В вестнике «Энергетика» Союза инженеров-энергетиков Республики Казахстан №3(62) (источник: www.kazenergy.kz) была опубликована статья «Управляемые быстродействующие реакторы для электрических сетей Казахстана в целях обеспечения интеграции ВИЭ», один из авторов – генеральный директор ООО «Тольяттинский Трансформатор» Чистяков Владимир Сергеевич.
Управляемые быстродействующие реакторы для электрических сетей Казахстана в целях обеспечения интеграции ВИЭ
В докладе Министра энергетики Республики Казахстан Каната Алдабергеновича Бозумбаева на Всемирном конгрессе инженеров и учёных WSEC-2017 «Энергия будущего: инновационные сценарии и методы их реализации» [1] указывается, что Министерством энергетики Республики Казахстан с участием ведущих мировых и казахстанских экспертов было проведено исследование «Форсайт – 2050. Новый мир энергии и место Казахстана в нем» с целью формирования долгосрочной энергетической стратегии Казахстана на основании его результатов.
Исследование представляет собой формирование видения будущего развития глобального энергетического мира и сопутствующих технологий до 2050 года. В нём указывается, что, если в 2015 г. общая доля ВИЭ в генерации электроэнергии в мире составляла только 5 %, то в 2030 г. она будет составлять 18,6 %, а к 2050 г. увеличится до 42 %. Таким образом, изменение общей доли ВИЭ в генерации электроэнергии в 2050 г. увеличится в 8,6 раз. При этом генерация солнечных электростанций возрастёт в 30 раз, при среднегодовом темпе роста 10,2 %, а генерация ветряных электростанций увеличится в11 раз при среднегодовом темпе роста 7,1.
Доля альтернативной энергетики в Казахстане в 2015 г. составляла порядка 15 % (с учётом ГЭС, а сама солнечная и ветровая генерация находится на уровне менее 1 %) в общей доле выработки электроэнергии. В 2050 г. планируется, что за счёт замещения значительной доли угольных мощностей доля ВИЭ будет составлять 42 % в общей выработке электроэнергии [1].
Такие амбициозные планы внедрения ВИЭ в электроэнергетику Казахстана, прежде всего, объясняются тем, что технический потенциал только энергии ветра в Казахстане по оценке МООС РК и ПРООН составляет около 1 трлн кВт·ч в год и является одним из лучших в мире. Это более чем в 10 раз превышает объем потребления электроэнергии в стране в минувшем году.
Страна обладает высоким потенциалом солнечной и ветровой энергии. Министерство энергетики Республики Казахстан продолжает активно стимулировать развитие ВИЭ для покрытия возрастающего потребления населения и промышленности. В целях дальнейшего развития использования ВИЭ 28 апреля 2016 года Президент Казахстана подписал Закон РК «О внесении изменений и дополнений в некоторые законодательные акты Республики Казахстан по вопросам перехода Республики Казахстан к «зелёной экономике». Законом были внесены поправки в ряд законодательных актов, в частности, в Закон РК «О поддержке использования возобновляемых источников энергии». Нормы закона позволят стимулировать в Казахстане производство ВИЭ и защитить рынок отечественных производителей.
Как известно, мировые тенденции развития электроэнергетики характеризуются интенсивным ростом объёма ввода ВИЭ. В ряде стран объёмы ввода ВИЭ уже сегодня значительно превышают объёмы ввода источников традиционной генерации, и ВИЭ начинают работать на всех классах напряжения в составе энергосистем. Быстрое распространение ВИЭ в энергосистемах – это уже свершившийся факт. Так, например, установленная мощность ВИЭ в Дании составляла более 5 ГВт при мощности энергоустановок на ископаемом топливе около 7 ГВт, при этом за счёт ветроустановок покрывалось уже до 40 % потребления электроэнергии. В Германии ВИЭ практически используются на всех классах напряжения, а к 2020 г. на их долю будет приходиться около 36 % производимого электричества. ВИЭ оказывают всё большее влияние не только на функционирование рынков электрической энергии и мощности, но и на управление энергосистем в целом.
Доля ВИЭ в мировой энергетике растёт, и это создаёт определённые вызовы для поддержания режима работы энергосистем, так как непостоянная, нестабильная, а порой и прерывистая, погодозависимая генерация на основе солнца и ветра кроме того имеет и непредсказуемый характер, и никак не зависит от потребностей пользователей электроэнергии.
Как известно, в энергосистеме для обеспечения нормального режима всегда необходимо обеспечить баланс активной мощности между произведённой всеми электрическими станциями электроэнергией и потреблённой нагрузкой энергией. Изменчивость и непредсказуемость генерации электроэнергии электростанциями ВИЭ не позволяет им самостоятельно поддерживать баланс активной мощности в энергосистеме, а, следовательно, и обеспечить нормальный режим энергосистемы по подержанию частоты.
Намечаемое широкое внедрение ВИЭ в Казахстане естественно ставит вопрос перед энергетиками о режиме работы энергосистемы в условиях возрастающей доли в ней ВИЭ и их безопасной интеграции в энергосистему без снижения надёжности системы.
Международное энергетическое агентство, учитывая нестабильную генерацию ВИЭ, выпустило специальное руководство по их интеграции в энергосистему [2]. В данном документе рассмотрены четыре степени интеграции переменчивой генерации на основе солнца и ветра в энергосистему:
1. Интеграция ВИЭ не оказывает заметного влияния на сеть, если солнечная и ветряная генерация совокупно не превышают 3 % в общегодовом производстве электроэнергии в энергосистеме. На этой стадии сегодня находится Казахстан.
2. ВИЭ начинают серьёзно влиять на работу энергосистемы, когда их доля в годовой генерации составляет от 3 до 15 %. Однако нейтрализовать это отрицательное влияние ещё можно за счёт умного прогнозирования выработки солнечных и ветряных электростанций. В соответствии с планами интеграции ВИЭ в энергосистему Казахстан уже в 2020 году начнёт ощущать это влияние.
3. В случае, когда доля ВИЭ составляет от 15 до 25 %, возникают существенные проблемы для энергосистемы. При этом ВИЭ начинают оказывать влияние не только на работу самой энергосистемы, но и на работу «традиционных» электростанций. Для нейтрализации этого влияние необходимо иметь в энергосистеме не только управляемые (маневренные) электростанции и сеть, но и начать внедрять управление спросом и новые технологии накопления энергии. Здесь на первое место выходит гибкость энергосистемы – её способность реагировать на неопределённость и изменчивость баланса спроса и предложения.
4. На стадии, когда доля переменчивой генерации от ВИЭ достигает уровня в 25–50 % годовой выработки с кратковременными повышениями до 100 % суточного потребления, требуется ещё бóльшая гибкость системы, её способность к самовосстановлению после резких и объёмных колебаний выработки.
Солнечная генерация определяется климатическими условиями и естественными суточными колебаниями, связанными с выработкой электроэнергии в светлое время суток и практически полным её отсутствием в ночное время и в пасмурные дни. Изменчивый характер выработки солнечной генерации зависит также от времени года, дня недели, времени суток и может оказывать существенное влияние на режим энергосистемы.
Учитывая, что производитель никак не может повлиять на этот процесс, результаты этой нерегулируемой солнечной генерации будут приводить к изменению режима всей энергосистемы и ощущаться как на розничном, так и на оптовом рынках электрической энергии. Таким образом, можно отметить, что солнечная генерация, хотя и не создаёт колебаний мощности в энергосистеме, тем не менее её переизбыток в течение длительных периодов летней солнечной погоды, сменяемый дефицитом при отсутствии солнца, вызывает дополнительные сложности даже для нормального диспетчерского ведения режима работы энергосистемы. Эта нерегулируемая генерация для обеспечения балансов мощности в энергосистеме должна покрываться или классическими источниками энергии или другими специальными устройствами.
Ещё более тяжёлую ситуацию создаёт ветровая генерация. Ветроэлектростанции являются наиболее используемым возобновляемым источником. Однако ветровая генерация не может следовать за нагрузкой. Поэтому часто в энергосистемах с большой долей ветроэлектростанций в ночное время при сильном ветре вырабатывается такое количество электроэнергии, потребность в которой в данный период отсутствует. Кроме того, одной из основных проблем использования энергии ветра является проблема стабильной генерации мощности. Нестабильность ветра (сегодня он дует, а завтра – нет), его постоянно меняющийся по величине характер приводит к непрогнозируемым и нерегулируемым изменениям мощности ветроагрегата и к нестационарному характеру выработки электроэнергии ветроэлектростанциями, оказывает воздействие на надёжность и эффективность функционирования энергосистемы и создаёт значительные сложности для нормального режима работы энергосистемы. Скорость ветра не только меняется, а порой приобретает и стохастический характер, а мощность ветрогенератора зависит от скорости ветра в третьей степени. За счёт этого изменяется и выдаваемая мощность от ветроэлектростанций. При падении скорости ветра с 10 до 7 м/с, что часто происходит в течение дня с периодичностью 15 минут, мощность крупных ветротурбин снижается до 60 % от номинальной. Таким образом, для ветропарка общей мощностью 100 МВт на базе крупных ветротурбин (такие ветропарки планируется строить во многих регионах мира), мощность каждые 15 минут может падать до 60 МВт.
При изменении скорости ветра генерация мощности ветроэлектростанций резко изменяется. В результате чего разница между механической и электрической мощностью на валу ветроагрегата также изменяется, что не только вызывает изменение скорости вращения ротора ветрогенератора, но и приводит к его колебаниям. Вследствие чего стохастический характер выдачи активной мощности ветроэлектростанциями в энергосистему вызывает колебания частоты в энергосистеме, характеризующимися изменением их амплитуды и скорости.
Непосредственное подключение ветроэлектростанций к распределительным системам напряжением 110 кВ и ниже может привести к проблемам влияния ветроэлектростанций на качество электроэнергии в системе и подключённым к ней потребителям, а также может привести не только к колебаниям частоты в энергосистеме, появлению фликера, качаний реактивной мощности и колебаний напряжения, но и к провалам напряжения.
В [3] отмечается, что использование ветрогенераторов оказывало влияние на параллельную работу трансформаторов 115/69 кВ на промежуточной подстанции. Так, дополнительные перетоки реактивной мощности вызывали нарушение работы схемы переключения отпаек трансформатора, приводя к ошибкам более чем в 3 шага. Подобные нарушения фиксировались еженедельно.
Кроме того, были зафиксированы случаи, когда при малой нагрузке и наличии ветра в системе возникали перенапряжения, вследствие чего промышленные потребители страдали от бросков напряжения и фликера из-за ложного срабатывания релейной защиты от перенапряжения.
В Китае наблюдались случаи неустойчивой работа ветроустановок при снижении напряжения в сети в результате КЗ.
Проведённые исследования показали, что управление реактивной мощностью позволило обеспечить стабильную работу ветрогенераторов с коэффициентом мощности близким к единице.
Одновременно отметим, что функции ВИЭ в энергосистеме ограничиваются только генерацией активной энергии. Однако для обеспечения нормального режима работы энергосистемы необходимо не только обеспечить баланс активной мощности в энергосистеме, но и баланс реактивной мощности между произведённой электрическими станциями электроэнергией и потреблённой.
В литературе отмечается, что с появлением распределённой генерации на базе ВИЭ напряжение вдоль питающей линии в распределительной сети может быть больше, чем в начале и превышать допустимые границы. Причём, за счёт ВИЭ в сети значительно возросло число колебаний напряжения и возникла новая задача стабилизации напряжения и поддержания его значений на допустимом уровне. Решение этих проблем также возможно за счёт управления реактивной мощностью.
Наличие ВИЭ не только отрицательно влияет на частоту и напряжения в сети, но и влияет на устойчивость энергосистемы. Так, обостряется проблема статической устойчивости в энергосистеме при отключении большой мощности ВИЭ. Проблема особенно заметна при недостаточном запасе статической устойчивости энергосистемы.
Следует отметить, что в Германии наблюдались случаи резкого снижения частоты в энергосистеме при отключении большого числа солнечных электростанций действием защиты по повышению частоты. Отмечалась неустойчивая работа автоматической частотной разгрузки (АЧР). Поэтому были определены новые технические требования к генерирующим установкам в сетях низкого напряжения и ужесточены требования к солнечным электростанциям при подключении их к энергосистеме.
Кроме того, раскачивание ветроэлектростанций при изменении скорости ветра приводит к низкочастотным колебаниям и создаёт новые проблемы для стабильности энергосистемы и динамических процессов в ней.
Полноценного анализа вынужденных колебаний в энергосистемах Казахстана не проводилось не только потому, что это совсем не простая задача и новая проблема, но и потому, что для его реализация требуется наличие не только современной аппаратуры, но и разработанного программного обеспечения, способного идентифицировать и определять характеристики возможных источников этих колебаний. Однако были зафиксированы низкочастотные колебания[4], которые появились при подключении ветровой электростанции к сети 110 кВ энергосистемы АО «Атыра-у-Жарык». Отмечается, что в результате слабых межсистемных связей после непродолжительных КЗ могут появиться незатухающие низкочастотные колебания, способные нарушить устойчивость энергосистемы.
Как известно, низкочастотные колебания естественны для каждой энергосистемы. Они возникают вследствие малых изменений нагрузки в энергосистеме, различных возмущений, таких как отключения генераторов или линий электропередачи, а также в ходе электромеханических переходных процессов в энергосистемах в результате возникновения относительно существенного небаланса мощности в энергоузле или энергорайоне. Низкочастотные колебания возникают как в нормальном режиме работы энергосистемы, так и из-за вынужденных колебаний, вызываемых конкретным источником.
Кроме того, обычно и ветрогенераторы и солнечные батареи электростанций, работающие параллельно с энергосистемой снабжаются преобразователями которые, получая энергию от ВИЭ, передают её в энергосистему. Это приводит к тому, что сами ВИЭ никак не влияют на инерционность энергосистемы. Таким образом, мощность энергосистемы увеличивается, а инерционность остаётся прежней. Снижение относительной инерционности в энергосистеме за счёт ВИЭ может приводить к более высокому уровню колебаний по частоте в нормальных режимах и низкому падению абсолютной частоты при аварийных ситуациях в энергосистеме. На начальных стадиях развития ВИЭ эта проблема не возникает. Если же доля традиционных электростанций в системе снижается, снижается также и инерция энергосистемы, поэтому для обеспечения её стабильности требуются дополнительные решения. Изменение состава генерации в энергосистеме, связанное с увеличением доли ВИЭ, приводит к уменьшению инерции энергосистем, увеличивая чувствительность параметров режима энергосистемы к малым возмущениям. В результате энергосистема приобретает новые свойства, в том числе и некоторые негативные, проявляющиеся, в частности, в возникновении низкочастотных колебаний её режимных параметров. Одновременно отметим, что использование преобразователей тока и напряжения у ВИЭ оказывает отрицательное влияние на качество электрической энергии в энергосистеме.
В электроэнергетических системах диапазон собственных частот низкочастотных колебаний находится в пределах 0,1–3,0 Гц. Обычно приближение режима энергосистемы к пределу по устойчивости в каком-либо узле (некорректная настройка АРВ генераторов и автоматических регуляторов скорости вращения) способствуют возникновению этих колебаний. Они представляют достаточно серьёзную опасность, так как развитие слабо демпфированных низкочастотных колебаний может привести к негативным последствиям – нарушению колебательной устойчивости энергосистемы и вызвать системную аварию. Поэтому низкочастотные колебания мощности являются одной из основных проблем, влияющих на надёжность и функционирование энергосистем во всем мире. Это связано с тем, что наличие таких колебаний может значительно снизить допустимые перетоки мощности в системе и, как следствие, ухудшить экономику при обеспечении необходимого уровня надёжности. Так, один из случаев возникновения высокоамплитудных низкочастотные колебания произошёл в ОЭС Урала 5 июня 2011 года.
Мониторинг низкочастотных колебаний в крупных электроэнергетических системах обычно проводится на регулярной основе, так как одним из наиболее негативных последствий развития слабо демпфированных колебаний является нарушение колебательной устойчивости энергосистемы, приводящее к системной аварии.
Наличие ВИЭ приводит к увеличению вероятности появления низкочастотных колебаний.
Выше было показано, что доля ветровой и солнечной генерации в последние годы во всем мире увеличивается за счёт повсеместного включения установок распределённой генерации, в том числе на основе ВИЭ, и в ближайшие годы она будет возрастать. Ещё раз отметим, что доля ВИЭ в общем топливно-энергетическом балансе энергосистемы Казахстана в ближайшие годы будет также увеличиваться. Поэтому можно ожидать увеличения случаев появления низкочастотных колебаний в энергосистеме Казахстана.
Опыт эксплуатации ВИЭ в странах Евросоюза показывает, что при увеличении доли ВИЭ (выше 30 %) в энергосистеме нарастают низкочастотные колебания от 0,2 до 1,2 Гц. В [5] отмечается, что частота межсистемных низкочастотных колебаний увеличивается с увеличением интеграции ВИЭ в энергосистему. В то же время демп-фирование низкочастотных колебаний снижается при увеличении степени интеграции ВИЭ. А несвоевременная идентификация низкочастотных колебаний и отсутствие мер, направленных на их демпфирование, может вызвать их нарастание. Их дальнейшее распространение может привести к повреждению оборудования в результате переходящих в асинхронный режим синхронных качаний, нарушить устойчивость работы электроэнергетической системы и в конечном итоге привести к возникновение системных аварий в энергосистеме Казахстана.
Уже сейчас экспериментальные наблюдения за низкочастотными колебаниями на ВЛ «Экибастузская-Агадырь» в нормальном режиме работы выявили наличие незатухающих колебаний в диапазонах 0,1–0,4 Гц. В [6] отмечается, что нестабильная ветровая генерации, которая на сегодняшний день составляет только небольшую долю от величины перетока мощности по системообразующей сети, может при наложении двух или нескольких трендов привести к возникновению неустойчивых колебаний и, как следствие – к системной аварии в энергосистеме Казахстана. Поэтому необходимо предвидеть, что реализация грандиозных планов по интеграции ВИЭ в республике безусловно увеличит возникновение низкочастотных колебаний. Это усложнит не только диспетчерское управление режимами в ЕЭС Казахстана, но и процесс демпфирования низкочастотных колебаний, снизит надёжность и управляемость работы энергосистемы, особенно в послеаварийных режимах при возникновении существенных небалансов мощности в дефицитных частях системы и прежде всего в Южной зоне.
Как известно, солнечная и ветровая генерация относятся к так называемой не диспетчеризуемой энергетике, т. е. генерируемая ими мощность электростанций зависит от погодных условий и не может изменяться по команде диспетчера энергосистемы. Максимум, что можно сделать, это отключить их полностью или частично. Поэтому ВИЭ выдают в энергосистему мощность, величина которой не только никак не зависит от потребности потребителя, но и постоянно изменяется по величине от нуля (ночь, безветрие) до максимума (солнце в полдень, порывы ветра). Сами ВИЭ без традиционных классических источников и специальных дополнительных устройств не в состоянии обеспечивать необходимый режим для потребителей электроэнергии, из-за чего и возникает дополнительная нестабильность и неопределённость в нормальной режиме работе энергосистемы.
Естественно, эти новые режимные проблемы, связанные с интеграцией ВИЭ в энергосистему оказывают влияние на стабильность режимов в энергосистеме, динамические процессы в ней, на надёжность и эффективность функционирования энергосистемы. Как было указано выше, значительная доля вновь появляющихся отрицательных явлений в энергосистеме за счёт интеграции ВИЭ может быть решена путём управления реактивной мощностью.
Как известно, для этих целей используются статические тиристорные компенсаторы (CTK и СТАТКОМ). Широкое применение СТК в электроэнергетике с целью регулирования напряжения обусловлено, в первую очередь, его высоким быстродействием, обеспечивающим эффективную работу в динамических (нестационарных) режимах работы линии электропередачи. Однако невозможность подключения этих устройств напрямую в сеть 110 кВ и выше (требуется повышающий трансформатор) значительно сужает диапазон использования СТК.
Рассмотрим вопрос использования управляемых шунтирующих реакторов (УШР), присоединяемых как к шинам подстанции (шинные реакторы), так и к линии (линейные реакторы), и позволяющих плавно изменять потребляемую ими реактивную мощность из электрической сети.
Прежде всего, необходимо отметить, что чем быстрее УШР ограничит низкочастотные колебания напряжения в энергосистеме, тем менее вероятно появление всего вышеперечисленного комплекса, их отрицательного воздействия на режим энергосистемы и изоляции линии. Поэтому важно, чтобы УШР имел возможность безынерционного выхода на номинальный режим.
Особое внимание следует обратить на сети нефтегазовой отрасли, к которым в качестве распределённой генерации будут подключаться ВИЭ. Эти сети обычно характеризуются сильной загрузкой, установкой асинхронных двигателей и, соответственно, проблемами влияния пониженного напряжения на двигательную нагрузку. Если напряжение в этих сетях опускается ниже значения, которое является критическим для асинхронных двигателей, двигатели начинают тормозиться, что вызывает значительное увеличение потребляемого ими тока и провоцирует дальнейшее снижение напряжения на шинах двигателей [7]. УШР с хорошим быстродействием (совместно с БСК) позволяют решать подобные проблемы в сетях нефтегазовой отрасли. Однако надо отметить, что, если это сети напряжением 110 кВ и ниже, то в большинстве случаев потери реактивной мощности в линии сопоставимы или преобладают над зарядной мощностью, поэтому для соблюдения баланса реактивной мощности необходима ёмкостная компенсация.
Существуют два принципиально разных типа управляемых реакторов с плавно изменяемой индуктивностью: шунтирующий реактор, управляемый подмагничиванием (сокращённо УШРП) и компенсирующий реактор с вентильной обмоткой и тиристорным управлением, часто называемый управляемым шунтирующим реактором трансформаторного типа (сокращённо УШРТ).
По сравнению со статическими тиристорными компенсаторами реактивной мощности (СТК и СТАТКОМ), подключаемыми к шинам высокого напряжения подстанции через понижающий трансформатор, оба указанных типа реакторов предпочтительны из-за возможности их исполнения на любой требуемый класс напряжения и заметно меньших потерь и стоимости.
По принципу действия УШРП представляет собой магнитный усилитель, ток сетевой обмотки которого регулируется за счёт изменения тока подмагничивания. Быстродействие его ограничено временем, затраченным на перемагничивание стержней магнитной системы. Даже с использованием форсировки время полного набора или сброса мощности УШРП составляет не менее 300 мс, а для работы в коммутационных режимах линии требуется его предварительное подмагничивание. Из-за низкого быстродействия применение УШРП ограничено регулированием напряжения на шинах подстанции и повышением статической устойчивости энергосистемы.
Известно также, что крупнейшие мировые производители СТК компании АББ и Сименс не видят возможностей для сбыта УШРП не только из-за низкого быстродействия, но и нелинейности их магнитной характеристики, что может вызвать резонансные явления в примыкающей энергосистеме [7].
УШРТ представляет собой двухобмоточный трансформатор с напряжением короткого замыкания, близким к 100 %. Обмотка высокого напряжения подключается непосредственно к высоковольтной линии электропередачи или к шинам подстанции, а обмотка управления предназначена для подключения тиристорных вентилей. Управляя моментом включения тиристоров, можно практически мгновенно изменять действующее значение тока сетевой обмотки и, следовательно, потребление реактивной мощности в диапазоне: от номинального значения (режим короткого замыкания КЗ) до долей процента от номинального значения (режим холостого хода XX).На рис. 1 представлена однолинейная схема УШРТ.
По принципу управления и быстродействию УШРТ ничем не отличается от СТК – время изменения мощности во всем диапазоне плавного регулирования составляет 15–20 мс. Высокое быстродействие УШРТ позволяет подключать его непосредственно на конец линии вместо линейного шунтирующего реактора и, именно в этом случае, обеспечить максимальную эффективность его применения, повышая не только статическую, но и динамическую устойчивость магистральных линий электропередачи.
К недостаткам УШРТ обычно относят повышенную стоимость его тиристорной части, мощность которой равна мощности реактора, в отличии от УШРП, где его мощность составляет около 3 % номинальной мощности реактора. Однако это компенсируется заметно меньшей стоимостью самого реактора, практически равной стоимости простого двухобмоточного трансформатора, а регулятор УШРТ, содержащий тиристорные вентили и систему управления, размещённые в контейнере, по занимаемой площади меньше, чем два/три трёхфазных трансформатора с тиристорным преобразователем (ТМП). Кроме того, применение в УШРТ расщеплённой вентильной обмотки, исключающей гармонические составляющие тока реактора порядков 6n ± l, позволило отказаться от фильтров, часто применяемых в УШРП.
УШРТ во время нормальных, переходных и аварийных режимах всё время находится в зоне плавного регулирования синхронно с сетью. За счёт чего и обеспечивает стабилизацию напряжения в сети, демпфирование и частичную компенсации низкочастотных колебаний, а также возможные качания в сети и снижение фликера.
В [8] отмечается, что установка УШРТ 60 МВ·А в энергосистеме Norte de Angola на шинах 220 кВ подстанции обеспечило при сохранении передаваемой по линиям активной мощности:
■ повышение напряжения на шинах 220 к В подстанций на 11 %;
■ снижение тока в линии на 15 %;
■ снижение активных потерь в трёх линиях электропередачи на 25 %;
■ повышение предела статической и динамической устойчивости на 92 МВ т;
■ увеличение пропускной способности по трём линиям электропередачи из-за улучшения устойчивости, повышения напряжения и разгрузки линий от реактивной мощности на 50–60 МВ т.
Принцип работы УШРТ и полное отсутствие в нем «магнитной памяти» позволяют изменять его мощность от нуля до номинального значения и наоборот в течение 15 мс. Специальная конструкция тиристорного вентиля обеспечивает включение УШРТ с номинальной мощностью на первой полуволне нарастающего напряжения при включении линии независимо от предыдущего режима и при отсутствии дополнительных источников энергии [8].
Таким образом, рассмотренный случай доказал, что помимо компенсации зарядной мощности линий электропередачи и стабилизации напряжения эти УШРТ также успешно снижают коммутационные перенапряжения и предотвращают развал системы при аварийных сбросах нагрузки.
Помимо регулирования напряжения в линии, и как следствие, увеличения передаваемой мощности УШРТ может выполнять важнейшие функции[7]:
– ограничение повышения напряжения и коммутационных перенапряжений, в том числе при включении линий на холостой ход;
– гашение дуги в паузе однофазного автоматического повторного включения (ОАПВ) с функцией адаптивного управления;
– повышение статической и динамической устойчивости.
Сравнительные характеристики СТК, УШРТ и УШРП на основании [8]приведены в таблице 1.
В ООО «Тольяттинский Трансформатор» создана база для производства электромагнитной части УШРТ – компенсирующих реакторов на напряжение от 110 до 500 кВ.
При проектировании и изготовлении реализован программный подход к многофункциональной оптимизации их массогабаритных и стоимостных показателей. Дифференциация полученных результатов в сочетании с применением в конструкции реакторов ряда новых технических решений, направленных на обеспечение оптимальной канализации потоков рассеяния, позволили создать серии с уникальными техническими параметрами, выгодно отличающимися от известных технических решений в аналогичных конструкциях. В частности, в последних разработках УШРТ применены принципиально новые конструкции шунтов, позволяющие свести к минимуму основные и добавочные потери. Конструкции шунтов, их модификации и взаимное расположение защищены соответствующими патентами.
Первые образцы реакторов класса напряжения 110 и 220 кВ установлены на ПС Когалым, Прогресс, Соболи, Районная (РФ), ПС Viana (Ангола) и ряде других объектов, где успешно работают уже более 5 лет.
Особенностью конструкции нового поколения реакторов, не требующих применения фильтров высших гармоник, является практическое исключение магнитной связи между частями вентильной обмотки, соединённых в «треугольник» и «звезду».
Первые реакторы с расщеплённой вентильной обмоткой установлены в 2015 году на ПС 220 кВ Светлая (РФ) и имеют следующие параметры:
· номинальное напряжение – 220 кВ,
· диапазон плавного регулирования мощности – 0 + 50 Мвар,
· быстродействие – 30 мс,
· максимальное значение гармонических составляющих тока реактора –1,7 %.
В начале 2017 года изготовлены и успешно прошли заводские испытания 4 фазы реактора напряжением 500 кВ мощностью 60 Мвар для ПС Моздок.
Опыт эксплуатации реакторов типа УШРТ с управлением тиристорными вентилями показывает правильность выбранных технических решений при создании регулируемых быстродействующих источников реактивной мощности для сетей высокого и сверхвысокого напряжения.
Электрические сети Казахстана с длинными линиями электропередачи напряжением 110–500 кВ имеют значительные ёмкости фаз по отношению к земле. Высокий уровень зарядной мощности требует применение шунтирующих реакторов. А наличие управляемых реакторов может обеспечить нормальный режим и регулирование уровня напряжения в этих линиях. Нам представляется целесообразным использовать вместо шунтирующих реакторов компенсирующие реакторы с вентильной обмоткой и тиристорным управлением типа УШРТ. Эти устройства, с учётом ожидания значительного увеличения ВИЭ в энергосистеме, будут способны не только компенсировать зарядную мощность, но и снижать низкочастотные колебания в энергосистеме, а вместе с ними устранять сопутствующие им перечисленные выше отрицательные явления.
Литература
1. Доклад Министра энергетики Республики Казахстан Бозумбаева К.А. на Всемирном конгрессе инженеров и учёных WSEC-2017 «Энергия будущего: инновационные сценарии и методы их реализации», Всемирный конгресс инженеров и ученных, Астана 2017.
2. Getting Wind and Sun onto the Grid,
http://www.iea.org/publications/insights/insightpublications/Getting_Wind_and_Sun.pdf
3. Mike Swearingen, Tri-County Electric находит решения в области интеграции ветряных электростанции в сетях среднего напряжения,
4. Шоколакова Ш.К., Дмитриев К.О., Тохтибакиев К.К., Саухимов А.А., Исcледова-
ние динамических характеристик ветровой электростанции при подключении к рас-
пределительной сети, http://izdenister.kaznau.kz/files/parts/2016_3/2016_3_48.pdf
5. Саухимов А., Исследование низкочастотных колебаний в национальных элек-
трических сетях Казахстана, Всемирный конгресс инженеров и учённых, Астана 2017.
6. Тохтибакиев К.К., Кешуов А.С., Жармагамбетова Ф.Ш., Дидоренко Е.В., Нурта-
за Н.Н., Саухимов А.А, Шоколакова Ш., Исследование низкочастотных колебаний в
НЭС Казахстана, Всемирный когресс инженеров и ученных, Астана 2017.
7. УШР против реактивной мощности, http://www.energyland.info/analiticshow-115787
8. Чуприков В.С., Концепции применения статических тиристорных компенсаторов в электрических сетях сверхвысокого напряжения, ЭНЕРГОЭКСПЕРТ № 5, 2014.
Авторы:
Герман ТРОФИМОВ, д.т.н., профессор кафедры «Электроснабжение и возобновляемые источники энергии» Алматинского Университета энергетики и связи
Игорь ЖЕЖЕЛЕНКО, д.т.н., проф., зав. кафедрой «Электроснабжение промышленных предприятий» Приазовского Государственного технического университета
Леонид КУБАРЕВ, к.т.н., директор ООО «Русэлпром Трансформатор»
Владимир ЧИСТЯКОВ, генеральный директор ООО «Тольяттинский Трансформатор»