Задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России - Анализ параллельной работы по условиям статической устойчивости

Анализ параллельной работы ЕЭС России с энергосистемами Восточной и Западной Европы по условиям статической устойчивости

Тузлукова Е. В.

В настоящее время в Европе создается Трансъевропейская синхронная объединенная электроэнергетическая система (TESIS) стран Западной, Центральной и Юго-Восточной Европы. Для ЕЭС России, энергосистем стран СНГ и Балтии при наличии мощных межгосударственных связей 750, 400 и 220 кВ с другими странами Европы технически осуществима и экономически целесообразна организация параллельной работы с энергосистемами TESIS.
В соответствии с концепцией, разработанной РАО “ЕЭС России”, институт Энергосетьпроект совместно с другими научно-исследовательскими институтами проводит исследования возможности организации параллельной работы ЕЭС России с энергообъединениями стран Западной Европы. Электроэнергетические системы Востока и Запада, хотя и работают на единой частоте 50 Гц, имеют ряд принципиальных различий, обусловленных разным подходом к их формированию. Организация параллельной работы энергосистем Востока и Запада подразумевает гарантию того, что совместная работа не приведет к нестабильному или ненадежному функционированию энергосистем. Поэтому необходимо обеспечить выполнение ряда технических требований, в частности, устойчивую параллельную работу по межгосударственным связям.
В связи с этим в рамках работы, выполняемой институтом Энергосетьпроект, были проведены исследования пропускных способностей межгосударственных связей при параллельной работе энергообъединений Востока и Запада по условиям обеспечения статической устойчивости.
Исследования проводились по схеме на период 2005 г., подготовленной ВНИИЭ с использованием материалов ЦДУ ЕЭС России и института Энергосеть- проект. В расчетную модель были включены схемы замещения ЕЭС России, энергосистем Украины, Белоруссии, Молдавии, Казахстана и стран Балтии, энергообъединений UCTE и CENTREL, в которой основные генерирующие источники и электрические сети напряжением 220 кВ и выше энергосистем России и стран б. СССР моделировались реальными параметрами, а энергосистем, входящих в UCTE и CENTREL, - в основном эквивалентными станциями и электрическими сетями 220 и 380 кВ.
В данных исследованиях рассматривались два основных сечения: ЕЭС России - энергосистемы Украины, Белоруссии и стран Балтии (сечение 1) и энергосистемы Украины, Молдавии и стран Балтии - CENTREL, энергосистемы Румынии и Болгарии (сечение 2). Наибольшее внимание уделялось сечению 2.
В состав сечения 2 входят следующие ВЛ:
три ВЛ 750 кВ: Хмельницкая АЭС - Жешув, Западноукраинская ПС - Альбертирша, Южноукраинская АЭС - Исакча;
четыре ВЛ 400 кВ: Крониус - Элк, Мукачево - Капушаны, Мукачево - Шайосегед, Мукачево - Рошиори;
четыре ВЛ 220 кВ.
Расчетная схема содержит 200 генераторов, 1000 узлов и 1800 ветвей. Структурная схема энергообъединения представлена на рисунке.
Определение предельных допустимых потоков мощности через сечение 2 осуществлялось по условиям существования режимов путем их утяжеления за счет создания увеличивающегося потока мощности от генераторов ЕЭС России и энергосистемы Украины в TESIS через рассматриваемое сечение. В результате было получено, что максимальная допустимая передаваемая мощность через сечение 2 с Востока на Запад в полной схеме с учетом нормируемого коэффициента запаса и нерегулярных колебаний мощности составляет 8300 МВт, а с учетом выполнения критерия (и-1) в наиболее тяжелом послеаварийном режиме - 6200 МВт.
Для уточнения полученных результатов были проведены дополнительные исследования с определением необходимых и достаточных критериев статической устойчивости (апериодической и колебательной) при параллельной работе такого энергообъединения. Необходимость в проведении таких расчетов была обусловлена также опасениями некоторых отечественных и зарубежных ученых, что при параллельной работе такого протяженного энергообъединения возможно возникновение общесистемных слабозатухающих колебаний на низких частотах [1]. Поэтому в данных исследованиях была предпринята попытка оценить также возможность возникновения таких колебаний.
Расчеты проводились с помощью программного комплекса “ПОИСК”, разработанного в Санкт-Петербургском государственном техническом университете. Данный программный комплекс использует матричные методы определения статической устойчивости путем нахождения собственных значений и собственных векторов матрицы состояния системы [1,2].
В связи с тем, что расчетная модель энергообъединения содержала большое число эквивалентных элементов, особенно в энергосистеме TESIS, необходимо было определить влияние разных типов моделей на предел передаваемой мощности и возможность возникновения низкочастотных колебаний.
Влияние моделей генераторов. Рассматривались две модели:

Структурная схема энергообъединения

представление генераторов постоянством переходной ЭДС Е' с коэффициентом демпфирования от 2 до 4; моделирование реальных электростанций в ЕЭС России и энергосистемах стран б. СССР, а также некоторых крупных генерирующих источников в UCTE и CENTREL полными уравнениями Парка - Горева с учетом демпферных контуров, систем возбуждения и автоматических регуляторов сильного действия (АРВ - СД).
Коэффициент усиления по напряжению АРВ варьировался от 10 до 100 ед.возб(ном)/ед.напр. Для каналов стабилизации АРВ определялись оптимальные настройки.

Исследования показали следующее:

1. При представлении всех генераторов упрощенной моделью с коэффициентом демпфирования, равным двум, нарушение апериодической устойчивости наступало раньше, чем предел по условиям существования режима. При этом максимальная допустимая передаваемая мощность через сечение 2 с Востока на Запад в полной схеме составляла 7800 МВт, что меньше результата, полученного по условиям существования режима, на 500 МВт. В режимах, близких к предельному, возможно возникновение слабозатухающих низкочастотных колебаний на частотах порядка 0,35-0,4 Гц. Эти колебания обладают некоторыми свойствами системных колебаний, а именно:

амплитуда этих колебаний в значительной части системы составляет не менее 20% максимальной;
явно выделяются две группы генераторов, колеблющиеся в противофазе.

1. При увеличении коэффициента демпфирования до четырех не выявляются корни с положительной вещественной частью вплоть до предельной величины перетока мощности по условиям существования режима. Низкочастотные колебания на частотах 0,35 - 0,4 Гц имеют достаточно высокий коэффициент затухания (не менее - 0,2).
2. В случае подробного моделирования части генераторов системы было выявлено, что максимальное затухание низкочастотных колебаний имеет место при низких значениях коэффициентов усиления по напряжению АРВ [10 - 15 ед.возб(ном)/ед.напр.]. Попытка повысить затухание низкочастотных колебаний путем применения оптимальных настроек каналов стабилизации АРВ значительных успехов не принесла. Кроме того, настройка каналов стабилизации АРВ для улучшения демпфирования колебаний на низких частотах может сопровождаться ухудшением демпфирования колебаний на относительно высоких частотах (1 - 1,2 Гц). Пропускная способность межгосударственных связей в случае настройки каналов стабилизации АРВ по условиям демпфирования относительно высокочастотных колебаний сильно зависит от принятых в исследованиях моделей других элементов, в частности, модели нагрузки.

Влияние модели нагрузки.

Рассматривались две модели нагрузки:
представление нагрузки постоянной активной и реактивной мощностью;
представление нагрузки постоянной активной и реактивной проводимостью.
В работах отечественных и зарубежных ученых указывалось на существенную зависимость предела передаваемой мощности в энергосистеме от характеристик нагрузки. В случае статических характеристик нагрузки, близких к постоянству мощности, предельный режим по условиям апериодической устойчивости энергосистемы может наступать гораздо раньше, чем по условиям существования режима. При характеристиках нагрузки, близких к постоянству проводимости, апериодическая устойчивость нарушается при потоке мощности в исследуемом сечении, практически равном предельному по условиям существования режима [1,3].
Сказанное полностью подтвердилось при проведении данных исследований. Действительно, при представлении нагрузки постоянной проводимостью, а генераторов - полными моделями с оптимальными настройками каналов стабилизации АРВ предел передаваемой мощности по условиям апериодической статической устойчивости совпадает с пределом мощности по условиям существования режима. В случае моделирования нагрузки постоянством мощности устойчивость нарушается при перетоке мощности через сечение 2, равном 6000 МВт.
Влияние регулирования первичных двигателей. В энергосистемах простой структуры при расчетах статической устойчивости автоматическое регулирование скорости турбин (АРС) обычно не учитывается. В крупных энергосистемах, где возможно возникновение низкочастотных колебаний, демпфирование, вносимое АРС, зависит от амплитуды колебаний и от зоны нечувствительности регуляторов скорости [3]. При малых амплитудах колебаний демпфирование мало, в случае значительных амплитуд демпфирование возрастает из-за увеличения числа станций, участвующих в процессе регулирования. Однако наличие на регуляторах скорости в ЕЭС России и энергосистемах стран бывшего  СССР значительной зоны нечувствительности (около 0,15 Гц) не позволяет эффективно использовать демпфирующие свойства автоматических регуляторов скорости. Уменьшение зоны нечувствительности регуляторов скорости в ЕЭС России и в энергосистемах стран б. СССР позволит повысить демпфирование электромеханических колебаний.

Выводы

1. Расчеты пропускной способности межгосударственных связей по условиям статической устойчивости с учетом необходимых и достаточных критериев устойчивости дают незначительные изменения по сравнению с результатами, полученными по условиям существования режима.
2. В режимах, близких к предельному, возможно появление низкочастотных колебаний (0,3 - 0,4 Гц) со слабым затуханием (менее - 0,1), которые по некоторым признакам можно определить как системные.
3. Увеличить демпфирование низкочастотных колебаний можно с помощью автоматического регулирования скорости турбин. Для более эффективного использования демпфирующих свойств регуляторов скорости турбин следует стремиться к максимальному снижению зоны нечувствительности регуляторов.
4. Использование АРВ генераторов для демпфирования низкочастотных колебаний малоэффективно. Напротив, настройки каналов стабилизации АРВ сильного действия рекомендуется подбирать с целью демпфирования локальных относительно высокочастотных (1-2 Гц) колебаний, возникающих в подсистемах.
5. Регулирующий эффект нагрузки по напряжению является положительным фактором для демпфирования низкочастотных колебаний и не зависит от размеров системы. Однако неопределенность характера нагрузки сильно повышает погрешность расчета и может приводить к завышенным или заниженным результатам. Поэтому для получения реальной картины необходимо максимально уточнять модель нагрузки.

Для дальнейших исследований вопросов, касающихся поставленных задач, необходимо более подробное представление энергообъединения TESIS и его элементов.

Список литературы

1. Анализ статической устойчивости и демпфирования низкочастотных колебаний в объединенных энергосистемах / Груздев И. А., Стародубцев А. А., Устинов С. М., Шевяков В. В. - Электричество, 1991, № 3.
2. Баринов В. А., Совалов С. А. Модальное управление режимами электроэнергетических систем. — Электричество, 1986, №8.
3. Груздев И. А., Масленников В. А., Устинов С. М. Исследование собственных динамических свойств протяженных электроэнергетических объединений. - Изв. РАН. Энергетика, 1993, № 1.