Анализ влияния секционирования сети напряжением 110–220 кВ на надежность электроснабжения потребителей

Page 1
background image

Page 2
background image

50

В 

распределительных  сетях  напряжением  110–220  кВ  в  России 

исторически применяется секционирование. Под секционирова-

нием сети понимается отключение некоторых шиносоединитель-

ных высоковольтных выключателей в пределах одной подстан-

ции  (ПС)  с  целью  снижения  величины  токов  короткого  замыкания  (КЗ). 

Одновременно  это  приводит  к  уменьшению  количества  электрических 

связей, по которым может осуществляться электроснабжение отдельных 

потребителей, увеличивая эквивалентное сопротивление системы и сни-

жая надежность ее функционирования [1]. 

Является  ли  данное  снижение  надежности  практически  значимым 

или нет, зависит от конкретных схемно-режимных условий и может быть 

проанализировано  на  основании  результатов  расчетов  электрических 

режимов.  Примеры  расчетов  и  методика  их  выполнения  приведены 

в данной статье исключительно для рассмотрения принципов и подхо-

дов к секционированию сети, а не в целях принятия проектных решений. 

ОБЩИЕ

 

ВОПРОСЫ

 

СЕКЦИОНИРОВАНИЯ

 

СЕТИ

Отказ  от  секционирования  сети  на  каком-либо  ее  участке  (десекциони-

рование)  с  установкой  токоограничивающего  устройства  (ТОУ)  в  месте 

возможного разрыва изменяет потокораспределение на данном участке 

и других ближайших участках сети. Под десекционированием сети пони-

мается включение шиносоединительных выключателей (ШСВ) 110–220 кВ 

на ПС с высшим классом напряжения 500, 220, 110 кВ. Надежность сети 

при этом повышается, но при десекционировании (если она была спро-

ектирована как глубоко секционированная) возможно появление шунти-

рующих связей (имеющих достаточно большую проводимость) по лини-

ям электропередачи (ЛЭП) 110–220 кВ между ПС 500 кВ. При этом через 

распределительную  сеть  будет  проходить  часть  транзитного  перетока 

Анализ влияния секционирования 
сети напряжением 110–220 кВ 
на надежность электроснабжения 
потребителей

УДК 621.311:621.316.1

Проведен

 

анализ

 

общих

 

вопросов

 

секционирования

 

распределительных

 

сетей

 

напряжением

 110–220 

кВ

в

 

том

 

числе

 

с

 

применением

 

токоограничивающих

 

устройств

Выполнена

 

сравнительная

 

оценка

 

секционированной

 

и

 

десекциони

-

рованной

 

сети

Предложен

 

способ

 

оценки

 

запаса

 

по

 

надежности

 

функциониро

-

вания

 

распределительной

 

сети

.

Обоснована

 

необходимость

 

учета

 

сверхнормативных

 

возмущений

 

в

 

секциони

-

рованной

 

сети

 

для

 

разработки

 

и

 

реализации

 

мероприятий

направленных

 

на

 

минимизацию

 

ущербов

 

от

 

аварий

Представлены

 

результаты

 

анализа

 

эффек

-

тивности

 

применения

 

линейного

 

АВР

 

и

 

рекомендации

 

по

 

его

 

реализации

Илюшин

 

П

.

В

.,

к.т.н., проректор по 

научной работе

ФГАОУ ДПО 

«ПЭИПК» 

Гуревич

 

Ю

.

Е

.,

к.т.н., доцент

Ключевые

 

слова

:

распределительная 

сеть, секционирование, 

десекционирование, 

токоограничивающее 

устройство, надеж-

ность электроснабже-

ния потребителей

УПРАВЛЕНИЕ 

СЕТЯМИ

P

Q

СВН

,

СВН

P

Q

ВН

,

ВН

500 кВ

Рис

. 1. 

Упрощенная

 

однолинейная

 

схема

 

фрагмента

 

сети

 110–500 

кВ

управление сетями


Page 3
background image

51

мощности, как показано 

на рисунке 1, что может 

привести  к  перегрузкам 

электросетевого  обору-

дования 110–220 кВ.

Для предотвращения 

возможных  перегрузок 

выполняется  секциони-

рование  сети  или  в  ней

применяется  попереч-

ное  регулирование  на-

пряжения.  В  сети  110–

220 кВ московской энер-

госистемы 

возможны 

значительные  перегруз-

ки, как видно из резуль-

татов расчетов для нор-

мального  режима  зим-

него  максимума

1

,  где 

отношение  величин  то-

ков к их максимальным длительно допустимым зна-

чениям для некоторых ЛЭП и силовых трансформа-

торов (СТ) превышает 170%.

В  реальных  условиях  последствия  десекциони-

рования зависят от того, образуются ли в сети зам-

кнутые  ветви,  имеющие  достаточную  проводимость 

и  шунтирующие  сеть  500  кВ,  или  нет.  Для  проверки 

влияния десекционирования на токовую загрузку сети 

110–220 кВ рассмотрены случаи десекционирования 

на ПС 500/220/110 кВ, где на междушинных связях це-

лесообразна установка ТОУ. Эффективна установка 

ТОУ на тех ПС 500 кВ, подпитка мест КЗ от которых 

наибольшая,  а  также  на  междушинных  связях  ПС 

110–220 кВ, ближайших к ПС 500 кВ. Однако влияние 

десекционирования на ПС 110–220 кВ незначительно, 

если включены все шиносоединительные выключате-

ли на ПС 500 кВ.

Результаты  расчетов  при  десекционировании 

сети  110–220  кВ  московской  энергосистемы  приве-

дены  в  таблице  1.  В  исходном  режиме  токи  в  ЛЭП 

и СТ не превышают максимальных длительно допу-

стимых значений, а напряжения выше соответству-

ющих минимально допустимых значений. В каждом 

из расчетов (1–10) выполнялось десекционирование 

на одной из ПС — либо шин 110 и 220 кВ совместно 

(если  перегрузок  не  возникало),  либо  по  отдельно-

сти (если они имели место). В расчете № 11 принято 

полное десекционирование шин 110 и 220 кВ на всех 

рассмотренных ранее ПС. Из результатов расчетов 

можно сделать следующие выводы: 

1.  Десекционирование  сети  может  способствовать 

более  равномерному  распределению  нагрузки 

по  ЛЭП  и  снижению  возможных  перегрузок,  что 

очевидно. В частности, перегрузка ЛЭП, вызван-

ная десекционированием шин 110 и 220 кВ на ПС 

«Чагино» (расчет № 10), уменьшается при десек-

ционировании на других ПС 500 кВ (расчет № 11) 

с 24% до 19%.

2.  Десекционирование может вызывать перегруз-

ки  в  сети  —  главным  образом  по  причине  на-

ложения  на  сеть  транзитных  перетоков  мощ-

ности.

Следовательно, десекционирование сети с уста-

новкой ТОУ в местах десекционирования ограниче-

но  условиями  возникновения  перегружающих  сеть 

транзитных перетоков мощности. Поэтому до выбора 

мест установки ТОУ должны быть определены вари-

антными расчетами точки деления сети 110–220 кВ, 

необходимые  для  обеспечения  правильной  загруз-

ки  сети.  Так  как  в  этом  случае  важную  роль  игра-

ют  транзитные  перетоки  мощности  через  все  сети, 

то  планирование  режимов  работы  сети  110–220  кВ 

должно выполняться с учетом планируемых перето-

ков по сети 500 кВ и их возможных вариаций.

Режимы,  принимаемые  при  выборе  мест  уста-

новки ТОУ в качестве исходных, должны быть про-

верены на их допустимость в нормальных, ремонт-

ных и послеаварийных режимах, так как установка 

ТОУ практически не изменяет их параметры. 

Важным является то, что секционирование сети 

110–220  кВ  обусловлено  необходимостью  сниже-

ния  величины  токов  КЗ  по  сравнению  со  схемой, 

в которой все междушинные связи включены и ко-

торая  в  рассматриваемой  конфигурации  не  рабо-

тоспособна.  Поэтому  учет  необходимых  разрывов 

снижает потребности в установке ТОУ.

Следует  отметить,  что  в  настоящее  время  нет 

четкого  разделения  в  целях  использования  раз-

рывов междушинных связей, то есть какие необхо-

димы  для  обеспечения  правильной  загрузки  сети, 

а какие для токоограничения.

СПОСОБ

 

ОЦЕНКИ

ЗАПАСА

 

ПО

 

НАДЕЖНОСТИ

 

ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ

 

СЕТИ

 

Для распределительных сетей, в которых влияние 

переходных процессов незначительно (динамиче-

ская устойчивость генераторов не является опре-

деляющей), а статическая устойчивость генерато-

ров выполняется, как правило, с запасами больше 

1

 

В

 

расчетном

 

примере

 

использована

 

схема

 

сети

 

московской

 

энергосистемы

 2011–2012 

гг

., 

где

 

текущий

 

режим

 

секци

-

онирования

 

сети

 

принят

 

в

 

качестве

 

исходного

Расчеты

 

выполнены

 

в

 

программном

 

комплексе

 «

Растр

».

Табл. 1. Результаты расчетов при десекционировании сети 110–220 кВ

ПС 500 кВ

220 кВ  110 кВ

Последствия десекционирования

1 Бескудниково

да

да

Перегрузки в сети 110–220 кВ не возникают

2 Ногинск

да

нет

Перегрузки в сети 110–220 кВ не возникают

3 Ногинск

нет

да

Макс. перегрузка СТ 500/110 Ногинск — на 61%

4 Ногинск

да

да

Макс. перегрузка СТ 500/110 Ногинск — на 60%

5 Очаково

да

да

Макс. перегрузка СТ 500/110 Ногинск > 60%

6 Пахра

да

не секц. Перегрузки в сети 110–220 кВ не возникают

7 Трубино

да

да

Перегрузки в сети 110–220 кВ не возникают

8 Чагино

да

нет

Перегрузки в сети 110–220 кВ не возникают

9 Чагино

нет

да

Перегрузка ЛЭП 110 кВ Чагино — Донецкая на 25%

10 Чагино

да

да

Перегрузка ЛЭП 110 кВ Чагино — Донецкая на 24%

11

Все ПС

да

да

Максимальная перегрузка в сети 110 кВ — на 19%, 

СТ — на 59%

 5 (56) 2019


Page 4
background image

52

нормативных, наиболее важным показателем на-

дежности сети является ее работа без нарушения 

границ области допустимых режимов (ОДР)

1

.

Область  допустимых  режимов,  рассчитанная 

по  параметрам  длительно  допустимых  режимов 

(ОДДР),  в  отличие  от  области  кратковременно 

допус тимых  режимов  (ОКДР),  определяется  усло-

виями:

 

– токи в ветвях (

I

) не должны превышать максималь-

ных длительно допустимых значений (

I

max

.

доп

);

 

– коэффициент запаса по напряжению не должен 

быть менее 15% (при критическом напряжении, 

равном 70% от 

U

ном

; значения минимально допу-

стимых напряжений 

U

min

 для сетей 110 и 220 кВ 

составляют соответственно 91 и 181 кВ).

Для  текущего  режима  к  критериям 

I

  < 

I

max

.доп

 

и 

U

  > 

U

min

  добавляются  аналогичные  требования 

в  отношении  режимов,  которые  могут  возникнуть 

при  внезапном  отключении  какого-либо  элемента 

сети. 

При рассмотрении планируемого режима допол-

нительно  следует  учитывать,  что  в  отсутствие  ка-

ких-либо возмущений фактические условия работы 

сети могут быть хуже запланированных из-за пре-

вышения нагрузки над планируемым уровнем. По-

этому  изменение  запаса  по  приращению  нагрузки 

в данной статье рассматривается как мера количе-

ственной  оценки  изменения  надежности  функцио-

нирования сети при ее секционировании или десек-

ционировании.

Коэффициент  запаса  по  приращению  нагрузки 

рассчитывается как:

 

P

н.гр

 – 

P

н.исх

K

P

н

 = — · 100%,

 

P

н.исх

где 

P

н.исх

 — суммарная нагрузка рассматриваемого 

района в исходном режиме, 

P

н.гр

 — суммарная на-

грузка района в режиме, соответствующем границе 

ОДДР  с  допущением,  что  активные  и  реактивные 

нагрузки в узлах изменяются с одним и тем же ко-

эффициентом пропорциональности [2].

Поскольку  допустимость  тех  или  иных  прира-

щений  нагрузки  зависит  от  множества  локальных 

факторов  и  может  варьироваться  в  широком  диа-

пазоне,  то  само  по  себе  рассчитанное  значение 

коэффициента  запаса  по  приращению  нагрузки, 

полученное при некоторых однозначных условиях, 

для рассматриваемой задачи не дает достаточной 

информации. Значения 

K

P

н

 становятся показатель-

ными при двух условиях, когда:

•  коэффициенты запаса сравниваются для одной 

и той же сети, в условиях одного и того же ре-

жима, но для двух возможных схем (секциониро-

ванной, существующей в настоящее время, или 

десекционированной  в  допустимых  пределах, 

с учетом ограничений);

•  сравнение  проводится  по  всем  ПС  сети  с  тем, 

чтобы  обнаруживались  общие  тенденции  на 

фоне локальных вариаций свойств сети.

СРАВНИТЕЛЬНАЯ

 

ОЦЕНКА

 

СЕКЦИОНИРОВАННОЙ

 

И

 

ДЕСЕКЦИОНИРОВАННОЙ

 

СЕТИ

Расчеты,  результаты  которых  приведены  ниже, 

были  выполнены  следующим  образом.  В  исход-

ной  схеме  с  секционированием  проверялись  от-

ношения 

I

 / 

I

max

.доп

 для всех ветвей схемы и опре-

делялось  наибольшее  значение 

I

  / 

I

max

.доп

  во  всей 

схеме. Если 

max

(

I

 / 

I

max

.доп

) > 1, то фиксировалось, 

в какой ветви достигнуто максимальное значение. 

Если перегрузок в схеме не возникало (

I

 < 

I

max

.доп

), 

то  нагрузки  сети  увеличивались  до  достижения

I

  = 

I

max

.доп

  в  какой-либо  ветви,  то  есть  до  границы 

ОДДР, и фиксировался коэффициент запаса 

K

P

н

.

Аналогичные  расчеты  были  выполнены  для 

ряда ремонтных схем, отличающихся от исходной 

выведением из работы одного из понижающих СТ. 

Из  выполненных  расчетов  отобраны  наиболее 

характерные.  Проверки  проведены  для  схемы, 

в  которой  на  всех  ПС  500  кВ  московского  кольца 

выполнено  десекционирование  —  включены  ши-

носоединительные выключатели 110 и 220 кВ, кро-

ме  шин  110  кВ  на  ПС  «Ногинск»  и  «Чагино»,  где, 

как показано выше, это приводит к перегрузкам от-

дельных ЛЭП или СТ. Подразумевается, что десек-

ционирование становится возможным в результа-

те установки ТОУ.

При  выполнении  расчетов  проверялся  также 

второй критерий (

U

 > 

U

min

), но в рассмотренных ре-

жимах его нарушения не были зафиксированы.

Важно отметить, что нет однозначной связи между 

значением тока, равным 

max

(

I

 / 

I

max

.доп

), и тем, на ка-

кую величину можно увеличить нагрузки в сети пре-

жде, чем будет достигнута граница ОДДР. В разных 

схемно-режимных условиях прирост токов в ветвях 

не имеет однозначной связи с приращением нагруз-

ки. Это обусловлено тем, что активные мощности ге-

нераторов остаются при небольшом росте нагрузок 

неизменными (что, как правило, в рассматриваемых 

условиях  соответствует  действительности),  и  тем, 

что  токи  в  ветвях  зависят  как  от  величин  активных 

мощностей, так и от реактивных.

Различия между значениями 

I

 и 

K

P

н

 для секцио-

нированной и десекционированной сети невелики, 

так  как  условия  нормального  и  ремонтных  режи-

мов  близки.  В  ряде  случаев  ремонтные  режимы 

в  десекционированной  сети  протекают  заметно 

легче,  чем  в  секционированной.  Выход  режима 

работы сети в ремонтной схеме за границы ОДДР 

означает, что такой режим должен быть ограничен 

по  времени  в  соответствии  с  величиной  токовой 

перегрузки.

Показателем  наиболее  тяжелых  условий  в  двух 

сравниваемых схемах может служить рисунок 2, где 

приведены  наибольшие  (по  всей  сети  110–220  кВ) 

токи и наименьшие напряжения при увеличении сум-

марной  нагрузки.  При 

P

н 

P

н0

  >  1,05  режимы  лежат 

вне границ ОДДР.

Анализ рисунка 2 позволяет сделать вывод, что 

значительных различий, обусловленных в секцио-

нированной и частично десекционированной сети, 

без учета ремонтных режимов, не обнаруживают-

ся. Различия следует ожидать в таких ремонтных 

УПРАВЛЕНИЕ 

СЕТЯМИ

1

 

Для

 

концентрированных

 

сетей

которыми

 

являют

-

ся

 

распределительные

 

сети

 110–220 

кВ

 

мегаполи

-

сов

ограничение

 

режимов

 

работы

 

по

 

ОДР

 

является

 

более

 

сильным

чем

 

ограничения

 

по

 

критериям

 

статической

 

устойчивости


Page 5
background image

53

и послеаварийных режимах, которые значительно 

ослабляют связи между узлами сети.

ЛОКАЛЬНЫЕ

 

ОСОБЕННОСТИ

 

СЕКЦИОНИРОВАННОЙ

 

СЕТИ

Секционированная  сеть  остается  удовлетворитель-

ной по условиям обеспечения надежности электро-

снабжения потребителей на тех участках, где ее ос-

лабление  в  ремонтных  и  послеаварийных  режимах 

остается допустимым. 

Рассмотрим  пример  участка  сети, 

где 

секционирование 

значитель-

но  ослабляет  сеть.  На  ПС  «Пахра» 

500/220/110 кВ (рисунок 3) связь меж-

ду  шинами  500  и  220  кВ  по  проекту 

осуществляется  только  через  шины 

110  кВ:  трансформаторы  500/220  кВ 

не предусмотрены. Кроме того, отклю-

чены все 4 выключателя 110 кВ между 

системами  (секциями)  шин.  При  этом 

связь между 1 СШ и 2 СШ обеих сек-

ций  осуществляется  через  несколько  ПС:  на  1  сек-

ции  связь  между  1  СШ  и  2  СШ  замыкается  через 

ПС «Ясенево» и содержит последовательно 20 вы-

ключателей; на 2 секции связь замыкается через ПС 

«Тураево» и содержит последовательно 8 выключа-

телей. Надежность протяженных связей с большим 

количеством последовательно включенных элемен-

тов, как известно, низкая.

В схеме на рисунке 3 переход к ремонтному режи-

му  (например,  с  отключением  автотрансформатора 

АТ-1)  приводит,  как  показывают  расчеты,  к  выходу 

за границы ОДДР. Перегрузка сети становится еще 

больше, если отключается какой-либо участок сети 

110 кВ между 1 СШ 1 секц. и ПС «Ясенево» или раз-

рывается  связь  этого  участка  сети  с  ТЭЦ-26  через 

ПС «Боброво». 

Ослабленная связь сети 220 кВ с шинами 500 кВ 

ПС  «Пахра»  может  приводить  к  неблагоприятным 

послеаварийным режимам. Так, в ряде схемно-ре-

жимных  условий  при  нормативных  возмущениях 

вблизи ПС «Пахра» в узлах нагрузки возникает ла-

вина  напряжения,  вызванная  тем,  что  напряжения 

оказываются  недостаточными  для  обеспечения 

нормального самозапуска электродвигателей. В та-

ких  послеаварийных  режимах  действие  устройств 

противоаварийной автоматики необходимо.

Примеры  переходных  процессов,  вызванные 

трехфазными  КЗ  на  ВЛ  220  кВ  Пахра  —  Борисо-

во с отказом выключателя со стороны ПС «Пахра» 

и действием УРОВ, показаны на рисунках 4 и 5 для 

двух вариантов: первый вариант рассчитан при уве-

личенных на 10% нагрузках на ПС 110 кВ, ближай-

ших к ПС «Пахра» (рисунок 4), а во втором вариан-

те  (рисунок  5)  при  уменьшенных  на  10%  нагрузках 

на тех же ПС. На рисунках 4а, 5а, 6б и 7 цифрами 

Рис

. 2. 

Изменения

 

наибольших

 

токов

 

и

 

наименьших

 

на

-

пряжений

 

при

 

утяжелении

 

режима

 

по

 

величине

 

суммар

-

ной

 

нагрузки

 (

P

н

в

 

секционированной

 

и

 

частично

 

десек

-

ционированной

 

сети

без

 

учета

 

ремонтных

 

режимов

Отношение т

ок

а в наибо

лее загр

уженной линии и трансфор-

ма

торе (в се

ти 1

10–220 кВ) к с

оо

тв

ет

ств

ующим мак

симальным 

допу

стимым зна

чениям, 

I

 / 

I

max

.доп

Наибольшие токи, 

I

 / 

I

max

.доп

Отношение наибо

лее низких напр

яжений в се

ти 1

10–220 кВ к 

соо

тв

ет

ств

ующим номинальным напр

яжениям, 

U

 / 

U

ном

Наим. напряжения, 

U

 / 

U

ном

Отношение суммарной нагрузки к ее значению

в исходном режиме, 

P

н

 / 

P

н0

Секционированная схема
Десекционированная схема

500 кВ

ПС «Пахра»

220 кВ

110 кВ

1 СШ

Ясенев

о

Т

у

раев

о

Г

аврик

ов

о

Щербин

ка

Красног

орк

а

Сыров

о

Мо

ло

ко

в

о

Кв

арц

Гр

а

ч

Як

ов

лев

о

1 секц.

2 секц.

АТ-4

АТ-2

АТ-3

АТ-1

2 СШ

Рис

. 3. 

Нормальная

 

схема

 

коммутаций

 

ПС

 «

Пахра

»

Рис

. 4. 

Переходный

 

процесс

 

при

 

трехфазном

 

КЗ

а

напряжения

 

на

 

ПС

 220 

кВ

 

при

 

КЗ

 

с

 

действием

 

УРОВ

б

скольже

-

ния

 

генераторов

 

ГРЭС

-4

б)

а)

t

, с

U

, кВ

Трехфазное КЗ

66

55
44

22
33

11

t

, с

S

, %

Генераторы ГРЭС-4, присоединенные к ПС 220кВ «Лесная»

Генераторы ГРЭС-4, присоединенные к шинам 220кВ ПС «Пахра»

 5 (56) 2019


Page 6
background image

54

обозначены  параметры  режима  (напряжения)  на 

следующих ПС: 1 — «Пахра», 2 — «Лесная», 3 — 

«Кедрово», 4 — «Встреча», 5 — «Н. Внуково», 6 — 

«Очаково».

На  рисунках  4а  и  5а  видно,  что  в  результате 

возмущений  в  конце  переходного  процесса  уста-

навливаются напряжения в сети 220 кВ тем более 

низкие,  чем  ближе  ПС  к  очагу  лавины  напряже-

ния;  такие  послеаварийные  режимы  могут  суще-

ствовать не более нескольких секунд, то есть до 

срабатывания  устройств  релейной  защиты  и/или 

противоаварийной автоматики. 

Если  в  первом  расчетном  варианте  асинхрон-

ный  режим  генераторов  ГРЭС-4  заканчивается 

быстрой  ресинхронизацией  (рисунок  4б),  то  во 

втором  варианте  ресинхронизация  не  наступает 

(рисунок 5б).

Рассмотрим подробнее, реализация каких про-

тивоаварийных мероприятий будет наиболее эф-

фективна в данных вариантах.

При  возникновении  затяжного  асинхронного 

режима  (рисунок  5б),  необходимо  срабатывание 

устройства  автоматики  ликвидации  асинхронного 

режима (АЛАР). Разрывы связей между генерато-

рами ГРЭС-4, ПС «Пахра» и ПС «Лесная» действи-

ем  АЛАР  приводят  к  тому,  что  рассматриваемая 

группа ПС остается без питания от ГРЭС-4 и пита-

ется только от удаленной ПС «Очаково». 

Напряжения  после  отделения  генераторов 

ГРЭС-4 от ПС «Пахра» недопустимо низки, на ши-

нах  220  кВ  ПС  «Пахра»  —  всего  21%  от 

U

ном

,  что 

свидетельствует  о  том,  что  в  нагрузке  прошла 

лавина  напряжения.  Для  ее  предотвращения  ча-

сто  приходится  ограничивать  нагрузку,  но  в  дан-

ном случае эта мера неэффективна. Напряжения 

в данном случае значительно ниже, чем в случае, 

когда  асинхронный  режим  заканчивается  ресин-

хронизацией  (рисунок  4б).  Следовательно,  дей-

ствие АЛАР в данном случае не только не норма-

лизует  режим,  но  дополнительно  утяжеляет  его. 

Асинхронный  режим  длительностью  4–6  с  (рису-

нок 4б) также недопустим и должен быть прерван 

действием АЛАР.

Во втором варианте после отключения генера-

торов  ГРЭС-4  от  ПС  «Пахра»  и  ПС  «Лесная»  ре-

жим становится недопустимым не только для по-

требителей  электроэнергии:  он  недопустим  и  по 

величинам  токов  и  перетоков  мощности  по  ЛЭП 

220 кВ, как показано на рисунке 6а.

Если  для  разгрузки  использовать  автоматику 

ограничения снижения напряжения (АОСН, напря-

жение срабатывания ≈ 80% от 

U

ном

), то даже отклю-

чение ступенями до 70% нагрузки (что не реально) 

не позволило бы предотвратить развитие лавины 

напряжения,  как  видно  на  рисунке  6б  (напряже-

ния хотя и повышаются, но остаются недопустимо

низкими).

Выполнена расчетная проверка варианта деле-

ния сети при асинхронном режиме, когда генера-

торы ГРЭС-4 продолжают работать на связи с ПС 

Рис

. 5. 

Переходный

 

процесс

 

при

 

двухфазном

 

КЗ

 

на

 

землю

а

напряжения

 

на

 

ПС

 220 

кВ

 

при

 

КЗ

 

с

 

действием

 

УРОВ

б

скольжения

 

генераторов

 

ГРЭС

-4

Рис

. 6. 

Переходные

 

процессы

а

токи

 

в

 

ЛЭП

 220 

кВ

 

между

 

ПС

 «

Очаково

» 

и

 

ПС

 «

Пахра

»; 

б

напряжения

 

на

 

шинах

 

ПС

 

при

 

действиях

 

АЛАР

 

с

 

отключением

 

нагрузки

 

действием

 

АОСН

б)

а)

t

, с

I

, кA

t

, с

U

, кВ

Ток в ЛЭП 220 кВ Н. Внуково — Встреча

Ток в ЛЭП 220 кВ Лесная — Пахра

УПРАВЛЕНИЕ 

СЕТЯМИ

б)

а)

t

, с

U

, кВ

t

, с

S

, %

Генераторы ГРЭС-4, присоединен-

ные к ПС 220кВ «Лесная»

Генераторы ГРЭС-4, присоединенные к шинам 

220кВ ПС «Пахра»

Неуспешная 

попытка 

ресинхронизации

66

55

44

22

33

11

66

55

44

22

33

11


Page 7
background image

55

«Пахра»  и  ПС  «Лесная»,  а  асинхронный  режим 

прекращается разрывом связи между ПС «Пахра», 

ПС «Лесная», ПС «Кедрово», ПС «Встреча», с од-

ной  стороны,  и  ПС  «Очаково»  и  всей  остальной 

сетью,  с  другой  стороны,  как  по  сети  220  кВ,  так 

и  по  сети  110  кВ.  Однако  такое  деление  не  толь-

ко технически сложно реализовать, но оно в рас-

сматриваемых условиях малоэффективно, так как 

напряжения на шинах большинства ПС не восста-

навливаются, оставаясь ниже 

U

min

 (< 100 кВ).

Процесс мог бы закончиться благополучно толь-

ко при практически мгновенной разгрузке (≤ 0,1 с), 

как показано на рисунке 7, но это требует реали-

зации сложных технических решений по АОСН [3]. 

При десекционировании сети, прилегающей к ПС 

«Пахра»,  напряжение  на  шинах  большинства  ПС 

восстанавливается  до  допустимых  значений  за 

время не менее 3 с от начала КЗ. 

Таким  образом,  в  секционированной  сети  су-

ществуют участки, на которых имеют место значи-

тельные  ограничения  длительности  существова-

ния ремонтных режимов (из-за нарушения границ 

ОДДР), а некоторые послеаварийные режимы не-

допустимы.

При применении автоматики ограничения пере-

грузки оборудования (АОПО), которая в ряде схем-

но-режимных ситуаций необходима, следует учи-

тывать, что перегрузки могут возникать не только 

по  локальным  причинам.  Например,  перегрузка 

тупиковой линии однозначно связана с величиной 

нагрузки в конце этой линии и уровнем питающего 

напряжения. В многосвязной сети перегрузки в от-

дельных  ветвях  схемы  могут  быть  обусловлены 

процессами  на  удаленных  участках  сети  (напри-

мер, ростом транзитного перетока).

Следовательно,  для  ликвидации  перегрузок 

электросетевого  оборудования  с  выбором  мини-

мальных объемов управляющих воздействий эф-

фективна  реализация  централизованного  проти-

воаварийного управления [4]. 

УЧЕТ

 

СВЕРХНОРМАТИВНЫХ

 

ВОЗМУЩЕНИЙ

 

В

 

СЕКЦИОНИРОВАННОЙ

 

СЕТИ

Известно,  что  бóльшая  часть  нормативных  возму-

щений в концентрированных распределительных се-

тях не приводит к опасным для сети последствиям. 

Однако, рассматривая вопросы надежности работы 

секционированной  сети,  следует  провести  анализ 

возможности  возникновения  аварии,  аналогичной 

московской, которая произошла 25 мая 2005 года. 

Процесс  ее  развития  существенным  образом 

зависит от количества включенных связей: чем их 

меньше, тем больше вероятность того, что внезап-

ное отключение некоторых из них приведет к на-

рушению работы сети и электроснабжения потре-

бителей. 

В  московской  аварии  к  нарушению  электро-

снабжения  потребителей  суммарной  мощностью 

свыше 3500 МВт привел не сам факт полного по-

гашения  ПС  «Чагино»  500/220/110  кВ,  так  как  на 

следующее  утро  электроснабжение  потребите-

лей было практически полностью восстановлено. 

К  массовым  нарушениям  электроснабжения  при-

вел рост нагрузки по суточному графику, вызвав-

ший отключения одиннадцати линий 220 кВ и вось-

ми линий 110 кВ из-за их перегрузки, провисания 

проводов,  КЗ  на  древесно-кустарниковую  расти-

тельность и др. Очевидно, что при большем коли-

честве включенных связей их перегрузки были бы 

менее  значительными,  а  величина  отключенной 

нагрузки была бы существенно ниже.

Нормативы устойчивости на подобные аварий-

ные  возмущения,  разумеется,  не  распространя-

ются.  Такие  виды  аварий  до  2005  года  (примени-

тельно к распределительным сетям) не являлись 

предметом  рассмотрения  и  анализа  специали-

стов, так как предсказать их возможные первопри-

чины крайне сложно, при этом пути развития ава-

рий могут быть самыми разнообразными. 

Мировой опыт свидетельствует о том, что про-

гнозировать  возможность  возникновения  анало-

Рис

. 7. 

Переходный

 

процесс

 

с

 

быстродействующей

 

раз

-

грузкой

 

действием

 

АОСН

Рис

. 8. 

Упрощенная

 

однолинейная

 

схема

 

сети

 

с

 

односторонним

 

отключением

 

ЛЭП

А

Б

110 кВ

КЗ

АВР

t

, с

U

, кВ

66

55

44

22

33

11

 5 (56) 2019


Page 8
background image

56

гичных  аварий  необходимо,  с  целью  разработки 

и  реализации  мероприятий  по  их  предотвраще-

нию  для  минимизации  ущербов  у  потребителей 

[5, 6]. Если же аварии предотвратить невозможно, 

то  следует  предусматривать  меры  по  их  локали-

зации,  с  последующей  реализацией  последова-

тельных шагов для нормализации режима. В ряде 

стран  мира  в  нормативных  документах,  регла-

ментирующих вопросы надежности функциониро-

вания  энергосистем,  имеются  соответствующие 

требования, которые следует учитывать при про-

ектировании развития сети.

АНАЛИЗ

 

ЭФФЕКТИВНОСТИ

 

ПРИМЕНЕНИЯ

 

ЛИНЕЙНОГО

 

АВР

 

Секционирование  сети  выполняется  не  только 

посредством  отключения  шиносоединительных 

и секционных выключателей, но и за счет отклю-

чения  линейных  выключателей,  как  показано  на 

рисунке 8. В этом случае ЛЭП отключается только 

с одной стороны (линейный выключатель находит-

ся  в  режиме  АВР)  для  упрощения  включения  ее 

в работу, что обосновано в условиях недостаточ-

ной автоматизации (в сетях 220 кВ линейный АВР 

менее распространен). Важно отметить, что если 

такая  ЛЭП  включается  действием  АВР  в  аварий-

ных условиях, то возникновение КЗ на ней может 

в значительной мере утяжелить процесс развития 

аварии.

При  проведении  анализа  эффективности  при-

менения линейного АВР следует учитывать следу-

ющие факторы:

 

– линейный  АВР  применяется  на  ПС  с  двухсто-

ронним  питанием  для  устранения  транзитного 

перетока мощности (главным образом, реактив-

ной),  где  в  качестве  пускового  органа  исполь-

зуется  реле  напряжения,  срабатывающее  при 

глубоком  снижении  напряжения  на  системе 

(секции)  шин  с  выдержкой  времени  (возможно 

срабатывание АВР по факту отключения друго-

го выключателя); при интеграции в сети распре-

деленной  генерации,  возникают  проблемные 

вопросы с функционированием АВР в соответ-

ствии с заданными алгоритмами [7];

 

– использование указанных пусковых органов АВР 

допустимо  на  тупиковых  ПС,  но  не  на  узловых, 

с большим числом присоединений (иначе на ПС 

не было бы проблем с токоограничением);

 

– включение  ЛЭП  действием  линейного  АВР 

допустимо,  если  в  текущих  схемно-режимных 

условиях  (отключена  часть  ЛЭП,  дающих  наи-

большие  подпитки  места  КЗ)  ток  возможного 

КЗ  не  превышает  отключающей  способности 

выключателей; 

 

– включение  ЛЭП  действием  линейного  АВР 

необходимо в условиях возникновения токовых 

перегрузок в прилегающей к рассматриваемой 

ПС сети, однако функционал линейного АВР не 

предусматривает таких возможностей;

 

– типовые устройства АВР имеют низкие показате-

ли надежности, что связано с несвоевременным 

обнаружением отказов по различным причинам 

(перегорание предохранителей в цепях солено-

идов  включения  выключателей,  отказы  в  зим-

нее время из-за отсутствия подогрева привода 

и др.).

 

ВЫВОДЫ

Глубина  секционирования  распределительной 

сети  110–220  кВ,  определяемая  количеством  вы-

ключателей, отключенных для снижения токов КЗ, 

оказывает  существенное  влияние  на  надежность 

электроснабжения потребителей, так как приводит 

к уменьшению количества связей, по которым мо-

жет осуществляться их электроснабжение.

В  условиях  глубокого  секционирования  воз-

можны  значительные  ограничения  длительности 

существования ремонтных режимов из-за того, что 

токи в ЛЭП и силовых трансформаторах оказыва-

ются больше максимально-допустимых значений, 

а напряжения в послеаварийных режимах недопу-

стимо низкие. Особенно неблагоприятны в указан-

ном  отношении  те  части  сети,  где  увеличены  со-

противления связи между шинами ПС 110–220 кВ 

и ПС 500 кВ.

Для оценки изменения надежности функциони-

рования от глубины секционирования анализируе-

мой распределительной сети (при ее увеличении 

или,  наоборот,  при  десекционировании)  целесоо-

бразно использовать коэффициент запаса по при-

ращению нагрузки.

Десекционирование сети с установкой ТОУ в ме-

стах десекционирования ограничено условиями воз-

никновения перегружающих сеть транзитных перето-

ков мощности. Поэтому до выбора мест расстановки 

ТОУ  следует  определить  вариантными  расчетами 

точки  деления  сети  110–220  кВ,  необходимые  для 

обеспечения ее правильной загрузки. 

При  планировании  режимов  работы  распреде-

лительной  сети  с  анализом  параметров  ремонтных 

и послеаварийных режимов следует учитывать воз-

можные  вариации  транзитных  перетоков  мощности 

через все сети, в том числе 500 кВ, поскольку их на-

личие может существенно увеличивать токовую за-

грузку ЛЭП и силовых трансформаторов.

В случае применения автоматики ограничения 

перегрузки  оборудования  следует  использовать 

централизованный  выбор  управляющих  воздей-

ствий  (по  районам  распределительной  сети)  для 

минимизации их объемов. 

Последствия  возникновения  сверхнорматив-

ных  возмущений  тем  более  тяжелы,  чем  глубже 

секционирование  сети,  поэтому  следует  выпол-

нять  расчеты  режимов  с  учетом  самых  тяжелых 

возмущений для последующей разработки и реа-

лизации  мероприятий,  направленных  на  миними-

зацию ущербов от аварий.

Секционирование  сети  посредством  односто-

роннего отключения ЛЭП с реализацией линейного 

АВР  требует  применения  усовершенствованного 

алгоритма  АВР,  учитывающего  схемно-режимные 

условия.  

УПРАВЛЕНИЕ 

СЕТЯМИ


Page 9
background image

57

ЛИТЕРАТУРА
1.  Гуревич  Ю.Е.,  Илюшин  П.В.  Осо-

бенности расчетов режимов в энер -

горайонах с распределенной гене-

рацией.  Нижний  Новгород:  НИУ 

РАНХиГС, 2018. 280 с.

2.  Илюшин  П.В.  Применение  коэф-

фициента  запаса  по  приращению 

нагрузки  при  планировании  и  ве-

дении режимов работы распреде-

лительных сетей // Электро. Элек-

тротехника, 

электроэнергетика, 

электротехническая  промышлен-

ность, 2015, № 6. С. 2–8. 

3.  Илюшин  П.В.,  Куликов  А.Л.  Адап-

тивный алгоритм автоматики огра-

ничения  снижения  напряжения 

промышленных 

энергорайонов 

с  объектами  распределенной  ге-

нерации // Релейная защита и ав-

томатизация, 2019, № 1. С. 55–65.

4.  Илюшин П.В. Выбор управляющих 

воздействий 

противоаварийной 

автоматики  в  распределительных 

сетях для повышения надежности 

электроснабжения  потребителей 

// Релейная защита и автоматиза-

ция, 2013, № 3(12). С. 74–81. 

5.  Папков  Б.В.  Оценки  удельного 

ущерба  от  нарушения  электро-

снабжения  промышленных  пред-

приятий // Промышленная энерге-

тика, 1992, № 3. С. 29–32.

6.  Куликов  А.Л.,  Папков  Б.В.,  Шары-

гин М.В. Анализ и оценка послед-

ствий  отключения  потребителей 

электроэнергии. М.: НТФ «Энерго-

прогресс», 2014. 84 с.

7.  Илюшин  П.В.  О  влиянии  распре-

деленной  генерации  на  работу 

устройств  автоматического  вклю-

чения  резервного  питания  //  Ре-

лейная  защита  и  автоматизация, 

2017, № 4(29). С. 28–36.

REFERENCES
1.  Gurevich  Yu.Ye.,  Ilushin  P.V.  Pecu-

liarities  of  operating  mode  calcula-

tion in disctrics with distributed pow-

er  generation.  Nizhniy  Novgorod: 

RANEPA, 2018, p. 280.

2.  Ilyushin  P.V.  Application  of  load  in-

crement  safety  margin  in  schedul-

ing  and  maintenance  of  distribution 

network operating modes. // 

Elektro

 

[Electro], 2015, № 6, pp. 2–8. 

3.  Ilyushin  P.V.,  Kulikov  A.L.  Adaptive 

algorithm  of  voltage  reduction  re-

striction  of  industrial  districts  with 

distributed  generation  sites  // 

Re-

leynaya zaschita i avtomatizatsiya

 

[Relay  protection  and  automation], 

2019, № 1, pp. 55–65.

4.  Ilyushin P.V. Selection of anti-emer-

gency  automation  controls  in  distri-

bution networks to improve reliability 

of consumer power supply // 

Reley-

naya zaschita i avtomatizatsiya

 [Re-

lay  protection  and  automation], 

2013, № 3(12), pp. 74–81. 

5.  Papkov  B.V.  Evaluation  of  specifi c 

supply  interruption  costs  // 

Pro-

myshlennaya energetika

  [Industrial 

power], 1992, № 3. С. 29–32.

6.  Kulikov A.L., Papkov B.V., Sharygin 

M.V. Analysis and evaluation of en-

ergy consumer disconnection. Mos-

cow,  Reseach  and  technical  com-

pany “Energoprogress”, 2014, p. 84.

7.  Ilyushin  P.V.  About  the  impact  of 

distributed  generation  on  automatic 

load transfer equipment operation // 

Releynaya zaschita i avtomatizatsiya

[Relay  protection  and  automation], 

2017, № 4(29), pp. 28–36.

На прав

ах рек

ламы

 5 (56) 2019


Читать онлайн

Проведен анализ общих вопросов секционирования распределительных сетей напряжением 110–220 кВ, в том числе с применением токоограничивающих устройств. Выполнена сравнительная оценка секционированной и десекционированной сети. Предложен способ оценки запаса по надежности функционирования распределительной сети. Обоснована необходимость учета сверхнормативных возмущений в секционированной сети для разработки и реализации мероприятий, направленных на минимизацию ущербов от аварий. Представлены результаты анализа эффективности применения линейного АВР и рекомендации по его реализации.

Поделиться:

«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 2(71), март-апрель 2022

Повышение эффективности производственной деятельности в Группе «Россети»

Интервью Управление сетями / Развитие сетей Управление производственными активами / Техническое обслуживание и ремонты / Подготовка к ОЗП Охрана труда / Производственный травматизм
Интервью с Первым заместителем Генерального директора — Главным инженером ПАО «Россети» А.В. Майоровым
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 2(71), март-апрель 2022

Совершенствование процесса технологического присоединения энергопринимающих устройств заявителей в границах СНТ. Опыт ПАО «Россети Московский регион»

Управление сетями / Развитие сетей
ПАО «Россети Московский регион»
Спецвыпуск «Россети» № 1(24), март 2022

Передовые технологии группы компаний «Россети»

Управление сетями / Развитие сетей Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция
Григорий Гладковский, Дмитрий Капустин (ПАО «Россети»), Эльдар Магадеев (НТС «Россети» / «Россети ФСК ЕЭС»)
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Повышение эффективности почасового прогнозирования электропотребления с помощью моделей машинного обучения на примере Иркутской энергосистемы. Часть 2

Управление сетями / Развитие сетей Энергоснабжение / Энергоэффективность Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция
Томин Н.В. Корнилов В.Н. Курбацкий В.Г.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»