Скачать версию для печати в формате PDF







Материалы инновационного предложения

"Поэтапная технологическая реформа электроэнергетической сети России для достижения наилучшего использования сетей ФСК и сетей МРСК посредством рационального управления сетевыми потоками ".

ФСК – федеральная сетевая компания – владеет транспортной, магистральной сетью России

МРСК – межрегиональные сетевые компании – владеют региональными сетями России




ЦЕЛИ ИННОВАЦИИ

Снизить требуемую суммарную располагаемую мощность генераторов Единой национальной Энергетической Сети (ЕНЭС) на 3% за счет снижения потерь в распределительной сети в 2,5 раза.

Существенно увеличить противоаварийную устойчивость как к обширным блэкаутам в рамках всей сети за счет всех предлагаемых технологий модернизации, так и по сетевым районам за счет устранения вынужденного размыкания контуров сетей и перехода к созданию технологически обоснованных выделенных сетевых территорий.

Увеличить ориентировочно на 30 % использование транспортной сети за счет повсеместного перевода в нее ответвлений транспортных потоков из распределительной сети.

Снять остроту задачи ограничения токов коротких замыканий в местах ее возникновения.

В результате реализации инновации создаются благоприятные условия для сетевого менеджмента в части задач, требующих решения и мониторинга на правительственном уровне, четкости баз данных для региональных и общесетевых расчетов, четкости разделения задач Системного Оператора ЦДУ и Объединенных Диспетчерских Управлений.

Предлагаемая технологическая реформа должна вывести ЕНЭС на передовые рубежи в мировой электроэнергетике.



Настоящие материалы распространяются без упоминания имен участников инициативной группы с целью содействия независимости экспертизы.


Ноябрь 2009


Оглавление

Введение 2

Терминологический словарь ­и пояснения к нему 3

Электроэнергетическое поле сети 3

Транспортное напряжение 5

Сетевой поток 6

Неадекватные сетевые потоки 6

Предлагаемые принципы управления сетевыми потоками 6

Выделение сетевых территорий и устранение на них транспортных потоков групповым управлением ФСТ 7

Ограничение токов КЗ 8

Графические пояснения инновации 9

Характерные карты – схемы сети и их полевая интерпретация 9

Механизм повышения противоаварийной устойчивости 12

Выделенные сетевые территории 13

Этапы работы 16

Пояснения к предстоящим расчетам 17

Заключение 18

Достоинства модернизированной на основе инновации сети 18

Литература 18

Приложение. Сведения о фазосдвигающих трансформаторах. 19


Введение

Предложение разработано на основе последних результатов многолетних исследований Единой Национальной Электрической Сети (ЕНЭС) и аналогичных сетей Европы и Северной Америки методами специального векторного анализа (СВА), а также на основе материалов скользящего по сетке лет Семилетнего плана Британской сети на 2008-2014 г и прогноза по этой сети на 2020 г. (см. на www.nationalgrid.com/uk/Electricity/SYS/ ).

Для современных сетей электропередач наиболее важно управление потоками активной мощности, поскольку электропередача по своему предназначению выполняет именно эту функцию. Сеть с заданными пунктами расположения генераторов и нагрузок с их сбалансированными взаимно величинами мощности становится управляемой по основным потокам - потокам активной мощности только при включении в ее состав регуляторов фазовых углов.


Формирование российской электрической сети (и не только) происходит таким образом, что линии электропередачи распределительной части сети адекватны по своей пропускной способности местным распределительным потокам. Вследствие общего для транспортной и распределительной частей сети транспортного поля повсеместно происходят ответвления магистральных транспортных потоков из транспортной в распределительную часть сети – это своего рода "транспортные ручьи" в распределительной части сети.

Транспортные ручьи по своей мощности слишком велики для линий распределительной части сети, а по своей протяженности во много раз превосходят местные распределительные потоки.

Более того, величины транспортных ручьев зависят от состояния ближайших магистральных линий и существенно увеличиваются при аварийных или ремонтных отключениях линий в транспортной сети на общей сетевой территории.

При повреждении даже одной из этих линий величина соответствующих ручьев резко возрастает. Следствием такой зависимости мощности ручьев от целостности сети магистральных линий являются сетевые катастрофы – при отключении участков магистральных линий ручьи могут затопить региональную сеть и вызвать системную аварию типа "блэкаут". Такие аварийные сетевые коллапсы несколько раз наблюдались уже текущем столетии в 2000г. на Урале и 2005 г. в центральном регионе России и несколько раз в Европе и Северной Америке.

В часы пиковых нагрузок создаваемые ручьями в совокупности с распределительными потоками сетевые потери недопустимо велики, поскольку превышают потери от основных транспортных потоков в магистральных линиях в 2-3 раза.. Это требует дополнительной генерации в сеть в часы максимума до 3% всей вырабатываемой электроэнергии ( порядка 7 млн кВт), то есть строительства нескольких мощных пиковых электростанций в разных регионах, соизмеримых по суммарной мощности с Саяно-Шушенской ГЭС.

Предполагаем, что в ходе инновации будет реализовано оснащение Единой Национальной Электрической Сети средствами управления сетевыми потоками активной мощности. Предварительно будут выделены узлы сети, формирующие неадекватные сетевые потоки – транспортные потоки в распределительной сети. Это стыковые узлы транспортной и распределительной частей единой сети. Подстанции 220 кВ этих узлов будут оснащаться фазосдвигающими (фазоповоротными) трансформаторами (ФСТ) для управления фазой неадекватных потоков с целью их нейтрализации. Управление ими будет осуществляться по алгоритмам, отработанным на начальном этапе реализации инновационного предложения.

Будет применено фазовое управление скоростью вращения генераторов.

В результате будет реализовано рациональное управление сетевыми потоками активной мощности на всей сетевой территории ЕНЭС.

Обоснование инновации сделано в терминологии теории электроэнергетического поля.

Поэтому далее приводится глоссарий и краткие пояснения к обоснованию инновации -тезаурус.



Терминологический словарь ­и пояснения к нему

Электроэнергетическое поле сети

Сеть состоит из узлов и ветвей, так что электроэнергетические воздействия между узлами передаются по ветвям. Положительные воздействия создаются генераторами активной и реактивной мощности, отрицательные – соответствующими нагрузками.

К полю сети относятся те узлы, воздействие на которые от расположенных на удалении генераторов или нагрузок передается по ветвям с нескольких направлений, не менее чем с двух. Это позволяет с достаточной определенностью устанавливать вектора воздействий между узлами, а также точками ветвей. (Точки ветвей в этом случае рассматриваются как узлы с нулевыми сосредоточенными нагрузками и генераторами. Заметим, что этих бесчисленное множество)

Точки ветвей и узлов назовем активными точками территории сети. Множества точек узлов и ветвей образует общее множество активных точек сетевого поля. Другие точки сетевой территории к сетевому полю не относятся, но не препятствуют прохождению векторов воздействия.

Векторы воздействия направлены по прямой между двумя активными точками. Величина воздействия обратно пропорциональны длине вектора воздействия с поправкой на среднюю густоту сети. Воздействия также зависят от направления ветви в точке воздействия относительно вектора воздействия и убывают пропорциональна косинусу угла между ними.

При исследованиях сети как некой субстанции с присущими только ей свойствами тупиковые линии приходится замещать эквивалентными генераторами или нагрузками в узлах их примыкания к сети вследствие невекторного характера их воздействий на собственные узлы сети (тупиковая линии может отходить от узла примыкания в любом направлении, от чего будет зависеть направление вектора воздействия при попытке его построения от тупикового узла).

Общее сетевое поле представляют три среды 500, 220 и 110 кВ, связанные между собой через ветви собственных сопротивлений автотрансформаторов связи и их коэффициенты трансформации токов и напряжений при переходе потоков мощности из одной среды в другую.

В каждой среде свой коэффициент оценки воздействия, зависящий от усредненной плотности сети и пропорциональный индуктивному сопротивлению линии единичной длины.


Статические и динамические состояния сети и сетевые потери

Основным, наиболее характерным показателем состояния электроэнергетического поля сети является поле углов векторов напряжения в узлах сети, то есть поле фаз узлов.

В установившемся режиме это поле неподвижно. При отработке возмущений имеют место затухающие колебания фаз.

Поле расположения генераторов и (в меньшей степени) нагрузок по узлам планируется и контролируется диспетчером. Суммарная мощность генераторов и нагрузок вместе с потерями в сети равна нулю. Поле фаз назовем расчетно-балансным. Расчет установившегося режим ведется при заданном поле нагрузок и поле размещения исходных генераторов итерационным методом, так чтобы небалансы мощности по узлам и в сумме снижались. При достаточно малом изменении небалансов при очередной итерации процесс останавливается. В результате такого расчета сети находятся расчетные потери для исследуемого режима. Эти потери назовем "расчетно-балансные потери".

Реально-балансное поле отличается вследствие того, что изменения во времени мощностей генераторов и нагрузок не соответствует базе данных расчета установившегося режима. В известном смысле оно много хуже с точки зрения потерь. Действительно, чем дальше по путям в сети отстоит узел с фактическим изменением нагрузки, тем вероятнее его сближение по времени приращения с неким генератором, поскольку число узлов нагрузок растет пропорционально квадрату удаления от избранного узла, а вероятность полезного для баланса изменения мощности во времени у близких и удаленных примерно одна и та же. К расчетным потерям добавляются "реально–балансные потери".

Но точное балансное совпадение приращения мощности генератора и балансирующих его нагрузок реально не происходит. Можно говорить только о квази-балансе, к которому участок сети с данным генератором приближается, а затем новые изменения мощности генераторов или нагрузок его нарушают. Затем очередной квази-баланс наступает снова и снова удаляется по месту в сети и расходится по времени.

Даже очередной квази-баланс с достаточно большой вероятностью происходит со сдвигом во времени, достаточным для развития динамического переходного процесса.

Динамические процессы развивается в виде расходящихся по полю фаз колебаний фаз и затухает постепенно Энергия расходуется на специфические потери в сети и, частично, на изменение скорости генераторов и двигателей. Изменение скорости в первый момент нарастает у самого источника активной мощности, затем в близкой окрестности и расходится по сети. (Зрительное представление процесса – круги на воде)

Теряемая в ходе динамического процесса энергия расходуется на специфические для режима медленно затухающих колебаний потери в сети и, в некоторой степени, – на изменение средней скорости генераторов. Это происходит в близкой окрестности возникшего небаланса и в темпе качаний роторов генераторов расходится по сети. Сначала только на окружающей источник возмущения территории, затем все большей. В итоге территория некоторого конечного изменения скорости может достигать границ полной сетевой территории данной физически существующей сети.

В дальнейшем потребуются дополнительные затраты энергии на возврат к исходной скорости вращения, ведь в среднем она остается неизменной.

Соответствующие потери назовем потерями динамического режима. Чем больше по величине волны частоты, тем больше эти потери.

В силу изложенного фактические потери в сети в разы превышают расчетно-балансные потери.

Транспортное напряжение

Понятие "транспортное напряжение" относится как к отдельным линиям электропередачи (ЛЭП), так и двум удаленным произвольным точкам сети одной и той же сетевой среды 110, 220 или 500кВ.

Транспортное напряжение - напряжение, определяемое в результате интегрирования мнимой величины вектор-функции напряженности при движении по пути вдоль индуктивной линии:

(1)

где - вектор-функция напряженности в точке линии

, – действительная и мнимая составляющие вектор-функции, соответственно, зарядная и транспортная напряженности. Они положительны при движении интегрирования против направления передачи активной мощности по линии.

В специальном векторном анализе:

(2)

поскольку для упрощения формул специального векторного анализа сети потери в линиях и емкостные их проводимости выносятся в узлы, так что " скользящее" движение интегрирования ведется на поле индуктивных линий.

- вектор полного тока в текущей точке линии, его активная составляющая находится в фазе с зарядным напряжением в этой же точке.

– приращение транспортного напряжения при движении интегрирования от начала линии с координатой к ее концу с координатой

– длина элементарного участка линии, при интегрировании стремится к нулю

– удельное сопротивление индуктивной линии, равно средней величине индуктивных сопротивлений линий данного класса напряжения сети.

Для интегрирования по пути из нескольких линий:

(3)

Таким образом, коротко: Транспортным напряжением ЛЭП называется путевой интеграл транспортной напряженности , со знаком плюс при движении наблюдателя вдоль ЛЭП против потока активной мощности.

Чтобы избежать разночтений наряду с термином "транспортное напряжение" вводится термин "зарядное напряжение". Он относится к общепринятому напряжению сети, точнее, к фазному напряжению линии в однолинейном отображении ЛЭП на сетевом поле.

Поле транспортного напряжения каждого диполя "генератор-нагрузка" – потенциальное, при условии неизменности модуля зарядного напряжения по всем путям интегрирования между полюсами диполя. Потенциальным называется поле в том случае, когда приращение потенциала между двумя точками, в нашем случае приращения транспортного напряжения между двумя узлами сети, не зависит от пути интегрирования [1].

Поле многих диполей, в основном, также потенциальное, но только в штатных режимах сети. При подходе режима к началу блэкаута значительные участки распределительной сети перестают "штатно" передавать силовое воздействие поля активной мощности вследствие образования на этих участках своеобразного котлована зарядного напряжения. Котлован особенно глубок в средней части каждой из линий, расположенных в середине котлована, что и не позволяет этим ЛЭП участвовать в "штатной" передаче очередных приращений активной мощности.

Устойчивость транспорта энергии на "котлованных" участках нарушается. На сетевом поле приращений активной мощности образуются пробелы, относящиеся к приращениям потоков энергии – очаги зарождения блэкаута.

Сетевой поток

Термин "сетевой поток" нами употребляется как сетевой поток активной мощности между пунктами А и В, который представляет собой множество потоков активной мощности между этими пунктами по линиям сети. В штатных режимах небольшие приращения величин каждого из указанных сетевых потоков пропорциональны небольшим приращениям разности транспортных напряжений между пунктами А и В, так что соответствующие частные производные

(4)

не равны нулю и слабо зависят от величин потоков.

Здесь в числителе – частный дифференциал активной мощности Р в точке с координатой s на одной из траекторий интегрирования транспортной напряженности между пунктами А и В, а в знаменателе – дифференциал приращения транспортного напряжения между пунктами А и В.

Картину изменения сетевых потоков уместно наблюдать при таких изменения режима, при которых наиболее существенные изменения транспортного напряжения на поле произойдут между пунктами А и В.


Неадекватные сетевые потоки

Сетевые потоки активной мощности между узлами стыка транспортной и распределительной сетей, протекающие в распределительной сети, назовем неадекватными сетевыми потоками. Разделение общей сетевой территории на так называемые выделенные сетевые территории (ВСТ) позволяет полностью устранить неадекватные сетевые потоки выравниванием потенциалов транспортных напряжений узлов стыка ВСТ и с небольшой погрешностью – выравниванием углов векторов напряжения этих узлов в пределах ВСТ (то есть можно устранить без погрешности только при выравнивании транспортных напряжений).

Полные величины неадекватных сетевых потоков равны приращениям потоков активной мощности в магистральных линиях ВСТ, имеющих место в этих линиях в результате выравнивания транспортных напряжений в узлах стыка ВСТ. Иными словами сумму неадекватных сетевых потоков между каждыми двумя узлами стыка можно корректно определить только после их вытеснения из распределительной в транспортную сеть.

Заметим что для ЕНЭС не обязательно деление на ВСТ. "Выделенной" сетевой территорией может быть вся сеть, кроме тупиковых линий сети. Но тогда транспортные напряжения придется выровнять в сотнях или даже тысячах стыковых узлов столь обширной сетевой территории. При этом углы ФСТ могут оказаться непомерно большими. Поэтому и приходится делить сеть на ВСТ.

Сумма произведений приращений мощности (возникших в результате рационального управления) на спрямленные длины магистральных линий предлагаем оценивать как приращение весомости сети ФСК. Относительную величину приращения весомости сети, достигаемого нейтрализацией неадекватных сетевых потоков, уместно принять как позитивный показатель деятельности электроэнергетиков по усовершенствованию сети. Рост потерь в сети ФСК при этом является коррелированной величиной с весомостью, но негативным показателем. Таким образом, рост потерь в сети ФСК становится противоречивым показателем при оценке эффективности рационального управления сетевыми потоками.


Предлагаемые принципы управления сетевыми потоками


Выделение сетевых территорий и устранение на них транспортных потоков групповым управлением ФСТ

Эффективность реализации рационального управления сетевыми потоками зависит от адекватного выбора диапазона изменения углов ФСТ.

Для ограничения диапазонов углов ФСТ общая территория ЕНЭС в ходе инновации разбивается на выделенные сетевые территории (ВСТ). Выделение каждой территории производится размыканием межтерриториальных ЛЭП. Участки размыкания оснащаются подстанциями с устройствами автоматического ввода резерва – замыкания разрывов при потере подстанцией питающих линий от "своей" ВСТ.

Целью управления фазосдвигающими трансформаторами является освобождение от неадекватных сетевых потоков региональных сетей, точнее распределительной сети как части единой национальной (а при необходимости и транснациональной) сети. Освобождение достигается вследствие нового принципа управления – согласованного управления группами ФСТ на каждой выделенной территории. А именно, в темпе изменения суточного графика ЕНЭС производится управление углами фазового сдвига каждого трансформатора группы по принципу поддержания перепадов транспортного напряжения между стыковыми узлами отдельно взятой территории вблизи нуля.

В результате неадекватные сетевые потоки, которые можно классифицировать как транспортные потоки в распределительной сети, в этой части единой сети нейтрализуются и переводятся в транспортную часть сети – в магистральные линии ФСК, то есть туда, где они должны находиться по существу.

Поясним этот процесс. Приведение перепадов транспортного напряжения между стыковыми узлами к нулевому уровню означает нейтрализацию действия поля транспортных напряжений стыковых узлов на данной сетевой территории. В результате в каждой из линий на территории распределительной сети, подверженной действию этого поля, соответствующая составляющая потока активной мощности снижается практически до нуля.

Действие полей других транспортных напряжений не нейтрализуется, вызванные ими потоки в каждой из линий сохраняются. В целом, происходит процесс нейтрализации неадекватных сетевых потоков в распределительной сети – сети МРСК , и перевод их в транспортную сеть в виде положительных приращений потоков активной мощности в линиях сети ФСК.

Потоки сети ФСК при этом возрастут, в среднем, на величину порядка 30%.

Потери же в единой транспортно-распределительной сети уменьшатся в полтора раза. Увеличение потоков магистральных линий означает соответствующее повышение технологического участия ФСК в едином процессе производства, транспорта и распределения электроэнергии, что является положительным фактором. В то же время это означает снятие с региональных компаний технологически неадекватной для их сетей функции транзитного транспортирования энергии, что также весьма полезно: благодаря снижению средней нагрузки линий растет противоаварийная устойчивость, снижаются потери в этой части сети (по предварительной оценке – в 2.5 раза) и ее потребность в адекватных притоках реактивной мощности, облегчается диспетчерское управление, появляется возможность устранить вынужденные размыкания контуров распределительной сети.

Стыковыми узлами транспортной и распределительной частей сети к востоку от Московского меридиана являются шины 220 кВ подстанций 500/220 кВ и шины 110 кВ подстанций 500/110 кВ сети 500-220-110 кВ.

В результате поэтапной реализации инновации достигается нейтрализация действия энергетического поля транспортной сети на распределительную сеть благодаря разделению последней на выделенные сетевые территории и практически полной1) компенсации в переделах каждой из них транспортного поля стыковых узлов. Компенсация должна проводиться в процессе изменения суточного диспетчерского графика генерации с получасовым интервалом и экстраполяцией по временн'ой зависимости приращения углов каждого сетевого стыка. Целесообразно ввести контроль небаланса фаз стыковых узлов ВСТ и выполнять процесс компенсации только при превышении порогового небаланса.


Ограничение токов КЗ

Для ограничения токов КЗ вблизи опасных по этому показателю подстанций 220 кВ и 110 кВ предлагается ввести разделение секций шин этих подстанций реакторами с достаточно большим для требуемого ограничения индуктивным сопротивлением. С целью обеспечения проектного деления потоков, отходящих от таким образом разделенных шин, каждый реактор предлагается дополнить сетевым компенсатором (СЭКОМ). Он представляет собой регулируемый ФСТ со специальными выводами для подключении компенсатора реактивной мощности (КРМ). Выводы могут иметь напряжение 10 кВ или ниже. Мощность КРМ должна быть рассчитана на полную компенсацию потребления реактивной мощности реактором и собственным реактивным сопротивления СЭКОМ.

Управление ФСТ можно вести с получасовым интервалом по данным временн'ой экстраполяции требуемого угла на момент регулирования. Величина угла ФСТ должна удовлетворять требованию компенсации транспортного напряжения на реакторе и собственном сопротивлении СЭКОМ. Целесообразно ввести контроль небаланса фаз разделенных шин подстанции и выполнять процесс компенсации только при превышении порогового небаланса.

Компенсатор реактивной мощности должен компенсировать потребляемую реактором и самим ФСТ реактивную мощность. Интервал управления получасовой. Возможно отслеживание уровня напряжения, заданного диспетчером для шин 220 кВ (для подстанций 500/11 – 110 кВ).

Управление возможно и от автоматизированной системы. Это относится и к ФСТ ограничения токов КЗ и групповому управлению ФСТ компенсации неадекватных сетевых потоков.


Выделение сетевых территорий разрывными границами распределительной сети существенно понижает расчетно-балансные потери и в еще большей степени реально-балансные потери. В меньшей степени понижает потери динамического режима. Для существенного снижения этих потерь предлагается фазовое регулирование частоты, точнее скорости вращения генераторов.


Фазовое регулирование частоты и соподчиненность выделенных сетевых территорий

Для понижения потерь динамического режима необходимо существенное снижение уровня волн частоты сети. Этого можно достигнуть переходом от стабилизации частоты к стабилизации фазы между центрами генерации ВСТ. При этом частота некоторой исходной ВСТ принимается за базовую, а остальные подстраиваются под нее на принципе стабилизации фаз между центрами генерации ВСТ.

Фаза очередной ВСТ подстраивается по принципу ведущий- ведомый. Цепь ведущих- ведомых территорий продолжается по мере удаления от ВСТ задающей частоты. При необходимости она разделяется на две – три цепи.

Уровень фазового сдвига рассчитывается и задается в виде суточного графика Системным Оператором.

Заданный уровень фазового сдвига ВСТ в случае необходимости корректируется по величине перетоков между ВСТ по ходу ведения режима.

Фазы передаются по высоконадежным каналам связи с двух и трехкратным резервированием и обрабатываются местными системами фазового управления турбинами по принципу автономных генераторов с фазовой автоподстройкой частоты.

Воздействие на гидросистемы управления клапанами турбин при небольших сдвигах ведется двумя полярными импульсами. Первый импульс вызывает ступеньку скорости вращения, второй ее гасит. Второй обратен по знаку первому и несколько меньше по длительности с учетом расхода энергии первого на потери в сети динамического режима. Чем больше сдвиг по фазе, тем больше интервал времени между парными полярными импульсами.

При больших интервалах второй импульс убирается, и действие системы регулирования соответствует импульсному регулированию скорости вращения, а не фазы.

При отставании фазы ведомой ВСТ импульсы меняются ролями.

Пары регулирующих турбину импульсов подаются с интервалом, оптимальным для гашения волн частоты в сети. Амплитуды выбираются с учетом характеристик гидравлической системы управления клапанами турбин.

После отработки технологии на указанной части сети ЕНЭС (500-220-110 кВ) можно будет перенести ее на сети 330 - 110 и 750-500-220-110 кВ.



Графические пояснения инновации

Характерные карты – схемы сети и их полевая интерпретация

Мнения специалистов о базовой конфигурации сетей 110 и 220 кВ разделились. Одни считают, что эти сети состоят из многосвязных контуров линий электропередач (ЛЭП), другие – из радиальных линий.

Радиальные, то есть тупиковые линии с одной или несколькими подстанциями выносим из представления о сетях, поскольку процессы в тупиковых линиях не распространяются по сетевой территории. Следовательно транспорта энергии в сети радиальных линий, такого как в сети контуров, не происходит, а происходит только распределение энергии от места, к которому она доставлена по сетям 500 кВ к концу тупиковой линии, вне сетевой территории.

Таким образом, в случае радиальных линий о транспортных потоках в распределительной сети говорить не следует- их там нет, поскольку они не относятся к сетевому полю.

Здесь и далее для простоты изложения рассматриваем процессы на сетевых территориях с линиями 500, 220 и 110 кВ, такие территории простираются от меридиана Москвы на восток.

Воздушные ЛЭП класса 35 кВ и ниже действительно в большинстве случаев радиальные.

Радиальными являются и кабельные сети, хотя отдельные замыкания радиальных линий в контуры там просматриваются. Но работают и эти участки сети в разомкнутом состоянии.

Альбомы карт-схем сети России, издаваемые с обновлениями из года в год Главным Вычислительным Центра Энергетики, содержат свыше ста графических работ, в основном, карт- схем сетей класса 110 кВ и выше.

Анализ карт-схем показывает подавляющее преобладание многоконтурных взаимосвязанных участков сети над радиальными линиями.

В качестве характерного примера участок одной из карт-схем Московского региона представлен на рис.1. Напряжения линий поясняются на подрисуночной подписи. ЛЭП 500 кВ относятся к транспортной сети, остальные – к распределительной.




Рис.1. Карта-схема средней части территории сети Центра, на которой развивалась авария 2005 г.

Красные линии – ЛЭП 500кВ, зеленые -220 кВ, черные-110 кВ


Заметный процент тупиковых ЛЭП можно выделить только в сети 110 кВ. Но в подавляющем большинстве случаев это лишь графические выделения промежуточных подстанций линий 110 кВ, входящих в замкнутые контуры сети, а не тупиковые ответвления сети.

Вывод в ремонт одной из ЛЭП 500кВ и аварийное отключение другой на территории рис. 1 сопровождаются резким увеличением нагрузки распределительно сети. Наличие ФСТ по ее окружающим стыковым узлам позволило бы существенно разгрузить распределительную часть сети, переместив потоки активной мощности в окружающую сеть 500кВ, несмотря на ее внешнее удаление от показанной на рис. 1 сетевой территории.

Физическую природу такого сетевого процесса поясним с помощью рис.2


Рис.2. Отображение в наиболее общем виде физической картины потоков энергии в сети электропередач


На рис.2 сеть электропередач при транспорте энергии представлена с использованием понятий теории поля. Имеется ввиду сбалансированный режим, который подразумевается при разработке программ расчетов установившихся режимов. Небаланс между суммами активных мощностей генераторов и нагрузок (включая потери в сети) немедленно приводит к движению роторов синхронных машин и соответствующему изменению частоты в месте возникновения небаланса на сетевом поле. Затем, если баланс не наступает, волна изменения частоты начинает расходиться "кругами" по сетевому полю

Как отражение баланса мощностей генераторов и нагрузок сеть состоит из диполей, образованных генераторами и нагрузками, и силовых линий между ними.

Силовые линии диполей проходят по условной сетке от генераторных узлов к нагрузочным. Но деформация силовых линий соответственно путям по взаимно перпендикулярным линиям сетки не отражена, чтобы не усложнять физическую картину.

Показаны только простые диполи типа «от узла генератора к узлу нагрузки». В действительности от одного генератора силовые линии могут идти к нескольким узлам нагрузки и наоборот – от нескольких генераторов к одному нагрузочному узлу.

Потери в ЛЭП следует классифицировать как распределенную нагрузку. Их можно дискретизировать и вынести в узлы как дополнительные нагрузки линии, а активную мощность линии считать зависящей только от фазы потока, точнее от фазы зарядного напряжения в данной точке линии. При допустимом в ряде рассуждений условии распределенной компенсации реактивной мощности, фаза потока мощности изменяется вдоль линии по линейному закону. При этом фаза известна для начала и конца каждой линии по результатам расчета установившегося режима как угол вектора напряжения узла.

Силовые линии каждого диполя охватывают всю сеть. Силовая линия диполя является геометрическим местом точек равной напряженности поля. При этом в каждой точке вектор напряженности направлен по касательной к силовой линии, а также напряженность поля для каждого диполя обратно пропорциональна квадрату расстояния от середины силовой линии до полюса диполя. Напряженности поля от разных диполей в каждой точке сети суммируются как векторы.

При повреждении некоторой области сети на рассматриваемой сетевой территории силовые линии ее обходят.

Все сказанное о дипольной структуре потоков активной мощности относится к однородной среде. На практике каждый слой сети из линий одного класса напряжения создает свою практически однородную среду. Для трехслойной сети имеют место три среды. Переход потока активной мощности из одной из среды в другую сопровождается изменением тока и напряжения соответственно коэффициенту трансформации при сохранении величины мощности. В определенной степени он ограничивается собственным сопротивлением автотрансформатора.

Величина напряженности активного потока может рассматриваться как аналог потенциала поля точечных зарядов, расположенных в одной плоскости и при условии исследовании поля зарядов в этой же плоскости. Следовательно, строгая аналогия транспортного поля сети и указанного поля зарядов относится к виртуальной сети с компенсированными (по реактивной мощности) линиями при транспорте активной мощности в однородном слое сети (как указывалось – с вынесением потерь в узлы сети).

В терминологии И.У. Тамма истоки транспортного поля электроэнергетической сети – положительные и отрицательные аналоги точечных зарядов, каковыми являются активные мощности генераторов и нагрузок в узлах. При достаточно малом "шаге сетки" сети картины силовых линий обоих полей будут идентичны.

Реальные потоки реактивной мощности, сопровождающие транспорт энергии в виде потоков активной мощности, исказят картины силовых линий, но в штатных режимах – в небольших пределах. С учетом этого картину поля зарядов можно рассматривать как первое приближение реальной физической картины транспортного поля.

Через узлы стыка транспортной и распределительной частей сети линии верхнего слоя воздействуют на распределительную сеть подобно диполям "генератор - нагрузка", создавая неадекватные сетевые потоки дипольной конфигурации. Компенсация посредством ФСТ транспортного напряжения стыковых узлов устраняет неадекватные сетевые потоки в распределительной сети.

Установление близкой аналогии картин электростатического и электроэнергетического транспортного полей – существенный результат исследования сети электропередач как субстанции. Именно из него вытекают предложенные технологии рационального управления обширными многослойными сетями:


Механизм повышения противоаварийной устойчивости

При повреждении сети в виде отключения линий 500 кВ на рис.1 появляются соответствуют пробелы в сетке на рис 2 и силовые линии должны их огибать.

Например, при образовании пробела в транспортной части сети рис.1 вследствие потери двух линий 500 кВ (но не потери генераторов и нагрузок) силовые линии из этой области сети 500 кВ в значительной степени перейдут в сети 220 и 110 кВ на той же сетевой территории.

Напряженности по силовым линиям диполей транспортной сети на порядок больше, чем по силовым линиям распределительной сети. Поэтому после отключения ЛЭП 500 кВ напряженности силовых линий в сетях 220 и 110 кВ резко возрастают, то есть возрастают токовые нагрузки ЛЭП 220 и 110 кВ. В результате по мере приближения энергосистемы к режиму очередного суточного максимума может развиться коллапс режима сети – блэкаут.

Установленные на данной сетевой территории для компенсации транспортного напряжения ФСТ стали бы препятствовать указанному проникновению силовых линий из поврежденной транспортной сети в распределительную, что благоприятно влияет на противоаварийную устойчивость. Это явление происходило бы, во-первых, еще до повреждения, очищая распределительную сеть от неадекватных сетевых потоков и в полной схеме сети, и при выводе ЛЭП 500 кВ в ремонт; во- вторых, при достаточно быстрой реакции, скажем измеряемой минутами, и после аварийного отключения, но до момента лавинообразного развития блэкаута. Например, пятиминутное запаздывание приемлемо, поскольку перед развитием блэкаута имеет место период форсированного возбуждения генераторов из-за посадки напряжения, которое автоматически снимается с постоянной времени 5- 10 минут во избежание перегрева ротора.

Запаздывание 30 минут, казалось бы, чрезмерно велико и потому неблагоприятно. Но реально и при этом условии имеет место положительный эффект регулирования ФСТ и при аварийном отключении ЛЭП 500. Вследствие независимости событий регулирования ФСТ и аварии, наиболее вероятен интервал между ними 15 минут. Вследствие постепенного нарастания нагрузки (по суточному графику утреннее нарастание происходит за полтора- два часа), к моменту аварии на ВСТ происходит хотя и неполное, но существенное устранение неадекватных транспортных потоков. Таким образом, регулирование ФСТ с задержкой на 30 минут также повышает противоаварийную устойчивость.

Выделенные сетевые территории

В силу действия государственных границ выделенные сетевые территории существуют в Европе, но строго их отследить там не удалось. Зато это легко можно сделать на Британских островах. На рис. 3 приведены сети Великобритании.

Основную часть территории покрывают воздушные сети 400 и 275 кВ, северную гористую часть страны – 275 и 132 кВ. На основной части сеть 275 кВ, как видно из рис.3, разделена на несколько территорий с большим удалением друг от друга.

Отличительной особенностью выделения являются широкие полосы разрывов. Это возможно вследствие развития кабельных сетей напряжением 20 кВ, покрывающих полосы разрыва. Непокрытые сетями 400 и 275 кВ территории британцы считают парковой зоной, что достойно подражания.



Рис.3. Сети Великобритании в составе подстанций и линий 400, 275 и 132 кВ

Предлагаемое по излагаемой инновации выделение первых двух сетевых территорий в ЕНЭС представлено на рис.4. Территории названы Ц1 и Ц2, что отражает их принадлежность к ЛЭП Центра.

Границы территории Ц1 отмечены алыми кружками, Ц2- бирюзовыми квадратиками. Их фактическая реализация при расчетах нами не проводилась, поскольку она доступна только составителям базы данных режима сети.



Рис. 4. Выделенные сетевые территории в Центре России Ц1 и Ц2


На территории Ц1 предлагается установить ФСТ в узлах сети 220 кВ с номерами 1-10, выравнивать фазы по уровню узла 0.

На территории Ц2 – установить ФСТ в узлах сети 220 кВ с обозначениями А-Д. Северную границу территории Ц2 следует также уточнить в процессе расчетного исследования.

Архитектура модернизированной сети

Основную идею инновации можно лаконично пояснить с помощью простых геометрических фигур на рис 5. Эти фигуры названы архитектурными профилями потоков в сети.


Рис. 5.Архитектурные профили сетей 110, 220 и 500 кВ на выделенных сетевых территориях.

а) - на одной из ВСТ до нейтрализации неадекватных сетевых потоков, б)до и после нейтрализации, в) – до и после нейтрализации на трех последовательно расположенных ВСТ вдоль протяженного участка сети, загруженного дальним сетевым потоком.


Смысл архитектурных профилей сети следующий. Наклонные линии, отмеченные на рис 5-а цифрами напряжения 110, 220 и 500 кВ, отображают средний уровень транспортного напряжения на ЛЭП одной из ВСТ до нейтрализации неадекватных сетевых потоков. По мере продвижения от нагрузок к генераторам уровень транспортного напряжения растет. При этом наклон линий транспортного напряжения пропорционален суммарной активной мощности потоков ЛЭП, что символически отражает рисунок.

На рис. 5-б и 5-в уровень транспортного напряжения показан прерывистой линией до нейтрализации неадекватных сетевых потоков, сплошной – после нейтрализации. В сети 500 кВ он возрастает, что символизирует рост потоков активной мощности в ЛЭП этой сети. В сетях 220 и 110 кВ становится нулевым – происходит полная нейтрализация неадекватных сетевых потоков.

Этапы работы

Инициативная группа и ее место в реализации инновации

Многолетнюю исследовательскую работу в русле проекта и составление настоящего инновационного предложения выполнила инициативная группа электротехников.

Дальнейшее продвижение проекта связано с работой групп расчета режимов. Расчеты режимов должны выполняться на основе текущих и перспективных баз данных и отработанных современных расчетных комплексов. В результате серий расчетов следует предложить варианты разделения ЕНЭС на выделенные сетевые территории. Это соответствует возможностям расчетчиков режимов Системного оператора СО ЦДУ, Федеральной сетевой компании (ФСК), Объединенных диспетчерских управлений (ОДУ) и Межрегиональных сетевых компаний (МРСК) при координации Правительства и консультативной поддержке упомянутой инициативной группы.

После согласования и утверждения границ территорий можно будет проверить корректность сделанных в инновационном предложении оценок роста весомости ФСК, снижения требуемой суммы генерации, снижения потерь в распределительной сети, как для отдельных частей – выделенных сетевых территорий, так и для сети в целом.

Создание устройств фазовой автоподстройки частоты и фазы может проводиться параллельно на конкурсной основе в фирмах ВЭИ имени В.И. Ленина, АСУ ВЭИ, Ансальда –ВЭИ в контакте со Всероссийским теплотехническим институтом и Металлическим заводом Санкт- Петербурга в части в допустимых воздействии на турбины. Разработка отечественных вариантов фазосдвигающих трансформаторов – холдингом Московский Электрозавод или Запорожским Трансформаторным Заводом и Институтом Трансформаторостроения.

Требуется единый координированный подход, а для его подготовки и реализации нужна экспертная рабочая группа из специалистов энергетиков и электротехников при Агентстве электроэнергетики Минэнерго. Одна из первоочередных задач для нее - определение требований к ФСТ и КРМ по результатам прогнозных расчетов на планируемый момент оснащения этим оборудованием очередного участка ВСТ и с перспективной оценкой на 5-7 лет вперед.

По мере готовности участков Системным оператором и Объединенными Диспетчерскими управлениями должна проводится отработка технологии ведения режима в модернизированной сети и ввод этой технологии в эксплуатацию.

Таким образом, работа в целом может проводиться последовательно по участкам сети как поэтапная модернизация ЕНЭС.

Действующая технология поддержания частоты сохраняется для еще не модернизированных участков ЕНЭС, для чего, по-видимому, потребуется введение в нее устройства фазовой автоподстройки частоты.

Реализация инновации при напряженной работе всех причастных к ней специалистов выведет сеть России на мировой уровень к 2020 году.

Пояснения к предстоящим расчетам

Расстановку регуляторов фазовых углов необходимо выполнять по заранее определенным точкам – узлам стыков сетей на исследуемой сетевой территории, а выбор диапазона изменения углов – по условию достижения нулевой разности фазовых углов узлов стыков в штатных режимах, в том числе при ремонтах ЛЭП 500кВ. Уместно выбрать диапазоны с некоторым запасом в расчете на аварийные отключения ЛЭП 500кВ как на "своей" ВСТ, так и на приграничных к ней территориях.

Современные программы расчета установившихся режимов высоковольтных электрических сетей в результате решения представляют в протоколах результатов расчета величины углов фазового сдвига всех узлов, в том числе и узлов стыка, в частности. По этим данным и производится расстановка ФСТ, подбор их параметров и далее проведение траекторий границ с разрывами связей ВСТ. И наконец, проверка достаточности величин выбранных диапазонов во всех требуемых режимах и, возможно, коррекция по результатам проверки.

Разрывы связей вводятся в базы данных расчетных программ в виде размыкания существующих линий или, в проектах на перспективное строительство ЛЭП региона, в виде вынужденного отсутствия линий на участках территории, где их предполагалось провести до инновации.

Узлы стыка примыкают к ветвям автотрансформаторов связи. Для отражения автотрансформаторов связи в программах расчета должны использоваться комплексные коэффициенты трансформации. Найденные в результате расчета модули и углы фазового сдвига комплексных коэффициентов трансформации следует использовать как коэффициенты автотрансформатора и углы сдвига фазы ФСТ стыкового узла.

Поскольку поле транспортного напряжения сети создают как узлы стыков, расположенные как на исследуемой территории, так и за ее пределами, исполнение границ в расчетных схемах должно предварять контрольные расчеты. По исходным базам данных до внесения в них пограничных разрывов уместно провести оценки диапазона углов ФСТ, чтобы при выборе траектории границ очередной выделенной территории не вызвать требование чрезмерно большого диапазона углов ФСТ. Рекомендуемый диапазон 0 - 20 градусов, а в случае возможного реверса транспортных потоков – от минус 20 до плюс 20 градусов

Например, траектории границ ВСТ Ц1 определены по условиям использования фазосдвигающих трансформаторов с диапазоном 0-15 градусов, с возможностью в перспективе наращивания до 21 градуса установкой дополнительного ФСТ с реверсивным диапазоном +6 – минус 6 градусов. Но это на базе данных 90-х годов.

Требуемый диапазон для ВСТ Ц2 меньше. Его целесообразно проработать на перспективу до 2025 г., что пока не представляется возможным из-за отсутствия требуемых прогнозных данных для адекватной части сетевой территории ЕНЭС.

Заключение

Достоинства модернизированной на основе инновации сети

Две части единой сети – транспортная и распределительная – начинают работать строго по своему назначению. Об этом свидетельствует практическое отсутствие поля активной мощности между узлами стыка транспортной и распределительной сетей.

Что это дает:

  1. Весомость транспортной сети (см. раздел "Неадекватные сетевые потоки") возрастает на величину порядка 30%

  2. Противоаварийная устойчивость к блэкаутам неизмеримо возрастает.

  3. Суммарная располагаемая мощность генераторов ЕНЭС может быть снижена на 3% за счет снижения потерь в распределительной сети в 2,5 раза.

  4. Распределительная сеть пополняется за счет перевода части тупиковых линий в контурную конфигурацию, что существенно повышает техническую эффективность ранее разомкнутых линий.

  5. Простота принципа и технологии предложенной модернизации сети позволяют применить их к сетям сопредельных государств и другим развитым сетям.

  6. Создаются благоприятные условия для сетевого менеджмента в части задач, требующих решения и мониторинга на правительственном уровне, четкости баз данных для региональных и общесетевых расчетов, четкости разделения задач Системного Оператора ЦДУ и Объединенных Диспетчерских Управлений


В заключение следует отметить.

Инновация направлена на перераспределение потоков энергии между транспортной и распределительной сетями, так что по существу все дальние потоки активной мощности, протекающие в распределительной сети параллельно потокам в линиях транспортной сети, переводятся в линии транспортной сети. Происходит практически полное освобождение распределительной сети от неадекватных транспортных потоков.

Постановка такой задачи, насколько известно инициативной группе, делается впервые в мировой практике. Она стала возможной в результате двадцатилетней разработки и применения к транспорту электроэнергии теории электрического поля и соответствующего сетевого векторного анализа, возникшего в ходе применения к электроэнергетике методологии исследования поля электрических зарядов Игоря Евгеньевича Тамма [1].



Литература

1. Тамм И.Е. Основы теории электричества. – М: Наука. 1989. Первое издание монографии -1929 г.


Приложение. Сведения о фазосдвигающих трансформаторах.

В качестве фазосдвигающих трансформаторов для управления сетевыми потоками могут быть использованы устройства, сведения о которых неоднократно опубликованы в технических журналах, в том числе:

  1. фазосдвигающие трансформаторы [CIGRE 2006, № A2-202, A2-203, A2-2-4, A206]

  2. квадратурные бустеры [см. CIGRE 2006 № A2-207 ],

  3. кросс-трансформаторы [ЭЛЕКТРО 2/2007, стр.12 табл.2 ],

  4. фазосдвигающие трансформаторы, конструктивно связанные с автотрансформаторами:

1) Пресс-центр ОАО «Энергостройинвест-Холдинг». 4 февр 2009, генеральный директор СевЗап НТЦ Юрий Маневич.

2) Евдокунин Г. и др. Фазоповоротный трансформатор (ФПТ) впервые в СНГ применен в Казахстане. Информационно-справавочное издание "Новости электротехники" №6(54)2008.



Скачать версию для печати в формате PDF

1) Практически полной – на 70 -80 % компенсации. Такой уровень дает чуть меньшие суммарные расчетные потери (в расчетах по строго сбалансированному режиму), чем при 100 % компенсации. Но в силу динамики режима реальные потери могут быть меньше при 100% компенсации.