Характеристика Забайкальской энергосистемы

Введение
Расчёты электрических режимов являются основными при решении
задач, связанных с проектированием и эксплуатацией ЭЭС. Результаты этих
расчётов
используются
при
планировании
режимов
и
оперативном
управлении ЭЭС, а также служат базой для выполнения оптимизации, анализа
устойчивости и надёжности.
В настоящее время актуальность задач расчёта установившихся
режимов
возросла
вследствие
создания
автоматизированных
систем
диспетчерского и противоаварийного управления на базе ЭВМ.
Объектом
исследования
данной
работы
является
схема
электроснабжения Забайкальской энергосистемы. Весомая часть нагрузки в
Забайкальской энергосистеме является тяговая нагрузка железной дороги. Из
года в год растет объем перевозок по железной дороге, увеличивается тяговая
нагрузка, ситуация усугубляется. Несимметричный режим в сети оказывает
негативное влияние в первую очередь на потребителей, питающихся от
тяговых подстанций. Несимметрия напряжения в сети приводит ко многим
негативным последствиям в ЭЭС.
В частности, несимметричный режим
усложняет работу релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗ и
ПАА). В операционной зоне Забайкальского районного диспетчерского
управления (РДУ) неоднократно отмечены ложные срабатывания или отказы
данных устройств. Таким образом, тема данной работы является актуальной.
Подобные расчеты для Забайкальской ЭЭС никогда не производились.
Цель работы – создание базы данных для Забайкальской ЭЭС в
специализированном программном комплексе (ПК) МУСТАНГ, позволяющей
рассчитывать полные фазные токи, фазные и линейные напряжения в ходе
электромеханического переходного процесса в любом узле и в любой ветви
схемы.
Основные этапы работы (оптимизация УР энергосистемы, составление
базы для расчета несимметричных режимов в системе и т. п.) будут выполнены
с помощью ПК «Mustang».
Характеристика Забайкальской энергосистемы
Забайкальская электроэнергетическая система (ЭЭС) располагается на
территории Забайкальского края. Она граничит с Бурятской ЭЭС и служит
связующим звеном между объединенной энергосистемой (ОЭС) Сибири и
ОЭС Дальнего Востока. Особенность Забайкальской ЭЭС заключается в том,
что существенную долю ее нагрузки составляют тяговые подстанции,
предназначенные для электроснабжения железнодорожного транспорта.
Питание электротяги поездов осуществляется по двум фазным проводам,
третий фазный провод заземляется. Очевидно, что такой режим приводит к
возникновению двухфазной несимметрии через активное переходное
сопротивление (выпрямительное устройство электротяги) в смежных сетях
переменного тока.
Роль отбора мощности с транзита обеспечивают тяговые подстанции,
питающие нужды железной дороги. Более крупные узловые подстанции
связывают транзит 220 кВ с сетью 110 кВ и генерирующими мощностями
Забайкальской
системы.
Основные
подстанции
транзита:
Петровск-
Забайкальский, Чита-500, Читинская ТЭЦ-1, Макавеево, Холбон, Могоча.
Генерацию осуществляют шесть тепловых электростанций мощностью от
12 до 660 МВт, работающих на угле. Читинская ТЭЦ, Харанорская ГРЭС,
Шерловогорская ТЭЦ, Первомайская ТЭЦ, Приаргунская ТЭЦ, ТЭЦ ППГХО.
Суммарная установленная мощность на начало 2012 года всех электростанций
Забайкальского края составляет 1602 МВт (с учетом ввода в работу третьего
блока Харанорской ГРЭС). Зимний максимум потребления в 2011году
составил 1275 МВт, летний минимум – 521 МВт.
Забайкальская система, в основном, самодостаточна, но в период зимнего
максимума нагрузки покрывает свои нужды за счет перетока из западных
систем, во время летнего минимума Забайкальская система становится
избыточна и ее мощность порой обеспечивает проведение ремонтов в
Иркутской энергосистеме.
Расчеты несимметричных режимов в трехфазных
электрических сетях
Для расчетов несимметричных режимов в трехфазных электрических
цепях, в том числе и в больших энергосистемах, широко применяются
различные варианты преобразования координат.
Для статической части схемы электрической системы наибольшее
распространение получило преобразование трехфазной системы А, В, С в
систему симметричных составляющих прямой, обратной и нулевой
последовательностей. Для вращающихся электрических машин (генераторы и
двигатели) применяется преобразование Парка-Горева (d, q, 0).
Общим
замечательным
свойством
всех
упомянутых
видов
преобразования координат является то, что трехфазная система в этих
координатах распадается на три несвязанных друг с другом контура. Это дает
весьма
существенные
преимущества
с
точки
зрения
экономии
вычислительных ресурсов, так как практически всегда в исходной трехфазной
системе
отдельные
фазы
имеют
между
собой
магнитную
и
электростатическую связь. Поэтому при переходе к трем независимым
контурам в топологии схемы существенно сокращается число узлов и ветвей.
При однофазных, двухфазных на землю или двухфазных коротких
замыканиях (КЗ), когда трехфазная система становится несимметричной, фазы
оказываются в разных условиях, что не позволяет выполнить расчет, как это
делается при расчете трехфазного КЗ, только для одной из фаз.
Сущность метода симметричных составляющих, состоит в том, что
любую несимметричную трехфазную систему векторов (токов, напряжений)
можно представить в виде трех симметричных систем. Одна из них имеет
прямую последовательность чередования фаз - Fa1, Fb1, Fc1, другая – обратную
Fa 2 , Fb2 , Fc 2 . Третья
система,
называемая
системой
нулевой
последовательности, состоит из трех равных векторов, совпадающих по фазе
Fa 0 , Fb0 , Fc0 .
Таким образом, для каждой фазы можно записать:
Fa  Fa1  Fa 2  Fa 0 ,
Fb  Fb1  Fb 2  Fb0 ,
(1)
Fc  Fc1  Fc 2  Fc 0 .
Система величин прямой последовательности:
Fa1, Fb1  Fa1a 2 , Fc1  Fa1a
(2)
Система величин обратной последовательности:
Fa 2 , Fb 2  Fa 2 a, Fc 2  Fa 2a 2
(3)
Система величин нулевой последовательности:
Fa 0  Fb0  Fс 0 .
(4)
Здесь а – оператор a  e j120. То есть умножение вектора на а означает
поворот его на 120o против движения часовой стрелки.
Из уравнений (2) следует, что при использовании метода симметричных
составляющих достаточно вычислить значения симметричных составляющих
только для одной фазы, например, А, по которым нетрудно определить
симметричные составляющие для двух других фаз и полные значения
соответствующих фазных величин, т.е.
Fa  Fa1  Fa 2  Fa 0 ,
Fb  a 2 Fa1  aFa 2  Fa 0  Fb1  Fb 2  Fb 0 ,
(5)
Fc  aFa1  a 2 Fa 2  Fa 0  Fc1  Fc 2  Fc 0 .
Таким образом, вместо одной несимметричной системы рассчитываются
три, но значительно более простые, что в конечном итоге существенно
упрощает вычисления.
Симметричные составляющие, например фазы А, можно получить, зная
полные значения фазных величин:


(6)


(7)
1
Fa1  Fa  аFb  a 2 Fc ,
3
1
Fa 2  Fa  а 2 Fb  aFc ,
3
1
Fa 0  Fa  Fb  Fc .
3

Геометрические
суммы

векторов
(8)
прямой
и
обратной
последовательностей трех фаз, как для всяких уравновешенных систем, равны
нулю.
В
противоположность
этому
система
величин
нулевой
последовательности, как это следует из (4), не является уравновешенной.
Все приведенные выше выражения справедливы для токов и напряжений
при несимметричных режимах работы трехфазных электроустановок. [1]
Fa
Fc
Fa
Fc
0
0
Fb1
Fb 2
Fb
а
Fb
Fb 0
б
Fc1
Fa1
Fa 2
Fa 0  Fb 0  Fc 0
Fc 2
Fb 2
Fb1
в
г
д
Рисунок 1. Пример разложения несимметричной системы векторов на симметричные
составляющие, где а – несимметричная система векторов; б – разложение несимметричной системы векторов на симметричные составляющие; в – систе-ма прямого
следования фаз; г – система обратного следования фаз; д – система нулевого следования
фаз.
Теоретические основы электротяги на переменном токе и
несимметрии напряжения
Предпосылки к использованию электротяги на переменном токе. Общий
принцип работы
Использование двух родов тока в системе тягового электроснабжения
железных дорог сложилось исторически. Система постоянного тока была
первой системой в России, по которой началась в 1929г. Электрификация
железных дорог. Длинна первого электрифицированного участка Москва –
Мытищи составила 17,7 км. В настоящее время эксплуатационная длинна
электрифицированных
на
постоянном
токе
железнодорожных
линий
составляет около 20 тыс. км, питание которых осуществяют около 10000
тяговых
подстанций.
На
настоящий
момент,
общая
протяженность
жлелезнодорожных линий страны, электрифицированных на постоянном и
переменном токе, приближается к 40 тыс. км.
В начале двадцатого столетия, во времена начала электрификации
железных дорог, на электроподвижном составе (ЭПС) использовались тяговые
электродвигатели (ТЭД) исключительно постоянного тока. Это связано с их
конструктивными особенностями, а именно: возможностью достаточно
простыми средствами регулировать скорость и вращающий момент в широких
пределах, возможностью работать с перегрузкой. Двигатели переменного тока
(асинхронные,
синхронные)
имеют
такие
характеристики,
что
без
специальных средств регулирования скорости вращения (изменение частоты
входного напряжения, включение реостатов в цепь ротора, изменения числа
пар полюсов), их применение для электротяги становится невозможным.
Данных средств регулирования на начальном этапе электрификации еще
не было и поэтому, естественно, в системах тягового электроснабжения
применялся постоянный ток при напряжении, сначала 1,5кВ, а затем 3 кВ. С
течением времени и развитием инфраструктуры государства, объемы
перевозок на железной дороге увеличивались, как следствие, росла нагрузка
тяговых сетей. С увеличением токовой нагрузки в сети увеличились и потери
электроэнергии. Усиление конструкции тяговой сети под большую токовую
нагрузку было достаточно экономически дорогим решением. Хороший выход
из ситуации – увеличение напряжения тяговой сети. При этом на тот момент
развития электротехники, напряжение 3 кВ для двигателей постоянного тока
оказалось предельным. Достичь компромисса оказалось возможным при
использовании переменного тока в контактной сети.
Системы однофазного тока промышленной частоты получили широкое
распространение во всем мире после второй мировой войны. По этой системе
электрифицировано около 25% общей протяженности
электрических
железных дорог мира. В нашей стране первый участок (Ожерелье - Павелец)
был электрифицирован на переменном токе в 1956-57 годах. Протяженность
его составила 137 км. Он стал опытным участком, на котором проходило
проверку новое оборудование и электровозы системы переменного тока.
На ЭПС стали устанавливать трансформаторы, которые позволяли
снижать напряжение контактной сети до допустимого уровня. После
трансформатора устанавливается выпрямитель, а дальше - ТЭД постоянного
тока. При этом, напряжение подаваемое на ТЭД можно понизить, а
напряжение контактной сети повысить, уменьшив потери в ней. Напряжение
контактной сети переменного тока повысили до 25 кВ, на шинах тяговой
подстанции до 27,5 кВ. В следствие этого, увеличилось расстояние между
тяговыми подстанциями, уменьшилось сечение проводов контактной сети, а,
следовательно, и стоимость системы электроснабжения. Таким образом,
система электрификации переменного тока является более совершенной и, в
настоящее время, принята основной.
На начальном этапе внедрения переменного тока снова возникли
сложности. Выпрямительная техника того времени была несовершенна. Для
выпрямления переменного тока использовались ртутные выпрямители,
которые имели большие габариты и были сложны в эксплуатации. Но с
появлением полупроводниковой техники, электротяга на переменном токе
стала быстро развиваться.
Кроме того, в настоящее время разработана система тягового
электроснабжения переменного тока 2х25 кВ. При этом напряжение
питающей сети увеличено до 50 кВ, а напряжение в контактной сети
сохранилось прежним 25 кВ. По этой системе электрифицирована БайкалоАмурская магистраль и ряд участков в центре России. [2]
Влияние тяговой нагрузки на напряжение и реактивную мощность [2].
Как было сказано выше, однофазные тяговые нагрузки создают
несимметрию токов и напряжений в системе. Выпрямление тока на
подстанциях или локомотивах приводит к появлению высших гармоник тока
и напряжения. Сравнительно низкий коэффициент мощности тяговой
системы, особенно при тяге на переменном токе, приводит к загрузке системы
электроснабжения реактивной мощностью.
Для компенсации реактивной мощности применяют конденсаторные
батареи, включаемые в тяговую сеть на подстанциях или постах
секционирования.
Несимметрия токов в энергосистеме, вызываемая однофазной нагрузкой
тяги, как правило, не требует принятия специальных мер симметрирования,
так как в мощных системах тяговая нагрузка составляет не более 10—15%
общей их нагрузки и практически не влияет на располагаемую мощность
генераторов электрических станций.
Несимметрия напряжений характеризуется напряжением обратной
последовательности. Основным методом снижения несимметрии является
чередование подключения менее загруженных фаз тяговых подстанций к
разным фазам питающих линий передачи.
Схема параллельной работы подстанций, соответствующая этим
требованиям при двустороннем питании ЛЭП (Рисунок 2), обеспечивает
параллельную
работу
смежных
подстанций
по
тяговой
сети
при
использовании трансформаторов одной группы соединений (Y/∆—11). Для
симметрирования нагрузки в питающей линии требуется при двустороннем
питании ЛЭП шесть подстанций.
1
A
B
C
2
3
4
5
6
7
ЛЭП
C
C
A
-А
b
a
B
A
c
a
B
C
B A
c
b
c
-C b
C
B B
a
A
A A
c
b
A
C
a
a
-C
B B
c
b
C A
b
B a
Рельс
B
c
-A
C
b
a
c
Контактный
провод
Рисунок 2. Схема параллельной работы подстанций для двухстороннего питания.
Данную схему целесообразно использовать и при одностороннем
питании ЛЭП. В этом случае для симметрирования нагрузки питающей линии
достаточно иметь группу из трех одинаково загруженных подстанций. За
полный цикл чередования фаз от шести тяговых подстанций в контактную
сеть относительно рельсов подаются четыре сдвинутых по фазе напряжения:
 отрицательное напряжение фазы А,
 положительное фазы В,
 отрицательное фазы С
 положительное фазы А.
Высшие гармоники в тяговой сети переменного тока практически мало
влияют на систему внешнего электроснабжения и их необходимо учитывать
только при определении мер защиты от влияния тяговой сети на линии связи,
идущие вдоль железной дороги.
Заключение
В ходе проделанной работы, используя данные, предоставленные
Забайкальским РДУ, была смоделирована база данных в программном
комплексе «Mustang», позволяющая рассчитывать при несимметричном
режиме работы сети полные фазные токи, фазные и линейные напряжения в
ходе электромагнитного переходного процесса в любом узле и любой ветви
схемы. Произведена оценка влияния несимметрии на работу сети по расчету
коэффициента напряжения по обратной последовательности, на работу
турбогенераторов, а также на срабатывание третьей ступени дистанционной
защиты транзита 220 кВ. Выполнен сравнительный анализ результатов
расчета программ «АРМСРЗА» и «Мустанг», в котором рассмотрены аспекты
учета
времени
при
расчете
уставок
релейной
защиты
и
анализ
электромагнитного переходного процесса при несимметричном коротком
замыкании вблизи турбогенератора.
В настоящее время возрастает объем перевозок по тяговому транзиту
Забайкалья, как следствие возрастает величина несимметрии, что, безусловно,
оказывает влияние на работу сети. Поэтому, моделирование несимметричного
режима работы сети является актуальной задачей для Забайкальской
энергосистемы.