№ 6
ИЗВЕСТИЯ АКАДЕМИИ НАУК ЭНЕРГЕТИКА
2010
УДК 621.3
© 2010 г. САФИУЛЛИН Д.Х.
К ВОПРОСУ О ПОВЫШЕНИИ НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ КАЗАНСКОГО ЭНЕРГОРАЙОНА
Рассмотрены вопросы предотвращения глубоких снижений напряжения в узлах Казанского энергорайона при аварийных отключениях питающих линий электропередачи, которые, если не принять специальных мер, могут привести к неустойчивости нагрузки и лавине напряжения. Для стабилизации напряжения предложено использовать статические компенсаторы на базе управляемых подмагничиванием реакторов и батарей статических конденсаторов. Применение таких устройств позволяет сократить ущерб от действия автоматики ограничения напряжения и довести качество электроэнергии отпускаемой потребителям до требований установленных стандартом.
Проблема повышения надежности работы Казанского энергорайона в аварийных ситуациях в настоящее время актуальна, что подтверждает анализ аварийных нарушений, имевших место в августе 2008 г.
Вследствие отключения линии 500 кВ Киндерли—Заинск с неуспешным однофазным автоматическим повторным включением и последующими действиями противо-аварийной автоматики, дважды в течение суток, часть Казанского энергорайона с Казанской ТЭЦ-1 выделялась на параллельную работу с Закамским энергорайоном по линии 220 кВ Кндери—Букаш—Центральная.
После деления сети при первом аварийном нарушении, нагрузка выделившей части составляла Зн = 192 + j118 МВА. При этом напряжения узловых подстанций 110 кВ, которые в нормальном режиме (Цнорм) были 117—119 кВ, снизились до 93—101 кВ или 0,79—0,861 инорм. Наибольшее напряжение 101 кВ было зафиксировано на шинах открытого распределительного устройства высокого напряжения Казанской ТЭЦ-1. После этого, единственный, находившийся в работе турбогенератор ТГ-2 Казанской ТЭЦ-1 с нагрузкой 18 МВт, отключился защитой от перегрузки статора по току, так как из-за снижения напряжения выдаваемая реактивная мощность увеличилась от 11 до 45 Мвар. После отключения ТГ-2 нагрузка выделившей части стала = 165 + + j 104 МВА, а напряжения на подстанциях 110 кВ снизились до значений 90—92 кВ или 0,75—0,77 инорм и на этом уровне "зависли". Оперативному персоналу потребовалось 45 мин, чтобы вручную восстановить схему сети 110—500 кВ и напряжения в узлах нагрузки до значений, которые были в предаварийном режиме.
Второе аварийное нарушение протекало так же, как описанное выше первое.
Анализ показал, что основными причинами снижения напряжения в сети практически до критического значения (икр = 0,75инорм согласно [1]) были удаленность выделившегося района от центров питания и дефицит реактивной мощности. Поэтому действия автоматики регулирования напряжения на трансформаторах оказались малоэффективными. Несмотря на то, что регуляторы напряжения трансформаторов на всех подстанциях перешли в крайнее 19 положение, это не привело к повышению на-
пряжения на нагрузке, но привело к его снижению на стороне высокого напряжения трансформаторов.
Выделявшаяся часть Казанского энергорайона осуществляет в основном электроснабжение крупных промышленных потребителей со значительной долей двигательной нагрузки. Поэтому снижение напряжения ниже критического значения на подстанциях, от которых питаются такие потребители, может привести к дальнейшему самопроизвольному снижению напряжения — "лавине напряжения".
С учетом постоянного роста нагрузки такое развитие аварийного нарушения могло случиться. Поэтому для предотвращения лавины напряжения на ряде подстанций 110 кВ были установлены и введены в работу комплексы противоаварийной автоматики, осуществляющие автоматическое ограничение снижения напряжения (АОСН), которые при аварийном снижении напряжения отключает часть потребителей.
Однако отключение даже части потребителей наносит ущерб самой энергосистеме из-за недоотпуска электроэнергии, но в условиях рыночной экономики, приводит к необходимости компенсации убытков или возмещения ущерба потребителям. Поэтому применение АОСН в современных экономических условиях может оказаться проблематичным, и необходимо искать другие технические решения.
Опыт борьбы с лавиной напряжения, накопленный в нашей стране и за рубежом, показывает, что одним из возможных технических решений является применение компенсирующих устройств. В [2] указано, что для повышения устойчивости нагрузки и предотвращения лавины напряжения в распределительных сетях 35—220 кВ следует применять непрерывно регулируемые статические тиристорные компенсаторы (СТК).
Статические тиристорные компенсаторы начали использовать для регулирования напряжения в электрических сетях энергосистем с 1974 г. В электропередачах переменного тока высокого напряжения получили применение СТК со схемой косвенной компенсации и комбинированные СТК, способные и потреблять, и выдавать реактивную мощность [3]. В наших энергосистемах СТК не получили такого широкого распространения, как на Западе, из-за их высокой стоимости. Но в России были разработаны высоковольтные (110 кВ и выше) реверсивные устройства поперечной компенсации на базе управляемых подмагничиванием шунтирующих реакторов (статические компенсаторы на базе УШР) [4, 5]. Такие источники реактивной мощности находят все более широкое применение в электрических сетях.
В настоящее время в энергосистемах России и стран ближнего зарубежья уже успешно эксплуатируются 19 статических компенсаторов на базе УШР напряжением 110—500 кВ, в ближайшее время число таких устройств должно удвоиться [5]. Интерес со стороны отечественных электросетевых компаний к статическим компенсаторам на базе УШР объясняется тем, что при значительно меньшей стоимости в функциональном отношении, они полностью замещают СТК или синхронный компенсатор вместе с повышающим трансформатором и требуют существенно меньших затрат на монтаж и эксплуатацию. Учитывая сказанное, представляется целесообразным применение статического компенсатора на базе УШР для повышения устойчивости нагрузки и предотвращения лавины напряжения в Казанском энергорайоне.
При выборе мощности и места установки статического компенсатора можно исходить из следующего. Статический компенсатор на базе УШР устанавливается для повышения надежности работы Казанского энергорайона в аварийных ситуациях. Поэтому он должен обеспечить повышение пропускной способности линии 220 кВ Кн-дери—Букаш—Центральная и поддержание напряжения на узловых подстанциях 110 кВ на уровне не ниже уставок срабатыания АОСН. Кроме того, он должен обеспечить выполнение требуемых стандартов на качество электроэнергии у потребителей.
Выполненное специалистами ОАО "Сетевая компания" обследование подстанций 110 кВ в выделившейся части Казанского энергорайона показало, что только на подстанции "Южная" есть место для размещения статического компенсатора на базе УШР. Проведенные региональным диспетчерским управлением энергосистемы Рес-
Однолинейная электрическая схема ИРМ-110/50/25 на базе реактора РТУ-25000/100: 1 — РТУ 25000/110; 2 — блок преобразователей; 3 — выключатель 0,4 кВ; 4, 5 — выключатель 110 кВ; 6 — БСК 25/110 с демпфирующими реакторами; 7 — система автоматического управления
публики Татарстан расчеты нормальных и послеаварийных установишихся режимов работы Казанского энергорайона показали, что повышение надежности функционирования электрической сети можно обеспечить с помощью установки на подстанции 110 кВ "Южная" статического компенсатора мощностью 100—300 Мвар.
Устройство компенсации реактивной мощности для подстанции 110 кВ ПС "Южная" может быть разработано на основе серийно выпускаемых батарей статических конденсаторов и управляемых реакторов типа РТУ напряжением 110 кВ [5]. Для повышения надежности комплекса реализовать статический компенсатор на базе УШР на практике целесообразно в виде двух однотипных агрегатов, т.е. по одному агрегату на каждую секцию шин. Так как функциональные возможности УШР полностью соответствуют тиристорно-реакторной группе СТК, то статический компенсатор на базе УШР может быть выполнен с использованием тех же схемных решений, которые применяются в СТК.
В данном случае, исходя из экономических соображений, при разработке статического компенсатора целесообразно использовать комбинированную схему, в которой мощность тиристорно-реакторной группы должна быть больше или равна мощности коммутируемой батареи статических конденсаторов (БСК). Мощность, генерируемая каждым агрегатом, должна быть не менее 50 Мвар. Минимальная номинальная мощность БСК составляет 25 Мвар. Учитывая, что заводом серийно выпускаются реакторы мощностью 25 Мвар, каждый агрегат может быть реализован путем установки параллельно с реактором РТУ-25000/110 и двух БСК, мощность каждой из них 25 Мвар. Таким образом, к каждой секции шин по сути будет подключен статический компенсатор мощностью 50 Мвар. Схема такого статического компенсатора приведена на рисунке.
Использование комбинированной схемы при разработке статического компенсатора обеспечивает его преимущества перед другими типами регулируемых компенсирующих устройств. Эта схема позволяет неограниченно увеличить мощность, выдаваемую статическим компенсатором, за счет включения дополнительных БСК, что очень важно в условиях роста нагрузки.
Следует отметить, что установка на ПС 110 кВ "Южная" статического компенсатора на заменяет, а дополняет АОСН. Это позволит снизить ущерб от действия АОСН, так как она будет действовать только в случае возникновения непроектных дефицитов реактивной мощности.
Выводы. 1. В настоящее время повышение надежности работы Казанского энергорайона в аварийных ситуациях является актуальной. Снижения напряжения, которые имеют место в аварийных ситуациях, могут привести к неустойчивости нагрузки и лавине напряжения, если не принять специальных мер.
2. Применение АОСН для повышения надежности работы Казанского энергорайона в аварийных ситуациях в современных экономических условиях может оказаться проблематичным вследствие большого ущерба. Поэтому необходимо искть такие технические решения, при реализации которых АОСН будет использоваться только в случае возникновения непроектных дефицитов реактивной мощности. Од
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.