Elektrotechnické novinky č. 2(45) JALOVÝ VÝKON V ELEKTRICKÝCH SÍTÍCH Technologie řízené kompenzace

JALOVÝ VÝKON V ELEKTRICKÝCH SÍTÍCH <br />Technologie řízené kompenzace

Pro elektrickou síť jako celek je vyžadována rovnost výroby a spotřeby činného a jalového výkonu. Hlavním standardním ukazatelem udržení rovnováhy činného výkonu v každém okamžiku je frekvence střídavého proudu, která slouží jako celosystémové kritérium. A hlavním standardním ukazatelem udržování rovnováhy jalového výkonu v každém okamžiku je úroveň napětí – místní kritérium, které se výrazně liší pro každý uzel zatížení a každý krok jmenovitého napětí. Na rozdíl od bilance činného výkonu je proto nutné zajistit rovnováhu a rezervu jalového výkonu nejen v elektrizační soustavě jako celku, ale i v zatěžovacích uzlech.
Na druhou stranu v tržních podmínkách výrazně vzrostly náklady na výstavbu nových vedení vysokého napětí. V těchto podmínkách se stává aktuální maximální využití v režimech se zvýšenou kapacitou stávajících i nově budovaných elektrických vedení pomocí různých zařízení pro řízenou kompenzaci jalového výkonu, říká Valerij Ivanovič Kočkin.

Valerij Kočkin, doktor technických věd, přednosta. Oddělení regulace napětí a jalového výkonu v elektrických sítích, pobočka OJSC „Vědecké a technické centrum elektroenergetiky“ – VNIIE, Moskva

• filtry pro vyšší harmonické proudy;
• vyvažovací zařízení;
• zdroje jalového výkonu.

KOMPENZACE JALOVÉHO VÝKONU V SÍTI 0,4–110 kV

• při nepřítomnosti IRM a síťového proudu 252 A je skutečný přenášený AM 29,2 MW a snížení napětí na zátěži je 24 %;
• při instalaci IRM paralelně k zátěži bude proud ve vedení 305 A, AM 53 MW a snížení napětí na zátěži bude 9 %;
• instalace IRM na 10 kV a 110 kV zajišťuje AM přenos 50 MW, respektive 45 MW, se snížením napětí o 11 a 16 % na zátěži a mírným poklesem v místě instalace IRM. Velikost lineových proudů 273 A a 234 A zároveň umožňuje zvýšit AM přenos.

KOMPENZACE JALOVÉHO VÝKONU V SÍTI 220–750 kV

V elektrických sítích tvořících systém a mezisystémových elektrických spojeních závisí provozní režimy RM na koordinaci charakteristik tří hlavních prvků energetického systému: stanice (ES), vedení pro přenos energie (PTL) a spotřebitele (P).
Elektrické vedení lze považovat za obvod s rozloženými parametry, prezentovaný bez zohlednění aktivních ztrát ve formě sady sériově zapojených indukčních a paralelně zapojených kapacitních prvků nebo ve formě ekvivalentního obvodu ve tvaru U (obr. 2a), jakož i ve formě linky kompenzované pomocí reaktorů (obr. .2b).
Na Obr. Na obrázku 3 je křivka závislosti PM na přenášeném aktivním nekompenzovaném (a) a kompenzovaném (b) venkovním vedení 500 kV o délce 400 km. Z toho plyne, že přenos AM až do přirozené hodnoty je doprovázen generováním vedením PM a nad P_nat – jeho spotřebu. Hodnoty nabíjecího výkonu Q0 linky při volnoběhu (P = 0) pro různá napětí jsou uvedeny v tabulce. 3.
Připojení ES k elektrickému vedení vyžaduje, aby generátory spotřebovávaly tento jalový výkon, což nelze provést kvůli zahřívání předních částí statorů. Proto je nabíjecí výkon vedení kompenzován reaktory. Nominální cos. synchronních generátorů průměrného výkonu je určena hodnotou 0,85 a snížení zatížení generátorů je doprovázeno zvýšením jejich napětí.
V ideálním případě je z hlediska minimálních ztrát elektrické energie v systému „ES – elektrické vedení – P“ nutné vytvořit takové podmínky, aby staniční generátory pracovaly s nominálním cos j, nedocházelo k přídavnému průtoku linie RM a spotřebitelé pracují s cos j = 1 bez spotřeby RM .

KOMPENZACE JALOVÉHO VÝKONU V SÍTI 220–750 kV

V elektrických sítích tvořících systém a mezisystémových elektrických spojeních závisí provozní režimy RM na koordinaci charakteristik tří hlavních prvků energetického systému: stanice (ES), vedení pro přenos energie (PTL) a spotřebitele (P).
Elektrické vedení lze považovat za obvod s rozloženými parametry, prezentovaný bez zohlednění aktivních ztrát ve formě sady sériově zapojených indukčních a paralelně zapojených kapacitních prvků nebo ve formě ekvivalentního obvodu ve tvaru U (obr. 2a), jakož i ve formě linky kompenzované pomocí reaktorů (obr. .2b).
Na Obr. Na obrázku 3 je křivka závislosti PM na přenášeném aktivním nekompenzovaném (a) a kompenzovaném (b) venkovním vedení 500 kV o délce 400 km. Z toho plyne, že přenos AM až do přirozené hodnoty je doprovázen generováním vedením PM a nad P_nat – jeho spotřebu. Hodnoty nabíjecího výkonu Q čáry naprázdno (P = 0) pro různá napětí jsou uvedeny v tabulce. 3.
Připojení ES k elektrickému vedení vyžaduje, aby generátory spotřebovávaly tento jalový výkon, což nelze provést kvůli zahřívání předních částí statorů. Proto je nabíjecí výkon vedení kompenzován reaktory. Jmenovitý cos j synchronních generátorů průměrného výkonu je určen hodnotou 0,85 a pokles zatížení generátorů je doprovázen zvýšením jejich napětí.
V ideálním případě je z hlediska minimálních ztrát elektrické energie v systému „ES – elektrické vedení – P“ nutné vytvořit takové podmínky, aby staniční generátory pracovaly s nominálním cos j, nedocházelo k přídavnému průtoku linie RM a spotřebitelé pracují s cos j = 1 bez spotřeby RM .

Evropská část elektrických sítí JSC FGC UES je charakteristická délkami vedení např. 500 kV, maximálně 300 km (j = 18O). Pro skutečné zatížení kompenzovaného elektrického vedení do 0,5 R_nat Účiník cos j vedení je stanoven na 0,99 (obr. 4), což neodpovídá jmenovitému cos j generátorů.
Zvýšením napětí na sběrnicích ES o 10 % oproti napětí na konci elektrického vedení o délce 300 km lze cos j vedení snížit na 0,866, přijatelné pro staniční generátory. V tomto případě další PM podél čáry ve srovnání s režimem rovnosti U₁ a U₂ se zvýší na 0,32 R_nat, což způsobí další ztráty v této oblasti 2,8 MW, nebo, podle nákladů na elektřinu, asi 0,5 milionu $ ročně. Negativní důsledky takového neoptimálního režimu přenosového vedení: další významné ztráty elektřiny; zvýšení PM v bilanci elektrických sítí, vyžadující pokrytí; zvýšení napětí v elektrických sítích, snížení spolehlivosti provozu zařízení.
Řešením je zvýšit spotřebu PM stanic na jejich sběrnicích na cos j požadované generátory instalací dalších bočníkových reaktorů (SR), asynchronních generátorů nebo kompenzátorů na náklady stanic.
Je zřejmé, že v takto koncentrované elektrické síti probíhá regulace napětí na staničních generátorech a otázka instalace řízených zdrojů PM (řízené bočníkové reaktory – CSR, statické kompenzátory PM) vyžaduje studii proveditelnosti.
Situace je odlišná v elektrických sítích UES na Uralu, Sibiři a východě, kde délky vedení dosahují 1000 km se středním odběrem výkonu. Účinnost spojení uprostřed vedení ShR a statických tyristorových kompenzátorů (STC) je uvedena v tabulce. 4.
Na rozdíl od CSR umožňuje STC přenos činného výkonu vedením nad jeho přirozenou hodnotu.

Statická kompenzační zařízení

• neregulované oleje SR, které se zpravidla instalují na elektrické vedení a plní několik funkcí (kompenzace nabíjecího výkonu nezatížených vedení, snížení přepětí, zhášení oblouku při přestávce ve fázi automatické recirkulace). Omezená spínací životnost spínačů a vysoký výkon spínaného stupně však snižují efektivitu použití SR při změně přenášeného výkonu po silových vedeních;
• synchronní kompenzátory (SC) o výkonu 50, 100 a 160 MVAr, připojené na terciární vinutí autotransformátorů 220, 330 a 500 kV.

PRAKTICKÉ VÝSLEDKY APLIKACE IRM

MES Severozápad

• zapnutí nebo vypnutí jedné skupiny reaktorů vede ke změně napětí na autobusech 330 kV rozvodny Novosokolniki (foto 1) na 1,1 % (3,9 kV), na autobusech 110 kV na 1,8 % (2,1 kV), na 10 kV sběrnice na téměř nominální hodnotu 10,5 kV místo 11,4 kV bez reaktorů;
• zapnutí nebo vypnutí dvou skupin reaktorů zdvojnásobuje účinek na 7,8 kV na sběrnicích 330 kV;
• účinnost regulace napětí na sběrnicích 330 kV se při vhodné koordinaci polohy AT přepínačů odboček zvyšuje o 30 %. V tomto případě plné (až 60 M)_var dvě skupiny reaktorů) spotřeba RM ze sítě 330 kV, z nichž minimálně 60 % zatěžuje generátory Státní okresní elektrárny Pskov;
• při zapnutí reaktorů R1 a R2 na rozvodně Novosokolniki a ShR1 na rozvodně GRES Pskovskaja je zajištěn provozní režim turbogenerátorů GRES podél RM, blízký nulové hodnotě (v noci příjem do 10–15 MVAr , ve dne je výkon 10–12 MVAr) a napětí na přípojnicích 330 kV ne vyšší než 355 kV s příp. 363 kV;
• použití dvou skupin reaktorů zajišťuje stupňovitou regulaci napětí s dosti malou diskrétností (0, 30, 60 MVAr), která spolu s generátory PskGRES zajišťuje plynulou regulaci toků PM a udržování stabilního napětí při dostatečně hlubokých změnách v síti zatížení z hlediska činného výkonu;
• dosažení projektové účinnosti suchých kompenzačních reaktorů nového typu RKOS – 9900/10, napojených na NN vinutí autotransformátorů.

• instalace RCOS se provádí s minimálním množstvím práce, finančních a časových nákladů. Postupná instalace reaktorů o hmotnosti cca 3 tuny, průměru 2,2 m a výšce 2,2 m s izolátory byla provedena na betonových regálech ve výšce 2,5 m bez instalace plotů;
• neexistují žádná pomocná zařízení charakteristická pro ropné reaktory (konstrukce pro sběr ropy, chladicí systém, hasicí systém atd.);
• konstrukce reaktoru je nenáročná na údržbu;
• ztráty naprázdno (s vypnutými reaktory) jsou nulové;
• Skupiny vakuových reaktorů, které zajišťují funkce řízení jalového výkonu, jsou více než 2krát levnější než řízené bočníkové reaktory, s přihlédnutím k celkovým kapitálovým investicím.

MES východ

• výměna ShR 500 kV, 180 MVAr (např. při vynášení do opravy) za RKOS 4 x 30 = 120 MVAr připojená na NN vinutí AT vede k mírnému zvýšení napětí na sběrnicích 500 kV s současné zlepšení napěťových úrovní na sběrnicích vn a nn. Se zvýšením výkonu RKOS ze 120 MVAr na 180 MVAr (6 x 30 MVAr nebo 4 x 45) budou napětí na příslušných sběrnicích 516 kV, 239 kV a 10 kV, což charakterizuje vyšší účinnost připojení RKOS na vinutí NN AT ve srovnání s připojením ShR ke sběrnicím 500 kV;
• pro regulaci napětí zcela postačuje krok 30 MVAr, změna napětí na přípojnicích 500 kV o 0,6 %.

MES centrum

Monitorování napěťových úrovní na sběrnicích 500 kV rozvodny Balashovskaya prováděné OJSC SO-TsDU UES v procesu zapínání skupin 4. Krokově řízená bočníková tlumivka 45 MVAr (foto 3) ukázala, že pokles napětí při zapnutí každé skupiny byl asi 3 kV a když byly zapnuty všechny skupiny – 12 kV. Po zprovoznění tohoto zařízení počátkem ledna 2007 nebyly dosud zaznamenány případy překročení nejvyššího provozního napětí na rozvodných sběrnicích 500 kV. Kromě toho zprovoznění suchých reaktorů 4. 45 MVAr umožnil prozatím opustit činnosti spojené s uvedením trolejového vedení 500 kV Balašovskaja – Vostočnaja do zálohy pro normalizaci napěťových hladin, což výrazně zvýšilo spolehlivost paralelního provozu volgogradské energetické soustavy a IPS Jih jako součást UES Ruska.

MES Sibiř

• plynulá a rychlá regulace napětí a jalového výkonu za účelem zvýšení kapacity a stability přenosu výkonu;
• snížení ztrát v elektrických vedeních.

MOESK

Analýza bilancí jalového výkonu v sítích 110 kV v Moskevské oblasti ukázala potřebu instalace dalších kompenzačních zařízení v období do roku 2015. V tomto ohledu NPC Enercom-Service v roce 2006 instaloval rozvodny 110 kV v OJSC MOESK na třech rozvodnách: Šest kondenzátorových bank „Mozhaiskaya“ (foto 5), „Sloboda“ a „Kubinka“ 110 kV, 50 MVAr, celkový výkon 300 MVAr. V roce 2007 je plánováno další zprovoznění kondenzátorových bank v pěti rozvodnách MOESK a v roce 2008 – STC.

Závěr

1. Připojení zdrojů jalového výkonu na terciární vinutí autotransformátorů optimálně ovlivňuje napěťové úrovně na sběrnicích VN, VN a NN.
2. Použití statických tyristorových kompenzátorů jako zdrojů jalového výkonu umožňuje jejich postupné zavádění s přihlédnutím k nárůstu zatížení elektrických sítí.
3. V málo zatížených elektrických sítích se v první fázi navrhuje použití suchých kompenzačních tlumivek, spínaných vakuovými vypínači, které lze následně při zvýšení zátěže doplnit o kondenzátorové baterie a tyristorové ventily do obvodu STC.
4. Připojení zátěže reaktoru k vinutí NN AT umožňuje použití vakuových vypínačů s velkou spínací životností pro každodenní řízení jalového výkonu jeho postupnou změnou.
5. Testy suchých reaktorů v rozvodně 330 kV „Novosokolniki“ (2 MVAr) MES Severozápad a 30 kV rozvodně „Amurskaya“ (500 MVAr) MES východ prokázaly vysokou účinnost při nižších finančních nákladech ve srovnání s tradičními kompenzační zařízení (SR a USHR).
6. Zkušenosti získané při vývoji, výrobě, kompletní dodávce a realizaci různých výše diskutovaných instalací poskytují základ pro řešení problematiky kompenzace jalového výkonu v elektrických sítích JSC FGC UES a JSC-energo (Irkutskenergo, Tyumenenergo, Kubanenergo , MOESK, Ryazanenergo atd.) pomocí domácího vybavení.

© JSC „Novinky z elektrotechniky“
Použití materiálů stránek je možné pouze s písemným souhlasem redakce
Při citování materiálů je vyžadován hypertextový odkaz na web s uvedením autora