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

 

 

О НОВОМ ПОДХОДЕ К МАРШРУТИЗАЦИИ СЕТЕЙ 110–765 КВ И КРОСС-ТРАНСФОРМАТОРНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

 

Академик Академии Электротехнических Наук РФ, д.т.н., Л. А. Добрусин, ВЭИ, г. Москва, к.т.н. М.В. Ольшванг, МО ВКЭС г. Москва

 

Скачать текст файл в формате PDF, размер 454kb (для просмотра необходим Adobe Reader)


1.      Негативные тенденции в сетях больших объединений энергосистем

В первые годы нового столетия в национальных энергосистемах развитых стран прошел ряд системных аварий. Осенью 2003 г. – в Северной Америке, Италии и Швеции, в мае 2005 г. – в Москве с захватом части Тулы и Калуги, в июле 2006 г. – в Токио, в ноябре 2006 г. – в сетях Франции и Германии. Печальный итог: в начале второго столетия развития электроэнергетики системные аварии произошли в ряде ведущих стран, в том числе, России.

Помимо этого в единой национальной энергетической сети (ЕНЭС) наблюдаются два других  негативных явления: увеличение  числа нарушений бесперебойности электроснабжения вследствие региональных аварий и рост суммарных  потерь в сети. Так, в июне 2005 г. под влиянием  громких публикаций о московской аварии  прошло, с недельным интервалом, несколько сообщений центральных СМИ о региональных авариях в ЕНЭС. В дальнейшем, по установившейся традиции, подобного рода публикации о региональных авариях вернулись в местные СМИ и снова стали "неразличимыми" в столице.

По данным специальной группы систематизации данных о сетевых потерях в начале 80-х годов они держались на уровне 9,3 %, а в 2003 г. достигли 13,1 % –  за 20 лет возросли в 1.41 раза.  Две трети этих потерь, равные 80 млрд кВт-час электроэнергии,  относится к сетям 110-765 кВ.

Среди причин  роста частоты тяжелых системных аварий, нарушений электроснабжения районного масштаба и роста относительной величины потерь в сети ЕНЭС есть общие причины: увеличение транспортных потоков в сетях 110, 220 кВ (вследствие общего увеличения транспортных потоков) и размыкание контуров в этих сетях. Оба этих явления связаны с почти полным отсутствием специальных средств управления маршрутами транспортных потоков активной мощности, хотя потребность в таких средствах отмечалась в связи с неоднородностью сетей еще с середины прошлого столетия.

За последние 50 лет мировая электроэнергетика перешла от линий электропередачи на десятки,  сотни и тысячи километров   к обширным сетям линий нескольких уровней высокого напряжения. Сети каждого уровня образуют свой слой сети, покрывающий общую территорию. С течением времени  национальные сети становятся транснациональными и по своим размерам континентальными сетями электропередач (КСЭ).

Потоки энергии в КСЭ распространяются не только по запланированным линиям, но и  по обширным многослойным трассам потоков с десятками линий электропередачи (ЛЭП) разной пропускной способности. Сетевые трассы потоков, а не отдельные линии,  являются фактическими электропередачами от генераторов к центрам нагрузки. Именно по этой причине понятие  "континентальная сеть электропередач" наиболее соответствует объекту, вокруг которого в дальнейшем нами  ведется изложение вопросов маршрутизации и др.

По своей  языковой логической конструкции понятие КСЭ аналогично укоренившемуся  понятию "глобальная информационная сеть – World Wide WebWWW". Это облегчает аналогию и по значению маршрутизации потоков в процессе функционирования сетей – глобальной информационной сети и континентальных сетей электропередач.

При естественном, не маршрутизированном потокораспределении трассы транспортных потоков охватывают как магистральные линии, так и средне- и маломощные линии КСЭ, причем доля последних в  нагрузке общим транспортным потоком в силу физических причин недопустимо велика. Мощные линии в большинстве случаев недогружаются, часть среднемощных линий работает на пределе пропускной способности, а наиболее густая часть сети, состоящая из относительно маломощных линий, используется с сетевыми пробелами  в виде  выведенных из работы  участков линий во избежание их перегрузки по току.

Вынужденные сетевые пробелы – большой недостаток в использовании сети. Поэтому разработаны специальные расчетные методы их минимизации – так называемые методы оптимизации размыкания контуров. В институтах проектирования сетей выделяются группы проектировщиков, каждый из которых специализируется в размыкании  контуров  по сетям тех или иных  регионов и классов напряжения. Таковы масштабы и значимость размыканий.

Между аварийностью и размыканием прослеживается связь. При аварийном отключении одной из магистральных линий большая часть ее потока перебрасывается в относительно густую сеть средне- и маломощных линий. Однако, эти линии еще до момента аварии оказываются загруженными неадекватными транспортными потоками, а часть из них до аварии была выведена из работы при плановом размыкании. Поэтому добавочная аварийная нагрузка ведет к  быстрому выходу из работы аварийно загруженных линий густой сети или последовательному (типа падающих костей цепочки домино) отключению их защитами, что и приводит к катастрофическому развитию аварии.

Таким образом, за внешне безобидным размыканием контуров скрываются существенные технологические недостатки КСЭ.

Традиционно КСЭ являются той частью техногенной среды, которая находится в монопольном ведении одной сетевой компании, и не только в России, но и в других развитых странах. Видимо, отсутствие конкуренции в основополагающих работах по национальным и транснациональным континентальным сетям и привело к тому, что вопросы маршрутизации КСЭ до сих пор не проработаны научными и проектными институтами электроэнергетики. И надо признать, что из всех стран именно Россия вследствие своего географического и экономического положения особенно заинтересована в скорейшем решении этого вопроса.

2.      Структура и функции КСЭ

Сети уровня КСЭ  имеют трех-, реже четырехслойную структуру средней части, а на окраинных участках – двухслойную структуру. Каждый слой образуют ветви сети, непосредственно, без трансформаторов контактирующие друг с другом, т.е. линии одного класса напряжения. Наиболее характерной для ЕНЭС является трехслойная структура.

Анализируя растекание потоков энергии в трехслойной сети с позиций эффекта маршрутизации, полезно выделить корзинообразные участки: "ручка корзины" – линия верхнего слоя между двумя соседними подстанциями. "Дно  корзины" – сеть линий среднего и нижнего слоев в круге диаметром 1,4 относительно отрезка прямого пути между теми же подстанциями. (Можно говорить и о круге другого диаметра, но по совокупности  соображений за  увеличение или за уменьшение диаметра выбран  указанный размер.)  Поток из линии верхнего слоя ответвляется через автотрансформаторы связи в линии участка сети "дно корзины" и в линии за пределами "дна". Для анализа эффективности маршрутизации, как показывают приведенные ниже результаты расчетов, потоки вне "дна" можно не учитывать.

Современные КСЭ 110 – 765 кВ обеспечивают две сетевых функции: функцию транспортировки электроэнергии от поставщиков к потребителям и функцию ее распределения на обширных территориях по потребителям (с переходом к кабельным сетям). Параметры ЛЭП таковы, что для транспортировки предназначены верхние слои  сетей, образованные мощными линиями класса 400, 500 или 750 кВ (в США – 765 кВ, в Канаде – 735 кВ). Распределение энергии призваны выполнять ниже расположенные слои сети, состоящие из среднемощных и маломощных линий - линий класса  330, 220 и 110 кВ.

Значительные составляющие транспортных потоков из верхних слоев через автотрансформаторы связи попадают в средние и нижние слои и загружают их неадекватно. При минимизации потерь в сети к неадекватным транспортным потокам следует отнести порядка 60-80 % от их расчетной величины транспортных потоков в сетях 330, 220 и 110 кВ в зависимости от строения, состава и параметров  ЛЭП рассматриваемого трехслойного участка сети. Неадекватные транспортные потоки следует перевести в верхний слой сети. При оптимальной маршрутизации достигается снижение потерь такого участка, в среднем, в 1.5 раза. 

Не менее существенно и то,  что именно для устранения неадекватных транспортных потоков  и размыкают в настоящее время контура сетей 110 и 220 кВ. Оптимальная маршрутизация позволяет  избежать необходимости размыкания контуров.

В России исследования и разработки по устранению неадекватных транспортных потоков проводятся с  60-х годов прошлого века. Уже в 70-е годы с этой целью была развернута широкая программа применения систем трехкаскадных автотрансформаторов с продольно-поперечным регулированием (ППР) [1-9].

Однако,  на сегодня таким регулированием оснащены всего лишь несколько подстанций в сетях 750 кВ в Украине и одна подстанция 750 кВ в России. Более широкое применения систем ППР было остановлено двумя принципиальными недостатками систем такого рода: первый - вынужденное негативное воздействие ППР своего корзинообразного участка сети на предыдущий корзинообразный участок сети и второй – разземление нейтрали автотрансформаторов 500/220 или 750/330 для вкючения регулировочного трансформатора.

Причиной естественного неблагоприятного растекания потоков КСЭ является различие в сечениях линий и степени расщеплении проводов. Для каждой из ЛЭП выбирают наиболее экономичные для нее параметры при ее проектировании. В результате, в современных трехслойных сетях сечения линий отличаются в десятки раз. Поэтому для полноценного использования сети линий как единого целого и необходима принудительная маршрутизация потоков. Какие схемы и средства для этого выбрать, чтобы получить при этом существенный экономический эффект?

Обнадеживающие результаты для ответа на этот вопрос дало исследование КСЭ как многослойной структуры длинных линий с автотрансформаторными связями слоев, проведенное методом выделения и отслеживания в сети потоковых напряжений, когда для электрической цепи типа длинной линии в установившемся режиме определяют дифференциальное и интегральное потоковые напряжения.

Дифференциальное потоковое напряжение выделяется на элементарном участке линии dx при прохождении по нему тока  и имеет действительную и мнимую составляющие:

d(x) = dA(x)  + jdB(x)     (1).

Интегральное потоковое напряжение определяется соответствующим интегралом:

=     (2),

где путь интегрирования – от начала линии х = 0, до ее конца х = l. Путь интегрирования можно продолжить по линиям одного слоя сети.

Каждое слагаемое находится по векторам напряжения в начале линии и в конце линии , определенным в результате расчета установившегося режима КСЭ:

                       (3),

         (4).

Для пути от узла r к узлу q, идущему по нескольким линиям, обе составляющие суммарного потокового напряжения находятся  суммированием, соответственно, действительных и мнимых частей потоковых напряжений по каждой из линий или непосредственно  по результатам расчета установившегося режима энергосистемы.

Потоки в слоях сети, связанных автотрансформаторами, распределяются так, что мнимые составляющие потоковых напряжений трансформируются по средним величинам коэффициентов трансформации:

                      (5),

где r, q – номера подстанций с автотрансформаторами между слоями 1 (нижним) и 2 (верхним),

 – коэффициенты трансформации автотрансформаторов на подстанциях r и q.

Приведенное положение о трансформации потоковых напряжений вытекает из векторной диаграммы вертикального среза многослойной сети. Оно применяется для каждой пары соседних слоев, что отображено на рис. 1., где потоковое напряжение отдельной линии верхнего слоя сети с узлами q2, r2 трансформируются в значительные области сети нижележащего слоя  с узлами q1, 1, 2, k, k', n, r1.

 

Рис. 1. Трансформация потокового напряжения на участок сети "дно корзины".

 

Трансформируемые из верхних слоев сети в нижние потоковые напряжения  и вызывают неадекватные транспортные потоки.

 Ослабить или полностью уравновесить трансформируемые потоковые напряжения можно путем включения в избранные ветви сети  специальных компенсаторов потоковых напряжений сети. В роли компенсаторов могут успешно выступать фазосдвигающие трансформаторы (ФСТ). Это заключение подтверждено расчетами сетей без компенсаторов потоковых напряжений и с ними.

Какого снижения потерь в сети можно достигнуть, используя доступные средства  маршрутизации?

Для ответа на этот вопрос были разработаны две методики – методика построения поверхностей выигрыша в потерях на поле вариации чисел однотипных линий и методика построения кривых потерь для характерных участков сети при регулируемой маршрутизации потоков. В первой методике использовались параметры линий 500, 220 и 110 кВ, составленные по среднестатистическим данным о линиях сетей Центра России. Во второй – полномасштабные расчеты установившихся режимов некоторых объединенных энергосистем и расчеты режимов сетей отдельных регионов.  Результаты расчетов отражены по первой методике на рис. 2, 3 и в табл.1, по второй – на рис.4.

На рис. 2 представлена спроектированная на плоскость Х,У поверхность кратностей снижения потерь для трехслойной сети в составе одной линии 500 кВ сечением 1200 мм2, от одной до шести расчетных линий 220 кВ 300 мм2 и от одной до 8 линий 110 кВ 120 мм2. Для сетей Центра характерна центральная область диаграммы, в чем нетрудно убедиться по соответствующим картам-схемам сетей Центра. В этой области изолинии снижения потерь лежат в диапазоне 1,45 – 1,55.

 

Рис. 2. Изолинии поверхности снижения потерь при оптимизации потокораспределения трехслойной сети

 

Во сколько раз следует уменьшить при этом транспортные токи в линиях 110 кВ показывает диаграмма рис. 3, построенная аналогично рис. 2. Требуемое уменьшение зависит как от числа линий в слое 110 кВ, так от числа линий 220 кВ, что хорошо видно  по рисунку изолиний в координатах числа линий 110 кВ по оси Х и 220 кВ по оси Y. (Рисунок  является проекцией поверхности коэффициента требуемого уменьшения транспортного потока линии на плоскость координат Х, Y.)

Численные оценки "минимум – среднее - максимум"  величин требуемого уменьшения транспортного потока даны в табл. 1. Они произведены для линий 110 кВ по  диаграмме 3 и для линий 220 кВ по опущенной для краткости аналогичной диаграмме для линий 220 кВ.

Таблица  1

Величины требуемого уменьшения транспортного потока при оптимизации потокораспределения в трехслойной сети

          для линий 220 кВ

1,8-2,1-2,6

для линий 110 кВ

4,2-4,9-6,0

 

 

Рис. 3. Изолинии поверхности величины требуемого уменьшения транспортного потока в линиях 110 кВ

 

Расчеты по второй методике проводились в течении ряда лет специалистами Вычислительного Центра электроэнергетики по программам оптимизации [11], ВНИИ Электроэнергетики совместно с Львовским Политехом [12] и ВЭИ по программе [12]. Пример результатов второй методики оценки возможного выигрыша в потерях в сети приведен на рис. 4, где представлены кривые потерь в региональных сетях 220 и 110 кВ Ивановской (Ив) и Ярославской (Яр) энергосистем. 

Использована схема и база данных к ней службы режимов Костромаэнерго с 372 узлами 519 ветвями, причем к Ив относится 21 узел, в том числе 4 узла 220 кВ и 14 узлов 110 кВ, а к Яр - 27 узлов, из которых 9 узлов 220 кВ и 14 узлов 110 кВ. Остальные узлы относятся к местным генераторам Яр и Ив. Исследовался режим зимнего максимума с исходной мощностью Костромской станции 3005 МВт.

Для изменения перетоков в схему сети были введены кросс-трансформатор (КТ) и реактор, включенные последовательно с автотрансформатором 500/220 кВ Костромской станции.

Использовалось два способа перераспределения потоков между слоями сети: первый - изменение величины углов КТ при нулевом сопротивлении реактора, второй - одновременное изменение углов КТ и активно- индуктивного сопротивления реактора Z.

Рис. 4. Зависимости потерь от угла для выбора угла сдвига кросс-трансфора

Из кривых рис. 4 видно, что при оптимальной величине угла кросс-трансформатора потери уменьшились соответственно в 1.31; 1.52; и 1, 60 раза. 

Общий вывод по результатам всех расчетов: реально достижимая кратность снижения потерь в сетях 110 -765 кВ при оптимизции потокораспределения лежит в диапазоне 1.35 - 1.65 и зависит от конфигурации сети, параметров линий и направлений основных транспортных потоков КСЭ), В среднем она равна 1,5.

3.      Кросс-трансформаторная технология маршрутизации потоков           

Специалистами ВЭИ разработаны специальные фазосдвигающие трансформаторы – кросс-трансформаторы (КТ) для устранения неадекватных транспортных потоков и предложены принципы их ввода в структуру развитых сетей [13, 14].

На базе КТ начата практическая разработка новой технологии транспортировки электроэнергии по трехслойной сети 110-765 кВ – кросс-трансформаторной технологии (КТТ). Она строится применительно к корзинообразной структуре многослойной сети, так что КТ располагаются в ветвях, позволяющих компенсировать действие потоковых напряжений верхнего слоя на участки сетей "дна" каждой из "корзинок".

Прямым следствием из положения (5) является то, что применив фазосдвигающий трансформатор в среднем и нижнем слоях, можно частично,  или полностью компенсировать мнимую составляющую потокового напряжения, трансформируемого из верхнего слоя, независимо от протекающего через ФСТ тока. Величина ЭДС компенсации определяется углом ФСТ.

Это свойство ФСТ позволяет включать его в ветвь с малым током "вертикального" контура компенсации потокового напряжения верхнего слоя. Последовательные реактор или конденсатор не обладают таким ценным свойством.

 Степень компенсации может быть различной. При оптимальных величинах компенсации устанавливается такое потокораспределение, при котором относительные потери от транспортирования энергии по каждому из слоев многослойной сети будут равны, а суммарные потери – минимальны. Компенсация потокового напряжения в этом случае неполная, поскольку небольшая часть транспортного потока остается в нижележащем слое сети.

 При полной компенсации потокового напряжения линии верхнего слоя сама  линия работает в сети подобно линии электропередачи постоянного тока [22].

С момента предложения схемы и конструкции кросс-трансформатора [14] специалистами обсуждался, как правило, нерегулиремый вариант, как наиболее простой и эффективный по срокам окупаемости (хотя представленный ВЭИ на Всесоюзной конференции по трансформаторостроению в 1990 г. исходный трансформатор типа КТ был регулируемым). Ниже рассматривается находившийся до сих пор в тени гибкий вариант, более уместный в связи с FACTS.

Гибкий КТ имеет в своем составе базовый и регулировочные модули. Угол сдвига базового модуля выбран по принципу компенсации средне-статистической части потоковых напряжений, выделяющихся на линиях верхнего слоя сети, отходящих от узла автотрансформатора связи. Углы сдвига регулировочных модулей настраиваются  на индивидуальные потоковые напряжения линий верхнего слоя.

Включение регулировочных модулей линии сети выполняется так, чтобы компенсировать потоковые напряжения в каждой "корзинке". В качестве примера на рис. 5 представлена схема включения базового и трех регулировочных модулей для подстанции с тремя направлениями выдачи мощности электростанции, сеть которой маршрутизирует данная кросс-подстанция.

Рис. 5. Схема включения нерегулируемого и трех регулируемых модулей КТ на подстанции с стремя главными направлениями электропередачи.

Из рис. 5 видно, что гибкий КТ как элемент сети  имеет крабовидную схему. Один из возможных принципов гибкого разделения на ступени диапазона изменения угла сдвига на каждом направлении "краба" представлен в табл. 2.

Таблица 2.

Угол Базового

Модуля,

градусов

Суммарный угол базового и регулировочного модулей, градусов

РМ отключен

Регулировочный модуль включен

9

9

7;5; 3

9

11;13;15

0

0

-2;-4;-6

0

2;4;6

-9

-9

минус

7;5;3

-9

минус

11;13;15

Переключение базового модуля в одно из трех положений 9; 0; и -9 градусов может производиться сезонно разъединителями.

Регулировочные модули должны работать в режиме суточного регулирования для отслеживания изменений суточного графика нагрузки по линиям верхнего слоя. Здесь используются устройства регулирования под нагрузкой, встроенные в баки регулировочных модулей.  

 Углы второго столбца табл. 2 обеспечиваются при проведении ремонтных работ на регулировочных модулях.

Высокая "гибкость" такого КТ несомненна. Высокое быстродействие регулирования углов в реальных КСЭ, как показли специальные исследования, невостребовано. Поэтому использование типовых трансформаторных РПН в регулировочных модулях КТ вполне допустимо.

Широкомасштабное применение КТТ в сетях 110-765 кВ должно обеспечить снижение сетевых потерь на 40-50 % и позволить ввести в работу вынужденно отключенные замыкающие "кольца" участки сетей 110 и 220 кВ, а также  построить недостающие участки линий, рационально замыкающие в "кольца" многие из ныне тупиковых линий электропередачи.

На данной стадии разработки необходимо спроектировать и изготовить опытный и головные образцы КТ на напряжение 220 кВ с электромагнитной мощностью 60 МВА для сетей 500-220 кВ, спроектировать и построить головную кросс-подстанцию.

Еще в феврале 1996 г. на Научно-техническом Совете РАО "ЕЭС России" был предложен объект для размещения головной компенсационной подстанции    подстанция 220 кВ Костромской станции. При разработке этого предложения были  учтены дополнительные требования персонала самой станции по ограничению токов коротких замыканий на шинах 220 кВ.

Кросс-подстанция Костромской станции перераспределит потоки между слоями сети СВН группы регионов, примыкающих к узлу Костромской ГРЭС – Костромской, Ярославской, Ивановской, Владимирской и Нижегородской областей.

 Несмотря на положительное решение Совета 1996 г. практических подвижек в реализации предложения не произошло. Косвенной причиной является то, что в сетях 110 кВ указанных регионов широко применяется размыкание контуров. Таким путем устраняются транспортные потоки критической величины, и на первый взгляд можно обойтись без перераспределения транспортных потоков. Прямой причиной – нежелание проектировщиков вникать в вопросы КТТ.

   Сколь непоследовательно ведут себя специалисты -проектировщики  ЕНЭС, продвигая в 70-е год фазосдвигающие устройства под брендом поперечного и продольно-поперечного регулировании (ППР) с указанными принципиальными недостатками и отказываясь от предметного рассмотрения аналогичной по задачам и лишенной недостатков ППР технологии КТТ, показывают ссылки с 1 по 10 приведенного в конце списка литературы.

 Под давлением руководства РАО "ЕЭС России" для рассмотрения теоретического обоснования КТТ и плана строительства головной подстанции  Федеральная Сетевая Компания провела 16.01.2004 совещание с авторами предложения и заинтересованными институтами. Вскоре стало ясно, что совещание было задумано,  проведено и оформлено как ширма для заранее заготовленного  отказа в предметном рассмотрении КТТ. Это полностью подтвердили прошедшие после совещания  три года, за которые не сделано ни шага вперед по КТТ, а авторы, по возможности, отстранены от работ по  теме КТТ.

4.      Непригодность устройств силовой электроники  для маршрутизации потоков активной мощности в КСЭ

Системы силовой электроники для гибких электропередач переменного тока – FACTS  (Flexible Alternative Current Transmission Systems) представляют собой сильноточные полупроводниковые системы в комплекте с системами автоматического управления, предназначенные  для повышения гибкости (быстродействующей управляемости) электропередач переменного тока.

Коротко, без неуместных наслоений, FACTS – названные одним именем разнообразные автоматизированные устройства силовой электроники для линий электропередачи переменного тока.    Но сами сетевые структуры гибких передач, содержащие адекватные ЛЭП и подстанции, должны существовать вне FACTS, так чтобы было на что воздействовать тем или иным устройством FACTS.

Различные известные устройства силовой электроники для электроэнергетики были представлены как нечто единое целое под общим именем FACTS в 1988 г Н.Г. Хингорани [15] . В дальнейшем основу устройств с брэндом FACTS составил компенсатор реактивной мощности на отключаемых тиристорах или биполярных транзисторах с изолированным затвором типа, названный  Statcom. Его полупроводниковая часть – двенадцатипульсный инвертор напряжения с накопительным конденсатором на стороне постоянного тока. Два таких инвертора в единой схеме  регулятора потока мощности (РПМ) были предложены Д. Джуджи как управляемый канал отбора энергии от узла сети и ввода ее последовательно в линию – устройство UPFC (Unified Power Flow Controller) . Схема обеспечивает регулирование как активного, так и реактивного потока в линии [16].  

К 1993 г. концепция FACTS вселяла большие надежды ее создателям [17]. Однако, уже к 1996 г. стало ясно, что основу для дальнейшего внедрения  силовой электроники в электроэнергетику составят преобразователи частоты и передачи (чаще, вставки) постоянного тока [18]. Несмотря на временные успехи UPFC [19], их внедрение в КСЭ затормозилось.

Наибольшим промышленным успехом за полтора десятилетия в направлении UPFC является создание испытательного стенда в Южной Корее. О стенде доложено на конференции CIGRE 2004 как о первой в мировой электроэнергетике действующей установке UPFC, созданный отделением НИОКР Siemens в южно-корейской энергосистеме Кангджин 345/154 кВ. Установка  включена на специально образованной под нее промежуточной подстанции двухцепной ЛЭП 154 кВ [20]. Статус установки – испытательный стенд в составе четырех Statcom по 40 МВА или  одного устройства UPFC мощностью 80 МВА ,. На стенде ведется накопление опыта действия установки при КЗ, моделирования различных устройств FACTS. Результаты эксплуатации будут предоставлены энергетикам, планирующим ввод в эксплуатацию FACTS в своих сетях.

Следует отметить, чтобы улучшить характеристики UPFC как устройства для энергосистем, немецкие (Siemens) и южно-корейские специалисты пошли дальше Л. Джуджи : в одном   UPFC они включают четыре Statcom", чтобы преодолеть ряд свойств простого, двухблочного UPFC, несовместимых с требованиями работы в КСЭ. Возможно и дальнейшее усовершенствование UPFC. Поскольку токи линии трансформируется  последовательным трансформатором UPFC и затем проходит через десятки полупроводниковых приборов, возможны быстродействующие контактные устройства для защиты полупроводниковых приборов при перегрузках и коротких замыканиях в сети.

Однако главное негативное свойство остается и для четырехблочного UPFC и при его быстродействующем контактном шунтировании. Это свойство – потеря функции квадратурной  ЭДС при токах, превышающих даже на короткое время (порядка долей секунды) токи расчетного режима. Отказ от этой функции необходим для предотвращении выхода из строя полупроводников. Для типовой сети возможного полезного использования UPFC это свойство – принципиальный недостаток.

Сложность, стоимость, габариты приемлемой по надежности подстанции UPFC в несколько десятков раз превышают эти показатели для подстанции кросс-трансформаторов. Таким образом для маршрутизации потоков активной мощности в КСЭ сильноточный  UPFC практически непригоден.

Сделать основные участки КСЭ  из негибких гибкими должна Кросс-Трансформаторная Технология транспортирования электроэнергии. Для этого в составе кросс-подстанций должны быть как базовые модули с нерегулируемыми параметрами, так и регулируемые модули, расставленные, например,  так как показано на схеме рис. 5. В этой схеме базовый модуль КТ обеспечивает компенсацию средней для всех отходящих линий 500 кВ величины квадратурного напряжения, а регулировочные модули КТ обеспечивают индивидуальные, то есть гибкие дополнения к  квадратурной ЭДС базового модуля.

Теоретически для повышения быстродействия можно было бы заменить регулировочные модули КТ устройствами UPFC c достаточно большой перегрузочной способностью, достигнутой за счет увеличения числа полупроводников на порядок относительно количества, потребного для обеспечения номинального режима. Но тогда бы стоимость  этих устройств, да и габариты подстанции увеличилась бы во многие десятки раз относительно кросс-подстанций.

5.      Недостатки технология размыкания контуров как альтернативы маршрутизации          

Вот как пояснил   необходимость размыкания контуров один из ведущих советских специалистов по сетям и системам Н.М. Мельников [7; Стр. 309, 310 ]

"Преимущества замкнутых сетей, заключающиеся в большей надежности электроснабжения, лучшем качестве электроэнергии и большей экономичности часто нарушаются из-за неоднородности сетей.

Простейшая неоднородная замкнутая цепь, состоящая только из двух параллельных ветвей с сопротивлениями

Z'= R'+ jX  и  Z"= R"= jX" при условии D'= X'/ R', D'> D",

которое можно считать признаком неоднородности…. Практически это соответствует случаю, когда к сети одного номинального напряжения, упрощенно отраженного одной ветвью Z", при развитии системы подключена линия более высокого номинального напряжения, отраженная ветвью с Z'. При этом допустимый ток I" ветви Z" может оказаться ограниченным по условиям нагрева проводов. В этом случае ветвь Z', хотя и предназначена для значительного увеличения пропускной способности сети, фактически не дает желаемого эффекта."

Следует отметить, что потери в сети, создаваемые неадекватными транспортными потоками, при размыкании отдельных контуров могут не только не снижаться, но даже увеличиваться. К такому  выводу подводят результаты расчета типового участка сети рис. 2.

Дело в том, что в сетях Центра на одну линию 500 кВ приходится, как правило, 3-4 расчетных линии 220 кВ и 4-6 расчетных линий 110 кВ. Практически это означает, что имеются одна-две линии 220 кВ, идущие вдоль трассы линии 500 кВ с несущественными удалениями, и от 4 до 6 реальных линий 220 кВ, настолько удаленных от этой трассы, что при расчете  и приведении к расчетным линиям 220 кВ их учитываем с коэффициентом ½ как две или три,  а не 4 или 6.

Что касается линий  110 кВ, то они, как правило, по направлению весьма далеки от направления трассы 500 кВ. Из рис. 3 видно, что размыкание  одной-двух линий из трех-четырех линий 220 кВ и двух-четырех линий из 4-6 линий 110 кВ снижает выигрыш в потерях всего участка сети несущественно и может даже увеличивать потери при некоторых неблагоприятных соотношениях чисел линий в "дне корзинки".

При внимательном рассмотрении проблемы размыкания на примере электропередачи с несколькими транзитными подстанциями (рис.6) становятся ясными  негативные следствия размыкания, а именно:

        величины нагрузок существенно меняются в течение суток, семидневной недели, от сезона к сезону и при этом слабо коррелированно между собой;

        диспетчеры размыкают менее надежные (в смысле интервала времени от последнего ремонтного  обслуживания линий и др.) участки, а не рассчитанные по указанной методике;

        суточный, недельный, т. п. график каждой из нагрузок переменный, и  моменты максимумов и минимумов нагрузок потребителей смещены во времени;

Рис. 6. Структура сети для анализа эффекта размыкания контура сети, образованного сетью и многоподстанционной ЛЭП

        при большой транспортной составляющей потока в "замкнутой" ЛЭП участка с близким к нулю током может и не быть; в этом случае линию надо не разомкнуть, а просто  снизить транспортную составляющую до адекватной величины;

        так называемое размыкание означает вывод из эксплуатации участка ЛЭП;

        при авариях на тупиковых линиях возможен ввод в работу резервной линии с противоположной стороны, но он занимает заметное время, поэтому при размыкании в десятки и сотни раз возрастает вероятность нарушения производства, работающего в автоматическом режиме  у потребителей на транзитных подстанциях;

        при наложении аварий на период ремонтных работ возникают длительные перебои в электроснабжении потребителей, подключенных к тупиковой линии.

Часто ЛЭП, идущие навстречу с противоположных концов, проектировщики и строители вообще не замыкают, имея введу проблему размыкания контуров. Тогда и резервного ввода не может быть.

Часто величины нагрузок на транзитных подстанциях при реальном размыкании  далеки от расчетного случая. Но если до размыкания к каждой из них энергия поступала с двух сторон, то теперь – только с одной. Потоки мощности к каждой из нагрузок слабо коррелированны относительно друг друга. Поэтому размыкание ведет к значительному росту фактических потерь относительно расчетных и др. (табл. 3).  

Таблица 3

Показатели ухудшения электроснабжения потребителей при размыкании линии электропередачи с несколькими транзитными подстанциями

 

Характеристика особенностей сети в месте размыкания контура

Показатель ухудшения качества напряжения

Показатель увеличения потерь в связях с  сетью

Увеличение вероятности сбоя

1. Сосредоточение нагрузки с преобладающей реактивной или полной мощностью с одной стороны  от точки размыкания

 

2

или

 более при не симметрии основной сети

Более двух

10  100

2. Сосредоточение нагрузки с преобладающей реактивной мощностью по одну сторону точки размыкания.

4

или

более при не симметрии основной сети

Больше единицы

10  100

3. Слабость основной сети со стороны расчетной точки размыкания

2  4

   3 и более

10  100

 

Уместно говорить о "ползучем" разрушении нижних слоев сети вследствие постепенного нарастании год от года числа разомкнутых ЛЭП. Этот процесс на практике происходит  следующим образом.

После ввода в эксплуатацию каждая ЛЭП отключается многократно, исходя из диспетчерских, ремонтных и других соображений. Плановый ремонт относительно скоротечен, и через несколько дней ЛЭП можно вводить в  рабочий режим. Но вариант работы "с разомкнутым контуром", то есть  без данного или смежного участка ЛЭП, более "удобен" для служб, ответственных за размыкание. Поэтому он сохраняется даже  в режимах, когда  тепловых перегрузок проводов "замкнутой" ЛЭП уже не возникает.

Возвращаясь к состоянию КСЭ при  аварийном отключении одной из мощных линий с учетом того, что большая часть ее потока перебрасывается в относительно густую сеть средне- и маломощных линий среднего и нижнего слоев сети, следует различать два состояния. При естественном потокораспределении эти линии еще до момента аварии оказываются загруженными неадекватными транспортными потоками, а часть из них выведена из работы ранее при плановом размыкании контуров.

При кросс-трансформаторной маршрутизации в доаварийном режиме было выполнено перераспределение потоков между слоями сети путем перевода транспортных потоков из среднего  и нижнего слоев в верхний, образованный магистральными линиями. 

Поэтому в первом случае, без маршрутизации КСЭ добавочная аварийная нагрузка ведет к  быстрому выходу из работы аварийно загруженных линий густой сети или последовательному (типа падающих костей цепочки домино) отключению их защитами, что и приводит к катастрофическому развитию аварии. Во втором случае развитие аварии откладывается за счет поддержания целостности среднего и нижнего слоев сети благодаря действию форсирования возбуждения синхронных машин и статических источников реактивной мощности, что дает диспетчеру время для проведения направленного изменения сети с целью  ее адекватной разгрузки. Графическое отображение состояний сети для иллюстрации сказанного представлено в виде сферических векторных  диаграмм [21] на рис.7.

Рис.7. Три сферических поверхности слоев сети 500-220-110 кВ в ходе развития аварии: а) в штатном доаварийном режиме. б) в начале аварии, в) в конце аварии. 

Радиусы сфер пропорциональны напряжениям слоев, широты узлов (точек на поверхностях сфер) – фазовым углам установившегося режима, долготы – удалению от центра аварии КСЭ в одном из направлений.

Сферы рисунка несут мнемоническую нагрузку: объем прямо пропорционален пропускной способности типовой линии слоя сети при оптимальном потокораспределении, а поверхность – при естественном. Радиусы сфер пропорциональны плотностям токов транспортных потоков при оптимальном потокораспределении. Пробелы в поверхностях отражают   пробелы в сети при отключении линий и их взаимное расположение по слоям. Центр аварии расположен в центре пробела в верхней сфере.

6.      Социальное и экономическое значение перехода от технологии размыканием контуров к маршрутизации на базе кросс-трансформаторной технологии

В настоящее время две трети населения России проживает в небольших городах и поселках городского типа. Их электроснабжение обеспечивается от многоподстанционных ЛЭП 110 и реже 220 кВ.  Размыкание этих ЛЭП ведет к существенному ухудшению показателей бесперебойности и качества электроэнергии для этих потребителей и росту потерь в сети. К тому же,  как указано в  таблице 3, размыкание ведет к резкому увеличению вероятности кратковременной потери питания, и вызванному этим негативному воздействию на работу предприятий и на комфортность жизни населения. 

 Таким образом, борьбу с размыканием контуров в сетях 110 и 220 кВ следует рассматривать как одну из стратегических задач отечественной электротехники  сетей сверхвысокого напряжения. Менеджеры электроэнергетики должны создать благоприятные условия  для решения этой задачи: мониторинг размыканий, полноценные базы расчетных данных, отработанные программы расчета установившихся режимов и их оптимизации, и, наконец, реализацию в сети головных проектов оборудования, создающего условия для предотвращения вынужденного  размыкания.

Необходима комплексная работа исследователей, проектировщиков и эксплуатации по оценке степени повышения бесперебойности электроснабжения и снижению потерь в сетях в случае применения новой технологии. Централизованное руководство изысканиями  должно взять на себя РАО  "ЕЭС России".

Следует отметить, что достигаемое при новой технологии существенное энергосбережение при передаче электроэнергии на значительные расстояния и становится все более актуальным в связи с Киотским Протоколом, и что обеспечиваемое при широком применении технологии полноценное использование техногенной среды, формируемой отчужденными трассами линий 110-765 кВ, является одной из важных экологических задач общества в XXI веке [23].

В первые десять лет внедрения технологии можно ограничиться строительством кросс-подстанций при крупных электростанциях.  К их числу относятся все 24 станция мощностью выше 2000 МВт и порядка одной трети станций мощностью от 1000 до 1999 МВт. Таким образом, всего построить 40 кросс-подстаций. На них будет установлено приблизительно 80 базовых КТ, включаемых последовательно с атотрансформаторами связи верхнего и среднего слоев сети и 120 регулировочных КТ, включаемых по направлениям отходящих сетей. Электромагнитная мощность каждого КТ в диапазоне от 40 до 70 МВА,  класс напряжения обмоток 330 или 220 кВ. Срок окупаемости комплексной кросс-подстанции –  2,2 года при расчете окупаемости только по экономии на потерях  по 10-15 МВт на подстанцию и стоимости электроэнергии у потребителя 1,5 руб/кВт-час. Такие важнейшие показатели национальной сети как улучшение бесперебойности и снижение  вероятности системных аварий неоценимы.

 

ВЫВОДЫ

1.                  Электроэнергетическое сетевое строительство достигло уровня, на котором необходимо перенесение идеи маршрутизации информационных потоков глобальных информационных сетей на Единую национальную электросеть в виде адекватной маршрутизации потоков электроэнергии, в том  числе, с помощью применения кросс-трансформаторной технологии.

2.   Кросс-трансформаторная  маршрутизация улучшит само качество ЕНЭС, определяемое  основными показателями сети:

         уменьшит величины  технологических потерь при транспортировке электроэнергии,  в среднем, в 1,5 раза,

         повысит устойчивость к  системным авариям при внезапном отключении магистральной электропередачи,

        обеспечит высокую бесперебойность снабжения узлов со средними и малыми нагрузками вследствие обеспечения замкнутости контуров примыкающих к ним участков сети,

        гарантирует малый срок окупаемости средств поэтапной модернизации сети.

3.    Для вовлечения в хозяйственный оборот разработанной технологии необходимо приступить проектированию и строительству головной кросс-трансформаторной подстанции и наладить серийное производство кросс-трансформаторов на напряжение 220 и 330 кВ и электромагнитную мощность 40-70  МВА с выпуском за пятилетие планового внедрения до 200 штук.

 

Литература

1.                  Ершевич В.В., Кривушкин Л.Ф. Поперечное регулирование напряжения в сетях 750 – 330 кВ. 750-330 кВ. – Электричество.–1972– № 8.

2.                  Мельников Н.А., Рокотян С.С., Шеренцис А.Н. Проектирование электрической части воздушных линий электропередачи 330 – 500 кВ. М.: Энергия, 1974.  Разделы: 13-1 Неоднородность замкнутой сети и ее влияние на условия работы сети.,13-2.  пути улучшения условий работы неоднородных замкнутых сетей,13-3. Методы расчетов по выбору параметров отдельных устройств. 14-3. Применение регулирующих и компенсирующих устройств.

3.                  Ершевич В.В., Крайз А.Г., Кривушкин Л.Ф. Некоторые итоги разработки и внедрения поперечного регулирования в сетях 750/330 кВ.//Электричество,1982№ 2.

4.                  Френкель В.Ю., Шифрин Л.Н., Грабовская Н.М. Продольно-поперечное регулирование в мощных автотрансформаторах 750 кВ. ЭП "Аппараты высокого напряжения, трансформаторы, силовые конденсаторы", 1974, вып.11.

5.                  Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под редакцией С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. М.: Энергия. 1977 .

6.                  Крайз А.Г., Домантовский Г.З., Лозница Т.С.  Трансформатор для поперечного регулирования трансформатора 750/330 кВ – Электричество, 1975 № 8.

7.                  Мельников Н.М. Электрические сети и системы. М.:"Энергия";1975, с.460.

8.                  Батюк И.И., Калюжный А.Х., Мезинцева Г.Б., Могирев В.В.. Эффективность поперечного регулирования напряжения при работе ВЛ 1150 кВ с сетями 500 кВ. -  Электрические станции. - 1984 - No 12.

9.                  Сергеев М.А., Туфанов В.А., Хвощинская З.Г. Поперечное регулирование напряжения и реактивной мощности в электрических сетях 1150  и  500 кВ. - Электрические станции.  1989 - No 12.

10.              Бушуев В.В., Калюжный А.Х., Кречмер Л.В., Самородов Г.И. Применение фазоповоротных устройств для управления потокораспределения в энергосистемах..// Электричество, 1990, № 11.

11.              Горнштейн В.М., Мирониченко Б.П., ПономаревА.В., Тимофеев В.А., Юровский А.Г. Методы оптимизации режимов энергосистем. Под ред. В.М. Горнштейна.–М.: Энергия, 1981, – 336 с.

12.                Лоханин Е.К.,  Скрыпник А.И., Галактионов Ю.И. и др. Информаионно-вычислительная система для расчетов и анализа режимов и  надежости энергосистем. – Электричество, 1994, Nо 9.

13.              Витшас А.Ф., Муравлева Э.А., Лоханин Е.К., Ольшванг М.В. Совмещенные подстанционные трансформаторы для управления активными потоками мощности в многоконтурных сетях СВН. Электротехника 2010 год. – М: ВЭИ, 1995, Том 1.

14.              Кузнецова Г.А., Лоханин Е.К., Ольшванг М.В. и др.,  Ступенчато регулируемые фазосдвигающие автотрансформаторы как средство оптимизации потокораспределения в электрических сетях  Электротехника  2010. – М.:ВЭИ, 1997.

15.              Hingorani  N.G.  High Power Electronics and Flexible  AC  Transmission Systems   IEEE  Power Engeniring Revie. July 1988

16.              Gyugyi L. The Unified Power Flow Control Conseptfor Flexible Transmission Systems/ Fifth Intenational Conference on AC and DC Power Transm. IEE, London, Sept 1991.           

17.              Hingorani  N.G.  Flexible  AC  Transmission. IEEE   Spectrum,  apr. 1993.     

18.              Lopes L. A. C., Joos J., Ooi B.-T. A AWM Quadrature Booster Phase-Shifte for FACTS. IEEE Trans. on Power Delivery,  vol.11, No 4, oct. 1996              

19.              Hingorani  N.G.  High-Voltage DC Transmissions: A Power Electronics Workhorse  IEEE   Spectrum,  apr. 1996.     

20.              Y.S.Han, I.Y.Suh, J.M.Kim, H.S.Lee, J.B.Choo, B.H.Chang. Commissioning and Testing of the KangJin UPFC in Korea. –CIGRE – 2004, № B4-211

21.               Ольшванг М.В. Сферические векторные диаграммы развитых электрических сетей и их применение. Сборник научных трудов "ВЭИ 80 лет".– М. ВЭИ, 2001. Или Интернет-сайт Http://mvo.ipc.ru  

22.              Ольшванг М.В. Особенности кросс-трансформаторной технологии транспортирования энергии по сетям 110-750 кВ. – Электро 2/2004.

23.              Добрусин Л. А.,. Ольшванг М.В.      О совершенствовании техники управления маршрутами потоков активной мощности в сетях 110 - 765 кВ на основе специальных фазосдвигающих трансформаторов. Доклад на Всероссийском электротехническом конгрессе РАН и РАЭН "ВЭЛК 2005". Тезисы – в "Материалах конгресса" –М:  РАЭН, 2005.

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