Россети ФСК ЕЭС

Управляемые шунтирующие реакторы (SSR) – это электромагнитные реакторы, индуктивность которых может плавно изменяться автоматической системой управления для обеспечения стабилизации напряжения в воздушных линиях с высокой зарядной мощностью. В сочетании с параллельно подключенными конденсаторными батареями, UCR являются аналогом статических тиристорных компенсаторов (STC), позволяя поддерживать напряжение в сети как при низкой, так и при высокой нагрузке.

Управляемые шунтирующие реакторы (SSR)

Использование управляемых шунтирующих реакторов в установках ЕНЭС позволяет управлять режимами сети для снижения потерь и увеличения пропускной способности линий электропередачи. Это повышает надежность системы и значительно экономит электроэнергию при передаче.

Регулируемые шунтирующие реакторы (SSR) – это электромагнитные реакторы, индуктивность которых может плавно регулироваться автоматической системой управления, что позволяет стабилизировать напряжение на воздушных линиях с высокой емкостью нагрузки. В сочетании с параллельно подключенными конденсаторными батареями UCR являются аналогом статических тиристорных компенсаторов (SCR), позволяя поддерживать напряжение на линиях как при низкой, так и при высокой нагрузке.

Используются три типа SCR:

• SSR управляются намагничиванием постоянным током через специальную управляющую обмотку. Они были разработаны ОАО “ЭЛЮР” (Россия). Электромагнитная часть изготовлена ОАО “ЗТЗ” (Украина). Широко используется в сетях UNEG с 2002 года. Предлагается широкий ассортимент конструкций: 110 кВ, 25 Мвар; 220 кВ, 100 Мвар; 330 кВ, 180 Мвар; 500 кВ, 180 Мвар;
• CBU управляется подмагничиванием постоянным током через обмотку с разделенной нейтралью. Разработана ХК “Электрозавод” на основе технических условий Федеральной сетевой компании. Пилотная модель УШР 500 кВ, 180 Мвар работает на подстанции 500 кВ Нелым в Тюменской области. Он предназначен для компенсации избыточной мощности зарядки и стабилизации напряжения в сети. Благодаря инновационным решениям потери в новом реакторе более чем на 30% ниже, чем в РСБ, поставлявшихся до сих пор на электростанцию ФСК ЕЭС.
• Это ЛСР трансформаторного типа, состоящий из двухобмоточного трансформатора, с напряжением короткого замыкания 100%, и тиристорной группы, встроенной во вторичную обмотку. По сути, это тиристорно-реакторная группа SCT, подключенная непосредственно к высоковольтной сети без использования дополнительных согласующих трансформаторов. Трансформаторные УЗО на 25 Мвар, разработанные компанией “Энерком-Сервис”, были применены на подстанциях 220 кВ “Когалым” и “Прогресс” в Западной Сибири. Благодаря принципу действия, данный тип УЗО является быстродействующим и наиболее подходит для объектов, требующих быстрого реагирования на нарушения в сети.

Схемы конструкции реакторов с намагничиванием DCM показаны на рисунках. Принцип управления током DCM показан на рисунке ниже.

Когда сила тока намагничивания изменяется из-за нелинейных характеристик, изменяется ток сети. В трехфазной системе путем введения компенсирующей обмотки, соединенной в треугольник, гармоники, кратные 3, компенсируются, и форма волны тока приближается к синусоидальной.

Для обеспечения работы сетевого реактора с намагничиванием необходимо заземлить нейтральный проводник реактора через нейтральный дроссель или резистор для предотвращения короткого замыкания источника намагничивания. Когда три фазы НСР соединены в трехфазную группу, источник намагничивания подключается к разделенной нейтрали сетевой обмотки НСР.

Основные принципы работы шунтирующего реактора допускают множество полезных применений. Если представить, что в электросети по-прежнему используется управляемый шунтирующий реактор, то система обязательно будет иметь автоматическую стабилизацию уровня напряжения. Можно забыть о системных колебаниях и скачках, полагаясь только на стабилизацию процессов в энергосистеме. В то же время увеличится пропускная способность межсетевых соединений.

Почему и когда используются шунтирующие реакторы?

• для устранения нежелательных колебаний напряжения в электросети, которые могут возникать из-за сезонных колебаний или сбоев в работе линии;
• повысить качество электроснабжения потребителей;
• оптимизация работы энергосистемы, в целом автоматизация работы всех компонентов энергосистемы;
• уменьшить степень потери энергетического импульса в сети при работе трансформаторов в системе для уменьшения или увеличения сигнала; распределить энергию между точками так, чтобы каждый потребитель был удовлетворен;
• для повышения устойчивости основной линии;
• для увеличения пропускной способности линии электропередачи, чтобы обеспечить автоматическое регулирование уровня напряжения;
• эффективное устранение неисправностей после сбоев и аварийных ситуаций;

Рисунок 7: Основная схема подключения однофазного шинопровода 500 кВ

Похожие темы научных работ по электротехнике, электронике, информатике , авторы Долгополов А.Г., Кондратенко Д.В., Уколов С. V., Postolatiy V. М.

УПРАВЛЯЕМЫЕ ШУНТИРУЮЩИЕ РЕАКТОРЫ ДЛЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

ДОЛГОПОЛОВ А.Г., КОНДРАТЕНКО Д.В,

ОАО “Электроуправляемые реакторы”, Москва,

С.В. УКОЛОВ, ОАО “Запорожтрансформатор”, Украина, В.М. ПОСТОЛАТИЙ, Институт энергетики Академии наук Молдовы

Аннотация. Статья посвящена результатам исследования и проектирования управляемых шунтирующих реакторов переменного тока (УШР). Анализируется отечественный и зарубежный опыт разработки и внедрения ДКСР, оценивается эффективность их использования в энергосистемах, приводятся результаты испытаний некоторых образцов ДКСР на напряжение 220 кВ и выше. Описаны схемы строительства ССР, приведены технические характеристики ССР-220, 500 кВ. Это свидетельствует о перспективах широкого внедрения UCR для управления режимами энергосистем. Использование DCR в сочетании с другими устройствами управления типа FACTS позволяет на базе высоковольтных линий с повышенной пропускной способностью создать новое поколение управляемых линий электропередачи, отвечающих всем необходимым требованиям, предъявляемым к развивающимся сегодня энергосистемам и их объединениям.

Ключевые слова: управляемые шунтирующие реакторы (УШР), средства

регулирование, энергосистемы, управляемые линии электропередач.

УПРАВЛЯЮЩИЕ РЕАКТОРЫ ДЛЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Долгополов А.Г., Кондратенко Д. V.,

SA “Reactoare electrice dirijate”, Москва,

С.В. Уколов, АО “Запорожтрансформатор”, г. Укриана,

В.М. Постолати, Институт энергетики Академии Молдовы

Резумат. Lucrarea prezinta rezultatele cercetarii §i dezvoltarii reactoarelor controlate §untate (RCS) de curent alternativ. Представлен анализ внутреннего и внешнего опыта разработки и внедрения РСУ, оценена эффективность их внедрения в энергосистемах, представлены результаты испытаний ряда РСУ – 220 кВ и выше. Описаны проектные характеристики РЦС и представлены технические характеристики РЦС – 220, 500 кВ. Представлены перспективы крупномасштабной реализации RCS для управления режимом энергосистемы. Использование РКУ в сочетании с другими регулирующими устройствами, например, типа FACTS, позволяет на базе высоковольтных линий и высоких пропускных способностей создать передающие системы нового поколения, отвечающие всем современным необходимым требованиям развивающихся энергосистем и их объединений.

Cuvinte – cheie: reactor controlat §untat (RC§), mijloace de reglementare, sisteme energetice, lines de transport dirijate.

УПРАВЛЯЕМЫЕ ШУНТОВЫЕ РЕАКТОРЫ ДЛЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ Долгополов А.Г., Кондратенко Д.В., ОАО “Электрические управляемые реакторы”, Москва,

Уколов С.В., ОАО “Запорожтрансформатор”, Украина,

Постолаты В. М., Институт энергетики Академии наук Молдовы.

Тезисы. В статье представлены результаты исследования и проектирования управляемых шунтирующих реакторов переменного тока (УШР). Проанализирован отечественный и зарубежный опыт разработки и внедрения КСО, оценена эффективность их применения в энергосистемах, представлены результаты испытаний образцов КСО-220 кВ и выше. Описаны конструктивные особенности схемы КСО, приведены технические характеристики КСО-220, 500 кВ. Представлены перспективы широкого внедрения КСО в режимное управление энергосистемами. Использование КСО в сочетании с другими регулирующими устройствами, такими как FACTS, позволяет на базе высоковольтных линий с большой емкостью создавать управляемые линии электропередачи нового поколения, отвечающие всем необходимым требованиям энергосистем и их объединений, развивающихся во времени. Ключевые слова: управляемый шунтирующий реактор (УШР), метод управления, энергосистемы, управляемая линия передачи.

В настоящее время в электроэнергетике стран СНГ и за рубежом большое значение придается созданию управляемых или гибких линий электропередачи, являющихся частью сети “умной сети” с устройствами FACTS (Flexible Alternative Current Transmission Systems). Для оптимизации работы таких энергосистем необходимы высокоэффективные средства управления потоками активной и реактивной мощности.

Помимо традиционного использования генераторов, синхронных и статических компенсаторов, переключаемых реакторов и конденсаторных батарей, в последнее десятилетие для регулирования напряжения и реактивной мощности все чаще используются новые устройства – управляемые шунтирующие реакторы (SSR). Трансформаторное исполнение для монтажа в разомкнутой цепи на любом классе напряжения с возможностью плавного регулирования потребляемой реактивной мощности позволяет установить шунтирующий реактор в любом месте энергосистемы и обеспечивает стабилизацию напряжения, оптимизацию потоков реактивной мощности, увеличение пропускной способности, снижение потерь, количества выключателей и коммутации трансформатора. Комбинация шунтирующих реакторов с параллельно установленной батареей статических конденсаторов (БСК) позволяет обеспечить не только плавно регулируемую компенсацию (потребление) реактивной мощности, но и ее подачу в соответствии с емкостью БСК при разряде шунтирующего реактора до состояния покоя.

Цель данной статьи – представить состояние разработки, технические параметры и эксплуатационные характеристики регулируемых шунтирующих реакторов, проанализировать отечественный опыт их внедрения и наметить перспективы их использования в энергосистемах.

Анализ отечественного и зарубежного опыта разработки и внедрения управляемых шунтирующих реакторов

В предыдущий период (до 2011 года) в странах СНГ и ближнего зарубежья было введено в эксплуатацию более шестидесяти управляемых шунтирующих реакторов напряжением от 6 до 500 кВт. Основные типы регулируемых шунтирующих реакторов, их мощности, кто их производил и где они были внедрены, приведены в таблице 1.

Характеристики регулируемых шунтирующих реакторов различных классов напряжения, применяемых в энергосистемах стран СНГ и ближнего зарубежья

Тип шунтирующих реакторов Конструкция (схема) Мощность, напряжение Производители Где внедрены, страна Кол.

Однообмоточный с РПН 180 МВА, 330 кВ Западная Европа Беларусь 1

Трансформатор (TSHPT) Тиристорный блок управления Силовой трансформатор со 100% номинальным током короткого замыкания и тиристорными ключами для TSHPT 50 МВА, 420 кВ Индия 1

b0 МВА, 230 кВ Запорожтрансф. Ansaldo-VEI Ангола 1

25 МВА, 110 кВ Россия и Беларусь 2

Управление путем смещения магнитной катушки, – мощность регулирования составляет около 1% от номинальной мощности UszR С 2 обмотками, комбинация SO&OU 180 МВА, 500 кВ Электрозав Москва Россия 1

С 1 обмоткой 3,3 МВА, 6-10 кВ Раменский ЗД, ООО “Энергия-Т” Россия, Монголия 3

С 2 обмотками, комбинированная ОУиО 10-25 МВА, 35 – 110 кВ ОАО “Запорожье-трансформатор”, ОАО “ЭЛЮР”, ООО “Энергия-Т”. Россия, Казахстан, Беларусь, Литва 29

с 3 отдельными обмотками 63-180МВА 110 – 500 кВ 31

Трехфазные реакторы компенсации реактивной мощности с непрерывным управлением можно разделить на три класса по принципу действия: шунтирующие реакторы с магнитным управлением, шунтирующие реакторы трансформаторного типа и устройства РПН (аналогичные трансформаторным устройствам РПН).

Шунтирующие реакторы трансформаторного типа (ШРТ) были разработаны в Санкт-Петербургском техническом университете под руководством профессора Г.Н. Александрова. TSRRT – это 100% силовой трансформатор напряжения короткого замыкания с противовращающимися тиристорными ключами на вторичной обмотке для обеспечения полной мощности реактора. Как и в известной схеме статического тиристорного компенсатора (СТК), полностью открытые тиристоры замыкают вторичную обмотку и обеспечивают максимальную мощность, потребляемую УКРТ, при закрытых тиристорах его мощность соответствует холостому ходу трансформатора, а в промежуточных режимах потребляемая мощность плавно регулируется изменением угла поворота вентилей, что соответствует появлению высших гармоник в потребляемом токе. Для снижения уровня этих гармоник на стороне низкого напряжения устанавливаются фильтры.

Таким образом, схема UCRT сводится к схеме STK, в которой электромагнитная часть фазных индуктивностей подключена к трансформатору связи более высокого напряжения. Таким образом, в отличие от STK, UCRT может быть подключен к любому классу напряжения, но мощные тиристорные ключи приводят к увеличению производственных, монтажных и эксплуатационных затрат. Опыт использования UCRT в России пока ограничен двумя реакторами 110 кВ, введенными в эксплуатацию менее двух лет назад.

Магнитоуправляемые реакторы типа RTU на напряжение от 35 до 500 кВ производятся ОАО “Запорожтрансформатор” уже более 10 лет. ОАО “Электроуправляемые реакторы”, Москва и ООО “Энергия-Т”, Тольятти занимаются комплектацией, проектированием, поставкой и регулированием этих реакторов РТУ. Прототипы этих реакторов были разработаны в Алма-Атинском энергетическом институте более 20 лет назад. Первый коммерческий прототип реле РТУ-25000/110 SSR был изготовлен в 1998 году и после испытаний на испытательном стенде ВЭИ в Тольятти был введен в эксплуатацию в северных электрических сетях “Пермэнерго” (головная подстанция 110 кВ в Кудымкаре, сентябрь 1999 года).

В настоящее время УКР с аналогичным принципом действия освоен Московским электротехническим заводом. Опытный образец реактора 500 кВ был поставлен на подстанцию Нелым-500 в конце 2009 года. Основное отличие данного УКУ от продукции ОАО “Запорожтрансформатор” заключается в сочетании функции потребления реактивной мощности и намагничивания магнитопровода в первичной обмотке сети. В этом случае тиристорный преобразователь выпрямленного напряжения подключается к нулям “звезд” дроссельной обмотки разделенной сети, между секциями которой циркулируют постоянные составляющие намагничивающего тока. Наличие основного потребителя тока промышленной частоты, выпрямленного намагничивающего тока и высших гармоник в ветвях расщепленной обмотки этого реактора обуславливает дополнительные требования к конструкции, источнику намагничивания, схеме подключения трансформатора тока, алгоритмам релейной защиты и автоматики.

В свою очередь, линейка турбогенераторов, выпускаемых заводом “Запорожтрансформатор”, имеет ряд схемных исполнений в зависимости от класса напряжения, мощности реактора и требований заказчика к составу

оборудование, тип охлаждения, алгоритмы управления, количество встроенных трансформаторов тока, функции мониторинга и т.д. Модификации серии RTU для различных классов напряжения (35. 110 кВ, 220. 330 кВ, 500. 750 кВ) имеют одинаковые принципы работы, но разница заключается в электромагнитной схеме и составе намагничивающей системы.

Для ДЗО 35 или 110 кВ относительно небольшой мощности (10-25 МВА) технически и экономически выгоднее выполнять электромагнитную часть с двумя обмотками – сетевой (СО) и обмоткой управления (ОУ) по схеме двойного разомкнутого треугольника, совмещая функции смещения и компенсации в дросселе тока высших гармоник, кратных трем. Силовая часть магнитной диагностической системы состоит из двух однофазных маломощных инверторов, установленных на общей раме, с силовыми трансформаторами, подключенными к клеммам дроссельной катушки через высоковольтные предохранители. Как правило, эти ССР работают параллельно с БСК и по запросу могут иметь общую систему автоматического управления (САУ) для реактора и секционированной конденсаторной батареи.

Реакторы 220 и 330 кВ мощностью 63-180 МВА (а также ССР 110 кВ мощностью более 50 МВА) выполнены с тремя обмотками – сетевой (СО), компенсационной (КО) и управляющей (УО), каждая из которых выполняет соответственно функции потребления реактивной мощности, компенсации (замыкание в “треугольник”) основных высших гармоник и управления (подмагничивание магнитопровода). Поставлены два одинаковых трехфазных трансформатора с тиристорными преобразователями (ТМП), основной подключается через выключатель 10кВ к выводам компенсационной обмотки реактора, а резервный – к распределительному устройству подстанции 6 или 10кВ.

К РПН напряжением 500 кВ и выше, установленным на автобусных или транзитных линиях электрических сетей сверхвысокого напряжения, предъявляются более высокие требования по быстродействию – время нарастания или сброса полной мощности не более 0,3 с, т.е. не более 15 периодов переменного тока (при 50 Гц). Поэтому, при той же схеме и том же составе обмоток электромагнитной части, схема размагничивания включает дополнительный третий PMT с увеличенным максимальным выпрямленным напряжением. Этот ПМТ подключается к внешнему источнику питания 6 или 10 кВ, обеспечивая режимы усиления или сброса и предварительное намагничивание дросселя при запуске. Кроме того, конструкция катушки в этих реакторах может быть трехфазной или однофазной для уменьшения транспортных габаритов и веса.

Следует отметить, что устаревшие модификации UCR во всех вышеперечисленных классах напряжения заводом больше не производятся. Первые реакторы 110 кВ имели электромагнитную часть от трех однофазных магнитопроводов в общем баке и свободное подмагничивание от отдельно стоящих трехфазных ТМП с внешним питанием. В современных СРР типа RTU-25000/110 (35) используется самоходное движение с резервированием, а магнитная система – трехфазная, что позволило уменьшить габариты и вес.

Реакторы 220-330 кВ также намагничивались от одного ТМП, питаемого извне, и, кроме того, имели встроенные токоограничивающие реакторы (когда напряжение короткого замыкания между SO и KO составляет около 20%) и заземляющие фильтры типа FMZO на выходах компенсационных обмоток. Теперь нет дросселей (при напряжении короткого замыкания более 50%) или фильтров, а основное подмагничивание питается непосредственно от дросселя с полным резервированием ТМП.

Первая ЕТТТП 500 кВ, установленная на подстанциях “Таврическая” и “Барабинская”, принадлежащих МЭС Сибири, имела оригинальную двухобмоточную конструкцию электромагнитной части трехфазного РОДУ-60000/500 с однофазными преобразователями в присоединенных баках на каждой фазе. Несмотря на компактную конструкцию и пятилетний опыт эксплуатации, эти реакторы больше не производятся из-за присущих им недостатков – отсутствия резервирования и низкой ремонтопригодности системы намагничивания, а также неудовлетворительной схемы предварительного намагничивания. В настоящее время все реакторы этого класса напряжения, как в трехфазном, так и в однофазном исполнении, имеют трехкатушечную электромагнитную часть, описанную выше, и намагничивающую систему из трех трехфазных ТПМ одинаковой мощности (1 МВА) и размеров.

Принцип работы и конструкция реакторов с магнитным управлением

Основной функцией управляемых шунтирующих реакторов является регулирование напряжения и реактивной мощности. Реакторы с магнитным управлением используют постоянное насыщение потока стали в магнитопроводе, создаваемое выпрямленным током в специальной обмотке управления, для непрерывного регулирования потребляемой реактивной мощности и, следовательно, напряжения в точке подключения. Фактически, принцип магнитного усилителя используется в высоковольтном трансформаторе большой мощности, где по мере насыщения магнитопроводов уменьшается индуктивность размещенной на них линейной обмотки, и ее индуктивность также пропорционально уменьшается. При уменьшении или изменении индуктивности обмотки линейного дросселя пропорционально увеличивается или уменьшается ток, а также потребляемая мощность в диапазоне от режима холостого хода (около 1%) до номинальной мощности или номинальной перегрузки (100-120%). Таким образом, использование стальных секций магнитопровода УПТР в режимах от ненасыщенного состояния до глубокого насыщения, близкого к предельному, когда магнитная проницаемость близка к магнитной проницаемости воздуха, позволяет получить диапазон плавного регулирования реактивной мощности с кратностью более 100.

Трансформаторные УЛТР с продольным намагничиванием стержней, на которых размещены обмотки реактора, являются наиболее часто используемыми среди многих ранее предложенных схем и конструкций намагниченных реакторов – с продольным, поперечным, кольцевым намагничиванием, с вращающимся магнитным полем и др. Для обеспечения независимости электромагнитных процессов в обмотках СО и ДТ, расположенных на одном магнитопроводе, необходимо выполнить два условия – противоположное включение секций этих обмоток (тогда на выводах обмотки управления не будет переменного напряжения) и создание отдельных дорожек для переменного и постоянного тока, что обеспечивается конструкцией броневого сердечника с разделенными фазовыми сердечниками.

H рис. 1 показана однофазная схема такого реактора с бронированным сердечником и двумя полукордами, содержащими секции сетевой и управляющей обмоток, к которым для размагничивания подключается источник постоянного или выпрямленного напряжения. Магнитный поток постоянного тока, создаваемый постоянным током, проходит через центральный полусердечник, а поток переменного тока проходит через верхний и боковые сердечники магнитопровода, суммируясь с постоянным током в полусердечнике.

На рисунке 2 представлены расчетные осциллограммы для реактора 500 кВ 180 МВА, показывающие ток сети как функцию тока обмотки управления при потреблении мощности от минимальной (без нагрузки) до номинальной, соответствующей 200 А по постоянному току и 1,9 кА по постоянному току (масштаб явлений в

(Масштабы явлений, используемых в NRAST, указаны в кА в левом верхнем углу каждого из отображаемых явлений). Взаимосвязь между токами почти линейная.

Реактор 500 кВ как функция тока намагничивания (вниз по потоку) при увеличении мощности до номинального значения

Рисунок 1: Схема электромагнитной цепи фазы SBU

Искажения из-за 5-й и 7-й гармоник наблюдаются при минимальной загрузке дросселя током, при этом суммарный ток искажений в самом неблагоприятном режиме загрузки не превышает 3,5 % от номинального тока SDR, что не оказывает существенного влияния на синусоидальное напряжение в точке подключения (не более 0,1 … .0,2 %).

Следует отметить, что такая форма тока SSR обеспечивается только тогда, когда самая сильная третья гармоника и ее кратные полностью компенсированы в токе нагрузки. В случае трехфазных реакторов это обеспечивается вторичной обмоткой в треугольнике, в которой гармоники, кратные третьей, замыкаются накоротко, не попадая в сеть. На практике это реализуется в изготовленных СБУ отдельной дополнительной компенсационной обмоткой (ЭК) для трехобмоточных реакторов или специальными схемами подключения вторичной обмотки управления, например, двойным открытым треугольником для двухобмоточных реакторов на 35 110 кВ.

На рис. 3 показана аналогичная СБУ 500 кВ с током треугольника КО в верхней осциллограмме по сравнению с рис. 2. В отличие от силовых трансформаторов, во вторичной обмотке дросселя отсутствует первая гармоника тока нагрузки. Третья гармоника, доминирующая в треугольнике DO, имеет максимум (около 1 кА среднеквадратичного значения) около 50% нагрузки SSR, и практически равна нулю в режиме номинальной нагрузки при синусоидальном напряжении питания, как и другие высшие гармоники в токе CO. Это связано с тем, что реакторы серии RTU проектируются с номинальной мощностью в так называемом “номинальном режиме”. полупериодный режим насыщения, когда постоянный поток номинального подмагничивания поочередно в каждой половине магнитопровода вытесняет поток переменного тока ровно на половину периода частоты сети (рис. 4). В результате сочетания последовательности полупериодов синусоидального тока, вызванного переменным насыщением полусердечника, ток потребления RBM в номинальном режиме также свободен от высших гармоник.

При дальнейшем увеличении мощности до области перегрузки (и предельном насыщении магнитопровода) в токе DO и токе CO вновь появляются третья и другие высшие гармоники. Осциллограммы с суммированными индуктивностями в полукордах магнитопровода приведены на рис.4, из которого видно, что в номинальном режиме половинной нагрузки время индукции каждого полукорда за кинком характеристики насыщения стали (около 2 Тл) в точности равно половине периода частоты сети.

Рисунок 3. Изменение тока в ДО (сверху) Рис. 4. Индукция (сверху) пополам

при увеличении мощности стержней магнитопровода

На рис. 5 показана магнитная схема трехфазного кругового механизма, а на рис. 6 – электромагнитная схема трехфазного, трехобмоточного кругового механизма серии RTU на напряжение 220 кВ и выше. Сердечники всех фаз магнитной цепи разделены на два полусердечника, каждый из которых имеет компенсационную обмотку, соединенную в треугольник. На секциях SB расположены секции обмоток управления, соединенные в каждой фазе последовательно с обмотками SB и SB (начало секций обмоток отмечено звездочкой). Выходы всех фаз DHE соединены параллельно и подключены к выходам инверторов PMT.

Каждая фаза сетевой обмотки выполнена в виде параллельных ветвей с входом посередине и намотана на вторичную обмотку с охватом обеих полуобмоток. СО подключается по схеме “звезда с заземленной нейтральной точкой”, подключается к шинам подстанции или к линии и обеспечивает потребление реактивной мощности в соответствии с заданным законом управления.

Компенсационная обмотка, рассчитанная на напряжение 10 кВ и соединенная в треугольник, выполняет две основные функции – устраняет из потребляемого тока сети гармоники, кратные трем, и питает главный трансформатор с преобразователем, обеспечивающим необходимый уровень намагничивания магнитопровода ДТ. Поскольку установленная мощность ПМТ составляет 1 МВА (номинальный первичный ток менее 60 А), а установившийся номинальный ток потребления не превышает 300 кВА, компенсационная обмотка рассчитана на непрерывное протекание максимальной третьей гармоники и имеет уменьшенное сечение (если в ТУ не предусмотрены другие дополнительные нагрузки, например, возможное подключение конденсаторной батареи).

Рисунок 5. Магнитная система трехфазного реактора SMR с намагничиванием

Рис. 6. Электромагнитная схема трехфазного трехобмоточного СБП. АСУ – система автоматического управления; ТМП – трансформатор с преобразователем; СО – сетевая обмотка, ОУ – обмотка управления, КО

Обмотка управления имеет эквипотенциальные выводы (+) и (-), которые при нормальном устойчивом состоянии и переходных режимах не передают переменное напряжение от обмотки СО или КО. Когда основной или резервный PMT закрыты, на этих выходах DT также нет выпрямленного напряжения, поэтому в DT нет тока намагничивания, поэтому магнитная система находится в ненасыщенном состоянии.

И SDM работает в состоянии холостого хода как обычный трансформатор. По мере открытия тиристоров и увеличения выпрямленного напряжения увеличивается ток намагничивания в секциях обмотки управления, что приводит к насыщению магнитопроводов и увеличению потребления тока дросселя.

Тиристоры основного ТМФ (а в случае профилактического обслуживания или отказа резервного ТМФ) управляются цифровой системой автоматизации (ЦСА) в соответствии с выбранным алгоритмом стабилизации напряжения или поддержания заданного значения потребления реактивной мощности. Для реализации этих алгоритмов в АСУ в соответствии с командами контроллера энергосистемы вводятся сигналы от трансформаторов напряжения и тока и значения, установленные персоналом. После выбора режима и ввода необходимых настроек нет необходимости во вмешательстве персонала в автоматическую работу реактора.

Как упоминалось ранее, реакторы от 500 кВ и выше отличаются в основном только количеством ТМП (для динамических режимов добавляется повышающий преобразователь) и возможностью выполнения электромагнитной части в однофазном исполнении. В последнем случае уменьшаются транспортные габариты и можно заказать резервную фазу. Однако общая площадь, занимаемая четырехфазными подстанциями типа РОДУ-60000/500, а также их стоимость значительно выше, чем у электромагнитной части трехфазной 500кВ версии типа РОДУ-180000/500. Кроме того, установки мощностью 220 кВ и выше имеют встроенные трансформаторы тока на линейных выводах треугольника ОС (см. рис. 6), тогда как у установок мощностью 220 кВ и выше в “треугольнике” остается одна группа ТТ ОС, подключенная к сборным шинам (см. рис. 7).

На рис. 7 показана полная электрическая схема однофазного реактора 500 кВ. Магнитная система не показана, но, как и на предыдущем рисунке, показан тот же основной состав поставляемого оборудования УКР – электромагнитная часть (четыре РОДУ), система подмагничивания из трех ТМП (состоящая из трансформатора ТМ и тиристорного преобразователя ПП) и система управления (АСУ). Кроме того, на розетках и шинах DT используются датчики тока и напряжения выпрямителей (DPT и DPN) и защитная аппаратура – SPD и ограничители перенапряжения (SSD). Автоматические выключатели, разъединители, трансформаторы напряжения, воздушные и кабельные соединения, клеммы релейной защиты, ограничители перенапряжения обмотки переменного тока (не показаны) выбираются и заказываются при проектировании реактора.

Количество встроенных трансформаторов тока на проходной части линии 500 кВ СБ может составлять до 5 групп данного класса точности, по согласованию с заказчиком. В треугольнике СО завод до сих пор предусматривал одну группу ТТ, что не позволяет резервировать токопроводы и использовать несколько типов УЗО для этой обмотки.

Датчик постоянного тока встроен в разрыв любого полюса шины выпрямленного тока между группами PMT и RODU и используется для контроля и ограничения тока намагничивания в ACS от любого работающего PMT. В практике проектирования, кроме полного отсутствия узла крепления ДКТ (как ДПН или РДМ), встречаются случаи его неправильного расположения, когда при группе РОДС и трех ТМП, расположенных друг напротив друга, через ДКТ протекают токи РОД только двух фаз РОДС или выпрямленные токи только одного (двух) ТМП.

Разъединители не показаны на выводах выпрямленного тока от каждого ТМП к шине обмотки управления РОД, поскольку производитель, под предлогом возможного человеческого фактора, не рекомендует устанавливать коммутационные аппараты в подмагничивающих цепях тока электромагнита. Это уменьшает

количество коммутационных устройств и риск ошибок в работе, но также снижает простоту обслуживания и гибкость схемы. Когда преобразователь или трансформатор любой ТМП забирается для ремонта, необходимо отключить УЗО и отключить соответствующие выходы ТМП. На некоторых подстанциях такие разъединители предусмотрены.

K lppg nlm jala zhpaiak 500 zsV

Poastjakpryantk a sistem u

ДОв фазе ррвки

“■H1 1″ маттинихим ít” RTU I>.

tdosfrsrshgor avmgrnsha rskssa. 3¹S ®IA. 1(15>’1л 9$

НЕ…- ї^іж^.mgggr gm:hkі r!ll:ісс 11″53 aVL. I-* [.■* lV

Tiii,. – gg-zasf-p-p :tztj.–i:xxhui i -:g: 1 MO *bA 1l,* xv rmryavet TMP LL- OL SHI-MPNMVYAVMb” TMKYVLVN MlV1l-IG z;¥>3^:ii4,y:*iAi ІІІІІІІІІS!

SAU – iMiIiIksh a* yakі ■ Ѕһіԁім VDshіsh (ruyavshchy Ьї±zі*3a

e:( -i. -іііш і :t=і t:gtr?ht^f^z.yuh.

SOT- l-rr.chpit+.ch- gu;-gii-:–‘.m–nya yv txz-iiiidUlPR:

UZP-].5 1 UX – CHCHYRYYGK iagi *: =^t==^hio^

TP и TIP. b”,gAn ^ір^іт^кі”.

ї*. 9″. W -Eya.’zstg ii 7CC ni ” – “igg-::ch

Ud – zia.-tg^iTiD 13 xB .tsgyarvtspmsh! KE i’їїїl*”l .aiei&j

Uš’vrví p-1 ■ ‘m 1-p íyí§4Є S.JUH;

g – utriyadr * I^DU-G^C. ■” иин. дт “T-M.T-CH5M ■**’

Рисунок 7: Схема главной цепи однофазного модуля УКР 500 кВ

Все трансформаторы имеют одинаковые номиналы и схемы соединения “звезда-ноль-треугольник”, что позволяет переключать их первичные обмотки с изолированным и заземленным нейтральным проводом. Для трансформаторов, подключенных к компенсационной обмотке дросселя, более распространено глухое заземление первичной обмотки фидерного трансформатора, что обеспечивает большие токи замыкания на землю и чувствительность защиты от сверхтоков как к межфазным, так и к однофазным замыканиям.

На рисунках 8 и 9 показан внешний вид трехфазного варианта ДКС 500 кВ (ПС “Агадырь”) и однофазного варианта (ПС “Иртыш”), а на рисунке 10 показан внешний вид ТМП и АСУ, состав и конструкция которых не зависят от варианта исполнения электромагнитной части.

Основным высоковольтным элементом этих УСБ является электромагнитная часть, которая в соответствии со схемой соединения обмоток, технологией изготовления, климатическими и конструктивными условиями реализации подключается к шинам подстанции,

Система намагничивания практически идентична системе намагничивания трехфазных силовых трансформаторов того же напряжения и номинальной мощности, в зависимости от напряжения и состава дросселя. Намагничивающая способность системы составляет от 0,5 до 2% от номинальной мощности, в зависимости от напряжения реактора и состава оборудования. В то же время все силовые компоненты, включая преобразователи, поставляются в виде внешних масляных блоков и не требуют дополнительного обслуживания.

Рис. 10: Система соленоидного намагничивания УЗО (три ТМП) и шкаф автоматического управления

Тиристорные преобразователи ТМП, встроенные в отдельный масляный бак, выполнены по известной “схеме Ларионова” с дополнительной обходной ветвью, используемой в работе трехфазного выпрямителя-инвертора при индуктивной нагрузке.

Таким образом, можно сделать вывод, что дроссель с магнитным управлением является магнитным усилителем по принципу действия, трехобмоточным или двухобмоточным трансформатором по электромагнитной части, а также регулируемым компенсатором реактивной мощности и стабилизатором напряжения в точке подключения по назначению и функциональности.

Основные технические характеристики системы DCS

UshR характеризуется следующими основными техническими признаками:

1. диапазон плавного регулирования – более 100% от номинальной мощности;

2. мощность управления – 0.5…. .2% от номинальной мощности SSR;

3. гарантированная скорость увеличения полной мощности – 0.15. 3 с. (в

3. гарантированная скорость увеличения полной мощности – 0,15. 3 с (в зависимости от версии и требований заказчика);

4. время нарастания полной мощности при начальном намагничивании – не более 0,02 с;

5. удельная полная масса от 1,5 до 3 кг/кВАр в зависимости от конструкции;

6. удельные потери:

Режим холостого хода 0,5 – 1,0 Вт/кВАр; номинальный режим 4 – 6 Вт/кВАр;

7 Допустимая перегрузка по мощности – 130 % (макс. 30 мин.);

8. допустимый сверхток 120% (макс. 30 мин.);

9. полностью автоматическая работа

Уровень надежности, условия эксплуатации и обслуживания соответствуют условиям эксплуатации и обслуживания обычных шунтирующих реакторов.

В различных точках энергосистемы регулируемые реакторы или SSR вместе с конденсаторными батареями могут выполнять следующие основные задачи:

– Увеличение пропускной способности межсетевых соединений;

– Автоматическая стабилизация уровней напряжения;

– Оптимизация режимов электросети и снижение потерь электроэнергии;

– Обеспечение необходимой нагрузки реактивной мощности на генераторы электростанции;

– Сокращение количества операций по переключению выключателей;

– Сокращение количества трансформаторов и автотрансформаторов РПН.

Система автоматического управления (САУ) – это единственная часть внутренней установки машины, которая обеспечивает ее управление и контроль. В его функции входит реализация следующих задач и алгоритмов:

– автоматическая стабилизация напряжения в точке подключения SSR к сети в соответствии с заданными уставками управления,

– автоматическое поддержание заданного значения потребляемой реактивной мощности (или тока СО),

– автоматическое переключение на резервный ПМТ (если его переключатель включен) в случае отказа основного ПМТ, автоматическое переключение на минимальное (начальное) подмагничивание от динамического ПМТ в случае отсутствия питания SSR и в циклах TAPV, OAPV,

– режим ручного управления оператором с передней панели ACS,

– возможность интеграции с АСУТП подстанции и дистанционного управления режимами работы УСБ,

– контроль перегрузки реактора по СО и току намагничивания и температуре ТМП с автоматическим ограничением мощности и выдачей сигнала,

– обеспечение и контроль намагничивающего тока при включении сетевого питания,

– индикация параметров рабочего режима, настроек управления и состояния схемы.

Здесь следует подчеркнуть, что в функции АСУ ТП не входит защита оборудования реактора и действия по отключению выключателей в аварийных ситуациях. Эти задачи должны выполняться релейными защитами независимо от работы и возможностей АСУ ТП по поддержанию режимов работы реактора и технологического контроля его состояния, что диктуется как идеологией разделения функций регулирования в нормальных режимах и функций защиты в аварийных режимах, так и требованиями надежности защиты оборудования энергосистемы.

Основным методом автоматического регулирования УПТТР, обычно используемым в эксплуатации, является стабилизация напряжения. Здесь применяется пропорциональное регулирование потребления реактивной мощности (ток CO) в зависимости от отклонения текущего напряжения от заданного значения. Когда напряжение сети превышает заданное значение, реактор набирает мощность в диапазоне, соответствующем коэффициенту усиления регулятора или, что аналогично, его обратной величине – заданной статике регулирования. В этом случае диспетчер определяет настройки системы управления, необходимые для заданного режима работы энергосистемы, через уровень напряжения, с которого должен быть загружен реактор, и статистику управления, которая имеет набор дискретных значений от 5 до 1%, что соответствует коэффициенту усиления регулятора напряжения от 20 до 100.

Режимы автоматического управления реактивной мощностью или ручного управления током СО реализуются в АСУ ТП астатическим регулятором с определенной зоной нечувствительности. При этом используется эффект подавления медленного тока, обусловленный высоким коэффициентом качества преобразователя Op-Amp, и вариант прерывистого режима преобразователя TMP (“фиксированный угол включения/выключения”).

– аналогично простейшим термостатическим регуляторам).

В случае внезапных отклонений напряжения, превышающих установленную статическую (или нечувствительную) зону, АСУ активирует режим форсирования (при напряжении сети выше статической зоны) или режим сброса (при напряжении сети ниже установленного порога) потребляемой реактивной мощности с помощью динамического ПМТ с повышенным выпрямленным напряжением. Степень усиления или сброса напряжения определяется максимальным выпрямленным напряжением тиристорного преобразователя PMT или коэффициентом умножения усиления по отношению к номинальному напряжению подмагничивания. Трехфазный тиристорный преобразователь ТМП, также изготовленный по схеме Ларионова, переключается в режим инвертирования с рекуперацией энергии, запасенной в ДУ, в сеть переменного тока для ускоренного рассеивания мощности.

На рис. 11 графики суточной работы реакторов РТУ-25000/110 в ТС “Кудымкар” Пермэнерго и РТУ-180000/330 в ТС “Барановичи” (Беларусь) в режиме автоматической стабилизации напряжения на шинах подстанции.

Диаграммы напряжения шин и тока RTU в автоматическом режиме

Диаграмма ежедневной работы в режиме автоматического напряжения

Стабилизация напряжения (начало графика с 18:30 09.07.2003)

-Бусбар 330 кВ 1co Реактор

Время работы (мин), контрольные точки каждые 20 минут

Рисунок 11: Суточные графики потребления тока реактором СО и напряжения на шинах

На рис.12 представлены фактические осциллограммы тока СО реактора 330 кВ при заданной номинальной мощности и коммутации УШР-500 с предварительным намагничиванием, характеризующие динамические возможности реакторов с магнитным управлением.

ШУШМ Ш1/ш1/ш ттттчмт

-|”и< ;---! -llmM1 --*mil| shtm shtm shtm shtm shtm shtm

Рисунок 12. Фазные токи сетевой обмотки РТУ-180000/330 на Игналинской АЭС при потреблении мощности (вверху) и при подключении к сети РТУ-180000/500 на подстанции Томская с предварительным намагничиванием при номинальной мощности (внизу)

Что касается истории резервных ТМП, то первые ССР до сих пор успешно работают с одним ТМП, подключенным к ОРУ 10 или 6 кВ подстанции (ССР-110 кВ на ТП “Кудымкар” с 1999 года, ССР-220 кВ на ТП “Чита” с 2002 года, ССР-330 кВ на ТП “Барановичи” с 2003 года). После перехода на схему саморазмагничивания UCR с питанием основного ТМП от активных зон реакторов было принято решение дополнить питание реакторов еще одним ТМП в качестве резервного и питать его от собственных нужд подстанции. В этом случае, помимо возможности замены основного ТМП, резервный ТМП обеспечивает начальное намагничивание реактора перед его подключением к сети.

Производитель требует, чтобы ток размагничивания был не менее 10. 15% от номинального тока при коммутации выключателя линии для исключения коммутационных воздействий на тиристоры ТМП и, в случае линейного магнитного реактора, для безынерционного определения номинальной мощности ТМП при испытаниях (однонаправленная коммутация) воздушных линий 500 кВ.

В случае реакторов 500 кВ с тремя ТМП, резервное питание ТМП также поступает от ОС, что уменьшает количество необходимых ячеек во вспомогательном распределительном устройстве. Однако может случиться так, что импульсный ТРМ будет выведен из эксплуатации из-за повреждения или технического обслуживания, капитального ремонта секции распределительного устройства среднего напряжения или падения напряжения на ней и т.д. В таких случаях при одновременном отключении SSR подключение его к сети 500 кВ становится невозможным из-за отсутствия предварительного намагничивания. Во избежание подобных ситуаций резервирование не только основного, но и резервного ТМП может быть обеспечено путем перевода питания резервного ТМП на РУ подстанции (при наличии дополнительной ячейки с выключателем).

Режимы работы RR для переключения операций в сети:

Управляемые реакторы, как и неуправляемые ТРР, могут быть подключены как к шинам электростанции или подстанции, так и к линии 330 кВ или выше для компенсации ее зарядной мощности. Серия RTU с магнитным управлением имеет все необходимые функции для работы в качестве

Однако линейные реакторы имеют свои особенности. В случае применения ССР в качестве линейных выключателей возможны следующие алгоритмы работы указанных реакторов в коммутационных режимах (коммутационными режимами линейных ССР являются коммутация реактора – совместно с линией или ее выключателем, отключение ССР – оперативно или с помощью РЗА, работа линии в циклах автоматического повторного включения).

Отключение реактора вместе с линией или собственным выключателем как оперативно, так и с помощью автоматики не ограничено и не требует дополнительных технических средств. Включение реактора с собственным выключателем на токоведущей линии, согласно рекомендациям производителя с целью ограничения возможных воздействий на тиристоры ТМП, производится с предварительным намагничиванием от внешнего источника (форсированного или резервного ТМП) с блокировкой включения выключателя автоматической системой в случае отсутствия тока намагничивания.

Существует три возможных варианта работы выключателя линии при вышеуказанных коммутационных операциях в тестовом режиме WN (включение), а также в циклах TAPV и OLTC.

Первый вариант, используемый для относительно коротких линий, заключается в отключении сборных шин собственным выключателем и последующем включении этого выключателя на линии под напряжением с предварительным намагничиванием после успешного испытания воздушной линии, цикла ОАПВ или ТПВ. В то же время, напряжение воздушной линии должно быть приемлемым для изоляции электрооборудования во время рабочего запуска SSR.

Если нет оснований или возможности для вышеуказанного исключения линейного РСБ из режимов работы коммутации линии, то по согласованию между Заказчиком и проектной организацией возможны два других варианта для каждого из них.

Для циклов ARS в большинстве практических случаев на ВЛ от 500 кВ до 400 км, когда нет необходимости в установке дугогасительного дросселя в нейтральной обмотке дроссельной сети, фаза дросселя, подключенная к фазе ВЛ с однофазным замыканием, отключается выключателем для гашения дуги. Если в проекте предусмотрен нейтральный дугогасящий реактор, то соответствующая неисправная фаза компенсирующей вторичной обмотки реактора (или все три фазы OC) шунтируется дополнительно установленными автоматическими выключателями в цикле ARS для предотвращения проникновения дуги через OC SFP. Для всех этих вариантов закрытия затворов ТМП не существует опасных воздействий.

При оперативных переключениях (испытаниях) ВЛ с намагниченным выключателем (с двусторонним питанием – с обеих сторон ВЛ) выбор алгоритма зависит от технической возможности и целесообразности передачи команды “включить – выключить” от системы АСУ ТП (как “сухого” контакта) по телеметрическим каналам на автоматику выключателей линии. Если каналы связи доступны и блокировка реализована, включение соответствующего силового выключателя линии возможно только при наличии достаточного тока до намагничивания (прибл. 200 A). При отсутствии этой блокировки выключатель может быть замкнут сразу после того, как на панели АСУ ТП или на панели диспетчера подстанции появится сигнал о предварительном намагничивании СВ. При этом следует учитывать фактор возможной ошибки оперативного персонала и адекватного напряжения питания УСБ при отсутствии тока в цепи обмотки управления и инверторов, что определяет повышенные коммутационные воздействия на тиристоры ТМП.

Во время цикла TRR, продолжительность которого может составлять несколько секунд, АСУ автоматически подает минимальный ток от форсирующей ТМП, так что последующие пуски HVDC (успешные или неуспешные) не должны сопровождаться воздействием на клапаны ТМП, дополнительно защищенные, в случае линейных ТМП, усиленными ограничителями перенапряжений. Однако маловероятно, что отказ питания или отказ форсирующего ТМП может совпасть с циклом TRIP, поэтому, если имеются каналы связи и реализованы блокировки для работающих выключателей HVDC, то эта блокировка также должна быть активирована во время циклов TRIP. В этом случае существует вероятность неуспешного АПВ из-за отсутствия разрешающего сигнала от АСУ, если в предыдущем режиме реактор работал с минимальной нагрузкой и ток намагничивания в СВ был значительно меньше 150…200 А.

При выборе того или иного алгоритма для линейной работы SSR в цикле OLTC, индуктивность фаз реактора и нагрузка на фазы воздушной линии во время прерывания будут разными.

Когда LSR отключается тремя фазами, на коммутационную работу линии это не влияет. В рекомендуемом и наиболее распространенном случае отключения однофазного реактора, нагрузка на две другие фазы SSR изменяется с “естественной” постоянной времени от предыдущего значения до примерно 10%, определяемого уровнем предварительного намагничивания. В системе с нейтральным дросселем (4 пучка) шунтирование одной фазы дросселя при напряжении короткого замыкания около 50% предопределяет индуктивность 50% “неисправной” фазы и номинальную индуктивность в остальных фазах. Если используется трехфазный выключатель и все фазы шунтируются OCB, все фазы OL имеют 50% индуктивность, а “здоровые” фазы OL нагружаются в цикле ARC двойной мощностью дросселя.

Помимо гашения дуги в паузе SPR, большое значение имеют величина и характер обратных напряжений на обесточенной фазе воздушной линии после гашения дуги и на контактах выключателя этой фазы. Если фазовая емкость воздушной линии резонирует с индуктивностью линейных реакторов, на контактах выключателя могут возникнуть недопустимые резонансные эффекты, вплоть до выхода выключателя из строя.

Чтобы избежать резонанса обратных напряжений после гашения дуги, для подключенных к линии SSR и SFP может использоваться набор из трех возможных фазных мощностей CO – нулевая при отключении фазы SSR, номинальная для SFP и двойная при опущенной вторичной компенсационной обмотке SSR.

Преимущества DCD перед другими альтернативными устройствами и опыт применения в энергосистемах:

1. диапазон регулирования составляет более 100% от номинальной мощности ГВР, обеспечивая плавное регулирование с неограниченным временем возможных изменений;

2. отсутствие устройства РПН или других движущихся механических частей;

3. возможность стандартизированных по времени SMD перегрузок до 130% и кратковременных перегрузок до 200%;

Регулировка напряжения и реактивной мощности непосредственно в дроссельной точке для любого класса напряжения линии;

5. использовать для регулирования клапанных устройств с низкими потерями, водяным охлаждением и малой мощностью;

6. Обычные квалификационные требования к персоналу, обслуживающему подстанции;

7. снижение потерь в рабочих режимах;

8. внешний монтаж основного оборудования питания для каждой климатической зоны;

9. значительно снизить затраты.

Коммутационная аппаратура для управляемых реакторов выбирается аналогично аппаратуре для силовых трансформаторов и неуправляемых реакторов. Релейная защита и автоматика имеет свои особенности, хотя в основном использует знакомые методы релейной защиты и типичные терминалы РЗА.

Более чем десятилетний опыт эксплуатации реле SSR различной мощности и напряжения в России и странах СНГ подтверждает их высокую надежность, эффективность и удобство эксплуатации.

На сегодняшний день (2011 год) в СНГ и соседних странах установлено 60 ССР общей мощностью более 5 ГВА; их география представлена на рис.13.

Рис.13. Места установки ССР

Наибольшее применение управляемые реакторы получили в России, в энергосистемах Сибири и Дальнего Востока. Первая ВЛ 220 кВ мощностью 100 МВА была установлена в 2001 году на подстанции 500 кВ Чита (Забайкальская электростанция). Ввод в эксплуатацию ССР позволил компенсировать реактивную мощность расширенной сети 220 кВ, значительно улучшить качество электроэнергии на линиях электропередачи Читы и Бурятии – снизить нерегулярные колебания напряжения, исключить необходимость работы насосно-аккумулирующей электростанции Читинской ТЭЦ-1 в режиме потребления реактивной мощности и исключить необходимость отключения параллельно разгруженных ВЛ 220 кВ в режимах минимального регулирования напряжения.

Первая ВЛ 500 кВ мощностью 180 Мвар была введена в эксплуатацию в 2005 году на подстанции 500 кВ “Таврическая” (Омская электростанция). В 2007 году на подстанции “Барабинская” (Сибирь) была введена в эксплуатацию линейная линия 500 кВ СФР мощностью 180 МВАр с подключением к ВЛ “Заря-Барабинская” (Новосибирская ГРЭС).

В период создания магистральной сети ОЭС Сибири в 2004-2007 гг. связь Омской энергосистемы с ОЭС Сибири была слабой и существовала зависимость режимных показателей от внешних перетоков между Сибирью и Казахстаном, которые носили обратимый характер. До ввода в эксплуатацию УШР мощностью 180 МВАр на шинах подстанции “Таврическая” реверсивные потоки приводили к сезонным и суточным колебаниям напряжения амплитудой до 40 кВ. Колебания напряжения оказали негативное влияние на режимы работы сети 110-220 кВ Омской энергосистемы и вызвали повышенный износ оборудования. Ввод в эксплуатацию ССР на подстанции “Таврическая” позволил снизить сезонные и суточные колебания напряжения с 40 до

колебания напряжения с 40 кВ до 19 кВ – на 52,5%. Номинальная мощность ДКС используется в полном диапазоне от 0 до 180 МВАр, что обеспечило снижение уровня напряжения на ПС 220 кВ Омск – Называевская и Загородная.

Перспективы внедрения УШР в развитие энергосистем.

Управляемые шунтирующие реакторы, наряду с другими устройствами и системами регулирования рабочих параметров энергосистемы, в том числе типа FACTS, а также новые средства транспорта энергии и, в частности, управляемые воздушные линии электропередачи с повышенной нагрузочной способностью (УСВЛ [4-8] и компактные [9]) позволяют практически снять основные технические ограничения, связанные с дальнейшим развитием энергосистем, как по величине перетоков мощности, дальности передачи, так и по обеспечению определенных рабочих параметров энергосистемы.

В каждой стране соответствующие планы предусматривают дальнейшее развитие энергосистем, а на международном уровне – создание взаимосвязанных энергосистем. В Центральной и Восточной России предусматривается и уже ведется масштабное строительство новых энергетических комплексов, предполагающее развитие энергетического потенциала и объединение энергосистем отдельных регионов в параллельную работу путем строительства протяженных линий электропередачи большой мощности. Это включает в себя использование современных регулирующих устройств, в первую очередь управляемых шунтирующих реакторов. Масштабное внедрение шунтирующих реакторов будет необходимо в ряде международных проектов, крупнейшим из которых является UPS East-West, а также в других проектах. Среди них – энергетические комплексы, связанные с мощностью строящейся Эвенкийской насосно-аккумулирующей электростанции, строящейся Богучанской насосно-аккумулирующей электростанции, энергетические объекты, предусмотренные в планах экономического развития регионов Сибири и Дальнего Востока и др.

Наибольшее количество ССР планируется ввести в эксплуатацию для управления режимами сетей системы ЕЭС, в частности, для выдачи мощности Богучанской ГЭС, что планируется осуществить путем строительства ВЛ-220, 500 кВ: 2 ВЛ-500 кВ Богучанская ГЭС – Ангара ^нгара – Камала-1, Ангара – Озерная) и ВЛ Богучанская ГЭС – Озерная; 2 ВЛ 220 кВ Богучанская ГЭС – Приангарская – Раздолинская и 2 ВЛ 220 кВ Богучанская ГЭС – Кодинская.

В рамках работы “Актуализация ТЭО строительства Богучанской ГЭС” проанализированы результаты расчетов распределения мощности и уровней напряжения в связи с изменением главной электрической схемы и корректировкой электрической схемы Богучанской ГЭС с учетом изменения схемы ОРУ 220/500 кВ и уточнения графика работы гидроагрегатов и входной мощности Богучанской АЭС”. (ОАО “Сибирские ЭНТЦ”, 2009). Данный анализ показал устойчивые узлы дефицита и избытка реактивной мощности в зоне влияния электростанции Богучанской ГЭС и продемонстрировал целесообразность установки УКРЭ на напряжениях 500, 220 и 110 кВ:

– На 500 кВ – 6 блоков по 180 МВА: на ПС Ангара, в узле ПС Озерная с подключением к ВЛ Богучанская ГЭС – ПС Озерная и на ВЛ ПС Ангара – ПС Озерная, в узле ПС Камала-1 с подключением к ВЛ Ангара – Камала-1 и замена ГС на ТП Тайшетские рельсы и ПС Братск;

– При напряжении 220 кВ: 4 шт. по 100 МВАр: на ПС 500 кВ Ангара (2*100 МВАр), на ПС 500 кВ Озерная (2*100 МВАр).

– для 110 кВ – 4 блока по 25 МВАр: на ПС 220 кВ Раздолинская (2*25 МВАр), на ПС 220 кВ Приангарская (2*25 МВАр).

Установка сети 500 кВ на подстанции “Ангара” с секционированием воздушной линии обеспечивает стандартизированные уровни напряжения на протяженной воздушной линии, компенсируя ее зарядную мощность. В узлах транзитного присоединения 500 кВ на подстанциях Камала-1 и Озерная с реверсивными перетоками мощности установка УКУ на линиях обеспечивает регулирование напряжения на транзите Иркутск – Красноярск и ограничение напряжения в режимах коммутации протяженных воздушных линий (Богучанская ГЭС – Ангара – Камала-1 и Богучанская ГЭС – Ангара – Озерная).

Установка ССР на шинах подстанций 500 кВ Братск 1111 и Тайшет позволяет повысить управляемость сети в различных режимах транзитной нагрузки в зависимости от загрузки мощностей крупных тепловых электростанций – Богучанской, Усть-Илимской, Братской.

Установка ИБП в сети 220 кВ совместно с системой компенсации реактивной мощности (ИБП 2*100+ДСБ 4*100 МВАр на ПС 500 кВ Ангара, ДСБ 2*100+ДСБ 4*100 МВАр на ПС 500 кВ Озерная) позволяет выполнить требования баланса реактивной мощности, снизить потери в сети, обеспечить номинальные уровни напряжения. Установка системы компенсации реактивной мощности необходима для обеспечения полной мощности Богучанской ГЭС.

Использование SSR в сети 110 кВ совместно с BSC (SSR 2*25 + BSC 4*26 МВАр на ПС 220 кВ Раздолинская, SSR 2*25 + BSC 4*26 МВАр на ПС 220 кВ Приангарская) позволяет обеспечить стандартизированные уровни напряжения в сети.

Большое количество сетей 500 кВ потребует установки SSR, строительство которых связано с решением проблемы параллельной работы ИБП Сибири и Востока.

К настоящему времени предварительно разработаны возможные варианты использования воздушных линий 500 кВ для соединения ЕЭС Сибири и ЕЭС Востока для параллельной работы. Установленная мощность генерирующих источников в Восточной МЭС составляет около 6000 МВт. Все они работают на общую сеть, состоящую из ВЛ-220, 500 кВ. Энергосистема Центральной Якутии остается изолированной.

Для регулирования режимов в узлах ЕЭС Восточной энергосистемы устанавливаются УКУ, суммарная мощность которых с учетом проектов развития на уровне 2015 года должна составлять не менее 2950 МВАр.

При постановке задачи выбора варианта схемного решения по объединению МЭС Сибири и МЭС Востока было принято условие, что мощность воздушных линий электропередачи, соединяющих эти системы, должна быть близка к значению суммы мощностей источников генерации наименьшей из них, т.е. МЭС Востока, составляя около 6000 МВт.

Из рассмотренного диапазона возможных схемных решений, соединяющих ОЭС Сибири и ОЭС Востока, в наибольшей степени удовлетворяет следующий вариант развития сети 500 кВ между узлами 500 кВ существующих сетей этих энергосистем

– строительство двухпутной управляемой самокомпенсирующейся воздушной линии 500 кВ (УСВЛ-500 кВ) Нижнеангарск – ПП Витим – Чара – Тында – Зейская насосно-аккумулирующая электростанция (северный маршрут);

– Строительство одноцепных компактных воздушных линий 500 кВ Чита – Сковородино – Амурская (южный маршрут);

– строительство одноцепной компактной воздушной линии 500 кВ Сковородино – Тында;

– строительство двухцепной линии 220 кВ УСВЛ Томмот (Южная Якутия) – Майя (Центральная Якутия).

Благодаря новым техническим решениям каждая из перечисленных ВЛ значительно превосходит ВЛ традиционной конструкции по основным техническим, экономическим и экологическим показателям. Их несущая способность в 1,3-1,5 раза выше, а капитальные затраты на строительство на 20-30% ниже,

Ширина коридоров в отчужденных районах меньше на 15-30% по сравнению с AL вариантами традиционного строительства.

Сформированный на базе указанных ВЛ 500 кВ поперечный участок ОЭС Сибири – ОЭС Востока обеспечит общую пропускную способность 4,5 – 5,0 тыс. МВт.

С учетом возможных режимов работы рассматриваемых новых присоединений 500 кВ, от холостого хода до номинальной нагрузки, а также возможного реверса перетоков мощности, были проведены расчеты режимов работы объединенных ОЭС Сибири и ОЭС Востока. В результате расчетов было установлено, что для поддержания заданных уровней напряжения в узлах сети 500 кВ необходимо использовать управляемые шунтирующие реакторы, общая установленная мощность которых (в дополнение к ранее указанным 2950 МВАр) составит не менее 7400 МВАр.

Из приведенных выше данных видно, что управляемые шунтирующие реакторы являются очень перспективными и востребованными для управления режимными параметрами развивающихся энергосистем.

1. на основе анализа отечественного и зарубежного опыта применения современных средств управления в энергосистемах показана технико-экономическая эффективность применения управляемых шунтирующих реакторов (УШР).

2. Показано, что использование ШФМ в сочетании с высоковольтными линиями электропередачи повышенной пропускной способности и другими устройствами типа FACTS позволяет создавать линии электропередачи переменного тока с определенной пропускной способностью, не ограничивая дальность передачи электроэнергии, при соблюдении всех необходимых технических и экологических требований.

3) Приведены результаты экспериментальных испытаний УПЧИ напряжением 110, 220 и 500 кВ, представлены технические характеристики этих устройств, а также схемы их монтажа и управления режимами работы.

4) Представлены результаты практического внедрения в энергосистемы стран СНГ ССР мощностью 110, 220, 500 кВт, разработанных и изготовленных отечественными предприятиями. На сегодняшний день в энергосистемах стран СНГ внедрено более 60 ССР напряжением 110-500 кВ единичной мощностью от 3 до 180 МВАр.

5. Дано обоснование широкого применения различных классов напряжения UCR в современных развивающихся энергосистемах стран СНГ. Применение ССР позволяет успешно решить технические аспекты дальнейшего создания единой энергосистемы стран СНГ и осуществить соединения для параллельной работы региональных энергосистем, в частности решить проблему соединений для параллельной работы ОЭС Сибири и Востока. Для решения этой проблемы потребуется общая установленная мощность ССР 220, 500 кВ не менее 7000 МВАр.

6. На основе применения ССР и современной передачи электроэнергии переменного тока с использованием устройств типа FACTS, включая устройства фазового регулирования, может быть успешно осуществлено создание единой электроэнергетической системы Восток-Запад, что позволит решить проблемы устойчивого энергоснабжения стран и регионов, в том числе Молдовы, а также соседних стран СНГ и Черноморского региона. В направлении этой работы необходима координация деятельности стран на международном уровне, что в конечном итоге удовлетворит интересы всех заинтересованных сторон.

[1] Опыт эксплуатации магнитоуправляемых шунтирующих реакторов производства ОАО “Запорожтрансформатор” в Литве и Казахстане. Долгополов А.Г., Кондратенко Д.В. “Энерго-Шью”, № 10, октябрь 2009 г.

[2] Статический компенсатор реактивной мощности на основе UCR как необходимое средство повышения энергоэффективности в электроэнергетике. Кондратенко Д.В., Долгополов А.Г., Шибаева Т.А., Виштибеев А.В. ЭЛЕКТРО, № 2, 2010.

[3] Надземные линии с UCR. Однофазное автоматическое подключение. Долгополов

А.Г., Евдокунин Г.А., Кондратенко Д.В. и др. Новости электротехники № 4 (70), 2011.

[4] Передача электроэнергии переменным током/ Постолатий В.М., Веников В.А., Астахов Ю.Н., Чалый Г.В., Калинин Л.П.. A.s. 566288 (СССР). Применение. 21.03.74. №2006496. опубликовано в Б.И., 1977, №27.

[5] Передача электрической энергии переменным током / В.М. Постолатий, В.А. Веников, Ю.Н. Астахов, Г.В. Чалый, Л.П. Калинин. Патент США №4001672, 1977; патент ГДР №116990, 1976; патент Франции №7508749, 1977; патент Англии №1488442, 1978; патент Швеции №75032268, 1978; патент Канады №10380229, 1978; патент Германии №2511928, 1979; патент Японии №1096176, 1982.

[6] Управляемые линии электропередачи / Астахов Ю.Н., Постолатий В.М., Комендант И.Т., Чалый Г.В., под ред. Веникова В.А.. – Кишинев: Штиинца, 1984 г. – 296 с.

[7] Постолатий В.М., Быкова Е.В.. Эффективность применения управляемых самокомпенсирующихся регуляторов фаз высоковольтных линий электропередачи и трансформаторов. Электричество, 2010, № 2, с. 7-14.

[8] Дементьев Ю.А., Горюшин Ю.А., Шакарян Ю.Г., Тимашова Л.В., Постоялый

Б.М., Быкова Е. В. , Бобылева Н. V. Эффективные средства передвижения

Электричество. Материалы международной конференции ТРАВЭК,

Москва, 8-9 ноября 2011 года.

[9] Александров Г.Н., Евдокунин Г.А., Подпоркин Г.В. Параметры воздушных линий электропередачи компактной конструкции. – Электричество, 1982, № 4, с. 10-17.

Об авторах

Долгополов А.Г., доктор технических наук, технический директор ОАО “Электроуправляемые реакторы”, Москва Д.В. Кондратенко, инженер, ОАО “Электроуправляемые реакторы”, Москва.

С.В. Уколов, главный конструктор, ОАО “Запорожье-трансформаторы”, Украина.

Постолатий В.М., доктор наук (инженер), научный сотрудник Академии наук Молдовы, заведующий лабораторией Института энергетики Академии наук Молдовы, Кишинев.

RSC – батарея статических конденсаторов;

ДКС – датчик постоянного тока (выпрямленного);

ДКС – датчик постоянного (выпрямленного) напряжения;

OC – компенсационная обмотка;

подавитель перенапряжений;

ОУ – управляющая обмотка управляемого шунтирующего реактора;

RC – релейная защита;

РПД – регулятор переключения нагрузки;

РТУ – трехфазный магнитоуправляемый реактор, серия магнитоуправляемых реакторов производства ОАО “Запорожтрансформатор”;

Сухие шунтирующие реакторы производятся компанией KPM Ltd на основе технологии, проверенной при производстве токоограничивающих реакторов.

Все линии передачи имеют емкость по отношению к массе. Это связано с основными свойствами электрических проводников и изоляторов. Любые два проводника, разделенные изолятором, представляют собой конденсатор (емкость). Величина емкости линии электропередачи по отношению к земле зависит от длины линии, ее конструкции и многих других факторов. В целом, емкость кабельных линий выше, чем емкость воздушных линий.

Конденсация заряда является паразитной. Когда электроэнергия передается по линиям электропередач, часть энергии расходуется на зарядку и разрядку этой емкости, то есть непроизводительно. В случае длинных линий передачи такие потери становятся неприемлемо высокими.

Включение реактора (в трехфазной сети – группы реакторов) параллельно с зарядной мощностью линии минимизирует потери при передаче. Электрически реактор представляет собой индуктивность. Конденсаторы и индуктивности являются реактивными элементами. Эти элементы циклически накапливают электрическую энергию в сети переменного тока, а затем возвращают ее в сеть. Этот цикл происходит в противофазе. Таким образом, при включении шунтирующего реактора, реактивное сопротивление которого равно зарядной емкости, зарядка и разрядка емкости линии относительно земли будет происходить за счет энергии магнитного поля реактора. Энергия генераторов сети не будет расходоваться впустую в этом процессе, потери в системе будут снижены, а пропускная способность линии увеличится.

Традиционным решением является использование шунтирующих реакторов с масляной изоляцией. Недостатки этого решения очевидны – пожароопасность масляной изоляции, необходимость регулярной диагностики масла и необходимость наличия масляного хозяйства.

В современных условиях шунтирующие реакторы могут быть спроектированы как сухие реакторы.

Группа трехфазных реакторов с сухим байпасом состоит из трех фаз реактора, соединенных в звезду. Трехфазная группа может быть подключена непосредственно к линии электропередачи через разъемное соединение или через вспомогательную обмотку специального трансформатора.

При необходимости ступенчатое регулирование реактивной мощности может быть легко реализовано путем использования нескольких реакторов на фазу с механическим переключением. В этом случае для подключения к сети используется отдельный трансформатор.

В последнее время для этих целей используются шунтирующие реакторы с магнитным управлением (MCR). Более подробную информацию об управляемых шунтирующих реакторах можно найти на сайте complectprom.ru.

Что это такое

Шунтирующие реакторы – это статистические устройства электромагнитного типа. Они плавно потребляют реактивную мощность для регулирования напряжения и обеспечения стабилизации в электросетях большой протяженности.

Такой широкий диапазон потребления реактивной мощности возможен благодаря глубокому насыщению стального сердечника. В принципе, по своей конструкции это трехфазный трансформатор.

Все одинаково: дизайн, метод производства и процесс обслуживания. Все искусство заключается в плавной регулировке потребляемой мощности.

Он может колебаться от 0 до желаемого номинального значения и наоборот.

• Шины подстанции
• Линии электропередач.

Блок конденсаторов также может быть установлен параллельно с шунтирующими реакторами с магнитным управлением. Управление может быть ручным или автоматическим.

Последний вариант предпочтительнее. Это более удобно, так как все управление осуществляется автоматически в соответствии с заданным диапазоном параметров. Неисправности не возникают. Принцип работы заключается в том, что магнитная система насыщается магнитным потоком, количество которого можно регулировать.

Таким образом, диапазон регулируемой мощности составляет 100%.

Известно, что использование статических конденсаторных батарей имеет значительный положительный эффект, способствуя значительной экономии.
См. статью >>

Компенсация реактивной мощности

Компенсация реактивной мощности – Компенсация реактивной мощности является одним из наиболее важных факторов для решения проблемы энергосбережения путем снижения потребления реактивной мощности. Как зарубежные, так и отечественные специалисты утверждают, что чуть более трети общей себестоимости продукции составляет стоимость энергоресурсов. К анализу энергопотребления следует подходить со всей ответственностью, поскольку компенсация реактивной мощности может привести к значительной экономии.

Компенсация реактивной мощности – является ключом к экономии энергии, даже для небольших организаций, а не для крупных производственных предприятий. В конце концов, устройства рассеивания нагрузки, системы кондиционирования воздуха, вытяжные вентиляторы и лампы накаливания генерируют значительное количество реактивной энергии. Оборудование для компенсации реактивной мощности может помочь решить проблемы энергосбережения.

Устройства компенсации реактивной мощности используются для снижения кажущейся мощности; различают индуктивные и емкостные устройства компенсации реактивной мощности. Использование таких устройств приводит к более рациональному использованию электроэнергии.

Компенсация реактивной мощности предназначена для разгрузки распределительных линий, генераторов и трансформаторов от реактивного тока и снижения потерь мощности в компонентах системы электроснабжения. Кроме того, компенсация реактивной мощности Также позволяет:

• Снижение падения напряжения и потерь мощности в электрической сети и ее компонентах;
• Значительно сократить счета за электроэнергию;
• Уменьшить влияние помех от электросети;
• Уменьшение перекоса фаз.

Что такое SBC (статическая конденсаторная батарея)

Статическая конденсаторная батарея – это группа конденсаторов, используемых в цепях различных устройств для работы в качестве фильтров, т.е. для улучшения качества электрического тока. Для получения из группы конденсаторов BSC группа конденсаторов должна быть подключена по строго определенной схеме, позволяющей эксплуатировать устройство без значительных потерь активной мощности.

BSC относится к более широкому классу устройств RBM. Комплексы на основе BSCS обычно оснащены устройством управления и могут также включать фильтры высших гармоник. Учитывая принцип действия конденсаторов, входящих в состав BSCSв сочетании с конденсаторами, входящими в состав БСК, они часто оснащаются специальным устройством, обеспечивающим снижение напряжения за счет разряда при отключении батарей от основной цепи.

BSC может быть спроектирована и установлена относительно быстро, в течение нескольких дней после принятия решения о ее установке на обычной производственной линии.
читать далее >>

Преимущества BSC

BSC – это группа конденсаторов, соединенных вместе. Как правило, в BSC используются однофазные косинусные конденсаторы, а тип соединения – параллельно-последовательный. Целью BSC является компенсация реактивной мощности, выравнивание кривой напряжения (в случае схемы с тиристорным управлением), выравнивание уровня напряжения.

Известно, что использование статических конденсаторных батарей имеет значительный положительный эффект, способствуя значительной экономии.
Подробнее в статье >>.

В соответствии с требованиями Федерального закона Российской Федерации от 28 декабря 2013 года № 426 – ФЗ “О специальной оценке условий труда”.

Читайте далее:

• Шаговые двигатели: свойства и практические схемы управления. Часть 2.
• Лекция 2 Реакторы: Введение. Классификация реакторов. Элементы теории химических реакторов.
• Принцип работы дугогасительного дросселя.
• Как работают токоограничивающие и дугогасительные реакторы в энергетике; Школа инженеров-электриков: электротехника и электроника.
• Кибернетика, что это такое? Происхождение и справочная информация.
• Векторное и скалярное управление преобразователями частоты – принцип работы, система управления.
• Рабочие характеристики асинхронного двигателя; Школа для электриков: электротехника и электроника.