11.3.1. Режимы шунтирующих реакторов ТГЭС

Согласно проекту на Токтогулской ГЭС предусмотрены шунтирующие реакторы на стороне500 кВ для компенсации емкостных (зарядных) мощностей линий 500 кВ. Были установлены однофазные реакторы типа РОДЦ-60000/500-У1. Суммарная мощность трех фаз составляет 180 МВАр.

На подстанции «Фрунзенская» установлены 2 группы реакторов суммарной мощностью 360 МВАр, на подстанции «Лочин» 1 группа реакторов мощностью 180 МВАр.

Реакторы включаются и отключаются в зависимости от уровня напряжения на шинах станции и подстанций, т.е. они используются только в двух режимах «включено» и «отключено». При превышениях напряжения ШР включаются и, наоборот, при его снижениях отключаются. Таким образом, ведется дискретное регулирование уровня напряжения. Например, включение шунтирующего реактора на Токтогулской ГЭС в среднем снижает напряжение на стороне 500 кВ поданным летних и зимних замеров за 10 лет примерно на 8 кВ. На подстанции «Фрунзенская» включение одной или обеих групп реакторов снижает напряжение на 8-12 кВ. При отключении реакторов соответственно на столько же повышается напряжение на узле.

Согласно замерам на п/ст. «Фрунзенская» с 1996 по 2004г.г. и на Токтогулской ГЭС с 1994 по 2002г.г. перегрузок реакторов не было. Они загружались номинальной мощностью или меньше. Только один раз трехфазная группа реакторов на ТГЭС загружалась до 190 МВАр, т.е. всего на 5,5% больше номинальной мощности. Изменения напряжения на шинах станции и подстанций мало влияли на загрузку реакторов (Таблица 11.1 и 11.2). Анализ режимов работы ТГЭС за 10 лет показывает, что ШР в основном компенсировали реактивную мощность, вырабатываемую генераторами станции. Имел место парадокс, на генераторах вырабатывают реактивную мощность и тут же его компенсируют. Вряд ли здесь есть резон. Шунтирующие реакторы, вместо того, чтобы выполнять свои функции – компенсировать реактивную мощность линий, компенсируют реактивную мощность, вырабатываемую генераторами. В период с июля 2003 года по май 2004 года ТГЭС работала без шунтирующих реакторов. Анализ уровней напряжения показал незначительное повышение среднего напряжения по сравнению с предыдущими годами, но оно находилось на нормальном уровне в 2003г. -525 кВ, в 2004 -528 кВ. Уровень напряжения на п/ст. «Фрунзенская» в эти годы оказался даже ниже, чем по сравнению с предыдущими годами.

Сравнение уровней напряжения с включенными реакторами и без них показал, что уровни напряжения мало отличаются друг от друга. Напрашивается вывод, что применение ШР на ТГЭС малоэффективно для компенсации реактивной мощности ЛЭП 500 кВ.

Одним серьезным отрицательным фактом является частые отключения и включения шунтирующих реакторов. Как мы выше отметили, в нормальном режиме не претерпевают перегрузок. Но, тем не менее, не так редко реакторы выходят из строя. Причиной оказались переходные процессы, возникающие при коммутациях. При включениях и отключениях возникают коммутационные перенапряжения, которые вызывают большие динамические усилия в реакторе, за счет которых они выходят из строя.

За время после пуска Токтогулской ГЭС имели место ряд повреждений шунтирующих реакторов. Реактор фазы «А» вышел из строя в 1994 году за счет взрыва. Реактор фазы «В» вышел из строя в 2003 году. Имели место взрыв и возгорание масла. Реактор фазы «С» по результатам обследования 2004 года признан негодным к эксплуатации. В нем были выявлены многочисленные дефекты. Имел место выход из строя реактора на п/ст. «Фрунзенская». Выше нами было показано, что в нормальных режимах реакторы не претерпевали перегрузок, ни при каких режимах работы генераторов, линий электропередач. Можно с уверенностью сделать вывод, что причиной повреждения реакторов никак не могут быть какие – либо перегрузки в нормальных режимах. Некоторые предполагают, что причиной их выхода из строя является износ изоляции и старение масла. Однако периодические анализы масла, испытания изоляции не показывали каких- либо серьезных отклонений качества масла и изоляции.

Причиной выхода из строя реакторов являются коммутационные перенапряжения, возникающие при включении и отключении реакторов. При включении реактора с индуктивностью L, возникает колебательный контур с линиями электропередач с емкостью С. Согласно теории, происходит обмен энергией между элементами с емкостью и элементами с индуктивностью. Между магнитными и электрическими полями возникает колебательный процесс. Переток энергии между емкостями и индуктивностями вызывает переходный процесс. Переходные токи, возникающие при включениях и отключениях, вызывают в реакторе большие электродинамические усилия. Электродинамические силы вызывают ослабление прессующих шпилек обмотки, нарушения изоляции стягивающих шпилек, нарушение связи между прессующими вертикальными пластинами, обрыв проводов шлейфа главных выводов обмотки. Осмотры реактора с вскрытием активной части выявляют другие многочисленные дефекты: повсеместное вспучивание изоляции между катушками секции обмотки, выгорание межвитковой изоляции, замыкание стяжных шпилек вертикальных шунтов, смещение экрана на нижней плите вследствие этого ослабление крепежных болтов (согласно акту обследования от 2003 г.). Все эти повреждения являются следствием воздействия электродинамических сил. Эти повреждения вызывают повышенный нагрев, а также приводят к пробою изоляции. Причиной повреждения реакторов является не старение изоляции обмоток и окончания срока службы, а коммутационные перенапряжения.

По конструкции реакторы аналогичны силовым трансформаторам. Однако силовые трансформаторы имеют намного меньший параметр потока отказов. При одинаковом сроке службы трансформаторов и реакторов, на Токтогулской ГЭС и подстанциях «Фрунзенская» и «Лочин» каких-либо повреждений на трансформаторах не происходило, в то время как имели место неоднократные повреждения в реакторах. Причиной повреждений реакторов является частые включения и отключения реакторов. Возникающие при коммутациях переходные токи создают большие электродинамические силы внутри реактора, за счет которых происходят различные механические разрушения или повреждения в магнитопроводе, в крепежных деталях и в обмотках.

Возникающие при коммутациях перенапряжения представляют опасность и для другого оборудования, таких как кабель 500 % и прочие. При стремлении защитить кабель и прочее оборудование от повышений напряжений в 2,5-3 %, установкой шунтирующих реакторов, искусственно создаются перенапряжения, превышающие номинальное в несколько раз. Факты возникновения перенапряжений подтверждаются пробоями искровых промежутков вентильных разрядников. Пробивное напряжение вентильного разрядника РВМК-500П составляет от 660 до 760 кВ, импульсное пробивное напряжение – 1070 кВ. За период 2000 – 2004 годы на Токтогулской ГЭС разрядники на каждой фазе пробивались от 45 до 54 раз.

При включении выключателя реактора, возникающие переходные токи по данным осцилографирования доходили до 2100 А (10,5 номинала), что вызывает катастрофические динамические удары в обмотках реактора, которые приводят к витковым замыканиям, обрывам элементов обмотки и необратимому выходу реактора из строя. Факт возникновения перенапряжений при операциях выключателями также подтверждается срабатываниями вентильных разрядников на п/ст. «Фрунзенская». При проведении около 400 операций выключателями реактора, разрядник фазы «В» сработал 108 раз. Было предложено поменьше производить операции с выключателями реакторов. Предложено в летнее время при малых нагрузках держать реакторы включенными, а зимнее время отключенными, и не производить ежесуточные отключения и включения, что означает включение и отключение производить всего 2 раза в год. Возможен полный отказ от использования шунтирующих реакторов на Токтогулской ГЭС. Обоснованием такого предложения является очень малый приток реактивной мощности от Л-509 (Токтогульская ГЭС — Фрунзенская) , так в 2004 г. ее приток составил в среднем всего 6,35 МВА и малая выработка ее на самой станции 56,6 МВАр. Эта выработанная реактивная мощность идет к п/ст. «Лочин», которая там востребована для поддержания напряжения. Основной приток реактивной мощности, генерируемая на линиях, идет к п/ст. «Фрунзенская».

Использование реакторов на Токтогулской ГЭс противопоказано с точки зрения возникновения коммутационных перенапряжений при включении и отключении шунтирующих реакторов. Коммутационные перенапряжения более опасны для кабелей 500 кВ и прочего оборудования, чем небольшие повышения напряжения на 2-3%. Повышения напряжения при отключенных реакторах на Токтогулской ГЭС находились в пределах нормы. Нормы утверждены Циркуляром № Ц-01-95 (Э) «О допустимых эксплуатационных повышениях напряжения промышленной частоты на электрооборудовании 500-750 кВ ЕЭС России, утвержденного Департаментом науки и техники РАО ЕЭС России от 15.03. 1995 г. Нами предлагается отказаться от использования шунтирующих реакторов на электростанциях. При их включении снижение напряжения автоматически компенсируется выработкой реактивной мощности генераторами станции. Реальные замеры показывают, что ШР мало отсасывают зарядную мощность линии и очень мало влияют на уровень напряжения в системе.

11.3.2. Нагрузки, режимы линий электропередач от ТГЭС и баланс реактивных мощностей на них

Проведен анализ нагрузок линий 500кВ от Токтогулской ГЭС. Измерения показывают сильную зависимость реактивной мощности на линии от величины потока активной мощности (Таблица 11.2.1), величина перетока реактивной мощности вдоль линии изменяется, сток реактивной мощности в линии ТГЭС-«Фрунзенская» происходит в обе стороны, причем в сторону п/ст. «Фрунзенская» идет основная часть а в сторону ТГЭС идет очень незначительная ее часть, в линии ТГЭС- «Лочин» реактивная мощность течет только в сторону п/ст. «Лочин». Имеет место отток небольшой реактивной мощности от ТГЭС в сторону п/ст. «Лочин».

В течение суток приток реактивной мощности к шинам ТГЭС по линии «ТГЭС – Фр» меняется от 48 до 76 МВАр, средние значения в 2000-2004г.г. – от 6,35 до 46,4 МВАр, причем ее приток к ТГЭС за этот период все время уменьшалось (табл. 11.2.1).

Таблица 11.2.1

Общая длина двух линий составляет 385 км. Длина линии ТГЭС – п/ст. «Фрунзенская» рана 211 км, длина линии ТГЭС – «Лочин» — 174 км. Расчетная зарядная (емкостная ) мощность их составляет 346,5 МВАр, при принятой удельной зарядной мощности 0,9 МВАр/км, согласно литературным данным. Чем больше линии загружаются, тем большая часть зарядной мощности компенсируется индуктивной мощностью самих линий.

Определенная корреляционная связь просматривается между расчетными и замеренными значениями.

В целом анализ баланса реактивных мощностей по линиям Л-509 и Л – 504 показывает, что приток реактивной мощности к ТГЭС от линии Л – 509 незначительный и имеет тенденцию к уменьшению, постоянно идет отток реактивной мощности от ТГЭС в линию Л – 504 (табл. 11.2.2).

Таблица 11.2.2

Подсчитаны средние значения реактивных мощностей за год на Л – 509 (табл. 11.2.3), откуда видно, что приток средней реактивной мощности к ТГЭС составляет от 6,35 до 46,4 МВАр, наблюдается снижение притока. Основная часть реактивной мощности идет к п/ст. «Фрунзенская». Измеренная генерируемая мощность на Л – 509 составляет от 144,75 до 176,25 МВАр.

Таблица 11.2.3

Передаваемая на п/ст. «Лочин» реактивная мощность всегда поддерживает необходимый уровень напряжения на этой подстанции. При отключении линии Л – 504 сильно снижается напряжение на подстанции.

11.3.3. Режимы синхронных генераторов ТГЭС в режиме потребления реактивной мощности.

В Кыргызской энергосистеме накоплен некоторый опыт перевода гидрогенераторов в режим недовозбуждения. Несколько лет генераторы Токтогулской ГЭС использовались как потребители реактивной мощности. При переводе генераторов Токтогулской ГЭС в режим недовобуждения использована неудачная тепловая характеристика. Она не была похожа на характеристики других гидрогенераторов этого же типа, снятых как в заводских, так и в условиях эксплуатации. Перевод генераторов этой станции в режим недовозбуждения был использован при выходе из строя шунтирующих реакторов. Для потребления реактивной мощности в 60 МВАр генераторы, мощностью 300МВт, загружались активной мощностью всего в 20 МВт. Нами была подвергнута сомнению такая практика использования генераторов. Такой режим работы увеличивал выработку ресурса рабочего колеса радиально-осевых турбин, поэтому было рекомендовано пересмотреть такой режим работы. По данным одного замера при переводе генераторов в режим недовозбуждения с потреблением 180 МВАр, напряжение на п/ст. «Фрунзенская» была на уровне 528-529 кВ (с 1 до 4 часов). С 20 до23 часов в таком режиме находился всего один генератор с потреблением реактивной мощности в 20-40 МВАр, однако напряжение на п/ст. «Фрунзенская» было в пределах 512-525 кВ. Колебания напряжения соответствовали режиму работы электрической системы (с1 до 4 часов имели место провалы нагрузки, с20 до23 часов пики нагрузки). Нагрузка генераторов реактивной мощностью почти не влияет на уровень напряжения.

Отрицательной стороной применения режима недовозбуждения является частые включения и отключения агрегатов. Ежедневно вводились и выводились в такой режим 3-4 генератора. Исследования АО «ЛМЗ» (г. Санкт – Петербург) показали, что выработка ресурса значительно зависит от количества пусков и остановов турбин.

Проведенные нами исследования показали, что принятый режим недовозбуждения генераторов для регулирования напряжения в энергосистеме имеют сильную отрицательную сторону – повышенный износ лопастей турбин, появление трещин, повреждения их поверхностей за счет очень малой загрузки и частых пусков и остановов гидроагрегатов. Нами было предложено пересмотреть такой режим, определить допустимые величины потребления реактивной мощности при их большей загрузке активной мощностью. В последующие годы при консультации с заводом – изготовителем выяснилось, что гидрогенераторы Токтогулской ГЭС можно загружать реактивной мощностью в 60 МВАр даже при нагрузке активной мощностью до 180 МВт.

Выбранный режим перевода генераторов в режим недовозбуждения нужно считать очень неудачным. Выход из строя рабочих колес на таких мощнейших гидротурбинах чреват очень большими затратами на их замену.

Нужно отметить, что перевод генераторов в принятый режим потребления реактивной мощности малоэффективно. Такой режим почти не влияет на уровень напряжения в электрической системе.

Содержание главы:

• ГЛАВА 11. УПРАВЛЕНИЕ УРОВНЕМ НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ПОМОЩЬЮ ГЭС И КОМПЕНСАЦИЕЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

• 11.1 Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме
• 11.2. Расчеты уровней напряжения на примере линии «Токтогульская ГЭС — п/с Фрунзенская»
• 11.3. Режимы работы элементов линии 500кВ на примере электропередач от Токтогульской ГЭС

Содержание книги:

• ЛЭП Кыргызстана — Введение
• Глава 1. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
• ГЛАВА 2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРНЫХ РАЙОНОВ
  • 2.1. Характеристика нагрузок потребителей горных районов
  • 2.2. Способы электроснабжения потребителей горных районов
  • 2.3. Электроснабжение горных районов от автономных источников
  • 2.4. Электроснабжение горных районов от энергосистемы линиями электропередач
  • 2.8. Электроснабжение горных районов линиями электропередачи постоянного тока
  • 2.5. Электроснабжение потребителей горных районов отборами мощности от высоковольтных линий
  • 2.6. Комбинированное энергоснабжение потребителей горных районов
  • 2.7. Электроснабжение передвижных потребителей горных районов
• ГЛАВА 3. ГОРНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 3.1. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.1 Особенности изыскательских работ
    • 3.1.2. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.3. Особенности расстановки опор по профилю трассы
    • 3.1.4. Особенности строительно-монтажных работ
    • 3.1.5. Особенности эксплуатации
  • 3.2. Климатические условия прохождения трасс горных ЛЭП
    • 3.2.1. Особенности горной орографии, влияющие на климатические режимы
    • 3.2.2 Температура воздуха
    • 3.2.3. Солнечная радиация
    • 3.2.4. Ветровой режим
    • 3.2.5. Гололедно-изморозевые образования
  • 3.3. Природные физико–геологические процессы и их воздействия на горные ЛЭП
    • 3.3.1. Лавины
    • 3.3.2. Сели
  • 3.4. Выбор уровня изоляции горных ЛЭП
  • 3.5. Расчеты потерь на корону в горных ЛЭП
  • 3.6. Особенности грозозащиты горных ЛЭП
  • 3.7. Заземление горных ЛЭП
• Глава 4. О СВОЙСТВАХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
  • 4.1. Реактивные мощности и натуральная мощность линии электропередачи
  • 4.2 О явлении резонанса напряжения и схемах замещения линии электропередачи
• ГЛАВА 5. О ПРИРОДЕ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ЛЭП
  • 5.1. О теории передачи электрической энергии электронной проводимостью
  • 5.2. Теория передачи электромагнитными волнами (Волновая теория)
  • 5.3. О прямой и обратной волне
• ГЛАВА 6. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 6.1. Расчет дальней сверхвысоковольтной линии электропередачи
  • 6.2. О расчете линии, работающей на шины бесконечной мощности
  • 6.3. Метод расчета режимов линии электропередачи
  • 6.4. Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей
  • 6.5. Расчет падения и потери напряжения в линии электропередачи
• ГЛАВА 7. ОБ УСТОЙЧИВОСТИ РАБОТЫ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
• Литература — ЛЭП Кыргызстана
• Заключение
• Глава 8. Нагрузки линий электропередачи
  • 8.1. Экономически целесообразная мощность, передаваемая по линии электропередачи
  • 8.2. О наибольшей передаваемой мощности по линии электропередачи
  • 8.3. Об экономической нагрузке силовых трансформаторов
  • 8.4. Об определении времени максимальных потерь
• ГЛАВА 9. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДАЧ ПОСТОЯННОГО ТОКА В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ
  • 9.1. Расчет нагрева рабочего заземлителя
  • 9.2.Термическая устойчивость рабочего заземлителя
  • 9.3 Учет явления электроосмоса
  • 9.4. Условия безопасности на рабочем заземлителе
  • 9.5. Расчет и выбор конструкции рабочих заземлителей
• Глава 10. РЕАКТИВНЫЕ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
  • 10.1. Источники и потребители реактивной мощности
• ГЛАВА 11. УПРАВЛЕНИЕ УРОВНЕМ НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ПОМОЩЬЮ ГЭС И КОМПЕНСАЦИЕЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
  • 11.1 Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме
  • 11.2. Расчеты уровней напряжения на примере линии «Токтогульская ГЭС — п/с Фрунзенская»
  • 11.3. Режимы работы элементов линии 500кВ на примере электропередач от Токтогульской ГЭС
• ГЛАВА 12. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ КЫРГЫЗСТАНА И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
  • 12.2. Перспективы развития энергетической системы Кыргызстана
  • 12.1 Современное состояние

Статьи и книги по теме:

• О дальнейшем реформировании энергетики Кыргызстана
• Книга «ЛЭП Кыргызстана»
• О проблемах использования шунтирующих реакторов на Токтогульской ГЭС
• Книга «О теориях генерации, реактивной мощности и передачи электроэнергии»