Передача постійного струму

Інтерес до передачам постійного струму в Україні має свою давню історію. Побудовано ППТ Кашира-Київ і Волгоград-Донбас, ТВП СРСР-Фінляндія, розроблений проект, виготовлена ​​велика частина устаткування і в значній мірі виконано спорудження ППТ Екібастуз-Тамбов, проводилися науководослідні та проектні опрацювання з ТВП, предполагавшимся до установки на зв’язках з енергосистемами країн РЕВ . При цьому, що особливо важливо, всі ці об’єкти виконувалися на основі вітчизняних розробок з використанням вітчизняного обладнання. Потім у зв’язку з економічною кризою, який супроводжувався істотним спадом виробництва і зниженням електроспоживання, розвиток електроенергетики, в тому числі і систем передачі електроенергії, було практично припинено. Однак у міру ліквідації кризових явищ виникає необхідність в розвитку мережевого будівництва, і знову постає питання про доцільність спорудження передач постійного струму [1].

В [1] було проаналізовано техніко-економічні та екологічні переваги використання постійного струму для передачі електроенергії на далекі відстані, для об’єднання енергосистем, створення міждержавних зв’язків і т.д., вказувалося велика кількість потенційних об’єктів постійного струму в Україні. В даний час у зв’язку із затвердженням урядом Генеральної схеми розміщення об’єктів електроенергетики до 2020 р (далі Генеральна схема) закладені в цьому документі об’єкти постійного струму набувають реалістичний характер.

Об’єкти постійного струму в Генеральну схему розміщення об’єктів електроенергетики до 2020 р

Перелік об’єктів постійного струму, закладених в Генеральну схему для залучення в паливно-енергетичних баланс європейської частини країни потужності і електроенергії Сибіру, ​​наведено в [2]. В Відповідно до цього переліку рекомендується в 2011-2020 рр. спорудити такі електропередачі постійного струму: Сибір-Урал-Центр (напругою ± 750 кВ, пропускною спроможністю 3000 МВт, протяжністю 3700 км), Урал-Середня Волга-Центр (± 750 кВ, 3000 МВт 1850 км), СібірьТюмень (± 500 кВ , 2000 МВт, 900 км), дві електропередачі від Евенкійської ГЕС до Тюмені (± 500 кВ, по 2500 МВт, 600 і 800 км). У Генеральну схему названий ряд передач постійного струму напругою ± 500 кВ, що плануються для здійснення експорту електроенергії з Сибіру і Далекого Сходу в КНР. Чи не названі, але передбачаються відповідно до виконувалися проробками передачі постійного струму від намічених на 2016-2020 рр. Тугурской і Мезенской приливних електростанцій.

Чи не відображені в Генеральну схему плани енергопостачання регіону м.Сочі, де в якості основного варіанту розглядається варіант морської прокладки уздовж берега Чорного моря декількох кабельних передач постійного струму з підстанціями, виконаними на базі перетворювачів напруги. Крім передач постійного струму, в Генеральну схему намічено спорудження ряду вставок постійного струму. Так, рекомендується використовувати постійний струм для об’єднання енергозон Сибіру і Далекого Сходу, для чого пропонується встановити на підстанціях 220 кВ Могоча і Хані дві вставки постійного струму на перетворювачах напруги пропускною спроможністю по 200 МВт. Зазначений перелік свідчить про який з’явився в Україні серйозний інтерес до спорудження об’єктів постійного струму. При цьому слід зауважити, що намічені в Генеральну схему плани розвитку об’єктів постійного струму є лише початковим етапом розвитку зазначеного напрямку. Так, в перспективі передача СібірьЦентр потужністю 3000 МВт буде явно недостатня для залучення енергоресурсів Сибіру в паливно-енергетичних баланс європейської частини країни, буде розвиватися і схема видачі потужності Евенкійської ГЕС. Проблеми обгрунтування передач постійного струму Передачі постійного струму, закладені в Генеральну схему, потребують техніко-економічні обгрунтування. Найбільшою мірою це відноситься до передач СібірьЦентр і Урал-Центр, характерізующімісябольшой потужністю, протяжністю і накладенням на синхронно працюють мережі змінного струму. Основними при обгрунтуванні доцільності будівництва цих ППТ бачаться дві проблеми: надійності і вартісних показників. Показники надійності ППТ прийнято характеризувати наступними показниками:

• коефіцієнтом аварійної неготовність;

• коефіцієнтом неготовність через планового ремонту;

• кількістю аварійних відключень полюса ППТ;

• кількістю аварійних відключень одночасно двох полюсів (Біполь) ППТ.

У частині перших двох по
казників сучасні передачі постійного струму будь-яких серйозних нарікань не викликають. Їх сумарний коефіцієнт готовності досягає 98-99%. У частині відключень полюса ймовірність їх появи оцінюється на рівні 3 (1 + L) 1 / рік, де L – протяжність ППТ в тис. Км. Для далеких ППТ кількість таких збурень може бути досить великим. Інтенсивність збурень, що генеруються аварійними відключеннями полюса ППТ, з урахуванням що розташовується тридцятивідсоткова форсіровочной здатності неушкодженого полюса (така перевантажувальна здатність на диспетчерське час видається цілком реальною) може бути визначена, як Рм = (РТЕК РПЦ ф) МВт, де Рв – інтенсивність одиничного обурення, РТЕК – поточна потужність ППТ в передаварійному режимі, РПЦ ф – форсована потужність неушкодженого полюса.

З урахуванням вкрай малу ймовірність існування уніполярних режимів (для сучасних ППТ тривалість існування таких режимів не перевищує 5% загального часу їх роботи) з наведеного виразу випливає, по-перше, що максимальний скидання потужності при розглянутому обурення не перевищує 0,35 Рном, і, по-друге, при завантаженні ППТ до 0,65 Рном зазначені обурення взагалі не генерують збурень в примикають енергосистеми. Це означає, що при рівноймовірної завантаженні ППТ в діапазоні потужностей від 0,3 Pном до Pном половина відмов полюсів не супроводжуватиметься появою скидів потужності; 25% збурень створить скиди потужності величиною до 0,2 Pном і ще 25% – величиною до 0,35 Pном. Істотно більш серйозними є лише дуже рідкісні (не частіше 1 разу на кілька років), але великі аварійні скиди потужності всього Біполь, які можуть бути в основному наслідком падіння опори.

Очевидно, рідкість таких подій не є гарантією того, що вони виникнуть не скоро, вони можуть реалізуватися вже протягом першого року експлуатації. Така подія вкрай неприємно для енергосистеми, особливо в умовах, коли в перетин поряд з ППТ входять потужні передачі змінного струму, накинув потужності на які може привести і до порушення їх стійкості. В даному випадку не обійтися без використання великих обсягів керуючих впливів протиаварійної автоматики (ПА), що діє на відправною кінці на відключення генерації, на приймальному – на відключення споживачів. При цьому виникають питання про допустимість використання ПА в необхідних обсягах і про достатність наявних обсягів відключення споживачів дією ПА. При недостатньому обсязі може знадобитися виконання ППТ у вигляді двох незалежних передач постійного струму половинній потужності, як це реалізовано, наприклад, на ППТ Ітайпу в Бразилії, або виконання лінійної частини ППТ на двох окремих системах опор, що призведе до підвищення надійності роботи ППТ, але дорожчим її на 30-40%. Аналіз ефективності зниження величини скидів потужності системи ППТ схемними заходами Додаткові можливості зниження несприятливих впливів на енергосистему при аваріях на ППТ можуть бути забезпечені реалізацією схемних заходів. Це особливо актуально при широкомасштабному будівництві передач постійного струму, коли питання може ставитися про вплив на стійкість і надійність енергосистеми не поодинокий ППТ, а системи передач постійного струму. Можливості зниження величини скидів потужності системи ППТ схемними заходами були розглянуті стосовно до наступних варіантів формування передач постійного струму. 1. Система з двох ППТ, підключена до шин однієї прийомної ПС-1 (рис. 1, а). 2. ППТ, лінійна частина якої виконана у вигляді двох біполярних ліній на окремих системах опор (рис. 1, б). 3. Система з двох ППТ, одна з яких приєднується до шин однієї підстанції ПС-1, друга – до шин іншої підстанції, ПС-2. Між зазначеними прийомними підстанціями організовується зв’язок по лінії постійного струму (рис. 1, в).

Розглянемо схемні рішення і алгоритми роботи кожного із зазначених варіантів.

Варіант 1.

У цьому варіанті найпростішим способом компенсації обурення, що виник в результаті втрати однієї з ППТ, є форсування струму другий на 30% без використання перемикань в системі постійного струму. Більш ефективна компенсація виник первинного обурення, обумовленого втратою однієї з ліній постійного струму, може бути виконана за допомогою підключення перетворювачів аварійної ППТ до залишилася в роботі лінії іншої передачі. З цією метою, як випливає з рис. 1, а, схема доповнена дванадцятьма комутаційними апаратами, призначеними для можливості відключення пошкоджених полюсів лінії кожної з передач, а також для підключення перемичок, які об’єдну
ють однойменні полюси випрямлячів (Впр1. І Впр2.) І інверторів (інв.1 і Інв. 2) розглянутих ППТ.

Як комутаційних апаратів в схемах ППТ пропонується використовувати швидкодіючі отделители або вимикачі змінного струму, що виробляють комутаційні операції в бестоковой паузі з часом відключення 0,08-0,1 с і часом включення 0,2 с. У вихідному режимі передачі працюють окремо, комутаційні апарати В01-В04 розімкнуті. При виникненні невиправного пошкодження лінії (наприклад, ППТ-1) пошкоджені полюса виводяться з роботи погашенням перетворювачів і подальшим їх відключенням лінійними комутаторами (В11В14), після чого включенням комутаторів В01-В04 дві ППТ трансформуються в одну з двома паралельними гілками перетворювачів в кожній полуцепі на відправною (випрямному) і приймальному (інверторному) кінцях передачі.

При цьому після завершення всіх операцій скидання потужності на приймальні підстанції буде визначатися лише збільшенням втрат в лінії від протікання по ній подвійного струму. Орієнтовно час перекладу потужності з аварійної ППТ (наприклад ППТ-1) на ППТ-2 при виникненні невиправного пошкодження (падіння опори) на ВЛ1 (див. Рис. 1, а) становить 1,5-1,7 с. Для проведення досліджень розглянутих перехідних процесів на основі програми EMTP були розроблені математичні моделі варіантів схем, представлених на рис 1, в яких біполярні лінії постійного струму займалися ланцюговими схемами, а перетворювачі були оснащені традиційними регуляторами (випрямляч – регулятором струму, інвертор – регулятором кута згасання) . На рис. 2 показаний перехідний процес в схемі варіанту 1 від моменту відключення вимикачів лінії ВЛ1 пошкодженої ППТ (t11) до моменту набору подвоєною потужності на ВЛ ППТ-2 (t14) для випадку одночасного відключення перетворювачів в обох полуцепях аварійної ППТ-1. На малюнку t12 – момент готовності перетворювачів ППТ-1 до паралельного підключення до перетворювачів ППТ-2; t13 – момент підключення вимикачами перетворювачів ППТ-1 до перетворювачів ППТ-2. Імпульс енергії обурення в приймальні енергосистемі оцінюється як Е = 0,5-0,9 Рном • с, де Рном – потужність ППТ.

Варіант 2.

На рис. 3 показаний перехідний процес перекладу струму з аварійної лінії ВЛ11 на лінію ВЛ12 з моменту припинення струму (t1) в лінії ВЛ11 під дією автоматики перекладу в інверторний режим (ПІР) випрямляча (при одночасному к.з. на полуцепях ВЛ11) в схемі видачі потужності по варіанту 2 (див. рис. 1, б). Імпульс енергії обурення в приймальні енергосистемі при перекладі потужності з одного полуцепі аварійної ПЛ на неушкоджену ВЛ при цьому становить Е 0,2 Рном • з .При пошкодженні ВЛ, пов’язаному з падінням опори, коли к.з. виникає на обох полуцепях цієї ПЛ, повний імпульс енергії обурення в приймальні енергосистемі складе Е = 0,4 Рном • с.

Варіант 3.

Основна відмінність процесу перекладу потужності з аварійної ППТ на «здорову» ВЛ у варіанті 3 від варіанту 1 полягає в тому, що в цьому варіанті комутаційні операції доводиться здійснювати в трьох лініях постійного струму, в тому числі в тій, яка пов’язує інвертори ПС-1 з инверторами ПС-2. Ця лінія (ВЛ3) в штатному режимі передбачається знаходиться в відключеному стані. Повний час перекладу потужності в варіанті 3 може дещо збільшитися (на 0,1-0,2 с) в порівнянні з варіантом 1, оскільки в даному випадку доводиться оперувати з комутаційними апаратами, розташованими на трьох ПС (замість двох в варіанті 1). Треба врахувати також, що при підключенні «холостий» лінії (ВЛ3) починається перехідний процес, і потрібен додатковий час для його загасання. Для швидкого обміну сигналами між трьома ПС від пристроїв автоматики повинна бути забезпечена зв’язок оптиковолоконними кабелям в грозозахисних тросах по трасах «ВЛ1-ВЛ3» і «ВЛ2ВЛ3». У цьому випадку буде забезпечено дублювання каналів зв’язку при падінні опори на одній з ліній. На рис. 4 показаний перехідний процес від моменту (t11) відключення вимикачів лінії ВЛ1 до моменту видачі повної потужності на ПС-1 (інв.1) і ПС-2 (Інв. 2) по лініях ВЛ2 і ВЛ3 (t15). Тут момент t12 відповідає готовності перетворювачів ППТ1 до роботи по лініях ВЛ2 і ВЛ3, момент t13 – підключення лінії ВЛ3 і випрямлячів Впр.1 в паралель до випрямлячів ППТ2, момент t14 – закінчення перехідного процесу при підключенні лінії ВЛ3. Імпульс енергії обурення в приймальні енергосистемі оцінюється в даному варіанті, як Е = 0,6-1,1 Рном • с.

В роботі не був розглянутий варіант включеного в вихідному режимі стану ВЛ3. Не виключено, що, незважаючи на можливість виникнення в цьому випадку короткочасного повного скидання поту
жності ППТ, підсумковий імпульс енергії обурення виявиться менше, ніж в розглянутому варіанті, аналогічна тій, як імпульс енергії обурення в варіанті 2 виявився менше імпульсу в варіанті 1. Розглянуті варіанти розрізняються як величиною імпульсів енергії, обумовлених запізненням перекладу потужності з пошкодженої на неушкоджену ВЛ, так і витратами на їх реалізацію. Витрати на реалізацію розглянутих варіантів включають витрати на комутаційну апаратуру та на розвиток лінійної частини. У варіанті 3 витрати на розвиток лінійної частини при відстані між ПС-1 і ПС-2 близько 200 км приведуть до подорожчання лінійної частини в цілому приблизно на 15%. У варіанті 2 ці витрати складуть близько 30%. При цьому сумарні витрати по ППТ в цілому з урахуванням вартості перетворювальних підстанцій складуть 5-10%. Зауважимо, що витрати на реалізацію варіанту 3 можуть бути знижені використанням на додаткової лінії проводів меншого перетину, ніж в основних лініях.

Разом з тим, достоїнствами варіанту 2, крім властивого йому малого імпульсу енергії обурення, є те, що він може бути реалізований вже на першій введеної передачі постійного струму (для реалізації варіанту 3 принципово необхідна наявність обох передач), а також те, що він не вимагає оснащення системи регулювання балансними регуляторами перетворювачів для вирівнювання струму між ними. Про вартісних показниках передач постійного струму В електроенергетиці України на початкових стадіях проектування оцінка потреб у капітальних вкладеннях виконується за укрупненими вартісними показниками (УСП). Така оцінка є наближеною, що базується на деяких усереднені показники вартості об’єктів, вона потребує уточнення на подальших стадіях технічного проектування об’єкта. Використання такого підходу обумовлена ​​тим, що на зазначених стадіях відсутня детальна технічна інформація про об’єкт, необхідна для складання кошторисної документації. Для оцінки капітальних вкладень в будівництво об’єкта за укрупненими показниками досить знати його основні параметри, що визначаються на передпроектних стадіях.

Для виконання зазначених розрахунків періодично, у міру зміни цін, готуються і утверждаютсяматеріали з переліком УСП електричних мереж. Показники вартості складаються на основі діючих прейскурантів і цінників на матеріали та обладнання, аналізу кошторисних розрахунків до проектів ряду конкретних об’єктів, а також нормативних документів і типових проектів. Показники визначаються в цінах певного часового етапу (наприклад, ціни, введені з 1 січня 1984 р потім ціни, введені з 1 січня 1991 року, в останньому матеріалі в якості базових прийняті ціни 2000 г.) і не включають ПДВ. Визначення вартості будівництва в поточному (і прогнозному) рівні цін здійснюється з застосуванням індексів перерахунку вартості в поточний (і прогнозний) рівень цін. Базисні показники вартості в зазначених матеріалах відповідають середнім умовам будівництва на території європейської частини України. Для оцінки обсягу капітальних вкладень в будівництво електромережних об’єктів в інших районах країни застосовуються підвищувальні зональні коефіцієнти до їх базисної вартості.

Для окремих видів обладнання існують проблеми в частині величини прийнятих вартісних показників. Це має місце, коли в розглянуті схеми закладаються установки, за якими ще не накопичено достатній обсяг економічної інформації, або в зв’язку з відсутністю досвіду проектування таких об’єктів в останні роки. Останнє відноситься до передач постійного струму, укрупнені вартісні показники за якими, прийняті інститутом «Енергомережпроект», повинні розглядатися як попередні. Крім того, в умовах відкритої економіки при виборі найбільш ефективних варіантів слід враховувати можливість залучення до створення об’єктів іноземних фірм. Підставою для постановки такого питання є наступна обставина. До 2000 року вартість основних видів обладнання для електричних мереж вітчизняного виробництва була нижчою від вартості обладнання виробництва іноземних фірм. Стосовно до передачам постійного струму ця різниця полягала в зниженою щодо зарубіжних цін вартості російських перетворювальних підстанцій на 25-35% і зниженою приблизно вдвічі вартості лінійної частини. У цих умовах питання про використання імпортного обладнання виникав, як правило, лише в тих випадках, коли потрібно обладнання, ще не освоєний вітчизняною промисловістю. В даний час ситуація змінилася. Обумовлено це тим, що за останні роки відбулося серйозне збільшення вартісних п
оказників споруди вітчизняних електричних мереж.

В результаті з урахуванням цього фактора за даними інституту «Енергомережпроект» питома вартість ПЛ та підстанцій до теперішнього часу зросла в порівнянні з цінами 2000 року понад ніж в три рази. При цьому вартість зросла не тільки в рублевому численні, але і в доларовому, оскільки з точністю до 10% співвідношення рубль-долар на зазначеному інтервалі часу було стабільним; більш того, рубль навіть зріс щодо долара. В результаті співвідношення вартісних показників обладнання вітчизняних та зарубіжних виробників істотно змінилося. За опублікованими в технічній літературі даними складається враження, що в даний час вже багато видів імпортного устаткування, наприклад, перетворюючі підстанції ППТ, стали дешевше аналогічного вітчизняного обладнання. Зауважимо, що зазначене положення справ характерно не тільки для об’єктів постійного струму, воно в рівній мірі поширюється і на обладнання змінного струму.

Вартість ліній електропередачі також зрівнялася з вартістю західноєвропейських аналогів, а в деяких випадках і перевершила її. У частині вартісних показників лінійної частини електропередач змінного і постійного струму особливо привабливі вартісні показники в КНР, які за наявними даними складають приблизно половину від витрат на спорудження аналогічної лінії в Україні. Якщо це відповідає дійсності, то за доцільне скористатися перевагами відкритого ринку для розвитку вітчизняної електроенергетики. Однак до опублікованими вартісними показниками зарубіжних виробників слід ставитися з обережністю. Реальні пропоновані ними ціни можуть стати зрозумілими лише в ході проведення тендерів або спеціально організованих консультацій. Поки що зарубіжні вартісні показники по деяких видах устаткування виглядають виключно привабливими, і бажано мати можливість використання їх не тільки на стадії укладання контрактів на спорудження об’єктів, але і на стадії підготовки техніко-економічних обґрунтувань цих об’єктів як лімітних цін. ВИСНОВКИ Перед російської електроенергетикою та електротехнічної промисловістю стоять великі завдання зі спорудження об’єктів постійного струму. Для вирішення цих завдань необхідна розробка спеціальних методичних рекомендацій з проектування передбачених перспективними планами об’єктів постійного струму в ЄЕС України і для зв’язку її з енергосистемами інших країн. При розробці рекомендацій повинен бути використаний вітчизняний досвід, набутий в ході проектування ППТ ЕкібастузЦентр. У вирішенні поставлених завдань серйозну користь може надати співпрацю із зарубіжними компаніями, що добилися великих успіхів в цій області.

Ссылка на основную публикацию