Поиск по сайту
Начало >> Статьи >> Применение статических компенсаторов на подстанциях 330. 500 кВ

Реализация проекта, выводы - Применение статических компенсаторов на подстанциях 330. 500 кВ

Оглавление
Применение статических компенсаторов на подстанциях 330. 500 кВ
Реализация проекта, выводы

В соответствии с выполненным институтом Севзапэнергосетьпроект проектом в декабре 2000 г. на ПС Новосокольники были смонтированы две группы сухих компенсирующих реакторов типа РКОС-9900/11, изготовленных НПЦ “Энерком-Сервис” при участии ВНИИЭ. После проведения персоналом Новгородского предприятия МЭС сетевых испытаний по программе, согласованной ОДУ Северо-Запада, МЭС Северо-Запада и Псковэнерго, реакторы были включены в постоянную работу. Это позволило уменьшить некомпенсированные избытки зарядной мощности на 60 Мвар, улучшить режим работы и регулирования напряжения генераторов Псковской ГРЭС и обеспечить поддержание напряжения в сети не выше максимально допустимых значений.
Выполненные по инициативе Департамента электрических сетей РАО “ЕЭС России” сетевые испытания показали:
включение или отключение одной группы реакторов приводит к изменению напряжения на шинах 330 кВ ПС Новосокольники до 1,1% (3,9 кВ), на шинах 110 кВ до 1,8% (2,1 кВ), на шинах 10 кВ до практически номинального значения 10,5 кВ вместо 11,4 кВ без реакторов;
включение или отключение двух групп реакторов удваивает эффект до 7,8 кВ на шинах 330 кВ;
эффективность регулирования напряжения на шинах 330 кВ возрастает на 30% при соответствующей координации положения устройств РПН АТ. При этом достигается полное (до 60 Мвар двумя группами реакторов) потребление реактивной мощности из сети 330 кВ, не менее 60% этой мощности загружает генераторы Псковской ГРЭС. Это следует также из рис. 2, а, когда с помощью РПН напряжение на стороне СН АТ выставляется равным напряжению Uc 110 кВ, что обеспечит нулевой переток реактивной мощности между АТ и сетью 110 кВ;
при включенных реакторах Р1 и Р2 на ПС Новосокольники и ШР1 на ПС Псковской ГРЭС обеспечивается режим работы турбогенераторов ГРЭС по реактивной мощности, близкий к нулевому значению (ночью прием до 10-15 Мвар, днем выдача 10-12 Мвар), а напряжение на шинах 330 кВ не поднимается выше 355 кВ при допустимом 363 кВ;
применение двух групп реакторов обеспечивает ступенчатость регулирования напряжения с достаточно малой дискретностью (0, 30, 60 Мвар), что совместно с генераторами Псковской ГРЭС делает возможным плавное регулирование потоков реактивной мощности и поддержание стабильного напряжения при достаточно глубоких изменениях загрузки сети по активной мощности;
достижение проектной эффективности нового типа реакторов РКОС-9900/10, подключаемых к обмотке НН автотрансформаторов.
На рис. 3 показана установленная на ПС трехфазная группа сухих реакторов. В соответствии с ТУ 16-ИАВК.435642.003ТУ “Реакторы компенсирующие однофазные с естественным воздушным охлаждением РКОС”, согласованные РАО “ЕЭС России” 8/IV 1996 г., фаза реактора имеет параметры, приведенные далее.


Номинальная мощность, Мвар

9,9

Номинальное напряжение, кВ

11

Номинальный ток, А

900

Наибольшее рабочее напряжение, кВ

12

Наибольший рабочий ток, А

980

Наибольшая длительная мощность, Мвар

11,7

Ток термической стойкости в течение 3 с, А

1960

Ток динамической стойкости, А

5500

Минимальные потери (согласовываются с заказчиком), кВт

31,5

Класс нагревостойкости изоляции обмотки

F (155°С)

Температурный диапазон окружающей среды для УХЛ1, °С

60 ± 40

Обмотка реактора изготавливается из специального теплостойкого провода с изоляцией из кремнийорганической резины и жилой, скрученной из алюминиевых эмалированных проводов, в соответствии с ТУ 16.К80.02-88.
Подключение реакторов выполнено через вакуумные выключатели типа ВБКЭ-10 производства АО “НТЭАЗ” с коммутационным ресурсом 20 000 включений - отключений до первого ремонта, что при двух-, трехразовых циклах в сутки составит по времени примерно 10 лет (в течение срока эксплуатации за 20 мес выполнено 32 коммутации).
Установка сухих реакторов на подстанции
Рис. 3. Установка сухих реакторов на ПС Новосокольники

Монтаж и эксплуатация реакторов показали: установка РКОС проводится с минимальным объемом трудовых, финансовых и временных затрат. Пофазный монтаж реакторов при их массе около 3 т, диаметре 2,2 м и высоте 2,2 м с изоляторами выполнен на бетонных стойках на высоте 2,5 м без установки ограждений;
отсутствует вспомогательное хозяйство, свойственное масляным реакторам (маслосборные сооружения, система охлаждения, система пожаротушения и т.д.);
конструкция реакторов является малообслуживаемой;
потери XX (при отключенном положении реакторов) равны нулю;
удельная стоимость РКОС с выключателями составила 5 дол. США на 1 квар установленной мощности. Экономия по сравнению с применением нерегулируемых масляных реакторов 330 кВ имеет место за счет значительно более дешевого коммутационного оборудования, отсутствия вспомогательного хозяйства и небольшого объема строительно-монтажных работ, выполняемых в короткие сроки. Кроме того, обеспечивая функции регулирования реактивной мощности, вакуумнореакторные группы более чем в 2 раза дешевле управляемых шунтирующих реакторов с учетом общих капиталовложений.
Неоспоримым преимуществом сухих реакторов может оказаться достаточно простая возможность их переноса на другой объект при кардинальном изменении со временем положения с потреблением реактивной мощности в регионе (рост потребления и загрузка сети и т.п.).
Положительные результаты проектных и строительно-монтажных работ, сетевых испытаний и эксплуатации позволили создать программу дальнейшего внедрения ВРГ на ПС 330 кВ МЭС Северо-Запада. Первоочередные из них: подстанции Старорусская, Великорецкая, возможно, Окуловская, Кингисепп, Сясь и подстанции 330 кВ транзита Карелия - Кола при вводе вторых цепей по транзиту.
В декабре 2001 г. на ПС 500 кВ Амурская МЭС Востока включены в работу 4 ВРГ. ПС 500 кВ Амурская связана с Зейской ГЭС и ПС 500 кВ Хабаровская линиями длиной 356,7 км и 600 км (рис. 2, б), зарядная мощность которых около 850 Мвар. Установленная мощность реакторов при напряжении 525 кВ 3 х 180 + 4 х 30 = 660 Мвар (Р1, Р2, Р3, РК1, РК2) и компенсирует около 80% зарядной мощности линий.
При общей длине линии между ПС Хабаровская и Зейской ГЭС, равной 850 км, напряжение на ПС Амурская, находящейся между ними, при отсутствии реакторов с достаточной точностью определится как
(1)
где U1 - напряжение в начале - конце линии; δ - угол передачи; λ - волновая длина линии (λ = 51° при длине 850 км), а передаваемая мощность
(2)
где Рнат = 960 МВт - натуральная мощность ВЛ при U = 525 кВ. Значения UA/U1 в зависимости от угла δ приведены далее.


δ

P, МВт

Ua/U1

0

0

1,11

23°

480

1,08

51°

960

1,00

Откуда следует, что при напряжении 525 кВ в начале линии на ПС Амурская при отсутствии реакторов напряжение может достигать 583 кВ. Полная компенсация зарядной мощности всей линии с помощью реакторов в режиме XX (δ = 0, Р = 0) выравнивает напряжение в начале и середине линии.
Кроме того, на ПС Амурская имеются два автотрансформатора АТ1 и АТ2 типа 3хАОДЦТН- 167000/500/220 с номинальными напряжениями обмоток 500/√3, 230/√3
мощность фазы третичной обмотки 50 МВ-А. На стороне СН имеется РПН в линии ± 12% (6 ступеней по ± 2%). Максимальное напряжение на шинах 500 кВ не более 535 кВ, что выше допустимого напряжения, равного 525 кВ. Расчетный ток трехфазного КЗ на шинах 500 кВ - 4 кА без учета Бурейской ГЭС и 5,4 кА с ее учетом.
Коммутация четырех групп сухих реакторов РК1 и РК2 осуществляется вакуумными выключателями типа ВВЭ-М-10-31,5/3150. Наличие реакторов позволило создать на стороне НН АТ две системы шин собственных нужд с четырьмя отходящими фидерами на каждой системе шин. Для ограничения токов КЗ на стороне НН автотрансформаторов используются по два комплекта токоограничивающих реакторов РБНГ-10-2500-0,35 У1.
Регулирование напряжения на шинах 500 кВ производится путем коммутации (включения и отключения) на шинах 11 кВ автотрансформаторов АТ1 и АТ2 четырех трехфазных групп реакторов. Управление выключателями производится вручную дежурным персоналом ПС по указанию диспетчера ОДУ или с помощью системы регулирования. Система регулирования содержит автоматический регулятор напряжения (АРН), управляющий включением и отключением реакторных групп в функции отклонения напряжения на шинах 500 кВ от уставки, и два автоматических регулятора (АРРМ), управляющих РПН АТ1 и АТ2 с целью ограничения перетока реактивной мощности.
В соответствии с программой, согласованной ОДУ Востока и Амурэнерго, персонал МЭС Востока провел 21 мая 2002 г. эксплуатационные испытания компенсирующих реакторов РКОС 4 х 9900/10 кВ на ПС Амурская. В процессе испытаний измерялись реактивные мощности групп реакторов при их различных комбинациях, напряжения на шинах 500, 220 и 11 кВ, загрузки линий и АТ. Передаваемые по ВЛ активные мощности не превышали 50% натурального значения, а загрузка АТ не превышала 25% номинальной мощности. При включенных Р1 - Р3 и различных комбинациях РКОС напряжение на шинах 500 кВ находилось в пределах 506 - 513 кВ, а на шинах 220 кВ в пределах 237-241 кВ. Включение и отключение одной группы РКОС (30 МВ-А) приводят к изменению напряжения на шинах 500 кВ на 3 кВ и на 220 кВ - на 1 кВ.
Далее для сравнения приведены результаты измерений напряжений для двух граничных случаев:
№ 1, когда реакторы 500 кВ Р1 - Р3 включены, а все РК1 - РК2 отключены;
№ 2, когда Р1 отключен, а Р2, Р3 и все РК1 - РК2 включены.

Из анализа полученных результатов следует: замена ШР 500 кВ, 180Мвар (например, при выводе в ремонт) на РКОС 4 х 30 = 120 Мвар, подключенные к обмоткам НН АТ, приводит к некоторому увеличению напряжения на шинах 500 кВ с одновременным улучшением уровней напряжений на шинах СН и НН.
Установка сухих реакторов на ПС Амурская
Рис. 4. Установка сухих реакторов на ПС Амурская

При увеличении мощности РКОС со 120 Мвар до 180 Мвар (6 х 30 Мвар) напряжения на соответствующих шинах составят 516, 239 и 10 кВ, что характеризует более высокую эффективность подключения РКОС к обмоткам НН АТ по сравнению с подключением ШР к шинам 500 кВ;
ступень в 30 Мвар, изменяя напряжение на шинах 500 кВ на 0,6%, вполне достаточна для регулирования напряжения.
Проведенный МЭС Востока сравнительный анализ потребления электрической энергии за счет потерь реакторами РКОС 10 кВ и РОДЦ 500 кВ показал примерно равное удельное потребление. На рис. 4 показан внешний вид установки группы сухих реакторов на ПС 500 кВ Амурская.

Выводы

  1. Подключение источников реактивной мощности к третичной обмотке автотрансформаторов оптимальным образом влияет на уровни напряжений на шинах ВН, СН и НН.
  2. Применение в качестве источников реактивной мощности статических тиристорных компенсаторов позволяет осуществить их поэтапный ввод с учетом увеличения нагрузок электрических сетей.
  3. В слабозагруженных электрических сетях на первом этапе предлагается использовать сухие компенсирующие реакторы, коммутируемые вакуумными выключателями, которые в последующем по мере роста нагрузок могут быть дополнены до схемы СТК конденсаторными батареями и тиристорными вентилями.
  4. Подключение реакторной нагрузки к обмоткам НН АТ дает возможность применить вакуумные выключатели с большим коммутационным ресурсом для суточного ведения режима по реактивной мощности путем ее ступенчатого изменения.
  5. Проведенные испытания сухих реакторов на ПС 330 кВ Новосокольники (2 х 30 Мвар) МЭС Северо-Запада и ПС 500 кВ Амурская (4 х 30 Мвар) МЭС Востока показали их высокую эффективность при меньших финансовых затратах по сравнению с использованием традиционных компенсирующих устройств.

Список литературы

  1. Кочкин В. И., Обязуев А. П., Фокин В. К. Статические тиристорные компенсаторы для электрических сетей высокого и сверхвысокого напряжения. - Электрические станции, 1993, № 11.
  2. Кочкин В. И. Управляемые шунтирующие реакторы для линий электропередачи высокого напряжения. - Энергетик, 1999, №5.
  3. Результаты эксплуатации управляемого подмагничиванием трехфазного шунтирующего реактора / Брянцев А. М., Долгополов А. Г., Лурье А. И. и др. - Электрические станции, 2001, № 12.
  4. Свидетельство Роспатента 17381. Управляемое компенсирующее устройство/ РАО “ЕЭС России”, ОАО ВНИИЭ, НПЦ “Энерком-Сервис”, 2001.


 
« Приводы разъединителей и масляных выключателей 6-10 кВ и их ремонт   Применение элегаза »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.