Энергетические системы - Передающие сети

Различные типы передающих сетей.

В общем случае под передающими сетями понимают все сети, напряжение которых равно 200 кВ и более. Это вытекает из того, что по техническим причинам все оборудование сетей такого напряжения находится в ведении одних и тех же служб.
Как указано выше, передающие сети могут выполнять различные функции, т. е. структура этих сетей должна отражать присущие им особые свойства.
В действительности сети ВН и СВН зачастую выполняют в известной степени различные функции и отсюда вытекает соответствующие их структуры. Поэтому пытаются выявить существенные характеристики основных типов сетей для последующего изучения, с тем чтобы использовать эти характеристики в конкретных ситуациях.
В самом деле, можно рассматривать две «крайние» типовые структуры, внутри которых находятся все реальные структуры. Этими двумя структурами являются:
«протяженная» структура; в сетях такой структуры передача на большие расстояния должна отвечать проблемам устойчивости и контроля напряжения, что приводит к выбору для элементов такой сети (генераторов, трансформаторов, линий) возможно меньших по величине, сопротивлений;
«решетчатая» структура сетей; «решетки» сетей в районах потребления электроэнергии получают с помощью разветвленных сетей; «решетки» тем больше сжаты, чем выше плотность потребления; при этом необходимо, чтобы мощности к. з. имели величины, меньшие предельных, а аварийные токи, имеющие механические и тепловые воздействия на оборудование и неблагоприятные воздействия на соседние телекоммуникации, находились в допустимых пределах; для соблюдения пределов выбирают для элементов этих сетей возможно более высокие значения сопротивлений.
Следовательно, между характеристиками, которые необходимо выбрать для оборудования, предназначенного для двух типов сетей, появляются противоречия. Реальные сети часто содержат линейные элементы, обусловленные разбиением на решетки (клетки) или типовые промежуточные зоны (редкие решетки или межсистемные линии протяженной структуры), так что необходимо найти довольно сложные решения как для эксплуатационных методов, так и для устройства защиты.
Небезынтересно рассмотрение нескольких примеров обоих типов сетей и обобщение затем на общий случай сетей промежуточного типа, с тем чтобы обсудить проблему, возникающую при введении нового уровня напряжения в существующую сеть.

Примеры передач с протяженной структурой.

Первая ЛЭП 220кВ во Франции. Первая линия 220 кВ протяженной структуры, введенная в эксплуатацию во Франции в 1932 г., осуществляла передачу от ГЭС Ла-Труйера на юге Центрального массива до Парижа, т. е. на расстояние 500 км. Часть передаваемой мощности ответвлялась на двух промежуточных подстанциях в Эгю- зоне и Шенжи, чтобы через линии 90 кВ питать только что электрифицированную линию железной дороги.
Схема этой связи приведена на рис. 3.62. Напряжение 220 кВ было предварительно выбрано в качестве напряжения будущей сети Франции по отношению к 1932 г.
На первом этапе была построена одна линия, что обязывало держать в Парижском районе в резерве генераторы на ТЭС общей установленной мощности, равной потребляемой мощности 120 МВт, чтобы запустить их в случае аварии на линии. Сооружение второй линии значительно увеличило надежность связи.
Линия была разделена на четыре участка почти одинаковой длины (за исключением первого, длина которого определялась расположением станций в его начале и первой промежуточной подстанции). Это деление должно было облегчить включение линий под напряжение на холостом ходу, поскольку в этом режиме напряжение на конце линии значительно выше такового в ее начале (повышение напряжения вызывается прохождением емкостных токов в продольном индуктивном сопротивлении линии), и оно тем выше, чем больше длина линии; кроме того, при резком включении напряжение на разомкнутом конце линии достигает двойного значения напряжения в установившемся режиме.
Напряжение на различных подстанциях линии регулировалось в узких пределах—вокруг заранее установленных величин, так, чтобы обеспечивались нормальная изоляция и нормальное распределение мощностей между этими машинами. Регулирование напряжения было быстродействующим, эффективно реагирующим на появление аварий. На трех подстанциях южной половины линии это регулирование осуществлялось за счет воздействия на генераторы, подключенные к сети, а на остальных двух — с помощью синхронных компенсаторов.

Рис. 3.62. Схема линии 220 кВ, идущей из Центрального массива в Париж на 1932 г.: •— установки, пущенные в действие в 1932 г.; - - - возможный вариант сети спустя два-три года.
Регулирование напряжения улучшало также и устойчивость работы передачи, для чего она была дополнена устройствами АРВ сильного действия, установленными как на генераторах, так и на синхронных компенсаторах. На рис. 3.63 приведена схема нормальной работы связи. При этом проектировщиками линий была зафиксирована относительно малая величина передаваемой мощности, равная 120 МВт.

Рис. 3.64. Схема связи Боулдер- Дэм — Лос-Анджелес:
X — две группы по три однофазных трансформатора 16,5/0,287 кВ мощностью по 55 MB*А, 2 - три группы по три однофазных трансформатора 275/132 кВ мощностью 49-65 MB А
Связь Рюир —Париж несколькими годами позже была включена в состав сети больших масштабов, предназначенной для поставки значительной части электроэнергии, необходимой Парижскому району, а затем и в состав всей передающей сети Э де Ф, как это показано на рис. 1.7 —1.9 (см. т. 1, гл. 1).

Рис. 3.63. Схема распределения мощностей на линии 220 кВ Рюир — Шевийи (1932) Потребление активной и реактивной мощности (в цифрах) дается не точно, только для того, чтобы дать представление о потреблении мощности на каждом из участков линии
Введенная в состав обширной сети эта линия способна передавать мощность, равную примерно 200 МВт, т. е. не только значительно большую мощность, чем та, которую она передавала, работая отдельно от системы, но и мощности, превосходящей ее натуральную.
ЛЭП 275 кВ в США. Эта линия значительно современнее предыдущей, но построена в других условиях, которые обусловили выбор иных характеристик.
Связь между ГЭС, построенной в Боулдер-Дэме на р. Колорадо (близ Лас-Вегаса), и городом Лос-Анджелес должна передавать через пустыню на расстояние, чуть большее 400 км, мощность 240 МВт при соблюдении непрерывности электроснабжения. Никаких будущих подключений к сети не предусматривалось, и напряжение 275 кВ рассматривалось как оптимальное при состоянии экономики того времени.
На практике преобладающим фактором было обеспечение эксплуатационной надежности, что привело к поиску на первом этапе величины мощности, максимально передаваемой по двум линиям 220 кВ (наибольшее напряжение, на работе с которым проектировщики оборудования уже приобрели опыт), при условии, что устойчивая работа связи не будет подвергнута опасности при аварии на линии. Это исследование показало, что выход из синхронизма не может быть устранен, если будет передаваться мощность более 150 МВт, и необходимо было искать другое решение. Выбор ограничивался между структурами:
—из двух параллельно работающих линий на более высоком напряжении (величину которого надо было определить);
—из трех параллельных линий 220 кВ.
Более дешевой структурой линий, способных передавать мощность 240 МВт, не нарушая при этом устойчивость работы, оказалась структура из двух параллельных линий 275 кВ, несмотря на отсутствие опыта в определении изоляции линии и подключенного к ней оборудования. В самом деле, еще не существовало никакого оборудования, способного работать при таком напряжении, линия была достаточно протяженной и подверженной воздействию суровых климатических условий, а именно: сильному соляному загрязнению при приближении к Лос-Анджелесу и суровым грозам в зоне пустыни. Эти проблемы заставляли обращаться к более высокому напряжению (330 кВ), которое позволило бы передавать большую мощность, но повышение стоимости при этом оказалось неприемлемым.
Для того чтобы гарантировать устойчивость связи, было решено:
—применять генераторы с малым внутренним сопротивлением (переходное индуктивное сопротивление равно 17,5%), а генераторы с вертикальной осью должны были иметь относительно высокую постоянную инерцию;
делить линию на три участка так, чтобы ограничить увеличение сопротивления при аварии на одной из линий; промежуточные подстанции имели кольцевые системы шин для лучшего обеспечения непрерывности электроснабжения при аварии на одном из участков линии;
—предусмотреть быстрое отключение аварийного участка линии;
установить на входе синхронный компенсатор большой мощности (240 Мвар).
Схема связи приведена на рис. 3.64. Кстати, линии были сооружены из медного кабеля диаметром 36 мм, предназначенного для ограничения коронирования (экономическое сечение равнялось 260 мм2); этот тип полого кабеля был принят для ограничения веса. Гирлянды изоляторов были выбраны усиленными, чтобы они могли выдержать загрязнение и не перекрываться при ударах молнии. Исследование изоляции в то время еще не достигло того уровня, при котором оно проводится в настоящее время. Для уменьшения перекрытий изоляторов от ударов молнии в провода линия была оборудована двумя грозозащитными тросами.
Связи 500 кВ в СССР. Эти связи были сооружены к 1960 г. и использовали последние достижения тех лет. Они передают энергию, выработанную ГЭС, построенными на Волге, на подстанции, снабжающие электроэнергией Москву. Эти подстанции представляют собой часть кольца 500 кВ вокруг Москвы, продублированного кольцом 110 кВ в соответствии с классической схемой, упомянутой выше (см. § 32 и рис. 3.40).
Первой из этих двух связей была сооружена ЛЭП Куйбышев — Москва протяженностью около 800 км. Она была разработана к 1955 г. на наибольшее напряжение по тем временам (напряжение 400 кВ), поскольку на этом напряжении работали только первые линии в Швеции.
Схема этой связи представлена на рис. 3.65. Из нее видно, что была принята структура из двух линий с промежуточными подстанциями, имеющими кольцевые системы шин (так же, как и линия Боулдер-Дэм — Лос-Анджелес, и по тем же самым мотивам). И все же необходимо отметить два существенных отличия:
на подстанции, находящейся в середине ЛЭП, установлены батареи конденсаторов продольной компенсации (примененные впервые в Швеции); компенсация позволяет уменьшить продольное сопротивление связи и вследствие этого улучшить ее динамическую устойчивость и облегчить регулирование напряжения на подстанциях на концах связи;
на некоторых подстанциях установлены реакторы; их' предпочитают синхронным компенсаторам для компенсации реактивной энергии емкостного характера в длинных линиях и в особенности для уменьшения перенапряжений при работе линии на холостом ходу. Чтобы обеспечить это уменьшение, очевидно, необходимо, чтобы реактор был включен на конце участка линии, противоположном тому, который включается под напряжение. Имелись две возможности включения для сравнения при эксплуатации, а именно: при постоянном включении перед линейными выключателями (Куйбышевская подстанция) или при включении на систему шин, подключенную на разомкнутом конце линии перед подачей напряжения на ее начало (подстанция в Арзамасе).

Рис. 3.65: Схема линии 500 кВ Куйбышев-Москва и Волгоград-Москва в 1961 г.

ЛЭП Куйбышев — Москва была первой связью 400 км, осуществленной в СССР в условиях (по длине, передаваемым мощностям), еще редко встречаемых в других странах; изоляция была рассчитана с большим запасом. Опыт эксплуатации быстро выявил возможность ее работы на напряжении 500 кВ, что увеличило ее пропускную способность почти в 1,5 раза.
Линия была переведена на 500 кВ в 1958 г. (двумя годами позже ее ввода в эксплуатацию). В это же самое время была введена в строй другая ЛЭП-500; это напряжение было стандартизовано для всех линий, находящихся на востоке от Москвы.
Схема связи Волгоград—Москва представлена на рис. 3.65. Из нее видно, что, если продольная компенсация отсутствует и на каждой подстанции отбираются незначительные мощности для питания местных сетей, то развивается «поперечная» компенсация с комбинацией реакторов и емкостей, отвечающей эксплуатационным требованиям.
Некоторые реакторы включаются воздействием разрядников, т. е. в момент, когда появление ненормальных перенапряжений делает их наиболее полезными.

Рис. 3.66. Карта сети 735 кВ Гидро-Квебека (1972)
Сеть 735 кВ в Канаде. Эта сеть является примером менее «чистой» сети с протяженной структурой, поскольку она была наложена частично на существующую и хорошо построенную линию. На рис. 3.66 приведены схемы этой сети, существующей сети 315 кВ, а также линии сети 735 кВ, а именно:
первая линия 735 кВ, обозначенная через М2 на схеме между Маникуаганом и Монреалем, введена в строй в 1965 г. (см. ниже таблицу); работа ее в аварийном режиме может частично обеспечиваться сетью 315 кВ;
две другие линии 735 кВ, дополняющие связь между пятью ГЭС на реке Маникуаган и городами Квебек и Монреаль и пущенные в строй в последующие годы;
три новые линии 735 кВ, передающие электроэнергию с ГЭС «Черчилл Фолс» и расположенные на большем удалении.

На рис. 3.67 приведена схема развития сети на втором этапе и можно отметить наличие в ней «поперечной» компенсации, т. е. параллельное включение реакторов, систематически осуществляемое на каждом из концов всех участков линии; это позволяет достичь значительных длин для участков до 360 км, не боясь недопустимых перенапряжений при различных переключениях.
Продолжение этой связи до ГЭС «Черчилл Фолс» (где были построены станции общей мощностью того же порядка, что и на р. Маникуаган, т. е. приблизительно 5000 МВт) поставило новые задачи. Было проведено сравнение многих решений, в частности:
продление связи напряжением 735 кВ (и, естественно, усиление ее существующей части);
продление связи на переменном напряжении большей величины (порядка 1 млн. В);
продление связи на постоянном токе.
В конечном счете было выбрано первое решение, поскольку уже имелась сеть на том же напряжении. Последующие исследования подтвердили правильность этого выбора и даже показали, что усиление сети между Маникуаганом и Монреалем могло бы быть относительно ограниченным. На рис. 3.68 приведены две модификации, внесенные этими исследованиями:
компенсация реактивной мощности с помощью УПК (установок продольной компенсации) на трех участках линий между Черчилл Фолсом и Маникуаганом была осуществлена устройствами стабилизации, работа которых связана с изменением мощности и которые эффективно гасят колебания мощности в аварийном режиме;

рис, 3.67. Схема линии Маникуаган —Монреаль (1966)

Рис. 3.68. Начальный (а) и окончательный (6) проекты линии 765 кВ Черчилл Фолс — Маникуаган — Монреаль

при усилении сети между Маникуаганом и Монреалем была получена возможность не сооружать одну линию благодаря установке синхронных компенсаторов, позволивших поддерживать величину напряжения и сохранять устойчивую работу сети после аварии.
Использование выключателей, имеющих в своем: составе сопротивление величиной, близкой к величине характеристического сопротивления линии, позволило поддерживать перенапряжения при переключениях, не превосходящих более чем в два раза номинальное напряжение, несмотря на большую длину линий. Таким образом, может быть получена значительная экономия на изоляции аппаратов и линий.
Такая линия исследовалась в 1973 г. для передачи в Монреаль мощности в 16 000 МВт, которая должна быть выработана на строящихся ГЭС в заливе Джеймса. Среди решений, сравнение которых было проведено, можно отметить передачи;

Рис. 3.69. Размещение последовательно соединенных конденсаторов в шведской сети 400 кВ (1973 г/)
семью параллельными линиями 735 кВ с поперечной компенсацией реактивной мощности;
шестью линиями 735 кВ с продольной компенсацией;
пятью линиями 1100 кВ с поперечной компенсацией;
тремя двухцепными линиями постоянного тока напряжением ± 600 кВ.
Из перечисленных решений следует, что техника передач на сверхвысоком напряжении находится в непрерывном развитии, связанном с совершенствующейся технологией.
ЛЭП 400 кВ в Швеции.
Напряжение 400 кВ использовалось впервые в мире в 1950 г. для передачи электроэнергии, произведенной на ГЭС севера страны в район Стокгольма.
Эта сеть была затем расширена и продлена на юг, но удлиненная форма территории Швеции придала этой сети характер передающей линейной передачи или, точнее, почти линейный характер, поскольку подстанции юга страны распределены по вытянутому кольцу, как это видно из рис. 3.69.
Особенность системы 400 кВ — систематическое использование УПК; батареи конденсаторов располагаются в середине линий и не обслуживаются персоналом. Это явилось следствием более глубоких (чем где бы то ни было) исследований этих батарей.

Семь линий 400 кВ начинаются от станций, расположенных в 600 км севернее Стокгольма, и заканчиваются в промышленных районах Стокгольма и Гётеборга (остальные станции расположены севернее первых на 400 км). Реактивная мощность семи линий компенсируется одной или двумя последовательно включенными с ними батареями конденсаторов, каждая из них обеспечивает компенсацию от 20 до 60% (в зависимости от случаев) продольного сопротивления линии, для этого имеются батареи конденсаторов мощностью от 213 Мвар для самых малых линий до 802 Мвар для самых больших.
Батареи вносят существенный вклад в поддержание устойчивости работы сети благодаря уменьшению сопротивлений и наличию АРВ сильного действия генераторов, имеющих большие постоянные инерции. Необходимость быстро реагировать на возникновение аварий требует специальной защиты конденсаторов УПК.
Так, ранее было показано, что батареи УПК должны быть защищены от аварийных токов, вызывающих на Вводе в конденсаторы увеличение напряжения, опасное для изоляции оборудования.  Было показано также, что защита конденсаторов осуществляется с помощью разрядников, включаемых параллельно батарее и отрегулированных таким образом, что, как только напряжение между зажимами батареи превосходит заранее определенную для него величину, они перекрываются. При аварии в линии ток проходит через разрядник и гасящее сопротивление, последовательно соединенное с ним, а затем через шунтирующий выключатель, установленный для уменьшения износа разрядника. Однако это устройство имеет недостаток отключать батарею конденсаторов как раз в тот момент, когда в ней уже больше нет необходимости, поскольку авария может быть причиной выхода из синхронизма (генераторов). Итак, необходимо вводить батарею в действие в возможно короткий промежуток времени, т. е. сразу же после того, как пространство между электродами разрядника будет достаточно деионизировано, чтобы не вызывать опасность его повторного перекрытия под воздействием незначительного напряжения.

Рис. 3.70. Схема устройства защиты:
С— половина батареи конденсаторов; Р— разрядник; Т— трансформатор рассогласования; Д—выключатель;  связи цепей управления
Устройство защиты было модернизировано введением дополнительного разрядника (рис. 3.70). Два одинаковых разрядника включаются последовательно, в нормальном режиме в работе находится один из них, а другой закорочен выключателем. При появлении аварийного тока работающий. разрядник перекрывается и сразу же закорачивается своим выключателем, в то же время размыкается выключатель другого разрядника. Таким образом, батарея может быть введена в действие за четыре периода (вместо времени около 1 с), что улучшает устойчивость работы системы.

Необходимо отметить, что останов оборудования ГЭС и сооружение АЭС, которые могут располагаться вблизи промышленных зон (и на берегу моря с целью получения лучших условий для охлаждения), полностью изменят структуру системы Швеции. В самом деле, рис.

Рис. 3.71. Проект сети на 800 кВ в Швеции (на 1973 г.)
3.71, на котором воспроизведена схема проекта сети 800 кВ, показывает, что последняя будет просто дублировать кольцо 400 кВ, проходящее по южной части Швеции. Ее размеры больше, будут зависеть от единичной | установленной мощности генераторов АЭС, чем от расстояния, на которое будет передаваться электроэнергия.

Сети с «решетчатой» структурой.

Если примеры линейных передач найти очень просто, то почти невозможно отыскать сеть, которая являлась бы примером «идеальной» сети с «концентрированной структурой», поскольку с неоднородными географическими и экономическими условиями связаны способы передачи и распределения электроэнергии.
В качестве примера такой сети рассмотрим: питающую сеть («Grid») Англии, для которой с первых дней существования предопределен именно такой выбор; она сохранила свои особенности и при последующих переделках (в частности, при переходе со 132 на 275, а затем и на 400 кВ).
В этой сети центры производства и потребления электроэнергии если и не совпадают, то, по крайней мере, прилегают друг к другу или весьма близко расположены. Роль сети состоит в этом случае в оказании взаимопомощи различных центров производства друг другу (что относится и к расположенным рядом центрам потребления); сеть в конечном счете может играть роль межсистемной связи между станциями и нагрузками. Этот тип сети в принципе хорошо поддается стандартизации своих элементов, т. е. генераторов, трансформаторов (повышающих и понижающих), выключателей, а также и подстанций. На рис. 3.72 приведена схема типовой подстанции передающей системы Англии 400 кВ (пример питающей подстанции региональной сети 132 кВ). Необходимо отметить, что эта схема имеет меняющийся характер, первая станция может состоять в использовании четвертой части этой схемы (заключенной внутри штриховой линии между двумя выключателями), а вторая — в использовании ее половины. На рис. 3.73 приведена типовая схема станционной подстанции; она значительно сложнее, так как соответствует более строгим условиям надежной работы, поскольку представляет собой два различных узла сети, имеющих одинаковую надежность.
Структура сети с концентрированной структурой мало меняется во времени. Ее усиление может быть получено не путем увеличения подстанций (как это имеет место в питающих сетях), поскольку их размещение предопределяется условиями производства и потребления (электроэнергии), а усилением каждого участка линии (добавлением параллельных линий) или увеличением величины напряжения.
Последнее решение было эффективно применено в передающей сети Англии «Grid»; этапы развития этой сети показаны на рис. 3.74—3.76. И все же на схемах (и, в частности, на последней) заметна тенденция систематической передачи энергии из районов добычи каменного угля, расположенных на севере страны. Следовательно, «Grid» теряет характер сети с простой концентрированной структурой и будет терять его далее в будущем из-за сооружения мощных АЭС вдоль побережья, что потребует регулярной передачи энергии на расстояние сотен километров к промышленным зонам.

Рис. 3.72. Типовая схема подстанции английской системообразующей сети «Grid»:
*    — первая очередь сооружения подстанции (две подходящие линии 400 кВА трансформатор)
Необходимо отметить, что каждая линия, приведенная на рис. 3.74— 3.76, представляет собой двухцепную электропередачу (соответственно на напряжение 132, 275 или 400 кВ); этот тип линий рассматривается в Великобритании как наиболее отвечающий условиям окружающей среды (повышенная пропускная способность).

Рис. 3.73. Типовая схема подстанции для присоединения электростанции с генераторами «Grid»

Сети смешанной структуры.

 За исключением ограниченных зон, таких, как районы Рура и Милана, сети с концентрированной структурой, Как правило, менее сжаты, чем сеть Англии «Grid», вследствие этого могут возникнуть проблемы устойчивости системы. Такое положение имеет место в системах США, как это видно из схемы, приведенной на рис. 3.77, и как это было видно для системы CANUSE (т. 1, рис. 5.9 и 5.10).

Рис. 3.74. Состояние схемы сети «Grid» на 1935 Г.:
■■ двухцепная линия 132 кВ
В большинстве европейских стран сети в зависимости от районов имеют тип сетей с концентрированной структурой или тип длинных передающих сетей. В частности, в системе Франции (см. т. 1 рис. 1.10) на общую сеть первого типа накладываются несколько осевых передающих сетей, в частности осевая сеть Центральный массив — Париж, а также сети Альпы — Париж и Эльзас — Париж. Более того, в этих сетях в зависимости от времени года или даже в течение одного дня меняется величина передаваемых мощностей из-за обмена энергией между ГЭС или ТЭС. Другой причиной существования таких сетей является необходимость питания удаленных районов страны, таких, как Бретань или Ницца.
Сети смешанной структуры позволяют выявить относительно однородные зоны и, следовательно, такие, в которых при выпадении из синхронизма сеть будет отключаться в «слабых точках» общей межсистемной связи. Следовательно, подготовка к разделению сети на соответствующие части позволяет ограничить последствия выпадения из синхронизма и облегчить восстановление нормального электроснабжения.

Рис. 3.75. Состояние схемы сети «Grid» на 1965г.
(Линии 132 кВ, объединенные в местные питающие сети, на схеме не представлены) — двухцепные линии 275 кВ