На главную

Статьи, публикации, архив номеров  

«     2018     2017  |   2016  |   2015  |   2014  |   2013  |   2012  |   2011  |   2010  |   2009  |   2008  |   »
«     Январь  |   Февраль  |   Март  |   Апрель  |   Май  |   Июнь  |   Июль  |   Август  |   Сентябрь  |   Октябрь  |   Ноябрь  |   Декабрь     »

Наука для практики

01.07.2009 Возможные варианты поглощения избыточной реактивной мощности в Молодечненском энергоузле

 

Возможные варианты поглощения избыточной реактивной мощности в Молодечненском энергоузле

 

Как известно, превышение зарядной мощности в линиях над потерями реактивной мощности в них (что характерно для режима минимальных нагрузок) приводит к росту напряжения в разных точках линии и к увеличению потерь на корону. Решение задачи ведения нормальных режимов работы единой энергосистемы и обеспечения требуемых стандартов качества электроэнергии невозможно без автоматически управляемых средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности.

 

К средствам, с помощью которых можно осуществлять регулирование напряжения и реактивной мощности, можно отнести следующие устройства: шунтирующие реакторы, трансформаторы и автотрансформаторы с устройствами РПН (регулирование под нагрузкой), синхронные компенсаторы, батареи статических конденсаторов и статические тиристорные компенсаторы. Кроме того, для снижения напряжения можно использовать синхронные генераторы, работающие в режиме недовозбуждения. Отрицательной стороной такого режима является снижение устойчивости работы энергосистемы, а также повышенный нагрев лобовых частей генераторов, работающих в режиме недовозбуждения, который приводит к их ускоренному износу. Текущий и капитальный ремонты генераторов, используемых в режиме недовозбуждения, связан со значительными затратами.

В настоящее время способность синхронных компенсаторов, батарей статических конденсаторов и статических тиристорных компенсаторов генерировать реактивную мощность из-за избытков реактивной мощности в сети Белорусской энергосистемы является невостребованной функцией.

Длительное воздействие недопустимо высоких напряжений на изоляцию дорогостоящего оборудования из-за избытков зарядной реактивной мощности линии приводит к сокращению его срока службы, что влечет за собой дополнительные капитальные вложения.

Таким образом, возникновение избытков реактивной мощности приводит к возрастанию напряжения в узлах энергосистемы. В результате этого возникают значительные потери мощности, вынужденные коммутации оборудования и старение его изоляции.

В Белорусской энергосистеме также существует проблема регулирования напряжения и устранения избытков реактивной мощности. Техническая необходимость и экономическая целесообразность установки шунтирующего реактора в Молодечненском энергоузле для решения указанной проблемы была обоснована в работе «Разработка обоснования инвестиций на установку шунтирующих реакторов 330 кВ для поглощения избыточной реактивной мощности на объектах Белорусской энергосистемы».

Затем была выполнена работа по выбору оптимального варианта поглощения избыточной реактивной мощности в данном энергоузле. Для этого производилось сравнение следующих вариантов:

установка одного управляемого шунтирующего реактора (УШР) номинальной мощностью 180 Мвар напряжением 330 кВ на ПС 330кВ «Молодечно«;

установка семи УШР на напряжение 110 кВ номинальной мощностью 25 Мвар каждый (по два реактора на ПС 330кВ «Молодечно», «Лида», «Сморогонь» и одного на ПС 330кВ «Гродно»);

установка шести групп неуправляемых шунтирующих реакторов номинальной мощностью 30 Мвар каждый (по две группы на ПС 330кВ «Молодечно», «Сморгонь», «Лида»).

Сравнение вариантов производилось по приведенным затратам, расчет которых производился по формуле:

 

З = Е К + (ра + рТ)К + βΔРНМТр,

 

где К – капитальные вложения, включающие стоимость реактора и его систему управления, необходимые для подключения выключатели с разъединителями, а также трансформаторы тока, напряжения и ограничители перенапряжений;

Е – норма дисконта (принималась равной 20 %);

ра и рТ – соответственно нормы на амортизацию и текущий ремонт и обслуживание (для первого варианта ра = 6,7 %, рТ = 4,9 %, а для второго и третьего вариантов эти параметры соответственно равны 6,7 и 5,9 %);

β – стоимость потерь электроэнергии, которая принималась равной значению базового тарифа платы за электроэнергию;

ΔРНМ – изменение суммарных потерь активной мощности в режиме минимальных нагрузок при использовании шунтирующих реакторов, которые включают изменение потерь в основной сети энергосистемы с автотрансформаторами, а также потери в самих шунтирующих реакторах;

Тр – время использования наибольшей загрузки реактора (для неуправляемых реакторов эта величина оказалась равной 5 367,5 ч, а для управляемых – 5 401 ч).

В результате сравнения указанных вариантов можно сделать следующие выводы.

Выполненные расчеты показывают, что все три рассмотренных варианта установки шунтирующих реакторов обеспечивают в минимальном режиме допустимые уровни напряжения и возможность включения всех линий электропередачи 330 кВ в рассматриваемом Молодечненском энергоузле.

На основании выполненных расчетов установлено, что изменение потерь активной мощности в основной сети для трех вариантов установки шунтирующих реакторов отличаются незначительно (не более чем на 100 кВт).

Из проведенных расчетов следует, что коммутация одной группы неуправляемых шунтирующих реакторов (мощность равна 30 Мвар) на ПС 330 кВ «Молодечно», «Лида» и «Сморгонь» приводит к изменению напряжения на их шинах 330 кВ на 1,5–2,5 кВ.

Для регулирования напряжения в Молодечненском энергоузле при установке неуправляемых шунтирующих реакторов необходима специальная автоматика, управляющая коммутацией реакторов на ПС «Молодечно», «Сморгонь» и «Лида».

Минимальные капитальные вложения для рассмотренных вариантов соответствуют установке групп неуправляемых шунтирующих реакторов, которые составили 34 % от капитальных вложений по первому варианту и 16 % от второго варианта поглощения избытков реактивной мощности.

Потери активной мощности в шунтирующих реакторах составляют:

для первого варианта – УШР-330 кВ – 753 кВт;

для второго варианта – УШР-110 кВ – 1 400 кВт;

для третьего варианта – ШР-10 кВ – 945 кВт.

Как показывают расчеты, приведенные затраты для первого варианта поглощения избытков реактивной мощности превышают затраты третьего варианта на 48 %. Второй вариант, предусматривающий установку УШР-110 кВ, имеет приведенные затраты, более чем в два раза превышающие затраты для первого варианта.

Таким образом, на основании проведенных расчетов установлено, что в настоящее время наиболее эффективным вариантом потребления избытков реактивной мощности в Молодечненском энергоузле Белорусской энергосистемы является применение шести групп неуправляемых шунтирующих реакторов единичной мощностью группы 30 Мвар, подключаемых на низшую сторону автотрансформаторов номинальным напряжением 10 кВ.

Необходимо отметить, что на основании выполненных результатов расчета нельзя говорить о безоговорочном превосходстве третьего рассмотренного варианта поглощения реактивной мощности над первым. Это связано с тем, что в рассмотренной конкретной ситуации не произошло «запирания» автотрансформаторов при подключении шунтирующих реакторов к их низшей стороне 10 кВ, что говорит о слабой загруженности установленных автотрансформаторов. Такая ситуация возникла, вероятно, по причине падения нагрузок после распада СССР.

В общем же случае установка шунтирующих реакторов на сторону 10 кВ автотрансформатора может привести к его «запиранию», в результате чего возникнет необходимость в замене автотрансформатора либо в установке нового, к вторичной обмотке которого и будет производиться подключение неуправляемых шунтирующих реакторов. Данное мероприятие может привести к увеличению приведенных затрат для этого варианта потребления реактивной мощности, а следовательно, и к ухудшению его эффективности по сравнению, например, с первым вариантом потребления реактивной мощности.

Таким образом, принятие решения о применении определенного типа шунтирующего реактора для потребления реактивной мощности в конкретном энергоузле энергосистемы должно производиться на основании технико-экономических расчетов.

 

Евгений КАЛЕНТИОНОК, кандидат технических наук, доцент, заведующий НИЛ «Производство и распределение энергии» БНТУ,
Всеволод ПЕКЕЛИС, кандидат технических наук, ведущий научный сотрудник НИЛ «Производство и распределение энергии» БНТУ,
Евгений БАРАНОВ, магистрант кафедры «Электрические системы» БНТУ

 

Контакты

Беларусь: 220121, г. Минск
а/я 72
Тел.: +375 (17) 385-94-44,
385-96-66

Факс: +375 (17) 392-33-33
Gsm: +375 (29) 385-96-66 (Vel)

Е-mail: energopress@energetika.by
E-mail отдела рекламы:
reklama@energetika.by

© ОДО Энергопресс, 2003—2009. Все права защищены.
Мониторинг состояния сайта
Создание сайта Атлант Телеком