ШУНТИРУЮЩИЕ РЕАКТОРЫ, УПРАВЛЯЕМЫЕ ПОДМАГНИЧИВАНИЕМ
Вопросы быстродействия

Андрей Долгополов, д.т.н., технический директор ОАО «ЭЛУР», г. Москва

Наш журнал неоднократно рассказывал об устройствах стабилизации и регулирования напряжения, компенсации реактивной мощности (УКРМ). Одно из этих устройств – управляемые реакторы, быстродействие которых вызывает дискуссии со времени их создания. Первый вопрос – каковы принципиальные возможности управляемых реакторов и технические способы их обеспечения? Второй – какие реальные требования должны предъявляться к УКРМ в сетях разных классов напряжения? Андрей Геннадьевич Долгополов пытается разобраться в этих вопросах, исходя из опыта эксплуатации подобной техники в настоящее время.

Управляемые реакторы и другие средства компенсации реактивной мощности (РМ) и регулирования напряжения находят всё большее применение, в том числе в связи с политикой ФСК по созданию регулируемых или гибких ЛЭП. Наряду с традиционным оборудованием – синхронными компенсаторами (СК) и статическими тиристорными компенсаторами (СТК) – появляются новые виды плавнорегулируемых устройств, главным образом управляемых шунтирующих реакторов (УШР) различного схемотехнического исполнения, в том числе трансформаторного типа (УШРТ) [1–4].

В условиях возрастающей конкуренции на рынке плавнорегулируемых устройств компенсации реактивной мощности (УКРМ) изготовителями СТК и УШРТ на конференциях, в статьях и рекламных материалах активно используются сравнительные характеристики устройств. При этом нередко приводятся совершенно неверные цифры и выводы по УШР с подмагничиванием, лидирующим среди УКРМ по поставкам в энергосистемы России и СНГ в последнее десятилетие.

Например, для реакторов с подмагничиванием некоторыми специалистами указывается быстродействие 10 с (почти в 100 раз больше подтвержденного испытаниями и вдвое выше времени естественного затухания тока в обмотках УШР) или делается ничем не обоснованное заключение о невозможности применения УШР (в то время как более 50 УШР с подмагничиванием успешно работают в энергосистемах, в том числе на ПС 500 кВ транзитных ЛЭП России и Казахстана).

При этом стоит заметить, что даже источники реактивной мощности (ИРМ) напряжением 110 кВ на основе конденсаторных батарей и управляемых реакторов типа РТУ-25000/110, не имеющих в системе подмагничивания запаса по напряжению форсировки, набирают заданную мощность за время 3–4 с. Об этом свидетельствуют приведенные ниже на рис. 1 осциллограммы набора и сброса номинальной мощности УШР 110 кВ на ПС «Вандмтор» Красноленинских РЭС ОАО «Тюменьэнерго».

Объективное отношение к таким заочным дискуссиям по вопросам быстродействия УКРМ различного исполнения может складываться с учетом следующих обстоятельств.

Рис. 1.
Осциллограммы набора мощности от холостого хода до номинального значения (за 3 с) и сброса мощности в режиме естественного затухания (ниже 20% за 3,5 с) реактора РТУ-25000/110 в составе ИРМ-110/50/25 на ПС «Вандмтор» при сетевых испытаниях в апреле 2008 г. (напряжение подмагничивания и токи фаз сетевой обмотки реактора).

УСТОЙЧИВОСТЬ СЕТЕЙ И ИЗМЕНЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ЧАСТОТЫ И НАПРЯЖЕНИЯ

Нарушение устойчивости межсистемных связей и критические изменения параметров частоты и напряжения связаны либо с возникновением дефицита или избытка активной мощности (АМ) – отключение ВЛ, генератора, нагрузки и т.д., либо с близкими междуфазными КЗ, которые ликвидируются в сетях 110–500 кВ за время менее 0,1 с. И в том и в другом случае задача предотвращения развития аварии и восстановления параметров частоты и напряжения возлагается на средства противоаварийной автоматики (ПАА) и регуляторы синхронных генераторов (первичные и вторичные регуляторы частоты вращения, АРВ – автоматические регуляторы возбуждения), поскольку эти средства имеют возможность необходимого быстродействующего дозированного воздействия и на АМ, и на РМ.

Основная задача УКРМ, будь то СК, СТК, УШРТ или УШР, – поддержание заданных параметров напряжения и РМ в нормальных режимах работы, снижение потерь и числа переключений РПН или выключателей. Как следствие реального соотношения мощности УКРМ и энергосистемы, а главное, возможности его воздействия только на РМ, к УШР или УШРТ не могут и не должны предъявляться требования ПАА – они должны не мешать последним, но никак не заменять их.

Чтобы способствовать сохранению устойчивости (например, демпфировать качания) или предотвращению «лавины» частоты и напряжения, УКРМ должно обладать быстродействием в два-три раза большим, чем время протекания переходных процессов в энергосистеме. Постоянная времени электромеханических переходных процессов (качаний) составляет 0,5–1 с и более в зависимости от масс роторов участвующих в них электрических машин.

Таким образом, даже для управляемых реакторов на межсистемных связях СВН постоянная времени регулирования должна быть порядка 0,1–0,2 с, что и отражено в утвержденных технических требованиях ФСК к УШР любого типа, где минимальное время набора или сброса полной мощности УШР 500 кВ должно составлять 0,3 с, а при меньших номинальных напряжениях – 1 с. Для реакторов распределительных сетей напряжением 6, 10, 35 кВ, обеспечивающих суточное регулирование напряжения, а чаще всего и для реакторов 110 кВ того же назначения, параметр быстродействия вообще не принципиален и может не нормироваться.

Постоянная времени крупных электрических машин – СГ, СК, УШР – определяется отношением индуктивности к активному сопротивлению и составляет примерно 1 с. При такой естественной постоянной времени набор мощности при номинальном напряжении управления либо сброс мощности в режиме естественного затухания происходит за время около 5 с (3–4 постоянных времени).

Требуемое быстродействие этих машин обеспечивается соответствующей форсировкой возбуждения или подмагничивания (кратность форсировки, или приложенного к обмотке напряжения по отношению к номинальному, может при необходимости достигать 10–20-кратных значений с соответствующим практически пропорциональным снижением эквивалентной постоянной времени).

МОЩНОСТЬ И СТОИМОСТЬ

Весьма существенным практическим фактором является цена вопроса – быстродействие СТК или УШРТ с возможностью управления на промышленной частоте обеспечивается за счет тиристорной группы на полную мощность УКРМ (а с учетом запасов по току и напряжению тиристоров – значительно выше). Мощность системы подмагничивания УШР (с учетом запаса по форсировке и наличия резервного ТМП) составляет 1–2% мощности реактора, т.е. примерно в 100 раз меньше. Этим определяется примерно в 1,5–2 раза меньшая стоимость изготовления, монтажа и эксплуатации УШР с подмагничиванием по сравнению с СТК или УШРТ.

НЕОБХОДИМОСТЬ ФОРСИРОВКИ

Многолетний опыт эксплуатации нескольких десятков УШР типа РТУ напряжением от 35 до 500 кВ, как с наличием и использованием форсировки (эквивалентная постоянная времени регулирования 0,1–0,3 с), так и без таковой (время набора и сброса полной мощности порядка 3–5 с при естественной постоянной времени), только подтверждает возможность и необходимость установки УШР с подмагничиванием. Эффективность такого типа реакторов обеспечивается и в переходных процессах, когда за счет совместного действия системы управления и «параметрической» разгрузки/загрузки УШР при снижении/повышении напряжения обеспечиваются требуемые уровни напряжения и предотвращается развал двигательной нагрузки, а на протяженных транзитах увеличивается пропускная способность за счет повышения запасов статической и динамической устойчивости.

На рис. 2 приведены осциллограммы фазных напряжений и токов сетевой обмотки реактора при близком двухфазном КЗ на ПС «Игольская». Максимальное снижение напряжения в фазе А – до 40 кВ с 70 кВ, соответствующее снижение фазного сетевого тока реактора в этой фазе с 60 А до 10 А. Время снижения и последующего набора мощности реактора без форсировки составляет 10 периодов.Устойчивость нагрузки сохранена практически полностью.

Рис. 2
Близкое междуфазное КЗ на ПС «Игольская» Томской обл. с управляемым подмагничиванием реактором типа РТУ-25000/110 (15 июня 2005 г.)

В анализе результатов эксплуатации трех УШР с подмагничиванием на ПС 110 кВ «Катыльгинская – Двуреченская – Игольская» специалистами заказчика делаются следующие выводы:

«Нагрузка месторождений, состоящая на 90–95% из асинхронных и синхронных электродвигателей, была крайне неустойчива к возмущениям в системе электроснабжения (внешние и внутренние КЗ, вывод в ремонт, ввод из ремонта ВЛ 110 кВ, сброс-наброс нагрузки) и, как правило, разваливалась по всему транзиту с ростом уровней напряжения до 128–130 кВ. Ввод ПС 110 кВ «Западно-Моисеевская» с запиткой её от ПС 110 кВ «Катыльга» не внес ощутимого вклада в повышение пропускной способности и уровней напряжения и никак не повлиял на устойчивость нагрузки. И только в августе-октябре 2004 года после ввода на ПС 110 кВ «Игольская» и ПС 110 кВ «Двуреченская» БСК 23 МВАр и УШР 25 МВАр ситуация изменилась коренным образом в лучшую сторону. Пропускная способность выросла на 30–50%, уровни напряжения достигли 105–110% номинального и могут регулироваться в широком диапазоне».

ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ

Переходными процессами в сетях с УШР многие годы занимаются специалисты кафедры электрических сетей и систем СПбГТУ [5–7]. В многочисленных публикациях, диссертациях и докладах показана эффективность УШР как в статических режимах (стабилизация напряжения и снижение потерь), так и в динамических переходных процессах, в том числе в конкретных сетях 330–500 кВ, где при установке УШР вместо ШР оказалось возможным повысить предел передаваемой мощности на 10–20% за счет снижения требуемых запасов статической и динамической устойчивости. Было показано, что снижение эквивалентной постоянной времени регулирования мощности УШР в динамических режимах ниже 0,1 с не только не требуется, но может оказаться вредным в силу приближения к границам устойчивости:

«Большая инерционность УШР по сравнению с УШРТ (при минимальной мощности источника подмагничивания и при отсутствии начального подмагничивания в УШР) является одним из самых цитируемых мнений. Однако применение технически несложных мероприятий в системе управления позволяет обеспечить достаточное для многих целей быстродействие реактора. Так, применение форсировки снижает постоянную времени реактора до 0,1 с как для набора, так и для сброса мощности. Кроме того, применение предварительного подмагничивания элементов магнитной системы позволяет обеспечить практически безынерционный выход устройства на номинальный режим. Небольшая мощность (до 1% от номинальной мощности реактора) системы управления является несомненным преимуществом реакторов с подмагничиванием. Работа таких реакторов в зоне глубокого насыщения материала магнитопровода позволяет вообще отказаться от применения мощных устройств компенсации высших гармонических составляющих или ограничиться маломощными пассивными фильтрами, которые могут подключаться к компенсационной обмотке».
«Полученные результаты свидетельствуют о сравнительно небольшом влиянии постоянной времени устройства управляемой поперечной компенсации (УУПК) на колебательные свойства системы (в пределах 10% при изменении постоянной времени устройства в 10 раз). Поэтому разработка мероприятий, направленных на уменьшение (вплоть до 0,01 с) эквивалентной постоянной времени системы регулирования УУПК, не является целесообразной».

РЕГУЛИРОВКА БЫСТРОДЕЙСТВИЯ

В силу указанных выше причин даже быстродействующие УКРМ (СТК и УШРТ, СГ и СК с АРВ СД) имеют регуляторы с постоянной времени существенно большей, чем декларируемая возможность произвольного изменения мощности СТК или УШРТ на каждом периоде частоты сети. Реальный практический диапазон использования быстродействия УКРМ в большинстве случаев лежит в тех же границах 0,3–1 с, которые утверждены в технических требованиях ФСК к управляемым реакторам от 2004 г.

Требования международного тендера к УШР 180 МВАр на ОРУ 330 кВ Игналинской АЭС включали условие по быстродействию: время набора или сброса полной мощности реактора за 0,15 с. И оно было выполнено (рис. 3) [8].

Рис. 3.
Переходный процесс набора мощности от холостого хода до номинальной в форсированном режиме с двумя форсировочными ТМП (время набора мощности 0,15 с). Сверху – фазные токи сетевой обмотки реактора, внизу – линейные напряжения 330 кВ

Следует еще раз отметить, что в каждом конкретном случае и для различных применений УКРМ требования к их быстродействию (как и другие требования) могут варьироваться в достаточно широких пределах. В указанном выше реально достигнутом техническом диапазоне быстродействия УШР с эквивалентной постоянной времени регулирования примерно от 0,05 до 1 с меняется исполнение системы подмагничивания и алгоритмы регулятора, что несущественно сказывается на габаритах и стоимости комплекса в целом.

Если каких-либо дополнительных требований к увеличению скорости набора или сброса мощности не предъявляется (что характерно для распределительных сетей напряжением 35–110 кВ), то запас по напряжению в выпрямительных преобразователях системы подмагничивания отсутствует и регулирование напряжения ведется с постоянной времени порядка 1 с (рис. 1). В ужесточенных требованиях к быстродействию реактора 330 кВ на Игналинской АЭС 30-кратный запас напряжения подмагничивания для форсировки составлял около 3 кВ.

На рис. 3 приведена одна из осциллограмм набора мощности реактором 180 МВА, 330 кВ на указанной подстанции за требуемое минимальное время 0,15 с, что соответствует эквивалентной постоянной времени регулирования около 0,04 с, то есть двум периодам промышленной частоты.

Для выполнения требований ФСК по быстродействию реакторов 500 кВ в 0,3 с достаточно установить форсировочный преобразователь с максимальным выпрямленным напряжением 1,5 кВ. На рис. 4 приведены осциллограммы набора и сброса мощности реактора РТУ-180000/500 на ПС «Иртыш» МЭС Западной Сибири, введенного в эксплуатацию в 2009 году.

Рис. 4.
Осциллограммы набора и сброса мощности реактора РТУ-180000/500 на ПС «Иртыш»

Единственный известный и объективно необходимый для применения УКРМ случай, когда требуется безынерционный набор мощности, связан с использованием УШР в качестве линейного на длинных ЛЭП 330–500 кВ и выше.

Причем речь идет не о возможных переходных процессах транзита, а о коммутационных режимах опробования (одностороннего включения) линии и цикла ОАПВ (однофазного автоматического повторного включения). В цикле ОАПВ требуемое быстродействие обеспечивается коммутацией дополнительных выключателей со стороны вторичной обмотки треугольника УШР.

Безынерционный набор мощности реактором при включении линии обеспечивается за счет дозированного (10–20% номинального) предварительного подмагничивания магнитной системы реактора от постороннего источника через ТМП, подключенный к РУ подстанции.

На рис. 5 приведены осциллограммы включения УШР с подмагничиванием на ПС 500 кВ «Иртыш», из которых видно, что токи всех фаз сетевой обмотки реактора сразу после включения имеют близкий к номинальному (198 А) ток. Апериодическая составляющая не влияет на компенсацию зарядной мощности линии и характерна для процесса включения любого реактора. Однако при наличии синхронизирующего устройства выключателя (они всё более широко применяются для элегазовых выключателей СВН), обеспечивающего включение фаз при прохождении напряжения через максимум, апериодические составляющие в токах реактора практически отсутствуют.

Рис. 5.
Включение УШР 500 кВ на ПС «Иртыш» с предварительным подмагничиванием (сверху вниз: токи фаз и полуфаз соответственно А, В и С)

Впрочем, и в случае включения линейного УШР вместе с ВЛ необходимость его предварительного подмагничивания можно исключить (при надежной защите вентилей ТМП от коммутационных воздействий), поскольку при увеличении приложенного к реактору сетевого напряжения УШР и без подмагничивания сразу начнет потреблять мощность, близкую к номинальной. Это обусловлено как фактором остаточного намагничивания стали при включении, так и превышением рабочего переменного потока в стержнях магнитопровода индукции насыщения стали.

Следует еще раз подчеркнуть, что, кроме возможностей сокращения эквивалентной постоянной времени регулирования УШР за счет форсировки подмагничивания и его безынерционного подключения с предварительным подмагничиванием, следует учитывать и использовать естественную возможность параметрической безынерционной загрузки или разгрузки УШР при соответствующем резком повышении или понижении напряжения. Как любая линейная индуктивность с текущим значением потребляемого тока, реактор изменит свою текущую нагрузку (сохраняя инерционно текущую индуктивность) строго пропорционально ступенчатому изменению напряжения сети. Именно благодаря этому обеспечена устойчивость буровой нагрузки в Томской области (рис. 2).

ВЫВОДЫ

Безусловно, каждый вид УКРМ имеет свои недостатки и преимущества, а также свою предпочтительную нишу применения. Так, например, СТК может иметь конкурентные преимущества, в том числе связанные с быстродействием, в распределительных сетях 6–35 кВ (без дополнительного трансформатора связи) и особенно в узле с быстро- и резкопеременной нагрузкой (например, на металлургических комбинатах с дугоплавильными печами).

В случае общего применения УКРМ в обычных сетях всё определяют тендерные условия и практический опыт эксплуатации. А дискуссии на тему быстродействия и других сравнительных характеристик УКРМ различного исполнения могут продолжаться, но корректно и доказательно.

Литература

1. Кондратенко Д.В., Долгополов А.Г., Шибаева Т.А., Виштибеев А.В. Статический компенсатор реактивной мощности на базе УШР как необходимое средство повышения энергоэффективности в электроэнергетике // ЭЛЕКТРО. 2010. № 2.
2. Долгополов А.Г., Кондратенко Д.В. Опыт эксплуатации управляемых подмагничиванием шунтирующих реакторов производства ОАО «Запорожтрансформатор» в Литве и Казахстане // Энерго-Info. 2009. № 10.
3. Александров Г.Н. Быстродействующий управляемый реактор трансформаторного типа 420 кВ, 50 МВАр пущен в эксплуатацию // Электричество. 2002. № 3.
4. Чуприков В.С., Мологин Д.С. Реализация пилотного проекта CSRT (УШРТ) в энергосистеме Norte de Angola // Энергоэксперт. 2010. № 1.
5. Беляев А.Н., Евдокунин Г.А., Смоловик С.В., Чудный В.С. Обоснование необходимости применения устройств управляемой поперечной компенсации для транзитных электропередач 500 кВ // Электричество. 2009. № 2.
6. Евдокунин Г.А. Статическая устойчивость режимов электропередачи с управляемыми шунтирующими реакторами // Энергоэксперт. 2009. № 6.
7. Евдокунин Г.А., Смоловик С.В. Оценка эффективности снижения потерь активной мощности в элементах электропередачи при применении управляемых шунтирующих реакторов // Энергоэксперт. 2008. № 4.
8. Долгополов А.Г., Ахметжанов Н.Г., Кондратенко Д.В. и др. Ввод в эксплуатацию управляемого шунтирующего реактора на Игналинской АЭС // Новости ЭлектроТехники. 2008. № 6.