Разработка алгоритма выявления возможности каскадного развития аварийных процессов в энергосистеме и мероприятий по предотвращению этого

Предложена ускоренная методика расчета протекторной защиты подземных металлических сооружений с использованием практических формул, выработанных в процессе развития методов электрохимической защиты, которая позволяет:

оценить влияние отдельных параметров протекторной защиты на ее стоимость и таким об-

разом выбрать оптимальный вариант протекторной защиты;

выбрать вариант электрохимической защиты с минимальной стоимостью путем сравнения годовых приведенных затрат протекторной защиты и годовых приведенных затрат катодной защиты наложенным током.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. РД 153-39.4-091-01. Инструкция по защите 2. Baeckmann, W. Handblich des katodischen Korro-городских подземных трубопроводов от коррозии sionsschutzes |Текст| / W. Baeckmann, W. Schwenk.— |Текст|,— СПб.: Изд-во ДЕАН, 2002. Verlag Chemie.- 1980,- S. 159-182.

УДК621.31 1

A.B. Севастьянова, C.B. Смоловик

РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМА ВЫЯВЛЕНИЯ ВОЗМОЖНОСТИ КАСКАДНОГО РАЗВИТИЯ АВАРИЙНЫХ ПРОЦЕССОВ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ И МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ ЭТОГО

В связи с ростом нагрузок происходит интенсивное развитие энергосистем, ежегодно вводится новое оборудование, растет взаимное влияние элементов электроэнергетических систем друг на друга. Одновременно с этим растет опасность возникновения каскадных аварий. Особенно это актуально для энергосистем крупных городов, где развитие электрических сетей происходит наиболее интенсивно.

В предлагаемой статье предложен алгоритм выявления слабых звеньев системы, произведена оценка вероятности возникновения каскадных аварий и предложены мероприятия по их устранению.

Для предотвращения каскадных аварий было предложено резервировать питание подстанций с помощью традиционных воздушных линий (ВЛ) переменного тока либо высокотемпературных сверхпроводящих кабельных линий (ВТСП КЛ) постоянного тока в распределительной сети 110 кВ.

Было произведено сравнение этих вариантов, имевшее целью определить перспективы применения ВТСП КЛ постоянного тока в распределительных сетях 110 кВ крупных городов.

В качестве объекта исследования была выбрана математическая модель ОЭС Северо-Запада с учетом ее перспективной схемы развития на 2014 год. Рассматривался режим зимнего максимума нагрузок в схеме города Санкт-Петербурга и Ленинградской области.

Как известно, под надежностью распределительной сети понимают ее способность поддерживать бесперебойное питание узлов нагрузки. В нашей работе подробно рассматривался такой аспект надежности распределительной сети, как свойство системы не допускать каскадного развития аварии с нарушением питания потребителей.

Для выявления слабых мест в распределительной сети Санкт-Петербурга был разработан алгоритм определения тех линий электропередачи, относящихся к городской распределительной сети напряжения 110 кВ, отключение которых приводит к развитию каскадной аварии или отключению узлов нагрузки. Упрощенная блок-схема этого алгоритма представлена на рис. 1.

В первую очередь выбирались линии, аварийное отключение которых необходимо моделировать. На первом этапе исследования это были все

4

Энергетика и электротехника

Отключение узлов с и< итп

Отключение самой загруженной ветви

Рис. 1. Упрощенная блок-схема алгоритма «Каскадное отключение линий»

линии 110кВ, относящиеся к энергорайону Санкт-Петербурга и Ленинградской области.

В момент запуска алгоритма происходит запись параметров режима в файл. Для узлов и ветвей к ним относится информация о пользовательской отметке (отмечен или не отмечен) и состоянии элемента (включен или выключен). Для узлов записывается информация о потреблении и генерации в узле, о номинальном напряжении и о районе , к которому относится узел. Для ветвей записывается информация о сопротивлении, коэффициентах трансформации и расчетный максимально допустимый ток проводника.

После отключения линии и изъятия ее из списка отмеченных ветвей (моделирование аварийного отключения) происходит проверка наличия узлов с недопустимой величиной напряжения. Если в схеме обнаруживаются такие узлы, то они отключаются. Далее идет проверка наличия перегруженных ветвей (в данном исследовании был поставлен порог 105 %). Если такие ветви имеются, то отключается наиболее загруженная. Анализ результатов показал, что наиболее загруженная линия почти всегда перегружена значительно больше других и находится электрически ближе всех к месту аварии. После отключения самой загруженной линии вновь происходит проверка напряжений в узлах, а далее — проверка допустимости загрузки линий. Цикл повторяется, пока напряжения во всех узлах не окажутся в допустимых пределах, а токо-

вая загрузка линий не станет менее 105 %. После того как режимные параметры оказываются в допустимых пределах, происходит сравнение потреблений по району Санкт-Петербурга и Ленинградской области. Разница между начальной и конечной величиной потребления говорит о потерянной в результате аварии нагрузке. Далее происходит загрузка информации из ранее сохраненного файла и переход к отключению следующей линии из списка выбранных ветвей.

Результаты работы алгоритма представлены в файле MS Excel. Для каждой отключаемой линии выделен отдельный лист. На листе имеется информация о том, какая линия отключается, какие линии при этом загружены более чем на 100 %, какая из них отключается на следующей ступени каскадной аварии (и так далее для всех ступеней этого каскада), указаны отключаемые на каждой ступени узлы и отклонения напряжения в них, а также приведено потребление в районах до аварии, после аварии и объем отключенной нагрузки. На последнем листе файла выведены окончательные результаты — названия отключенных в результате аварии линий и объем потерянной нагрузки.

В результате выполнения алгоритма были выявлены 13 ветвей, отключение которых приводит к каскадным авариям и к отключению нагрузки. Однако к этим результатам следует относиться критично. Согласно схеме в трех случаях из 13 возможно включение резервных

линий и восстановление питания потребителей. Таким образом, остается 10 ветвей, аварийное отключение которых приводит к каскадным авариям.

В исследуемой схеме имеется большое количество двухцепных линий. Для них был проведен отдельный расчет. Предварительно одна из цепей двухцепной линии была отключена, а вторая отключалась аварийно с помощью алгоритма. Ни одно из таких отключений в исходной схеме города Санкт-Петербурга не привело к развитию каскадной аварии (за исключением тех случаев, когда было возможно включение резерва).

Для поиска слабых мест в энергосистеме Санкт-Петербурга проведенного анализа недостаточно, так как понятие надежности распределительной сети тесно связано и с частотой отключения линий. В связи с этим для каждой линии была произведена примерная оценка частоты ее отключений. Для двухцепных линий оценивалась вероятность отключения как одной цепи линии, так и двух одновременно.

В качестве конечного результата анализа энергосистемы Санкт-Петербурга была получена таблица, содержащая названия отключаемых линий, объем потерянной нагрузки и вероятность данного события (табл. 1).

Итак, на первом этапе исследования были выявлены слабые места энергосистемы Санкт-Петербурга, были найдены 10 линий, отключение которых в режиме зимнего максимума нагрузок приводит к развитию каскадной аварии с потерей питания потребителей.

На втором тапе исследования были рассмотрены разные варианты усиления схемы, предотвращающие каскадное развитие аварий (с целью поиска оптимального). Такое усиление выполнялось с помощью традиционных воздушных линий переменного тока, затем проводился расчет аналогично первому этапу. Далее исследовался вариант усиления сети с помощью вставок постоянного тока на основе кабельной линии из высокотемпературного сверхпроводника мощностью 100 МВт. В большинстве рассмотренных случаев традиционная ВЛ переменного тока и ВТСП КЛ постоянного тока одинаково эффективны. В табл. 2 приведены два случая, когда усиление сети с помощью ВЛ переменного тока оказывается неэффективным, в отличие от применения ВТСП КЛ.

Это связано с тем, что вставка постоянного тока, выполненная с использованием ВТСП КЛ, передает фиксированную мощность (в данном случае — 100 МВт) и происходит перераспределение потоков мощностей. Данное явление проиллюстрировано рис. 2 и 3. Здесь показан случай отключения ВЛ 110 кВ «Западная — Кораблестроительный институт-2». В случае усиления сети с помощью ВЛ 110 кВ «Западная — Сосновая поляна» после отключения В Л 110 кВ «Западная — Кораблестроительный институт-2» мощность передается по ВЛ 110 кВ «Западная — Сосновая поляна», вследствие чего она перегружается по току (на рис. 2 перегруженная линия выделена толстой линией). В случае усиления с помощью ВТСП КЛ подстанции «Корабле-

Таблица 1

Линии, отключение которых приводит к каскадным авариям

Аварийная линия Тип АР, МВт Частота отключений раз/10 лет

ПС Гатчина — ПС Промзона-2 ВЛ -160 1,5

ПС Гражданская — ПС ТЭЦ-21 ВЛ -105 1,3

ПС Гатчина — ПС Институт ВЛ -160 1

ПС 3-д Ильич — ПС Сосновская ВЛ -212 0,9

ПС 65 — ПС Кораб-стр. инст.-1 ВЛ 0 0,9

ПС ЮЗОС — ПС 65 ВЛ 0 0,9

ПС Западная — ПС Кораб-стр. инст.-1 ВЛ -189 0,2

ПС Западная — ПС Кораб-стр. инст.-2 ВЛ -109 0,2

ПС Сосновская — ПС Гражданская ВЛ -105 0,2

ПС Октябрьская - ПС ТЭЦ-5 ВЛ 0 0,2

4

Энергетика и электротехника^

Таблица 2

Сравнение эффективности применения ВЛ переменного тока и ВТСП КЛ

Усиление с помощью ВЛ переменного тока втспкл

Аварийная линия Первая ступень каскадного отключения Вторая ступень каскадного отключения АР, МВт Первая ступень каскадного отключения АР, МВт

ПС Гатчина — ПС Институт ПС Гатчина — ПС Промзопа-2 ПС Ломоносовская — ПС Университет -160 - 0

ПС Западная — ПС Кораб-стр. инст. 2 ПС Сосновая поляна — ПС Западная ПС Сосновая поляна — ПС ЮЗОС -109 - 0

строительный институт-2» и «Сосновая поляна» питаются через подстанции «ЮЗОС» и «ПС 65» (см. рис. 3). Отметим, что в обоих случаях принимается во внимание уже усиленный участок «Западная — Кораблестроительный институт 1» (здесь традиционная ВЛ и ВТСП КЛ одинаково эффективны, а к установке принята ВЛ как более дешевая).

Итак, предложенный алгоритм позволяет выявить слабые звенья энергосистемы, отключение которых приводит к каскадному развитию аварии. Также с помощью данного алгоритма можно произвести оценку эффективности мер по предотвращению подобных аварий.

Исходя из рассмотренного можно предположить, что ВТСП КЛ в будущем найдут свое при-

менение в распределительных сетях мегаполисов , так как в некоторых случаях благодаря свойству передачи фиксированной величины мощности подобная вставка позволяет избежать возникновения каскадной аварии и нарушения электроснабжения потребителей. Принимая во внимание такие свойства ВТСП КЛ, как отсутствие потерь электроэнергии при ее передаче, ограничение токов короткого замыкания, малые габариты, пожаробезопасность и экологичность, можно ожидать широкого применения этих устройств в сетях мегаполисов. Однако ввиду высокой стоимости ВТСП КЛ могут применяться только в исключительных случаях, когда применение традиционных устройств передачи электроэнергии не обеспечивает требуемого уровня надежности.

ОС Корайл-стр, инст, 1

ОС Западная

65,9 + ./24,8 4-

ПС65 2,9+./1,2«-|^

51,2 +./31,2

-51,2 +,/31,2

т

I

1

стС ГО о ГЧ А

+ о ГЧ

•о +

У

ОС Корайл-стр. инст. 2 ^- 125 +./72,9

ОС Сосновая поляна

ОС ЮЗОС

Рис. 2. Усиление сети с помощью ВЛ 110 кВ «Западная — Сосновая поляна»

О С Корайл-стр. инст. 1

65,9 + ./24,8 4-

ОС65 2,9 +./1,2

61,1 + У 59,8

ПС Западная

т—

- 61,1 +,/59,8

Л

I

14 + С1 •г', г-—Г

ОС Корайл-стр. инст. 2

-100

ОС Сосновая поляна

ОС ЮЗОС

Рис. 3. Усиление сети с помощью ВТСП КЛ «Западная — Сосновая поляна»

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Создание силовой электрической линии для распределительных сетей на базе ВТСП технологий [Текст] / ВНИИКП,— Презентация доклада на рабочей встрече на тему «Состояние работ по применению ВТСП технологий в электроэнергетике» 22 января 2010 года под пред. гендиректора

ГК «РОСНАНОТЕХ» А.Б. Чубайса.

2. Розанов, М.Н. Надежность электроэнергетических систем |Текст|: справочник,— Том 2,— М.: Энергоатомиздат, 2000,- С. 215-245, 352.

3. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей [Текст].— М., 2003.

УДК 621.31 1.22:621.438

МЛ. Молодкина

ВОЗМОЖНОСТИ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ НА ПАРОГАЗОВЫХ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ БОЛЬШОЙ МОЩНОСТИ ЗА СЧЕТ УТИЛИЗАЦИИ ВЫБРОСОВ НИЗКОПОТЕНЦИАЛЬНОЙ ТЕПЛОТЫ ПРОДУВКИ ГРАДИРНИ

На фоне кризисных явлений последних лет в топливных отраслях большинства стран мира проблема энергосбережения стала особенно актуальной для развития мировой экономики. Одно из наиболее перспективных направлений в энергосберегающих технологиях — это переход к энергоснабжению с использованием нетрадиционных источников энергии, в частности к теплоснабжению на базе тепловых насосов как одному из способов повышения энергетической эффективности предприятия при минимальных затратах.

Несмотря на то, что тепловые насосы традиционно принято относить скорее к малой энергетике, значительный исследовательский интерес на данный момент представляет перспектива их внедрения в тепловые схемы ТЭС больших мощностей, что обусловлено следующими факторами:

значительными выбросами низкопотенциальной теплоты, возникающими при охлаждении конденсатора паровой турбины (ПТ) и в иных системах охлаждения со сбросными водами, а также в системах теплоснабжения с повышением температуры обратной сетевой воды;

наличием на ТЭС систем, потребляющих высокопотенциальное тепло на подогрев сырой воды перед химводоочисткой, системы отопления и ГВС;

дешевой электроэнергией.

Выбор в качестве объекта для проведения нашего исследования Северо-Западной ТЭЦ (теплоэлектростанции на базе парогазовых установок (ПГУ) с котлами-утилизаторами) обусловлен следующими соображениями:

1. Строящиеся и проектируемые в настоящее время крупные тепловые электростанции в большинстве базируются на парогазовых технологиях как наиболее перспективном направлениеи развития отечественной энергетики.

2. Несмотря на высокую эффективность ТЭС на базе ПГУ по сравнению с традиционными паросиловыми установками, вопрос экономии органического топлива не теряет своей актуальности. Ограниченность и невосполнимость ископаемых видов топлива, а также тенденция к их удорожанию как в среднесрочной, так и в долгосрочной перспективе заставляют изыскивать любые способы экономии топлива даже на наиболее эффективных установках.

3. Опыт эксплуатации ПГУ ТЭС в нашей стране значительно меньше, чем в странах Европы и США, и «первопроходцем» в области парогазовых установок в России является СевероЗападная ТЭЦ — первая теплоэлектростанция на базе парогазовых установок с котлами-утилизаторами, запущенная в эксплуатацию в 2000 году, а также первая ПГУ ТЭЦ, начавшая работать по теплофикационному циклу в 2006 году. Прак-