Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010

Подождите немного. Документ загружается.

285

ные с применением, проектированием и эксплуатацией новых энергоустановок, требуют

научного обобщения. Большое внимание уделяется повышению надежности электроснаб-

жения, вопросам регулирования частоты и напряжения в сетях с большим количеством

возобновляемых источников энергии. Следует отметить, что высокая доля выработки на

возобновляемых источниках, режимы которых зависят от погодных условий и могут быть

резкопеременными, приводит к существенным трудностям при планировании и управле-

нии режимами работы «больших» ЭЭС.

Прогнозирование нагрузки при наличии в сети объектов РГ на возобновляемых ис-

точниках также сильно усложняется по сравнению с традиционными задачами прогнози-

рования графиков электропотребления [8].

 Параллельная работа РГ с электрической сетью значительно усложняет расчет

статической и динамической устойчивости. Очевидно, что РГ может способствовать

улучшению устойчивости системы, поскольку внедрение устройств РГ в распределитель-

ную сеть позволяет снизить нагрузки больших синхронных генераторов и линий электро-

передачи, уменьшить небаланс между нагрузкой и генерацией во время нарушения рабо-

ты сети.

В то же время имеется ряд негативных явлений, оказывающих влияние на устойчи-

вость системы. В первую очередь, это низкая инерционная постоянная малых генератор-

ных установок по сравнению с большими синхронными генераторами. Другим важным

вопросом остается наличие устройств РГ с резкопеременной выходной мощностью (на-

пример, ветровые генераторы), что исключает их использование для регулирования часто-

ты в энергосистеме [9].

В любом случае остается очевидным тот факт, что переходные процессы в систе-

мах с РГ изучены мало и требуют научной проработки.

 Релейная защита распределительных сетей усложняется, так как сети при нали-

чии генерирующих источников имеют более сложную конфигурацию, а все связи имеют

двухстороннее питание. Присутствие устройств РГ также меняет характеристики токов

короткого замыкания в распределительной системе. Таким образом, с целью поддержания

системной надежности распределительных систем с РГ, существующая система релейной

защиты требует значительной модернизации [10].

Важнейшими вопросами при разработке защит для активных распределительных

сетей являются вопросы, связанные с местом установки устройства РЗА, методами расче-

та параметров РЗА и координацией новых и существующих защит. Также ведутся разра-

ботки принципиально новых моделей и алгоритмов действия защит распределительных

электрических сетей, а также алгоритмов и программного обеспечения устройств автома-

тики и регистрации событий для повышения эффективности и надежности работы сетей.

 Цифровые системы управления распределительной сетью формируют отдельный

блок исследований. Электрическая сеть с большим количеством смешанной генерации

требует наличия сложных автоматизированных систем управления, что приводит к даль-

нейшему развитию систем измерения, телемеханики и связи.

Разработки новейших цифровых технологий позволяют создавать для энергообъек-

тов низкого напряжения цифровые системы управления с искусственным интеллектом.

Автоматизация процессов выработки и потребления энергии привела к формированию

понятий «умная сеть» и «умный дом», оснащенных системой интерактивного мониторин-

га технологических процессов, средствами диагностики, а также автоматической системой

принятия решений для повышения надежности электроснабжения в аварийных ситуациях.

 Задачи

проектирования и управления городскими электросетями особенно важ-

ны. Данное направление является наиболее сложным, поскольку его научная проблемати-

286

ка включает в себя все аспекты проектирования, строительства и эксплуатации городских

сетей с большим количеством РГ. Ввиду эмерджентности больших систем возникают до-

полнительные трудности, требующие научного осмысления. Для городских сетей акту-

альны проблемы восстановления питания после полной потери электроснабжения, разра-

ботка систем предотвращения лавин частоты и напряжения [8]. Данное направление явля-

ется комплексным и объединяет в себе практически все вышеупомянутые научные про-

блемы, связанные с внедрением устройств РГ в распределительную сеть.

Преимущества и недостатки распределенной генерации. Большой научный ин-

терес мировой энергетики к РГ в первую очередь обусловлен существенными техниче-

скими и экономическими преимуществами устройств данного типа перед объектами

«большой» энергетики:

1. Плюсы для потребителя:

 улучшение надежности и качества электроснабжения;

 учет индивидуальных требований по электроснабжению;

 использование электричества и тепла, вырабатываемых в месте потребления;

 эксплуатационная гибкость источников РГ;

 экологическое чистое производство электрической энергии;

 широкий ассортимент.

2. Плюсы для поставщика:

 снижение ущерба от недоотпуска электрической энергии;

 снижение финансовых рисков энергокомпаний;

 отсрочка инвестиций в модернизацию сетевого оборудования;

 обеспечение низких затрат входа на рынок.

3. Плюсы для государства:

 улучшение экологической обстановки;

 обеспечение альтернативного пути удовлетворения потребности в энергии;

 поддержание конкуренции на рынке электрической энергии.

Несмотря на все преимущества устройств РГ, их внедрение

может негативно по-

влиять на распределительную систему. Поскольку устройства РГ могут замаскировать

рост нагрузки (что может препятствовать корректному планированию нагрузки в сети),

нарушение работы генераторной установки может привести к полной потере электро-

снабжения. Более того, когда потребитель выставляет более жесткие требования к надеж-

ности электроснабжения, появляется необходимость иметь резервный запас

генерирую-

щей мощности, что приводит к снижению КПД установки, усложнению системы управле-

ния и, как следствие, к удорожанию системы. Проблема надежности более эффективно

решается путем ухода от автономного режима работы к режиму работы параллельно с

энергосистемой, что, в свою очередь, приводит к выполнению соответствующих техниче-

ских требований и, как результат, к удорожанию проекта. Однако все негативные послед-

ствия сводятся к решению научных проблем, возникающих при внедрении устройств РГ в

распределительную сеть, которые были описаны выше. Многие современные исследова-

ния в этих направлениях позволяют эффективно решать возникающие вопросы на стадиях

проектирования и эксплуатации энергообъектов малой генерации.

Выводы

1. Распределенная генерация – это инвестиционно-привлекательное и эффективное

решение проблемы обеспечения электроэнергетических нужд потребителей в условиях

все возрастающего уровня технологий и увеличивающейся стоимости электроэнергии.

287

2. Решение вопроса о внедрении РГ требует серьезных научных разработок в об-

ласти комплексного решения затронутых в статье научных проблем и разработки обоб-

щенного понятия РГ.

Список использованных источников

1. T. Ackermann, G. Andersson, and L. Sder, “Distributed generation: a definition”, Electric

Power Systems Research, vol. 57, pp. 195–204, 2001.

2. P. Dondi, D. Bayoumi, C. Haederli, D. Julian, and M. Suter, "Network integration of distri-

buted power generation," London, United kingdom, 2002, pp. 1–9.

3. R. C. Dugan and S. A. Thomas et.al, “Integrating Dispersed Storage and Generation (DGS)

with An Automated Distributed System”, IEEE Trans. PAS, PP.1142-1146, 1984.

4. Nara, K, Hayashi, Y, Ikeda, K and Ashizawa, T, "Application of tabu search to optimal

placement of distributed generators", IEEE Power Engineering Society Winter Meeting,

2001, Volume: 2, PP.918 –923.

5. Prabha Kundur, Power System Stability and Control, California: MC-Graw-Hill, 1994.

6. J. S. Savier and D. Das, "Impact of Network Reconfiguration on Loss Allocation of Radial

Distribution Systems," IEEE Trans. Power Del., vol. 22, no. 4, October 2007.

7. C. W. Gellings, "The concept of demand-side management for electric utilities", Proc. IEEE,

vol. 73, no. 10, pp. 1468–1470, Oct. 1985.

8. S. Blazewicz, "Reliability and distributed generation", Arthur D. Little, Inc., Tech. Rep.,

2000.

9. M. Donnelly, J. Dagle, D. Trudnowski, and G. Rogers, “Impacts of the distributed utility on

transmission system stability,” vol. 11, no. 2, pp. 741–746, 1996.

10. S. M. Brahma and A. A. Girgis, "Development of adaptive protection scheme for distribu-

tion systems with high penetration of distributed generation," Power Delivery, IEEE Trans-

actions on, vol. 19, pp. 56-63, 2004.

288

РЕШЕНИЕ СТРАТЕГИЧЕСКИХ ВОПРОСОВ, СВЯЗАННЫХ

С ОБЕСПЕЧЕНИЕМ НАДЕЖНОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

ВНОВЬ СТРОЯЩИХСЯ ПРЕДПРИЯТИЙ И НАДЕЖНОЙ

РАБОТОЙ СИСТЕМООБРАЗУЮЩЕЙ СЕТИ 500-220-110 кВ

В ЭНЕРГОДЕФИЦИТНЫХ РАЙОНАХ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

М.М. Воронов

Филиал ООО «КЭР-Инжиниринг» «ТатНИПИЭнергопром»

На территории Республики Татарстан в 2011–2017 гг. вводится ряд промышленных

предприятий:

 ОАО «ТАНЕКО» (комплекс нефтеперерабатывающих и нефтехимических заво-

дов в г. Нижнекамске);

 ОЭЗ «ППТ Алабуга» (открытая экономическая зона);

 ОАО «Аммоний» (комплекс по производству аммиака, карбамида и метанола);

 ООО «Кама Кристалл Технолоджи» (завод по производству синтетических сап-

фиров

для оптоэлектроники);

 ОАО «ТАИФ-НК» (завод по переработке тяжелых остатков в г. Нижнекамске);

 ЗАО «ТатСталь» (сталеплавильный завод);

 ООО «Казаньоргсинтез» (ввод нового производства).

Возникает вопрос о надежном электроснабжении упомянутых объектов и развития

системообразующей электрической сети 500–220–110 кВ энергосистемы Республики Та-

тарстан. Энергосистема Республики Татарстан условно разделена на три энергорайона:

Казанский, Уруссинский и Нижнекамский. Основной прирост энергопотребления в 2011–

2017 гг. приходится на проблемный Нижнекамский энергорайон. Прогнозируемое по-

требление энергорайонов и вводимых объектов сведено в таблицу 1.

Таблица 1

Наименование объекта

Мощность,

МВт

Ориентировочная

дата ввода

Энергорайон

Мощность по

энергорайонам,

МВт

ООО «Управляющая ком-

пания Металлургический

Холдинг»

153

2011 г. Уруссинский

153

КНП и НХЗ «ТАНЕКО»

272,8

2010-2011 г.г Нижнекамский

1040,8

ОАО «Аммоний»

2011 г. Нижнекамский

ОАО «ТАИФ - НК»

150

2013 г. Нижнекамский

ООО «НКШ» ЦМК

2009 г. Нижнекамский

Прогнозное потребление

мощности резидентов ОЭЗ

ППТ «Алабуга»

568

2009 -2015 г.г. Нижнекамский

ОАО «Казаньоргсинтез»

100

2015–2017 г.г. Казанский

110,5

ООО «Индустриальный

парк «Химград»

10,5

2009–2011 г.г. Казанский

Прочие потребители по

республике

2009–2011 г.г

Итого до 2017 г.

1356,3

289

Для моделирования установившихся, ремонтных, аварийных и послеаварийных

расчетных режимов, исследования энергосистемы с целью выявления «узких» мест элек-

трической сети была создана расчетная модель основной электрической сети 500–220–

110 кВ энергосистемы Республики Татарстан на перспективу 2012 и 2017 годов. В расчет-

ной модели электрической сети энергосистемы Республики Татарстан был учтен средне-

годовой прирост потребления электроэнергии 2,5–3 % для существующих потребителей и

схемы внешнего электроснабжения вновь вводимых перспективных потребителей.

На основании расчетов, проведенных на расчетной модели основной электрической

системообразующей сети 500–220–110 кВ энергосистемы Республики Татарстан на пер-

спективу 2012, 2017 годов, и выводов, сделанных в [1–8], в энергосистеме необходим ввод

новых генерирующих мощностей, реконструкция и демонтаж старого оборудования на

станциях. Ориентировочный объем вводимого генерирующего оборудования приведен в

таблице 2.

Таблица 2

Наименование объекта

Мощ-

ность

МВт

Ориентировочная

дата ввода

Энергорайон

Мощность

по энергорайонам

МВт

Заинская ГРЭС (реконструк-

ция блока №1)

230

2013 г. Уруссинский

680

Заинская ГРЭС

450

2017 г. Уруссинский

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1

2017 г. Нижнекамский

691

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-2

(реконструкция блока №5)

2012 г. Нижнекамский

Елабужская ТЭЦ (2 блока)

300

2015–2017 г.г. Нижнекамский

ОЭЗ ППТ Алабуга

250

2015–2017 г.г. Нижнекамский

ОАО Аммоний

2015–2017 г.г. Нижнекамский

Казанская ТЭЦ-1

120

2016 г. Казанский

560

Казанская ТЭЦ-2

200

2014 г. Казанский

Казанская ТЭС-4

240

2015–2017 г.г. Казанский

Итого до 2017 г.

1931

Для увеличения пропускной способности основной электрической сети 500–220–

110 кВ энергосистемы Республики Татарстан необходимо предусмотреть реконструкцию

существующих и ввод новых электросетевых объектов:

 строительство новой подстанции «Алабуга-500» с разрезом ВЛ-500 кВ Удмурт-

ская – НкГЭС и выполнением заходов. В результате строительства подстанции

«Алабуга-500» образуются ВЛ-500 кВ Удмуртская – Елабуга-500 протяженно-

стью 127,8 км марка провода 3хАС-300 и НкГЭС – Елабуга-500 протяженностью

19,1 км марка провода 3АС-300;



строительство ВЛ-500 кВ Помары–Удмуртская протяженностью приблизитель-

но 300 км;

 ОРУ-220 кВ Киндери (демонтаж ВЛ-220 кВ Киндери – Букаш – Центральная,

строительство ВЛ-220 кВ Киндери – Центральная);

290

 ОРУ-220 кВ Кутлу-Букаш (демонтаж ВЛ-220 кВ Киндери – Букаш – Централь-

ная, строительство ВЛ-220 кВ К.Букаш – Центральная);

 ОРУ-220, 110 кВ Центральная (замена АТ-1, 2 и демонтаж ВЛ-220 кВ Киндери –

Букаш – Центральная, строительство ВЛ-220 кВ Кама – Центральная);

 ОРУ-220 кВ Письмянка (разрез ВЛ-220 кВ Узловая – Абдрахманово – Бугульма

и с заходами на ПС Письмянка с образованием двух цепей ВЛ-220 кВ Бугульма

– Письмянка и двух цепей ВЛ-220 кВ Узловая – Письмянка);

 ОРУ-110 кВ КТЭЦ-3 (строительство нового КРУЭ-110 кВ, и перезавод АТ-1 и 2

на шины нового КРУЭ).

Выводы. Внесение соответствующих изменений в топологию электрической сети

энергосистемы Республики Татарстан и ввод новых генерирующих мощностей позволят

снять режимные ограничения в Нижнекамском, Уруссинском энергорайонах, повысить

надежность электроснабжения потребителей, создать перспективу дополнительного ис-

точника электроэнергии для Казанского района, а так же увеличить пропускную способ-

ность сети внутри энергорайонов.

Список использованных источников

1. Внестадийная работа по «Разработке схемы внешнего электроснабжения комплекса

нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов в г. Нижнекамске» (разработчик

ООО «КЭР-Инжиниринг» «ТатНИПИЭнергопром»).

2. Внестадийная работа по «Разработке схемы выдачи мощности БЛ№1 Заинской ГРЭС

на базе ПГУ-230МВт» (разработчик ООО «КЭР-Инжиниринг» «ТатНИПИЭнерго-

пром»).

3. Внестадийная работа по «Разработке схемы внешнего Особой Экономической Зоны

ППТ «Алабуга» (разработчик ООО «КЭР-Инжиниринг» «ТатНИПИЭнергопром»).

4. Внестадийная работа по «Разработке схемы выдачи мощности Елабужской ТЭЦ» (раз-

работчик ООО «КЭР-Инжиниринг» «ТатНИПИЭнергопром»).

5. Внестадийная работа по «Разработке схемы внешнего комплекса по производству ам-

миака, метанола и карбамида ОАО «Аммоний» в г. Менделеевске» (разработчик ООО

«КЭР-Инжиниринг» «ТатНИПИЭнергопром»).

6. Внестадийная работа по «Разработке схемы внешнего электроснабжения завода по

производству синтетических сапфиров для оптоэлектроники ООО «Кама Киталл Тех-

нолоджди» (разработчик ООО «КЭР-Инжиниринг» «ТатНИПИЭнергопром»).

7. Внестадийная работа по «Разработке схемы внешнего электроснабжения завода по пе-

реработке тяжелых остатков ОАО «ТАИФ-НК» (разработчик ООО «КЭР-

Инжиниринг» «ТатНИПИЭнергопром»).

8. Внестадийная работа по «Разработке схемы внешнего электроснабжения сталепла-

вильного завода ЗАО «ТатСталь»» (разработчик ООО «КЭР-Инжиниринг» «ТатНИ-

ПИЭнергопром»).

291

ТЕХНОЛОГИЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

И ПОВЫШЕНИЯ УПРАВЛЯЕМОСТИ ПЕРЕТОКОВ МОЩНОСТИ

В СЕТЯХ МЕГАПОЛИСОВ

Ю.В. Капитула, Н.Г. Лозинова

НИИПТ

Актуальную в последнее время задачу глубокого ограничения токов короткого за-

мыкания в узлах энергосистем густонаселенных промышленных регионов необходимо

решать на основе системного подхода с учетом непрерывного развития сети и параметров

оборудования, в частности, с отключающей способностью выключателей.

Энергосистема мегаполиса в большинстве случаев характеризуется большой кон-

центрацией источников и потребителей электроэнергии

на сравнительно небольшой тер-

ритории. Возникающие в такой системе токи короткого замыкания могут значительно

превысить отключающую способность выключателей. Уровень токов трехфазного к.з. для

110 кВ возрос с 11,6 кА в 1950 г. до 30,9 кА в 2004 г., для 220 кВ – с 7,8 до 35,6 кА, для

500 кВ ток к.з. составил 32,8 кА [1]. Это обстоятельство, в свою

очередь, накладывает

особые условия на организацию схем выдачи мощности электростанций и электрических

сетей, которые заключаются в необходимости осуществления глубокого ограничения то-

ков короткого замыкания в узлах энергосистемы [2]. На уровни токов короткого замыка-

ния в энергосистеме в значительной степени влияет жесткость сети, т.е. степень «связно-

сти» отдельных элементов. Одной из мер по ограничению токов коротких замыканий в

электроэнергетических системах является снижение «жесткости» узлов сети [3]. При этом

уменьшить «жесткость» узлов с целью ограничения токов к.з. можно различными спосо-

бами. Одним из них является секционирование сети, другим – использование специаль-

ных устройств в этих узлах или на отходящих линиях электропередачи [4]. При этом

предполагается, что использование устройств ограничения токов к.з. (УОТКЗ) в отличие

от секционирования не приводит к понижению показателей надежности электроснабже-

ния и режимной управляемости (ухудшению условий восстановления напряжения после

возмущений, снижению пределов устойчивости). Однако применение единичных токоо-

граничивающих устройств является не всегда эффективной и в большинстве случаев, с

учетом дальнейшего развития энергосистемы, временной мерой. При высокой плотности

многочисленных связей 110–220 кВ дополнительным фактором роста токов к.з. является

применение кабельных линий 110 кВ и выше, имеющих более низкие сопротивления по

сравнению с сопротивлением воздушных линий того же класса напряжения [2]. В связи с

недостаточной отключающей способностью выключателей необходимо проводить меро-

приятия по их замене. Важный

вклад в решение общей задачи повышения управляемости

и ограничения уровней токов коротких замыканий может внести применение современ-

ных устройств на базе силовой электроники.

Для повышения надежности электроснабжения в крупных городах, где остро стоит

проблема ограничения токов короткого замыкания, предлагается установка в наиболее

жестком узле многомодульных вставок постоянного тока – МВПТ.

На

рисунке 1 показана схема МВПТ, которая представляет собой несколько преоб-

разовательных модулей, связанных между собой на стороне постоянного тока. Преобразо-

вательный модуль – это комплекс устройств, включенных между шинами переменного и

постоянного тока, состоящий из трансформатора, двенадцатипульсного преобразователя,

фильтро-компенсирующих устройств и сглаживающего реактора. Совместная работа мо-

дулей сбалансирована по выпрямительному и инверторному режимам.

292

Рисунок 1 – Структурная схема МВПТ

Ограничение токов короткого замыкания с помощью МВПТ заключается в сле-

дующем: за счет того, что  узлов на подстанции «развязаны» относительно друг друга

преобразовательными модулями, исключается подпитка места короткого замыкания на

одной из линий какого-либо узла токами от линий других узлов, тем самым искусственно

создается управляемый разрыв в сетях мегаполиса.

При применении МВПТ формируются 





управляемых электрических связей,

определяемых по уравнению









!

2 



2



. (1)

Под термином «управляемая электрическая связь» понимается электрическая связь

между двумя преобразовательными модулями, подсоединенными к одному узлу постоян-

ного тока, управление которыми осуществляется в соответствии с внешними характери-

стиками преобразователей, работающих в составе одной МВПТ. На рисунке 1, например,

для трехмодульной МВПТ полужирным пунктиром показаны управляемые электрические

связи I–II, I–III и II–III, возникающие между функционирующими преобразовательными

модулями I, II и III. Таким образом, для четырехмодульной МВПТ сформируются 6 таких

связей, для пятимодульной – 10, для шестимодульной – 16.

Существенный эффект ограничения токов к.з. наблюдается при установке МВПТ в

узлах, имеющих наибольшее число связей с электростанциями. При этом сохраняется

связность системы, повышается управляемость перетока активной мощности, что соответ-

ствует возможности разгрузить перегруженные линии подстанции, на которой установле-

на МВПТ.

293

Системы регулирования и защиты МВПТ, также как передач и вставок постоянно-

го тока (ППТ и ВПТ) на базе преобразователей тока, состоят из двух самостоятельных,

взаимодействующих между собой частей:

 системы автоматического режимного (медленного) регулирования (центральный

регулятор);

 быстродействующей системы регулирования и защиты преобразователей.

Система автоматического режимного регулирования осуществляет управление ре-

жимом работы МВПТ в составе энергосистем в соответствии с заданными условиями ве-

дения режима.

Быстродействующая система защиты предназначается для выявления и ликвидации

аварийных возмущений.

Одним из наиболее важных вопросов является вопрос надежности схемы с исполь-

зованием МВПТ, зависящей, в том числе, и от принятых схемных решений. В принципе,

вместо блочной схемы, когда каждый преобразовательный модуль выделен на одну ли-

нию, могут использоваться схемы с обходной системой шин и полуторные схемы, в кото-

рых возможно переключение блоков и линий в разных сочетаниях, однако, в общем слу-

чае, это вряд ли оправдано по следующим причинам:

 современные преобразовательные устройства являются весьма надежными и

уменьшение надежности работы конкретной линии, с которой связан преобразо-

вательный модуль, незначительно (в условиях мегаполисов длины линий 110–

220 кВ составляют от 1,5 до 12 км);

 использование МВПТ радикально увеличивает связанность всей системы элек-

троснабжения потребителей и, соответственно, возможности резервирования че-

рез надежные обходные связи.

При функционировании каждого модуля в блоке с одной линией переменного тока

становится возможным управлять перетоками активной мощности по примыкающим ли-

ниям переменного тока посредством системы управления и регулирования многомодуль-

ной вставки постоянного тока.

Решение о возможности перекоммутации схемы рассматривается на стадии проек-

тирования и может быть выполнено под управлением центрального регулятора МВПТ.

Естественно, для решения задачи ограничения токов к.з. приведенные выше сооб-

ражения лишь определяют этапы разработки МВПТ в условиях конкретной схемы.

Надежность электроснабжения потребителей при установке МВПТ в энергосисте-

му в общем случае должна определяться условиями резервирования. Так, для обеспечения

работоспособности предлагаемого устройства ограничения токов к.з. при возникновении

возможных аварийных ситуаций необходима установка не менее двух параллельно рабо-

тающих МВПТ. При этом будет достаточно две параллельные линии от одного потреби-

теля присоединить к разным МВПТ, работающим в составе описываемого устройства

ограничения токов к.з. При отключении одного модуля МВПТ в работе остаются другие

модули, позволяющие обеспечить передачу мощности. Максимальное использование это-

го преимущества МВПТ требует специального централизованного автоматического

управления перетоками мощности через преобразовательные модули и требует коммути-

рующей аппаратуры в примыкающей к МВПТ части энергосистемы. Следует заметить,

что функции центрального регулятора (практически упрощенного аналога ЦСПА) могут

быть распространены и на решение других задач оперативного и автоматического управ-

ления в примыкающем к МВПТ энергорайоне.

Введение нового элемента в энергосистему приводит, с одной стороны, к дополни-

тельным потерям электроэнергии (потери мощности современной ВПТ обычно оценива-

294

ются значением 2–2,5 % от передаваемой мощности, на этом уровне следует оценивать

потери и в МВПТ в целом), а с другой стороны, использование МВПТ обеспечивает воз-

можность оптимизации нормальных режимов примыкающей сети, в том числе и по усло-

виям минимизации потерь.

Для регулирования перетоков активной мощности на оснащенной МВПТ подстан-

ции с несколькими линиями необходимо применение реверса мощности. Однако наличие

общих шин постоянного тока с подключенными к ним несколькими модулями, часть ко-

торых работает в выпрямительном режиме, а часть – в инверторном, не допускает исполь-

зования переполюсовки напряжения на выходных зажимах модулей, применяемой в ППТ

и ВПТ с реверсивными режимами работы, для изменения направления потока энергии.

Реверс должен осуществляться изменением в модулях направления выпрямленного

тока, а это возможно осуществить только с помощью вентилей с двусторонней проводи-

мостью в плечах мостовых преобразователей. Такой вентиль должен быть выполнен с

применением встречно-параллельного соединения обычных тиристоров или с применени-

ем симметричных тиристоров.

Безусловно, предлагаемое устройство с экономической точки зрения требует зна-

чительных затрат. Как показали исследования по ограничению токов к.з. в энергосистеме

крупного мегаполиса, установка МВПТ, с учетом дальнейшего развития сети, может дать

существенный технический эффект, заключающийся в снижении значений токов к.з. в та-

кой схеме в 2–3 раза относительно максимальной отключающей способности выключате-

ля, составляющей на сегодняшний день 63 кА. Кроме того, положительным моментом

можно считать существенное сокращение числа мест секционирования сети 110 и 220 кВ

и обеспечение повышения уровня управляемости в нормальных и аварийных режимах

энергосистемы.

Список использованных источников

1. Антипов К.М., Востросаблин А.А., Жуков В.В. и др. О проблеме координации уровней

токов короткого замыкания в энергосистемах // Электрические станции. 2005. №4.

C. 19–31.

2. Игнатов В.В., Мисриханов М.Ш., Мозгалев К.В., Шунтов А.В. О надежности схем вы-

дачи мощности электростанций в регионе с высокой плотностью нагрузки // Электри-

ческие станции. 2007. №9. С. 46–52.

3. Лозинова Н.Г., Суслова О.В., Фролов О.В., Чемборисова Н.Ш. Анализ параметров

сети

для определения мест расстановки устройств ограничения токов трехфазного короткого

замыкания // Известия НИИ постоянного тока. 2008/ №63. С.79–84.

4. Неклепаев Б.Н. Координация и оптимизация уровней токов короткого замыкания в элек-

трических системах. М.: Энергия, 1978.