onetwoclick.ru
Интерес к передачам постоянного тока в России имеет свою давнюю историю. Построены ППТ Кашира-Москва и Волгоград-Донбасс, ВПТ СССР-Финляндия, разработан проект, изготовлена большая часть оборудования и в значительной степени выполнено сооружение ППТ Экибастуз-Тамбов, проводились научноисследовательские и проектные проработки по ВПТ, предполагавшимся к установке на связях с энергосистемами стран СЭВ. При этом, что особенно важно, все эти объекты выполнялись на основе отечественных разработок с использованием отечественного оборудования. Затем в связи с экономическим кризисом, сопровождавшимся существенным спадом производства и снижением электропотребления, развитие электроэнергетики, в том числе и систем передачи электроэнергии, было практически приостановлено. Однако по мере ликвидации кризисных явлений возникает необходимость в развитии сетевого строительства, и вновь встает вопрос о целесообразности сооружения передач постоянного тока [1].
В [1] были проанализированы техникоэкономические и экологические преимущества использования постоянного тока для передачи электроэнергии на дальние расстояния, для объединения энергосистем, создания межгосударственных связей и т.д., указывалось большое количество потенциальных объектов постоянного тока в России. В настоящее время в связи с утверждением правительством Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. (далее Генеральная схема) заложенные в этом документе объекты постоянного тока приобретают реалистический характер.
Объекты постоянного тока в Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 г.
Перечень объектов постоянного тока, заложенных в Генеральной схеме для вовлечения в топливноэнергетический баланс европейской части страны мощности и электроэнергии Сибири, приведен в [2]. В соответствии с этим перечнем рекомендуется в 2011-2020 гг. соорудить следующие электропередачи постоянного тока: Сибирь-Урал-Центр (напряжением ±750 кВ, пропускной способностью 3000 МВт, протяженностью 3700 км), Урал-Средняя Волга-Центр (±750 кВ, 3000 МВт, 1850 км), СибирьТюмень (±500 кВ, 2000 МВт, 900 км), две электропередачи от Эвенкийской ГЭС до Тюмени (±500 кВ, по 2500 МВт, 600 и 800 км). В Генеральной схеме назван ряд передач постоянного тока напряжением ±500 кВ, планируемых для осуществления экспорта электроэнергии из Сибири и Дальнего Востока в КНР. Не названы, но предполагаются в соответствии с выполнявшимися проработками передачи постоянного тока от намечаемых на 2016-2020 гг. Тугурской и Мезенской приливных электростанций.
Не отражены в Генеральной схеме планы энергоснабжения региона г. Сочи, где в качестве основного варианта рассматривается вариант морской прокладки вдоль берега Черного моря нескольких кабельных передач постоянного тока с подстанциями, выполненными на базе преобразователей напряжения. Помимо передач постоянного тока, в Генеральной схеме намечено сооружение ряда вставок постоянного тока. Так, рекомендуется использовать постоянный ток для объединения энергозон Сибири и Дальнего Востока, для чего предлагается установить на подстанциях 220 кВ Могоча и Хани две вставки постоянного тока на преобразователях напряжения пропускной способностью по 200 МВт. Указанный перечень свидетельствует о появившемся в России серьезном интересе к сооружению объектов постоянного тока. При этом следует заметить, что намеченные в Генеральной схеме планы развития объектов постоянного тока представляют собой лишь начальный этап развития указанного направления. Так, в перспективе передача СибирьЦентр мощностью 3000 МВт будет явно недостаточна для вовлечения энергоресурсов Сибири в топливноэнергетический баланс европейской части страны, будет развиваться и схема выдачи мощности Эвенкийской ГЭС. Проблемы обоснования передач постоянного тока Передачи постоянного тока, заложенные в Генеральной схеме, нуждаются в техникоэкономическом обосновании. В наибольшей степени это относится к передачам СибирьЦентр и Урал-Центр, характеризующимисябольшой мощностью, протяженностью и наложением на синхронно работающие сети переменного тока. Основными при обосновании целесообразности строительства этих ППТ видятся две проблемы: надежности и стоимостных показателей. Показатели надежности ППТ принято характеризовать следующими показателями:
• коэффициентом аварийной неготовности;
• коэффициентом неготовности по причине планового ремонта;
• количеством аварийных отключений полюса ППТ;
• количеством аварийных отключений одновременно двух полюсов (биполя) ППТ.
В части первых двух показателей современные передачи постоянного тока каких-либо серьезных нареканий не вызывают. Их суммарный коэффициент готовности достигает 98-99 %. В части отключений полюса вероятность их появления оценивается на уровне 3(1+L) 1/год, где L — протяженность ППТ в тыс. км. Для дальних ППТ количество таких возмущений может быть достаточно большим. Интенсивность возмущений, генерируемых аварийными отключениями полюса ППТ, с учетом располагаемой тридцатипроцентной форсировочной способности неповрежденного полюса (такая перегрузочная способность на диспетчерское время представляется вполне реальной) может быть определена, как Рв = (Ртек Рпц ф) МВт , где Рв — интенсивность единичного возмущения, Ртек — текущая мощность ППТ в предаварийном режиме, Рпц ф — форсированная мощность неповрежденного полюса.
С учетом крайне малой вероятности существования униполярных режимов (для современных ППТ длительность существования таких режимов не превышает 5 % общего времени их работы) из приведенного выражения следует, во-первых, что максимальный сброс мощности при рассматриваемом возмущении не превышает 0,35 Рном, и, во-вторых, при загрузке ППТ до 0,65 Рном указанные возмущения вообще не генерируют возмущений в примыкающие энергосистемы. Это означает, что при равновероятной загрузке ППТ в диапазоне мощностей от 0,3 Pном до Pном половина отказов полюсов не будет сопровождаться появлением сбросов мощности; 25 % возмущений создаст сбросы мощности величиной до 0,2 Pном и еще 25 % — величиной до 0,35 Pном. Существенно более серьезными являются лишь весьма редкие (не чаще 1 раза в несколько лет), но большие аварийные сбросы мощности всего биполя, которые могут являться в основном следствием падения опоры.
Очевидно, редкость таких событий не является гарантией того, что они возникнут не скоро, они могут реализоваться уже в течение первого года эксплуатации. Такое событие крайне неприятно для энергосистемы, особенно в условиях, когда в сечение наряду с ППТ входят мощные передачи переменного тока, наброс мощности на которые может привести и к нарушению их устойчивости. В данном случае не обойтись без использования больших объемов управляющих воздействий противоаварийной автоматики (ПА), действующей на отправном конце на отключение генерации, на приемном — на отключение потребителей. При этом возникают вопросы о допустимости использования ПА в требуемых объемах и о достаточности располагаемых объемов отключения потребителей действием ПА. При недостаточном объеме может потребоваться выполнение ППТ в виде двух независимых передач постоянного тока половинной мощности, как это реализовано, например, на ППТ Итайпу в Бразилии, либо выполнение линейной части ППТ на двух отдельных системах опор, что приведет к повышению надежности работы ППТ, но удорожит ее на 30-40 %. Анализ эффективности снижения величины сбросов мощности системы ППТ схемными мероприятиями Дополнительные возможности снижения неблагоприятных воздействий на энергосистему при авариях на ППТ могут быть обеспечены реализацией схемных мероприятий. Это особенно актуально при широкомасштабном строительстве передач постоянного тока, когда вопрос может ставиться о влиянии на устойчивость и надежность энергосистемы не единичной ППТ, а системы передач постоянного тока. Возможности снижения величины сбросов мощности системы ППТ схемными мероприятиями были рассмотрены применительно к следующим вариантам формирования передач постоянного тока. 1. Система из двух ППТ, подключенная к шинам одной приемной ПС-1 (рис. 1, а). 2. ППТ, линейная часть которой выполнена в виде двух биполярных линий на отдельных системах опор (рис. 1, б). 3. Система из двух ППТ, одна из которых присоединяется к шинам одной подстанции ПС-1, вторая — к шинам другой подстанции, ПС-2. Между указанными приемными подстанциями организуется связь по линии постоянного тока (рис. 1, в).
Рассмотрим схемные решения и алгоритмы работы каждого из указанных вариантов.
Вариант 1.
В этом варианте простейшим способом компенсации возмущения, возникшего в результате потери одной из ППТ, является форсирование тока второй на 30 % без использования переключений в системе постоянного тока. Более эффективная компенсация возникшего первичного возмущения, обусловленного потерей одной из линий постоянного тока, может быть выполнена с помощью подключения преобразователей аварийной ППТ к оставшейся в работе линии другой передачи. С этой целью, как следует из рис. 1, а, схема дополнена двенадцатью коммутационными аппаратами, предназначенными для возможности отключения поврежденных полюсов линии каждой из передач, а также для подключения перемычек, объединяющих одноименные полюса выпрямителей (Впр1. и Впр2.) и инверторов(Инв.1 и Инв. 2) рассматриваемых ППТ.
В качестве коммутационных аппаратов в схемах ППТ предлагается использовать быстродействующие отделители либо выключатели переменного тока, производящие коммутационные операции в бестоковой паузе с временем отключения 0,08-0,1 с и временем включения 0,2 с. В исходном режиме передачи работают раздельно, коммутационные аппараты В01-В04 разомкнуты. При возникновении неустранимого повреждения линии (например, ППТ-1) поврежденные полюса выводятся из работы погашением преобразователей и последующим их отключением линейными коммутаторами (В11В14), после чего включением коммутаторов В01-В04 две ППТ трансформируются в одну с двумя параллельными ветвями преобразователей в каждой полуцепи на отправном (выпрямительном) и приемном (инверторном) концах передачи.
При этом после завершения всех операций сброс мощности на приемной подстанции будет определяться лишь увеличением потерь в линии от протекания по ней двойного тока. Ориентировочно время перевода мощности с аварийной ППТ (например ППТ-1) на ППТ-2 при возникновении неустранимого повреждения (падения опоры) на ВЛ1 (см. рис. 1, а) составляет 1,5-1,7 с. Для проведения исследований рассматриваемых переходных процессов на основе программы EMTP были разработаны математические модели вариантов схем, представленных на рис 1, в которых биполярные линии постоянного тока замещались цепными схемами, а преобразователи были оснащены традиционными регуляторами (выпрямитель — регулятором тока, инвертор — регулятором угла погасания). На рис. 2 показан переходный процесс в схеме варианта 1 от момента отключения выключателей линии ВЛ1 поврежденной ППТ (t11) до момента набора удвоенной мощности на ВЛ ППТ-2 (t14) для случая одновременного отключения преобразователей в обеих полуцепях аварийной ППТ-1. На рисунке t12 — момент готовности преобразователей ППТ-1 к параллельному подключению к преобразователям ППТ-2; t13 — момент подключения выключателями преобразователей ППТ-1 к преобразователям ППТ-2. Импульс энергии возмущения в приемной энергосистеме оценивается как Э = 0,5-0,9 Рном•с, где Рном — мощность ППТ.
Вариант 2.
На рис. 3 показан переходный процесс перевода тока с аварийной линии ВЛ11 на линию ВЛ12 с момента прекращения тока (t1) в линии ВЛ11 под действием автоматики перевода в инверторный режим (ПИР) выпрямителя (при одновременном к.з. на полуцепях ВЛ11) в схеме выдачи мощности по варианту 2 (см. рис. 1, б). Импульс энергии возмущения в приемной энергосистеме при переводе мощности с одной полуцепи аварийной ВЛ на неповрежденную ВЛ при этом составляет Э 0,2 Рном•с .При повреждении ВЛ, связанном с падением опоры, когда к.з. возникает на обеих полуцепях этой ВЛ, полный импульс энергии возмущения в приемной энергосистеме составит Э = 0,4 Рном•с .
Вариант 3.
Основное отличие процесса перевода мощности с аварийной ППТ на «здоровую » ВЛ в варианте 3 от варианта 1 заключается в том, что в этом варианте коммутационные операции приходится осуществлять в трех линиях постоянного тока, в том числе в той, которая связывает инверторы ПС-1 с инверторами ПС-2. Эта линия (ВЛ3) в штатном режиме предполагается находящейся в отключенном состоянии. Полное время перевода мощности в варианте 3 может несколько увеличиться (на 0,1-0,2 с) по сравнению с вариантом 1, поскольку в данном случае приходится оперировать с коммутационными аппаратами, расположенными на трех ПС (вместо двух в варианте 1). Надо учесть также, что при подключении «холостой » линии (ВЛ3) начинается переходный процесс, и требуется дополнительное время для его затухания. Для быстрого обмена сигналами между тремя ПС от устройств автоматики должна быть обеспечена связь по оптиковолоконным кабелям в грозозащитных тросах по трассам «ВЛ1-ВЛ3» и «ВЛ2ВЛ3». В этом случае будет обеспечено дублирование каналов связи при падении опоры на одной из линий. На рис. 4 показан переходный процесс от момента (t11) отключения выключателей линии ВЛ1 до момента выдачи полной мощности на ПС-1 (Инв.1) и ПС-2 (Инв. 2) по линиям ВЛ2 и ВЛ3 (t15). Здесь момент t12 соответствует готовности преобразователей ППТ1 к работе по линиям ВЛ2 и ВЛ3, момент t13 — подключению линии ВЛ3 и выпрямителей Впр.1 в параллель к выпрямителям ППТ2, момент t14 — окончанию переходного процесса при подключении линии ВЛ3. Импульс энергии возмущения в приемной энергосистеме оценивается в данном варианте, как Э = 0,6-1,1 Рном•с.
В работе не был рассмотрен вариант включенного в исходном режиме состояния ВЛ3. Не исключено, что, несмотря на возможность возникновения в этом случае кратковременного полного сброса мощности ППТ, итоговый импульс энергии возмущения окажется меньше, чем в рассмотренном варианте, аналогично тому, как импульс энергии возмущения в варианте 2 оказался меньше импульса в варианте 1. Рассмотренные варианты различаются как величиной импульсов энергии, обусловленных запаздыванием перевода мощности с поврежденной на неповрежденную ВЛ, так и затратами на их реализацию. Затраты на реализацию рассмотренных вариантов включают затраты на коммутационную аппаратуру и на развитие линейной части. В варианте 3 затраты на развитие линейной части при расстоянии между ПС-1 и ПС-2 порядка 200 км приведут к удорожанию линейной части в целом примерно на 15 %. В варианте 2 эти затраты составят порядка 30 %. При этом суммарные затраты по ППТ в целом с учетом стоимости преобразовательных подстанций составят 5-10 %. Заметим, что затраты на реализацию варианта 3 могут быть снижены использованием на дополнительной линии проводов меньшего сечения, нежели в основных линиях.
Вместе с тем, достоинствами варианта 2, помимо присущего ему малого импульса энергии возмущения, является то, что он может быть реализован уже на первой введенной передаче постоянного тока (для реализации варианта 3 принципиально необходимо наличие обеих передач), а также то, что он не требует оснащения системы регулирования балансными регуляторами преобразователей для выравнивания тока между ними. О стоимостных показателях передач постоянного тока В электроэнергетике России на начальных стадиях проектирования оценка потребностей в капитальных вложениях выполняется по укрупненным стоимостным показателям (УСП). Такая оценка является приближенной, базирующейся на некоторых усредненных показателях стоимости объектов, она нуждается в уточнении на последующих стадиях технического проектирования объекта. Использование такого подхода обусловлено тем, что на указанных стадиях отсутствует детальная техническая информация об объекте, необходимая для составления сметной документации. Для оценки капитальных вложений в строительство объекта по укрупненным показателям достаточно знать его основные параметры, определяемые на предпроектных стадиях.
Для выполнения указанных расчетов периодически, по мере изменения цен, подготавливаются и утверждаютсяматериалы с перечнем УСП электрических сетей. Показатели стоимости составляются на основе действующих прейскурантов и ценников на материалы и оборудование, анализа сметных расчетов к проектам ряда конкретных объектов, а также нормативных документов и типовых проектов. Показатели определяются в ценах определенного временного этапа (например, цены, введенные с 1 января 1984 г., затем цены, введенные с 1 января 1991 г., в последнем материале в качестве базовых приняты цены 2000 г.) и не включают НДС. Определение стоимости строительства в текущем (и прогнозном) уровне цен осуществляется с применением индексов пересчета стоимости в текущий (и прогнозный) уровень цен. Базисные показатели стоимости в указанных материалах соответствуют средним условиям строительства на территории европейской части России. Для оценки объема капитальных вложений в строительство электросетевых объектов в других районах страны применяются повышающие зональные коэффициенты к их базисной стоимости.
Для отдельных видов оборудования существуют проблемы в части величины принимаемых стоимостных показателей. Это имеет место, когда в рассматриваемые схемы закладываются установки, по которым еще не накоплен достаточный объем экономической информации, либо в связи с отсутствием опыта проектирования таких объектов в последние годы. Последнее относится к передачам постоянного тока, укрупненные стоимостные показатели по которым, принимаемые институтом «Энергосетьпроект », должны рассматриваться как предварительные. Кроме того, в условиях открытой экономики при выборе наиболее эффективных вариантов следует учитывать возможность привлечения к созданию объектов иностранных фирм. Основанием для постановки такого вопроса является следующее обстоятельство. До 2000 г. стоимость основных видов оборудования для электрических сетей отечественного производства была ниже стоимости оборудования производства иностранных фирм. Применительно к передачам постоянного тока это различие выражалось в сниженной относительно зарубежных цен стоимости российских преобразовательных подстанций на 25-35 % и сниженной примерно вдвое стоимости линейной части. В этих условиях вопрос об использовании импортного оборудования возникал, как правило, лишь в тех случаях, когда требовалось оборудование, еще не освоенное отечественной промышленностью. В настоящее время ситуация изменилась. Обусловлено это тем, что за последние годы произошло серьезное увеличение стоимостных показателей сооружения отечественных электрических сетей.
В результате с учетом этого фактора по данным института «Энергосетьпроект » удельная стоимость ВЛ и подстанций к настоящему времени возросла по сравнению с ценами 2000 г. более чем в три раза. При этом стоимость возросла не только в рублевом исчислении, но и в долларовом, поскольку с точностью до 10 % соотношение рубль-доллар на указанном интервале времени было стабильным; более того, рубль даже вырос относительно доллара. В результате соотношение стоимостных показателей оборудования отечественных и зарубежных производителей существенным образом изменилось. По опубликованным в технической литературе данным складывается впечатление, что в настоящее время уже многие виды импортного оборудования, например, преобразовательные подстанции ППТ, стали дешевле аналогичного отечественного оборудования. Заметим, что указанное положение дел характерно не только для объектов постоянного тока, оно в равной мере распространяется и на оборудование переменного тока.
Стоимость линий электропередачи также сравнялась со стоимостью западноевропейских аналогов, а в некоторых случаях и превзошла ее. В части стоимостных показателей линейной части электропередач переменного и постоянного тока особенно привлекательны стоимостные показатели в КНР, которые по имеющимся данным составляют примерно половину от затрат на сооружение аналогичной линии в России. Если это соответствует действительности, то представляется целесообразным воспользоваться преимуществами открытого рынка для развития отечественной электроэнергетики. Однако к публикуемым стоимостным показателям зарубежных производителей следует относиться с осторожностью. Реальные предлагаемые ими цены могут стать понятными лишь в ходе проведения тендеров либо специально организованных консультаций. Пока что зарубежные стоимостные показатели по некоторым видам оборудования выглядят исключительно привлекательными, и желательно иметь возможность использования их не только на стадии заключения контрактов на сооружение объектов, но и на стадии подготовки техникоэкономических обоснований этих объектов в качестве лимитных цен. ВЫВОДЫ Перед российской электроэнергетикой и электротехнической промышленностью стоят большие задачи по сооружению объектов постоянного тока. Для решения этих задач необходима разработка специальных методических рекомендаций по проектированию предусмотренных перспективными планами объектов постоянного тока в ЕЭС России и для связи ее с энергосистемами других стран. При разработке рекомендаций должен быть использован отечественный опыт, приобретенный в ходе проектирования ППТ ЭкибастузЦентр. В решении поставленных задач серьезную пользу может оказать сотрудничество с зарубежными компаниями, добившимися больших успехов в этой области.
