Применение статических компенсаторов для регулирования напряжения на подстанциях 330 и 500 кВ
Дементьев Ю. А., Кочкин В. И., Идиатуллов Р. М., Папафанасопуло С. Г., Смирнов А. А., Смирнов С. Г.
В настоящее время основными средствами компенсации реактивной мощности в электрических сетях 110 - 750 кВ России являются:
нерегулируемые масляные шунтирующие реакторы (ШР) напряжением 110, 500, 750 кВ и мощностью трех фаз соответственно 100, 180 и 330 Мвар, как правило, устанавливаемые на линиях электропередачи и выполняющие несколько функций: компенсацию зарядной мощности незагруженных ВЛ, снижение коммутационных перенапряжений в линиях и гашение дуги в паузе ОАПВ. Однако ограниченный коммутационный ресурс выключателей ШР, а в некоторых случаях неоптимальная с точки зрения изменения напряжения коммутируемая ступень реактивной мощности снижают эффективность их применения при значительных в течение суток изменениях передаваемой по ВЛ активной мощности;
синхронные компенсаторы (СК) мощностью 50, 100 и 160 Мвар, подключаемые, как правило, к третичным обмоткам автотрансформаторов 220, 330 и 500 кВ. Значительное число находящихся в эксплуатации СК выработали ресурс и требуют замены. Установленные и эксплуатируемые десятки лет на подстанциях (ПС) системообразующих электрических сетей СК совместно с другими компенсирующими устройствами подтвердили способность к обеспечению оптимальных уровней напряжений в энергосистемах в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах работы. Однако наличие вращающихся элементов усложняет техническое обслуживание и ремонт СК в условиях ПС, а также снижает эффективность их применения из-за повышенных потерь мощности;
нерегулируемые конденсаторные батареи (КБ), чаще устанавливаемые у потребителей на низком напряжении. В энергосистемах КБ устанавливаются, как правило, в распределительных сетях 110 кВ, реже - в магистральных. При переменном суточном или недельном графике нагрузки возникает необходимость их частых коммутаций выключателями, что снижает надежность установки из-за ограниченного ресурса выключателей.
В настоящее время отечественной промышленностью осваивается производство более эффективных средств компенсации и регулирования реактивной мощности в электрических сетях. В числе таких средств можно указать на статические тиристорные компенсаторы (СТК) с сухими реакторами на напряжение 10 - 35 кВ [1,2], управляемые подмагничиванием [3] или другим путем [2] шунтирующие маслонаполненные реакторы (УШР).
Учитывая изложенное, можно сформулировать следующие предложения по применению новых видов компенсирующих устройств:
рекомендовать в качестве основной схему присоединения этих устройств на ПС 330 - 750 кВ, изображенную на рис. 1, т.е. СТК - к третичным обмоткам автотрансформаторов, а УШР - в начале отходящих линий при их длине свыше 300 км;
для замены устаревших и ненадежных синхронных компенсаторов целесообразно использовать СТК, которые за счет высокого быстродействия могут обеспечить решение нескольких задач, определяемых требованиями энергосистем: стабилизацию требуемых уровней напряжения, регулирование потоков реактивной мощности, увеличение пропускной способности линий за счет повышения статической и динамической стойкости, компенсацию несимметрии напряжения;
замена нерегулируемых ШР на управляемые позволит совместно с СТК обеспечить оптимальным образом баланс реактивной мощности и необходимые уровни напряжения на шинах ПС в стационарных, аварийных и послеаварийных режимах. Кроме того, благодаря быстродействию УШР [2] оказывается возможным обеспечить гашение дуги в паузе ОАПВ линии и снижение перенапряжения.
Статический тиристорный компенсатор (рис. 1) включает в себя конденсаторную батарею КБ и тиристорно-реакторную группу ТРГ (мощность этой группы изменяется фазовым управлением тиристорного ключа ТК). Диапазон регулирования СТК обеспечивается соответствующими мощностями КБ и ТРГ и их числом.
Рис. 1. Подключение компенсирующих устройств на ПС
Рис. 2. Принципиальные схемы подключения сухих реакторов на ПС Новосокольники и Амурская
Модульное построение СТК позволяет при необходимости осуществлять его поэтапный ввод. Это особенно важно для энергосистем, линии электропередачи которых загружены значительно ниже натуральной мощности, что является причиной существенных избытков зарядной мощности в них и, как следствие, повышенных напряжений (ОЭС Северо-Запада, Центра, Востока). В этих случаях от источников реактивной мощности требуется потребление реактивной мощности с ее регулированием в течение суток (как правило, утро - вечер) и недели (будни - выходные дни). Поэтому на этом этапе нагрузок достаточно в схеме СТК (рис. 1) иметь группы реакторов Р, коммутация которых осуществляется вакуумными выключателями [4]. Эти группы названы вакуумно-реакторными группами (ВРГ). В дальнейшем по мере роста нагрузок линий и при необходимости передачи мощности выше натурального значения, особенно в послеаварийных режимах работы энергосистемы, ВРГ могут дополняться конденсаторными батареями и тиристорными вентилями до реализации полной схемы СТК.
Первый этап такого подхода осуществлен на ПС 330 кВ Новосокольники МЭС Северо-Запада и ПС 500 кВ Амурская МЭС Востока.
Подстанция 330 кВ Новосокольники находится примерно в середине транзита Псковская ГРЭС - Полоцк. Примыкающие к этому транзиту сети 330 кВ только на территории Псковской энергосистемы имеют протяженность не менее 250 км и генерируют не менее 100 Мвар реактивной мощности при загрузке их активной мощностью, как правило, существенно меньше натуральной. Транзит 330 кВ Псковская ГРЭС - ПС Новосокольники - ПС Полоцк образован двумя линиями 330 кВ (рис. 2, а). Первая из них, ВЛ Псковская ГРЭС - Новосокольники, так называемая, “компактная линия” (линия повышенной натуральной мощности), имеет длину 146,7 км и зарядную мощность 102 Мвар, в 1,5 раза большую, чем обычная линия 330 кВ такой же длины. Вторая ВЛ - от Новосокольников до Полоцка - обычная линия длиной 160 км и зарядной мощностью 80 Мвар (при номинальном напряжении 330 кВ). Суммарные избытки зарядной мощности в сети 330 кВ региона достигают не менее 300 Мвар, особенно напряженное положение складывается в летние месяцы.
Как показали расчеты, для компенсации избыточной зарядной мощности сети 330 кВ в этом регионе необходимо не менее 200 - 250 Мвар средств компенсации, для чего был установлен реактор 100 Мвар на напряжении 110 кВ на Псковской ГРЭС. В дополнение к реактору на Псковской ГРЭС было предложено установить сухие компенсирующие реакторы Р1, Р2 (2 х 30 = 60 Мвар) на ПС Новосокольники.
Подстанция Новосокольники имеет два автотрансформатора типа АТДЦТН-125000/330/110/10 с номинальными напряжениями соответственно 330, 115 и 10,5 кВ и 50%-ной по мощности обмоткой НН. Ток трехфазного КЗ на шинах 330 кВ составляет 5,9 кА. Передаваемая по линии Псковская ГРЭС - Новосокольники мощность (при натуральном значении 550-580 МВт) изменяется, как правило, в пределах 50-250 МВт, по линии Новосокольники - Полоцк при натуральной мощности 370 МВт в пределах 50- 100 МВт, а суммарная загрузка двух АТ составляет 150 МВт. К обмоткам низкого напряжения автотрансформаторов потребители не подключены.
Подключение реакторов мощностью 30 Мвар к третичным обмоткам приводит к дополнительной загрузке АТ не более чем на 3% его номинальной мощности. До включения реакторов напряжение на шинах 330 кВ ПС Новосокольники, Псковской ГРЭС достигало 362 - 365 кВ. Для поддержания напряжения даже в этих пределах генераторы Псковской ГРЭС работали в режиме потребления реактивной мощности, что приводило к преждевременному их износу и снижало надежность работы. В особенно тяжелых режимах (ремонт одного из двух генераторов Псковской ГРЭС) для поддержания напряжения в допустимых пределах требовалось отключать в резерв одну из линий 330 кВ. С вводом в 2002 г. линии 330 кВ Псковская ГРЭС - Старая Русса избытки зарядной мощности должны были возрасти, а условия регулирования напряжения ухудшиться.
