи с одинаковым током на всем участке) и узлы». [2] Далее там же: «Этим условиям не удовлетворяют простая ЛЭП, вдоль которой непрерывно распределены индуктивность и сопротивление, а между проводами – проводимость изоляции ».  В [3]подчеркнуто: «В линии невозможно разграничение элементов, содержащих магнитную, электрическую и тепловую энергию» т.е. индуктивностей, емкостей и активных сопротивлений.

 Исходными для анализа линий с распределенными параметрами являются телеграфные уравнения, которые для комплексных токов и напряжений гармонических процессов дают решение с гиперболическими синусами и косинусами, трактуемые как наложение прямой и отраженной волн в линии.

Однако, для ЛЭП в сети, то есть ЛЭП в окруженной другими линиями  сети, отраженные волны от узла в конце линии распространяются к ее началу как по самой ЛЭП,  так и по всей сети вокруг нее. Кроме того имеет место продольный процесс распространения потока мощности от конечного узла одной линии к начальным узлам следующих линий, затем по ним, и далее вдоль пути транспортного потока. Наконец, основными характеристиками потоков являются не токи и напряжения, а  активная и реактивная мощности, представленные как произведения комплексных величин.

Там не менее природу локальных частот удалось описать комплексным (символическим) методом, ответив на вопрос, в изменении какого параметра потока активной мощности Р сопровождается процесс переноса энергии на расстояние при неизменной величине потока.

Этот вопрос рассмотрим для условного, но физически принципиального случая передачи энергии по линии (сети) с многими промежуточными подстанциями, на которых установлены компенсаторы реактивной мощности и потерь активной мощности,  поддерживающие  напряжение относительно земли U вдоль по линии (сети) и величину Р на неизменном уровне. Тем самым вариации потерь в линиях, сопровождающие изменение в них установившейся вличины потока активной мощности, переносятся в попутные узлы. При этом дальность передачи энергии по такой линии (сети) не ограничена, но не ограничено и число подстанций: чтобы уменьшить возможную ошибку от переноса линейных потерь в узлы подстанций можно увеличить их число и поставить с меньшими интервалами, не меняя общей протяженности потока. Таким образом, ошибка переноса потерь из линий в близлежащие узлы уменьшится до любой наперед заданной величины (прием рассуждений математического анализа).

 Такую сеть назовем идеальной. Много подстанционная идеальная  линия – частный случай такой сети.

При передаче активной мощности от узла к узлу в идеальной линии фазы вектора активного  тока  и вектора напряжения относительно земли совпадают на всем отрезке пути. Это – прямое следствие определения понятия «активный ток в линии». Модуль этого напряжения не меняется, поскольку потери вынесены в узлы. Запишем эти условия в виде равенства для сетевого потока из пункта А в пункт В.

Суммарный фазовый сдвиг   вектора напряжения относительно земли U в конце рассматриваемого потока – узле В относительно фазы вектора  напряжения на отправной подстанции линии (сети) в узле А равен:

                                                                                                (2),

В случае многоподстанционной ЛЭП путь потока один для всех подстанций линии и  - длина  i-го участка линии,   - величина потока активной мощности на этом участке, ,  Худ –  удельное индуктивное сопротивление линии, U – напряжение относительно земли, обычно именуемое фазным напряжением. Относительно пространства проводов линии напряжение относительно земли – поперечное,  а так называемое транспортное напряжение – продольное. Следует иметь ввиду, что это противоположно по лингвистическому смыслу широко используемым в электроэнергетике  понятиям «продольное и поперечное»  регулирование для автотрансформаторов [5].

В случае сети как сочетания многих линий поток разветвляется на несколько путей, но по каждому из них имеет место равенство (2),  так что для каждого пути смысл обозначений мощности и пути – остается неизменным, но коэффициент зависит не только от удельного индуктивного сопротивления, но и от плотности линий сети в направлении отрезка АВ на каждом из участков i.

В случае нескольких потоков в разных частях единой сети на рассматриваемом участке сети между пунктами А и В происходит наложение потоков, так что на участке i пояснения к сомножителям меняется:   - суммарная величина потока от нескольких пар «генератор-нагрузка» в сети, трассы которых распространяясь вширь по сети и на участке АВ  и налагаются друг на друга. В случае линейного наложения нескольких потоков (суммирования составляющих без изменения коэффициентов веса слагаемых с ростом суммы)  остается в силе (2)  .

Таким образом, ответ на поставленные выше вопрос о параметре потока дает равенство (2) со сделанными к нему пояснениями – фазовый сдвиг и только он один.

 В действительной, не идеализированной сети приходится исходить из некоторого изменения коэффициентов  в зависимости от картины продольных профилей напряжений относительно земли и внутрилинейных потерь. Но вполне адекватно продолжать считать  при этом, что фазовый сдвиг в первом приближении пропорционален сетевому потоку активной мощности между пунктами А и В сети и электрической  дальности переноса энергии (векторность направления переноса относительно направления i-го участка линии, погонное индуктивное сопротивление линии, а не только расстояние). И это положение является ключевым к пониманию природы локальных частот в единой сети.

Таким образом, в идеальной сети при статическом изменении картины расположения генераторов и потребителей изменяется пропорционально потокам  только картина фаз.  В действительной сети надо учесть и сделать поправку еще и на изменение коэффициентов пропорциональности.

Рассмотренный случай назовем процессом передачи энергии в идеальной сети в статическом режиме. Распространим проведенный анализ и на динамический режим.

 

Особенности расчетов по комплексным значениям в динамике линейных и сетевых потоков активной мощности

Схему на рис. 3 теперь рассматриваем не только как инструмент для оценки величины фазового сдвигав линии, но как модель линии между мощным генератором и нагрузкой.

            Рассмотрим случай, когда  модуль сопротивления нагрузки в течение интервала времени  уменьшается от величины R1* до R2* (в относительных единицах от 2,27 до 0,91 ) и далее уже не изменяется. Угол сдвига фазы поперечного напряжения вдоль линии на векторной диаграмме теперь меняется за время  от 23,7 до 47, 3 градуса. Соответствующие осциллограммы с компьютерной модели процессов по мгновенным значениям приведены на рис. 3. В этом случае вектор напряжения на нагрузке будет умень­шаться в течение того же интервала , а модуль φ фазового сдвига этого напряжения увеличиваться. Осциллограммы рис. 3 соответствуют процессу при изменении величины от 100 до 40 Ом по линейному закону на интервале  от нуля до 200 мс (10 периодов частоты генератора).  Заметим, что поток мощности меняется во времени нелинейно, замедляясь на первом и последнем периодах частоты генератора. На первом – поскольку мало изменилась относительная величина сопротивления, на последнем –существенно понизилась за предшествующий и текущий период величина напряжения на нагрузке. Соответственно, на первом и последнем периодах сдвиг фазы кривой напряжения на нагрузке относительно кривой напряжения генератора заметно меньше, чем на промежуточных периодах. 

      Процесс несинусоидален и в комплексных величинах описывается приближенно и условно. При этом отклонение кривых от синусоиды напряжения на нагрузке невооруженным глазом незаметны даже при существенном нарастании тока нагрузки на каждом периоде частоты питания, кроме одного –происходит изменение длительности интервалов между переходами квазисинусоидальной кривой напряжения  через нуль. По этому признаку и уместно ввести понятие о локальном отклонении частоты процесса на интервале изменения активной мощности нагрузки на конце линии электропередачи (ЛЭП).

Интервал времени между переходами квазисинусоиды через нуль не может быть существенно меньше или больше периода частоты генератора, в противном случае это будет настолько отличная от синусоиды кривая, что называть ее квазисинусоидой будет не уместно, и такой ражим в данной работе не рассматривается, как неадекватный теме.  Поэтому отклонение частоты в динамике сети допустимо  рассматривать как дискретную величину с периодизаций по частоте генератора. Так и будем поступать при быстрых изменениях нагрузки и потока мощности. При медленных изменениях  потока, продолжающихся много периодов частоты сети дискретностью частоты можно пренебрегать.

В континентальной сети сотни эквивалентных  локальных генераторов –эквивалентов электростанций. Локальную частоту ни одного из них не целесообразно принимать за базовую, поскольку она тоже меняется во времени. На этом основании для введения в физическую картину сети  базовой частоты предлагаем использовать единое время.

Доступность метрологии по единому времени обеспечивается спутниковыми системами ГЛОНАСТ и GPS. С сигналом единого времени синхронизирован сервер времени в сети Интернет, а с ним и любой компьютер (по запросу пользователя). При наличии специальной антенны и устройства обработки спутникового сигнала возможно измерение временных интервалов с высокой точностью в любой точке планеты. Поэтому можно говорить о периодизации с интервалом 0,02 точной секунды, а соответствующую частоту с периодом 0.02 сек считать базовой для оценки локальной частоты на любой подстанции единой энергосистемы. Более того, можно в такой системе определять и фазовый сдвиг напряжения относительно земли в любой точке  единой сети и, соответственно сопоставлять взаимные фазовые сдвиги для оценки потоков активной мощности между ними.

Уточним соотношения между периодом и частотой для измерения  величины отклонения варьируемой локальной  частоты  от базовой.

            Частота удаленного от генератора конца линии (см. схему рис. 3) есть варьируемая частота напряжения на нагрузке .  При росте тока нагрузки и  соответствующем росте сдвига фазы напряжения конца линии частота уменьшается вследствие роста периода  .

 За период принимаем интервал времени между переходами чрез нуль квазисинусоидальной кривой напряжения на нагрузке , где  – период базовой частоты,  – его приращение за условный период квазисинусоиды. 

Частота  по отношению к частоте генератора (50 Гц) изменится на некоторую величину:

                                                                                                          

Отнесем деление на 360 градусов к периоду базовой частоты. При этом

                                                                                                                         (3),

где  - отклонение фазы за период изменяющейся частоты, измеренное в градусах базовой частоты – частоты генератора f.

                                                                                     (4).

Частота f и ее отклонение  измеряются  в Гц, а период Т – в секундах.

Если  не меняется от периода к периоду, то и отклонение частоты не меняется от периода к периоду. Но суммарный сдвиг по фазе при этом нарастает пропорционально числу перодов Т. Если же фаза меняется, и известна скорость изменения , и то, что изменение за период пропорционально этой скорости: , то измеряемое на каждом периоде приращение фазы .                                        

Подставляя его в (4) получим приращения частоты почти пропорциональным первой  производной фазы по времени в виде:

                                                                             (5).

При не очень быстром изменении нагрузки дискретностью процесса можно пренебречь.  Интегрально за интервал времени, на котором наблюдалось отклонение локальной частоты

                                                                                                                       (5а),

где отклонение частоты – в Гц, а отклонение фазы  в градусах 1/360 части периода 20 мсек синусоиды с частоты 50 Гц единого времени.

 

Понятие о фазовом потенциале на географическом поле сети.

            Отсчет в едином времени позволяет  непротиворечиво ввести понятие фазового потенциала узла и точки   линии сети. Обозначим его .  Его производная –отклонение частоты от частоты сети, установленной по единому времени. Абсолютный уровень  можно не вводить в расчеты, поскольку важны только фазовые сдвиги между точками единой сети и их производные. Но оценивать повышение и понижение  потенциала  как результат ввода энергии (в виде истока потока активной мощности, так что ему однозначно соответствует повышение фазового потенциала) или съема энергии ( стока потока активной мощности – понижение потенциала ). Это дает возможность продуктивно использовать представление о рельефном поле фаз на геополе ЛЭП и вариациях рельефа фазового потенциала при изменении режима. Мониторинг этого поля в реальном времени открывает широкие возможности в управлении потокораспределением.

            Изменение фазы  узла за интервал времени t  определяется интегрированием  отклонения частоты в этом узле от частоты по единому времени (5а), а разность частот между двумя узлами определяется  как изменение разности фаз и соответственно изменению потока активной мощности между ними.

            Говоря об отклонении частоты, следует подчеркнуть, что речь идет о дискретной величине, при дискретизации измерений отнесенной к периодам и соответствующим моментам перехода через нуль синусоиды напряжения базовой частоты.  Но замеры производятся в моменты перехода через нуль локальной квазисинусоиды. Такое допущение приемлемо при использовании сигнала локальной частоты в системах управления, для которых само отклонение частоты становится дискретной величиной.  

           

 

Предварительная оценка графиков частот энергосистем

            Сравнивая кривые частот в функции времени рис.1 следует прежде всего  подчеркнуть, что частоты энергосистемы Великобритании характеризуются дискретными данными,  обновляемыми каждые 15 секунд на  скользящем по времени суток 30 - минутном интервале. Это не введенный выше интервал съема 20 мсек, но и не пропущенная через фильтр непрерывная величина. За 15 секунд можно с помощью автомата вычислить по 750 дискретам частоты, взятым с интервалом 20 мсек, некоторую прогнозирующую функцию, оптимальную для выдачи управляющей команды в момент окончания очередного интервала 15 сек. При удачной настройке сигнал полностью компенсирует ранее возникшее возмущение, и переходной процесс в системе с отрицательной обратной связью заканчивается за один интервал дискретности. Таково свойство импульсных систем с узкими импульсами управления в дискретные моменты времени, и в простой системе таким автоматом может быть одно динамическое звено – интегратор.

На рис.1 нанесены два интервала  - один вовсю ширину британского графика, а другой – на графике ОЭС. Но дело не только в отмеченной таким путем разнице в развертка кривых по времени. Частоты ОЭС пропущены через фильтры полосой пропускании F = 0,1 мГц. Ее период около трех часов. Усиливаясь на общем спектральном фоне, частота  F забивает полезный сигнал. В транслируемом в Интернет сигнале частоты ОЭС и  ЕЭС России на наш взгляд  отфильтрованы практически все существенные для адекватного отражения процесса частоты.

Действительно, что означает полное совпадение кривых частот в двух удаленных точках сети ЕЭС на интервалах  при существенном расхождении на промежуточном интервале?

Как трактовать результат оценки приращении потока по приращению частоты ОЭС Центра относительно частоты ОЭС Северо-Запада на участке с точками . Нарастание фазового сдвига на этом участке, оцененное по (5а) соответственно заштрихованной площади на этом участке  равно 108 радиан или 17 раз по  360 градусов?

 

Частотная  дискретизация быстрых процессов

  Для оценки влияния скорости изменения потока были рассчитаны зависимости отклонений при четырех различных алгоритмах изменения  потока, отличающихся величиной интервала времени изменения . Скорости изменялись как обратные величинах интервалов времени. Сопротивление R (рис. 3) на конце линии 220 кВ изменялось по линейному закону от 100 до 40 Ом. В дискретные моменты времени, кратные 20 мс, определялись величины сопротивления  и  рассчитывался соответствующий фазовый сдвиг напряжения на нагрузке относительно напряжения генератора  по формуле (1).

Далее определялась дискретная производная изменения этого фазового сдвига по разности фазовых сдвигов для двух соседних дискретных моментов времени (текущего и предыдущего), делённой на период генератора T=0,02 с.

Окончательное отклонение частоты напряжения на нагрузке от номинала 50 Гц определялось по (5). Расчетные зависимости отклонений частоты на каждом периоде изменения потока активной мощности представлены на рис.4.

Выше рассматривались случаи подключения линии к источнику бесконечно большой мощности, так что его ЭДС не зависела от нагрузки. В реальных условиях следует учесть ограниченную мощность системы по концам линии. При изменении потока активной мощности суммарное отклонение частоты от начала до конца ЛЭП зависит только от скорости изменение потока мощности, а его распределение между началом и концом – от соотношения мощностей короткого замыкания сети к которым примыкают концы линии – величин ОКЗ, (Эти величины используются при выборе выключателей по разрывной мощности и при настройке рэлейных защит.).

      Соответственно дискретному представлению частоты сети и фазовый сдвиг для повышения точности расчетов символическим методом следует представлять как сумму n дискретных приращений фаз на счетных интервалах периодичности квазисинусоиды:

 

Рис.4.  Расчетные зависимости дискрет отклонения локальных частот от времени при четырех различных алгоритмах  изменения  потока мощности нагрузки ЛЭП.

Обозначения величин соответственно интервалам изменения сопротивления  нагрузки: 50 мс – кружки, 100 мс – крестики, 150 мс – квадратики, 200 мс – ромбики.

 

 

                                                                                                    (6)

где - приращение фазы на к- интервале процесса измерения:

                                                                                                   (6а)

  - приращение периода на к-интервале.

Использование в качестве базовой частоты f величины , обратной интервалу Т = 0,02 с единого времени делает такой способ измерения фазового сдвига и локальной частоты универсальным для любой энергосистемы в составе ЕЭС.   Возможна  корректировки сдвига фаз недостаточно сильно связанных между собой  объединенных энергосистем, таких как ЕЭС России и ОЭС Востока и не связанных на переменном токе ЕЭС России и Скандинавии или ЕЭС России и Евросоюза.

Стабилизация локальных частот единой энергосистемы рассредоточенными по сети

 гидростанциями

В 50-е годы в отечественную электроэнергетику началось внедрение сильного регулирования систем возбуждения генераторов группой Г.Р. Герценберга (ВЭИ) и его коллег (ВНИИЭМ, ИЭМ, МЭИ). Оно отличалось быстродействующей стабилизацией напряжения на шинах генератора сигналами по первой и второй производным напряжения, по отклонению частоты.

При применении сильного регулирования на нескольких , а в дальнейшем и многих станциях потребовалась коррекция настройки регуляторов для устранения автоколебаний в системе вследствие связей контуров регулирования напряжения через сеть.

Анализ локальных частот показывает, что применив однотипный сигнал частоты на базе единого времени и измерители отклонения локальной частоты на приведенных выше принципах можно стабилизировать локальные частоты по аналогии с регуляторами сильного действия, координируя настройку по мере ввода в энергосистему очередного стабилизатора частоты.

Исполнительным элементом должны являться гидроэлектростанции (ГЭС). На основании консультации с заслуженным гидроэнергетиком страны С.Н. Локтионовым предлагается импульсная система регулирования с частотой съема  0,2 Гц без зоны нечувствительности. При отработке возможен вариант и астатического регулятора.

Помимо обеспечения устойчивой совместной работы критерием настройки регуляторов должна являть величина выигрыша в потерях на интервалах максимальной нагрузки по сопоставлению суточных прохождений максимумов. Общий выигрыш после введения  стабилизаторов частоты на многих станциях по нашим оценкам может достигать 30 % . Это легко проверяется суточным возвратом  к существующим системам регулирования частоты. Иными словами, переводом ГЭС на действующие системы регулирования с зонами нечувствительности. Эти системы в случае внедрения  предлагаемой инновации должны оставаться в качестве резервных. Работающий  в настоящее время единственный регулятор частоты без зоны нечувствительности с его настройкой также остается в качестве резервного.

Дальние длительные ползучие перетоки

В единой  сети типа континентальной  создаются  все условия для существования относительно длительных – десятки минут и часы – дальних перетоков балансирования генераторов и нагрузок по месту и времени. Действительно, локальные небалансы неизбежны, в том числе между двумя территориями локального балансирования, находящимися на противоположных концах сети, обозначим их С и Д . Это могут быть Московский и Читинский регионы или Сургутский и Асраханский регионы, аналитически расширенные в том или ином направлении, так чтобы входящие при расширении электростанции были достаточны для балансирования с нагрузками в  пределах этих территорий.

Пусть на данном интервале времени будут иметь место небольшие  небалансы в переделах каждой из удаленных территорий С и Д, тогда как все окрестные территории будут сбалансированы, точнее имеет место устойчивое состояние избыточной мощности территории С и недостающей мощности территории Д на данном интервале времени. Этот факт можно было бы обнаружить по разности фазовых углов центральных узлов территорий С и Д,  но такая информация, как правило, отсутствует.

Естественно протекающий процесс дальнего балансирования между С и Д не вступает в противоречие с текущим балансированием единой сети по месту и времени. Наиболее незаметны для диспетчера именно дальние потоки балансирования, которые возникают при данном состоянии сети со скоростью распространения электромагнитных процессов квази- синусоидального режима и остаются в виде ползучего перетока столько времени сколько сохраняется разность фаз между центрами территорий С и Д.  Эти ползучие перетоки, протекая через всю сеть, ответвляются и в маломощные лини, где создают ощутимые потери. Поэтому ползучим перетокам следует уделять отдельное внимание.

С позиций спектральных представлений [6] стабилизация локальных частот единой энергосистемы рассредоточенными по сети  гидростанциями с одной стороны и мониторинг и устранение ползучих дальних перетоков с другой – два края спектра частот сетевого параметра «отклонения  локальной  частоты  от базовой частоты сети»,  которые надо координировать с помощью автоматики и диспетчерского управления. Эта область спектра частот – от 0.01 до 1 Гц.

Вся область частот отклонений, а не только выделенные в данной работе ее края,  требует специальных  исследований применительно к процессам в континентальных сетях электропередачи.

Выводы

1. Уже сегодня локальные частоты ОЭС России – доступный для социума электроэнергетиков показатель состояния ЕЭС. Его освоение широким кругом специалистов даст импульс в инновационной деятельности социума в направлении модернизации управления ЕНЭС.

2. Качество сведений о локальных частотах должно быть существенно улучшено в сторону аналогичных сведений сети Великобритании.

3 Для полноценного мониторинга потокораспределения ЕЭС должны отражаться сведения не только о локальных частотах, но  и данные о локальных фазах в сетях верхнего уровня регионов. Это позволит балансировать потоки системы по месту и времени более эффективно, чем действующий сегодня плановый обмен перетоками активной мощности по суточному графику. В дальнейшем это обеспечит соединение на переменном токе объединенных энергосистем, таких как ЕЭС России и ОЭС Востока и, далее – пока совсем не связанных на переменном токе ЕЭС России и Скандинавии или ЕЭС России и Евросоюза.

4. Следует внедрять регулирование частоты распределенными по сети ГЭС и учитывать дальние перетоки.

 

ЛИТЕРАТУРА

1. Добрусин Л.А., Ольшванг М.В. Новый подход к маршрутизации сетей 110-750 кВ и кросс-трансформаторная технология. // Электро 2/2007. С. 8-14.

2 Поливанов К.М. Теоретические основы электротехники, ч.1. Комплексный (Символический ) метод. С.108-117. Расчет переходных процессов операторным методом. С 300-335. М.: «Энергия»,1965, 357 с.

3 Прянишников В.А. Теоретические основы электротехники. Курс лекций.   Физические основы электротехники. С11-31. Расчет электрических цепей методом узловых напряжений. С 222-230.  Цепи с распределенными параметрами. С301-333. С-Перербург: «Корона» 2004. 366с.

4. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. М.: «Высшая школа». 1978. 416 с.

5. Горнштейн В.М. Методы оптимизации режимов энергосистем. М.: «Энегия». 336 с.

6.  Харкевич А.А. Спектры и анализ. М.: Физматгиз, 1962. 236 с.

 

 

 

 

 

 

 

Перейти к сводной странице темы "Координация потоков мощности в развитых электрических сетях"