Применение устройств СТАТКОМ, СТК и УУПК

1) Установка СТАТКОМ:

А) Установка устройства СТАТКОМ с диапазоном регулирования +/-100 МВар на шинах 220 кВ ПС 500 кВ Жезказган и трех устройств СТАТКОМ с диапазоном регулирования +/-200 МВар шинах 500 кВ ПС Нура, Агадырь и ЮКГРЭС.

Б) Установка устройства СТАТКОМ с диапазоном регулирования +/-100 МВар на шинах 220 кВ ПС 500 кВ Жезказган и трех устройств СТАТКОМ с диапазоном регулирования +/-400 МВар шинах 500 кВ ПС Нура, Агадырь и ЮКГРЭС.

В) Установка устройства СТАТКОМ с диапазоном регулирования +/-100 МВар на шинах 220 кВ ПС 500 кВ Жезказган и трех устройств СТАТКОМ с диапазоном регулирования +/-600 МВар шинах 500 кВ ПС Нура, Агадырь и ЮКГРЭС.

2) Установка СТК:

А) Установка устройства СТК с диапазоном регулирования +/-100 МВар на шинах 220 кВ ПС 500 кВ Жезказган и трех устройств СТК с диапазоном регулирования +/-600 МВар шинах 500 кВ ПС Нура, Агадырь и ЮКГРЭС.

3) Установка УУПК:

А) Установка двух устройств УУПК в середине ВЛ 500 кВ Экибастузская ГРЭС-1 – Нура и ВЛ 500 кВ Экибастуз – Агадырь с 30 % степенью компенсации.

Б) Установка двух устройств УУПК в середине ВЛ 500 кВ Экибастузская ГРЭС-1 – Нура и ВЛ 500 кВ Экибастуз – Агадырь с 50 % степенью компенсации с подключением дополнительных УШР на шинах устройств продольной компенсации.

В) Установка четырех устройств УУПК в середине ВЛ 500 кВ Экибастузская ГРЭС-1 – Нура, ВЛ 500 кВ Экибастуз – Агадырь и ВЛ 500 кВ Агадырь – ЮКГРЭС 1, 2 ц с 50 % степенью компенсации с подключением дополнительных УШР на шинах устройств продольной компенсации.

Результаты расчета статической устойчивости для вышеперечисленных вариантов расстановки устройств FACTS приведены в таблице № 4.2.3.

Таблица 4.2.3- Результаты расчета статической устойчивости в нормальной схеме для сечений транзита 500 кВ при различных вариантах расстановки устройств FACTS

Сечение	Без учета FACTS	2 компл УПК 30%	2 компл УПК 50%	4 компл УПК 50%	СТАТКОМ 200	СТАТКОМ 400	СТАТКОМ 600
Экибазстуз-Нура	1643+ПА 2115	1801+ПА 2241	1997+ПА 2319	2019+ПА 2555	1829+ПА 2377	1944+ПА 2564	1971+ПА 2728
Нура-Агадырь	1508+ПА 1930	1617+ПА 2055	1710+ПА 2139	1829+ПА 2374	1632+ПА 2175	1758+ПА 2346	1882+ПА 2500
Агадырь-ЮКГРЭС	1177+ПА 1392	1259+ПА 1504	1317+ПА 1576	1666+ПА 1784	1403+ПА 1605	1556+ПА 1760	1662+ПА 1896
ЮКГРЭС-Юг	1292+ПА 1370	1360+ПА 1482	1380+ПА 1545	1462+ПА 1677	1496+ПА 1564	1624+ПА 1694	1715+ПА 1794

Таблица 4.2.3а- Результаты расчета статической устойчивости в нормальной схеме для сечений транзита 500 кВ при установке СТК.

Сечение	Установка СТК – 1 комплект с диапазоном регулирования +/-100 Мвар и 3 комплекта - +/-600 МВт
Экибазстуз-Нура	2014+ПА 2684
Нура-Агадырь	1830+ПА 2254
Агадырь-ЮКГРЭС	1695+ПА 1865
ЮКГРЭС-Юг	1676+ПА 1770

1) Установка СТАТКОМ:

Как видно из результатов расчетов, при установке устройств СТАТКОМ с диапазоном регулирования +/-100 МВар на шинах 220 кВ ПС 500 кВ Жезказган и трех устройств СТАТКОМ с диапазоном регулирования +/-200/400/600 МВар шинах 500 кВ ПС Нура, Агадырь и ЮКГРЭС изменение допустимого перетока по сечениям транзита 500 кВ Север – Юг будет достигать следующих значений:

Сечение Экибастуз – Нура

Увеличение максимально допустимого перетока на 186 МВт, 301 МВт и 328 МВт без учета действия ПА и на 262 МВт, 449 МВт и 613 МВт соответственно с учетом действия ПА в нормальной схеме.

Сечение Нура – Агадырь

Увеличение максимально допустимого перетока на 124 МВт, 250 МВт и 374 МВт без учета действия ПА и на 245 МВт, 416 МВт и 570 МВт соответственно с учетом действия ПА в нормальной схеме.

Сечение Агадырь – ЮКГРЭС

Увеличение максимально допустимого перетока на 226 МВт, 379 МВт и 485 МВт без учета действия ПА и на 213 МВт, 368 МВт и 504 МВт соответственно с учетом действия ПА в нормальной схеме.

Сечение ЮКГРЭС – Юг

Увеличение максимально допустимого перетока на 204 МВт, 332 МВт и 423 МВт без учета действия ПА и на 194 МВт, 324 МВт и 424 МВт соответственно с учетом действия ПА в нормальной схеме.

2) Установка СТК:

При установке устройств СТК с диапазоном регулирования +/-100 Мвар на шинах 220 кВ ПС 500 кВ Жезказган и трех устройств СТК с диапазоном регулирования +/-600 МВар шинах 500 кВ ПС Нура, Агадырь и ЮКГРЭС изменение допустимого перетока по сечениям транзита 500 кВ Север – Юг будет достигать следующих значений:

Сечение Экибастуз – Нура

Увеличение максимально допустимого перетока на 371 МВт без учета действия ПА и на 569 МВт с учетом действия ПА в нормальной схеме.

Сечение Нура – Агадырь

Увеличение максимально допустимого перетока на 322 МВт без учета действия ПА и на 324 МВт с учетом действия ПА в нормальной схеме.

Сечение Агадырь – ЮКГРЭС

Увеличение максимально допустимого перетока на 518 МВт без учета действия ПА и на 473 МВт с учетом действия ПА в нормальной схеме.

Сечение ЮКГРЭС – Юг

Увеличение максимально допустимого перетока на 384 МВт без учета действия ПА и на 400 МВт с учетом действия ПА в нормальной схеме.

3) Установка УУПК:

При установке УПК в середине ВЛ 500 кВ Экибастузская ГРЭС-1 – Нура и ВЛ 500 кВ Экибастуз – Агадырь с 30 % и 50 % степенью компенсации изменение допустимого перетока по сечениям транзита 500 кВ «Север – Юг» будет достигать следующих значений:

Сечение Экибастуз – Нура

Увеличение максимально допустимого перетока на 158 МВт и 354 МВт без учета действия ПА и на 126 МВт и 204 МВт соответственно с учетом действия ПА в нормальной схеме.

Сечение Нура – Агадырь

Увеличение максимально допустимого перетока на 109 МВт и 202 МВт без учета действия ПА и на 125 МВт и 209 МВт соответственно с учетом действия ПА в нормальной схеме.

Сечение Агадырь – ЮКГРЭС

Увеличение максимально допустимого перетока на 82 МВт и 140 МВт без учета действия ПА и на 112 МВт и 184 МВт соответственно с учетом действия ПА в нормальной схеме.

Сечение ЮКГРЭС – Юг

Увеличение максимально допустимого перетока на 68 МВт и 88 МВт без учета действия ПА и на 112 МВт и 175 МВт соответственно с учетом действия ПА в нормальной схеме.

Таким образом установка четырех комплектов СТАТКОМ с последовательным увеличением диапазона регулирования на трех комплектах с 200 МВар до 600 МВар повышает максимально допустимый переток по сечению, ограничивающему максимально допустимый переток с учетом действия ПА в нормальной схеме по данному направлению в диапазоне от 262 МВт до 613 МВт

Установка двух комплектов УПК со степенью компенсации 50 % незначительно повышает максимально допустимый переток по сечению, ограничивающему максимально допустимый переток с учетом действия ПА в нормальной схеме по данному направлению на 204 МВт. Это связано с большой протяженностью транзита и частичной компенсацией только одного из его участков. Для увеличения степени компенсации транзита и повышения МДП, рассмотрим установку двух дополнительных комплектов УПК со степенью компенсации 50 % в середину ВЛ 500 кВ Агадырь – ЮКГРЭС -1, 2 ц. Установка четырех комплектов УПК повышает максимально допустимый переток по сечению, ограничивающему максимально допустимый переток с учетом действия ПА в нормальной схеме по данному направлению на 440 МВт

Как следует из результатов расчета статической устойчивости, предельный переток, определяется общим снижением уровней напряжения по узлам 500 кВ транзита (в частности на ПС 500 кВ Нура и Агадырь), а при применении устройств продольной компенсации районы снижения напряжения по транзиту перемещаются к ПС 500 кВ Агадырь и ЮКГРЭС, в зависимости от степени компенсации. Также повышение степени компенсации транзита может вызвать параметрическую неустойчивость — самовозбуждение генераторов и увеличивает уровни токов короткого замыкания. Таким образом, наиболее оптимальным будет являться комбинирование устройств продольной и поперечной компенсации, позволяющее увеличить пропускную способность транзита посредством уменьшения индуктивного сопротивления электропередачи и поддержания заданных уровней напряжения в промежуточных точках транзита.

Дополнительно рассмотрим следующие комбинации расстановки устройств FACTS для повышения пропускной способности транзита Север – Юг:

А) Установка двух устройств УУПК в середине ВЛ 500 кВ Экибастузская ГРЭС-1 – Нура и ВЛ 500 кВ Экибастуз – Агадырь с 50 % степенью компенсации и двух комплектов СТАТКОМ на шинах 220 кВ ПС 500 кВ Жезказган и на шинах 500 кВ Агадырь с диапазоном регулирования +/-100 МВар и +/-600 МВар соответственно.

Б) Установка двух устройств УУПК в середине ВЛ 500 кВ Экибастузская ГРЭС-1 – Нура и ВЛ 500 кВ Экибастуз – Агадырь с 50 % степенью компенсации и двух комплектов СТАТКОМ на шинах 220 кВ ПС 500 кВ Жезказган и на шинах 500 кВ ЮКГРЭС с диапазоном регулирования +/-100 МВар и +/-600 МВар соответственно.

В) Установка двух устройств УУПК в середине ВЛ 500 кВ Экибастузская ГРЭС-1 – Нура и ВЛ 500 кВ Экибастуз – Агадырь с 50 % степенью компенсации, устройства СТАТКОМ с диапазоном регулирования +/-100 МВар на шинах 220 кВ ПС 500 кВ Жезказган и двух комплектов СТАТКОМ с диапазоном регулирования +/-600 МВар шинах 500 кВ ПС Агадырь и ЮКГРЭС.

Г) Установка четырех комплектов УУПК в середине ВЛ 500 кВ Экибастузская ГРЭС-1 – Нура, ВЛ 500 кВ Экибастуз – Агадырь и ВЛ 500 кВ Агадырь – ЮКГРЭС -1, 2 ц с 50 % степенью компенсации, устройства СТАТКОМ с диапазоном регулирования +/-100 МВар на шинах 220 кВ ПС 500 кВ Жезказган и трех комплектов СТАТКОМ с диапазоном регулирования +/-600 МВар шинах 500 кВ ПС Нура, Агадырь и ЮКГРЭС.

Таблица 4.2.4 - Результаты расчета статической устойчивости в нормальной схеме для сечений транзита 500 кВ при различных вариантах расстановки устройств FACTS

	2 к. УПК 50% + СТАТКОМ (Жезказган, Агадырь)	2 к. УПК 50% + СТАТКОМ (Жезказган, ЮКГРЭС)	2 к. УПК 50% + СТАТКОМ (Жезказган, Агадырь, ЮКГРЭС)	4 к. УПК 50% + СТАТКОМ (Жез, Нура, Агадырь, ЮКГРЭС)
Экибазстуз-Нура	2226+ПА 2619	2056+ПА 2627	2140+ПА 2833	2476+ПА 3149(3109)
Нура-Агадырь	2030+ПА 2424	2141+ПА 2436	1980+ПА 2632	2277+ПА 2929(2874)
Агадырь-ЮКГРЭС	1508+ПА 1814	1529+ПА 1823	1680+ПА 1995	2113+ПА 2249(2150)
ЮКГРЭС-Юг	1474+ПА 1760	1625+ПА 1713	1718+ПА 1920	1804+ПА 2107(2027)

Как следует из результатов расчета статической устойчивости комбинирование двух типов устройств FACTS (УПК, СТАТКОМ) позволяет увеличить максимально допустимый переток по сравнению с использованием устройств одного типа (в частности СТАТКОМов). При учете четырех комплектов УПК и четырех комплектов СТАТКОМов основным фактором, ограничивающим максимально допустимый переток, будет являться длительно допустимая токовая загрузка элементов транзита 500 кВ., а не условие соблюдения коэффициента запаса статической устойчивости, однако данный вариант является достаточно дорогим в виду дополнительной установки 4 комплектов УПК мощностью – 830 Мвар, 486 Мвар и 2 по 710 Мвар.

Таким образом, на основании вышеизложенного, наиболее оптимальным вариантом выбора типа и мест расстановки устройств FACTS является установка четырех комплектов СТАТКОМ: 1 комплект с диапазоном регулирования +/-100 Мвар на шинах 220 кВ ПС 500 кВ Жезказган и три комплекта с диапазоном регулирования +/-600 Мвар шинах 500 кВ ПС Нура, Агадырь и ЮКГРЭС. Дальнейшее увеличение диапазона регулирования СТАТКОМ приводит к незначительному увеличению предельного перетока по транзиту и экономически нецелесообразно.

Таблица 4.2.5 -Зависимость перетока по участкам транзита 500 кВ Север – ЮГ от МДП по различным сечениям в нормальной схеме при различных вариантах расстановки устройств FACTS

Без учета устройств FACTS

Установка двух комплектов УУПК с 30 % степенью компенсации

Установка двух комплектов УУПК с 50 % степенью компенсации

Экибастуз - Нура

Нура - Агадырь

Агадырь - ЮКГРЭС

ЮКГРЭС - Юг

Экибастуз - Нура

Нура - Агадырь

Агадырь - ЮКГРЭС

ЮКГРЭС - Юг

Экибастуз - Нура

Нура - Агадырь

Агадырь - ЮКГРЭС

ЮКГРЭС - Юг

Экибастуз - Нура

1643+ПА 2115

1453+ПА 1905

853+ПА 1290

819+ПА 1239

1801+ПА 2241

1609+ПА 2035

998+ПА 1403

959+ПА 1344

1997+ПА 2319

1796+ПА 2118

1170+ПА 1471

1125+ПА 1409

Нура - Агадырь

1700+ПА 2140

1508+ПА 1930

906+ПА 1313

871+ПА 1261

1809+ПА 2261

1617+ПА 2055

1005+ПА 1422

966+ПА 1362

1902+ПА 2344

1710+ПА 2139

1087+ПА 1522

1045+ПА 1453

Агадырь - ЮКГРЭС

1992+ПА 2226

1788+ПА 2013

1177+ПА 1392

1131+ПА 1336

2073+ПА 2342

1873+ПА 2137

1259+ПА 1504

1208+ПА 1437

2143+ПА 2389

1946+ПА 2192

1317+ПА 1576

1266+ПА 1496

ЮКГРЭС - Юг

2176+ПА 2263

1964+ПА 2049

1346+ПА 1428

1292+ПА 1370

2259+ПА 2384

2053+ПА 2182

1419+ПА 1553

1360+ПА 1482

2298+ПА 2432

2095+ПА 2240

1449+ПА 1620

1380+ПА 1545

Установка СТАТКОМ - 4 комплекта с диапазоном регулирования +/-100 МВар

Установка СТАТКОМ – 1 комплект с диапазоном регулирования +/-100 МВар и 3 комплекта - +/-400 МВт

Установка СТАТКОМ – 1 комплект с диапазоном регулирования +/-100 МВар и 3 комплекта - +/-600 МВт

Экибастуз - Нура

Нура - Агадырь

Агадырь - ЮКГРЭС

ЮКГРЭС - Юг

Экибастуз - Нура

Нура - Агадырь

Агадырь - ЮКГРЭС

ЮКГРЭС - Юг

Экибастуз - Нура

Нура - Агадырь

Агадырь - ЮКГРЭС

ЮКГРЭС - Юг

Экибастуз - Нура

1829+ПА 2377

1628+ПА 2149

1015+ПА 1512

976+ПА 1449

1944+ПА 2564

1738+ПА 2326

1121+ПА 1677

1078+ПА 1605

1971+ПА 2728

1763+ПА 2481

1145+ПА 1826

1101+ПА 1744

Нура - Агадырь

1832+ПА 2401

1632+ПА 2175

1018+ПА 1534

979+ПА 1470

1964+ПА 2585

1758+ПА 2346

1140+ПА 1696

1096+ПА 1622

2096+ПА 2749

1882+ПА 2500

1260+ПА 1845

1211+ПА 1761

Агадырь - ЮКГРЭС

2255+ПА 2477

2034+ПА 2248

1403+ПА 1605

1346+ПА 1536

2427+ПА 2658

2196+ПА 2415

1556+ПА 1760

1491+ПА 1682

2543+ПА 2808

2306+ПА 2556

1662+ПА 1896

1591+ПА 1809

ЮКГРЭС - Юг

2432+ПА 2509

2203+ПА 2281

1562+ПА 1637

1496+ПА 1564

2587+ПА 2673

2348+ПА 2428

1698+ПА 1773

1624+ПА 1694

2693+ПА 2789

2448+ПА 2539

1796+ПА 1880

1715+ПА 1794

Энергоузел Жезказган

Как показал вышеприведенный анализ режимов и устойчивости, Жезказганский узел характеризуется следующими «узкими местами»:

- основное питание осуществляется посредством промежуточного отбора мощности по ВЛ 500 кВ Жезказган – Агадырь, имеющей большую протяженность и как следствие зарядную мощность, от транзита 500 кВ Север –Юг, характеризующегося изменениями перетоков от 100 до 1400 МВт и как следствие колебаниями значений уровней напряжения на шинах ПС 500 кВ Жезказган в диапазоне от 520 до 485 кВ и ниже, что приводит к частой коммутации ШР 500 кВ со скачкообразным изменением напряжения на 30-40 кВ, а также ухудшению экономических показателей работы ВЛ 500 кВ за счет повышенных потерь.

- основную нагрузку энергоузла составляет один из мощнейших медных комбинатов, включающий в себя две обогатительные фабрики, медеплавильный завод, литейно-механический завод, предприятие промышленного железнодорожного транспорта и, как следствие, характеризующийся высокими значениями потребления реактивной мощности, приводящими к недопустимому снижению напряжения в ряде наиболее тяжелых режимов.

- допустимый переток рассматриваемого сечения по полной схеме составляет 512 МВт. При отключении ВЛ 500 кВ Жезказган – Агадырь наблюдается существенное снижение допустимого перетока до 201 МВт с учетом ПА.

Для устранения «узких мест» данного энергоузла рассмотрим возможность применения устройств FACTS

1) Статический компенсатор (STATCOM) - состоит из конденсатора подключенного к сети через преобразователь напряжения работающий по принципу широтно-импульсной модуляции. Данное устройство может работать как источник и потребитель реактивной мощности. Установка статического компенсатора на шинах 220 кВ ПС 500 кВ Жезказган позволит стабилизировать уровни напряжения, повысить пропускную способность рассматриваемого сечения и предотвратить частые коммутаций ШР в сети 500 кВ.

2) Управляемый шунтирующий реактор (УШР). Установка на шинах ПС 500 кВ Жезказган позволит стабилизировать уровни напряжения и предотвратить частые коммутаций ШР в сети 500 кВ.

В качестве оптимального варианта рассмотрим установку статического компенсатора на шинах 220 кВ ПС 500 кВ Жезказган с диапазоном регулирования +\- 100 и 200 МВар. Как видно из результатов расчета (таблицы 4.1.4-4.1.5):

- установка СТАТКОМа с диапазоном регулирования +\- 100 МВар позволит повысить максимально допустимый переток по приемному сечению Жезказганского энергоузла в нормальной схеме до 295 МВт + назначаемый объем ограничения потребителей, но не более 558 МВт и.до 260 МВт + назначаемый объем ограничения потребителей, но не более 281 МВт в ремонтной схеме.

- установка СТАТКОМа с диапазоном регулирования +\- 200 МВар позволит повысить максимально допустимый переток по приемному сечению Жезказганского энергоузла в нормальной схеме до 342 МВт + назначаемый объем ограничения потребителей, но не более 578 МВт и.до 266 МВт + назначаемый объем ограничения потребителей, но не более 340 МВт в ремонтной схеме.

Увеличение диапазона регулирования со 100 МВар до 200МВар, приводит к незначительному увеличению максимально допустимого перетока в нормальной схеме, так как на первое место выходит ограничения по длительно допустимому току.

Таким образом установка СТАТКОМа с диапазоном регулирования +/-100 МВар достаточна и позволит повысить на 46 МВт допустимый переток по приемному сечению энергоузла в нормальной схеме и на 80 МВт в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Жезказган – Агадырь уменьшая при этом на 54 МВт объем ограничения потребителей в режиме зимнего максимума 2012 и стабилизировать уровни напряжения в ремонтных и аварийных режимах предотвратив частые коммутаций ШР в сети 500 кВ. А так же сгладить скачкообразные изменения напряжения на 30-40 кВ при отключении реактора до 10-15 кВ

Таблица 4.2.6 - Результаты расчета статической устойчивости в режиме зимнего максимума при установке СТАТКОМа с диапазоном регулирования +\-100 МВт на шины 220 кВ ПС 500 кВ Жезказган

	Сечение – «Энергоузел Жезказган»					= 45 МВт
№ п\п	Схема сети	Результаты расчетов установившихся режимов и статической устойчивости
		Начальный переток Pо, МВт	Допустимый переток в нормальной схеме по критерию токовой загрузки					Допустимый переток в нормальной схеме по критерию статической устойчивости		Длительно допустимый переток в послеаварийной схеме по критерию токовой загрузки						Длительно допустимый переток в послеаварийной схеме по критерию статической устойчивости
			Предельный переток по критерию токовой загрузки (Pток), МВт	P_ТОК- ∆ P_НК,МВт		Ограничивающий элемент	Величина длительно допустимой токовой нагрузки, А	Предельный переток по статической устойчивости (Pпр), МВт	(P_ПР- ∆ P_НК, ) / 1, 2_,МВт	Нормативное аварийное возмущение	Переток в доаварийной схеме p^ДО/АВ, МВт	p^ДО/АВ-∆ P_НК, МВт		Элемент сети, ограничивающий переток в сечении		Предельный переток по статической устойчивости (Pпр п/ав), МВт	(P_ПР- ∆ P_НК, ) / 1, 08, МВт	p^Д/АВ(p^П/ПР), МВт
														Перегружаемый элемент	Величина аварийно допустимой нагрузки, А
1		2	3	4		5	6	7	8	9	10	11		12	13	14	15	16
1	Нормальная	269				-		714	558	ВЛ 500 кВ Агадырь – Жезказган				-		382	312	295
										ВЛ 220 кВ Агадырь – Каражал				-		689	596	595
										ВЛ 220 кВ ГРЭС-2 – Жана-Арка				-		699	606	595
										ВЛ 220 кВ Кумколь – ГПП-2				-		700	606	610
Ремонтные схемы
2.1	ВЛ 500 кВ Агадырь – Жезказган	286			-			382	281	ВЛ 220 кВ Агадырь – Каражал			-			284	221	260
										ВЛ 220 кВ ГРЭС-2 – Жана-Арка			-			323	257	260
										ВЛ 220 кВ Кумколь – ГПП-2			-			353	285	292

Таблица 4.2.7 - Результаты расчета статической устойчивости в режиме зимнего максимума при установке СТАТКОМа с диапазоном регулирования +\-200 МВт на шины 220 кВ ПС 500 кВ Жезказган

	Сечение – «Энергоузел Жезказган»					= 45 МВт
№ п\п	Схема сети	Результаты расчетов установившихся режимов и статической устойчивости
		Начальный переток Pо, МВт	Допустимый переток в нормальной схеме по критерию токовой загрузки					Допустимый переток в нормальной схеме по критерию статической устойчивости		Длительно допустимый переток в послеаварийной схеме по критерию токовой загрузки						Длительно допустимый переток в послеаварийной схеме по критерию статической устойчивости
			Предельный переток по критерию токовой загрузки (Pток), МВт	P_ТОК- ∆ P_НК,МВт		Ограничивающий элемент	Величина длительно допустимой токовой нагрузки, А	Предельный переток по статической устойчивости (Pпр), МВт	(P_ПР- ∆ P_НК, ) / 1, 2_,МВт	Нормативное аварийное возмущение	Переток в доаварийной схеме p^ДО/АВ, МВт	p^ДО/АВ-∆ P_НК, МВт		Элемент сети, ограничивающий переток в сечении		Предельный переток по статической устойчивости (Pпр п/ав), МВт	(P_ПР- ∆ P_НК, ) / 1, 08, МВт	p^Д/АВ(p^П/ПР), МВт
														Перегружаемый элемент	Величина аварийно допустимой нагрузки, А
1		2	3	4		5	6	7	8	9	10	11		12	13	14	15	16
1	Нормальная	269	737	692		АТ 500/220 кВ ПС Жезказган-	578	765	600	ВЛ 500 кВ Агадырь – Жезказган				-		453	377	342
										ВЛ 220 кВ Агадырь – Каражал	648	603		- АТ 500/220 кВ на ПС Жезказган	578	750	652	656
										ВЛ 220 кВ ГРЭС-2 – Жана-Арка	648	603		АТ 500/220 кВ на ПС Жезказган	578	752	655	660
										ВЛ 220 кВ Кумколь – ГПП-2	753	708		АТ 500/220 кВ на ПС Жезказган	578	753	656	665
Ремонтные схемы
2.1	ВЛ 500 кВ Агадырь – Жезказган	295			-			453	340	ВЛ 220 кВ Агадырь – Каражал			-			345	278	266
										ВЛ 220 кВ ГРЭС-2 – Жана-Арка			-			389	319	311
										ВЛ 220 кВ Кумколь – ГПП-2			-			428	355	368

Выводы

Коэффициент эффективности размещения УСК на ПС Агадырь и ПС Актогай составляет 40-50%. Соответственно изменение мощности устройства реактивной мощности на 1 МВАр позволяет увеличивать пропускную способность транзита Север-Юг на 0, 4-0, 5 МВт. На подстанциях ПС Аврора, ПС Кокшетавская 1150 и ЕГПП транзита Казахстан-Урал составляет 25-35%, т.е. изменение мощности устройства реактивной мощности на 1 МВАр позволяет увеличивать пропускную способность транзита Казахстан-Урал на 0, 25-0, 35 МВт.

Оптимальным вариантом выбора типа и мест расстановки устройств FACTS является установка четырех комплектов СТАТКОМ: 1 комплект с диапазоном регулирования +/-100 Мвар на шинах 220 кВ ПС 500 кВ Жезказган и три комплекта с диапазоном регулирования +/-600 Мвар шинах 500 кВ ПС Нура, Агадырь и ЮКГРЭС. Дальнейшее увеличение диапазона регулирования СТАТКОМ приводит к незначительному увеличению предельного перетока по транзиту и экономически нецелесообразно. Размещение четырех комплектов СТАТКОМ с последовательным увеличением диапазона регулирования на трех комплектах с 200 МВар до 600 МВар повышает максимально допустимый переток по сечению, ограничивающему максимально допустимый переток с учетом действия ПА в нормальной схеме по данному направлению в диапазоне от 262 МВт до 613 МВт

Установка СТАТКОМа на ПС Жезказган с диапазоном регулирования +/-100 МВар достаточна и позволит повысить на 46 МВт допустимый переток по приемному сечению Жезказганского энергоузла в нормальной схеме и на 80 МВт в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Жезказган – Агадырь уменьшая при этом на 54 МВт объем ограничения потребителей в режиме зимнего максимума 2012 и стабилизировать уровни напряжения в ремонтных и аварийных режимах предотвратив частые коммутаций ШР в сети 500 кВ. А так же сгладить скачкообразные изменения напряжения на 30-40 кВ при отключении реактора до 10-15 кВ.

4.3 Укрупненная оценка экономической эффективности применения устройств FACTS.

В настоящем разделе сравниваются следующие варианты повышения пропускной способности НЭС Республики Казахстан:

- установка СТАТКОМ;

- сооружение ВЛ 500 кВ Экибастузская – Агадырь – ЮКГРЭС.

Расчет стоимости установки СТАТКОМ

В работе предложено три варианта установки СТАТКОМов с различными диапазонами регулирования.

Вариант 1: Установка устройства СТАТКОМ с диапазоном регулирования +/-100 Мвар на шинах 220 кВ ПС 500 кВ Жезказган и трех устройств СТАТКОМ с диапазоном регулирования +/-200 Мвар на шинах 500 кВ ПС Нура, Агадырь и ЮКГРЭС. Ориентировочная стоимость данного варианта приведена в таблице 4.3.1.

Таблица 4.3.1- Стоимость установки СТАТКОМа по первому варианту.

Оборудование	Количество, шт	Стоимость, млн.тенге.
СТАТКОМ +/-100 Мвар	1	725
Ячейка выключателя 220 кВ	1	245
Ячейка трансформаторного оборудования 220 кВ 125 МВА	1	495
СТАТКОМ +/-200 Мвар	3	4350
Ячейка выключателя 500 кВ	3	1340
Ячейка трансформаторного оборудования 500 кВ 250 МВА	3	3135
Всего по подстанции:		2 058
Дополнительные затраты:
Благоустройство, временные здания и сооружения (2%):		205
ПИР (11%):		1130
Содержание Дирекции строительства (2%):		205
Прочие работы и затраты (5%):		515
Дополнительные затраты, всего:		2055
ИТОГО:		12345

Вариант 2: Установка устройства СТАТКОМ с диапазоном регулирования +/-100 Мвар на шинах 220 кВ ПС 500 кВ Жезказган и трех устройств СТАТКОМ с диапазоном регулирования +/-400 Мвар шинах 500 кВ ПС Нура, Агадырь и ЮКГРЭС. Ориентировочная стоимость данного варианта приведена в таблице 4.3.2.

Таблица 4.3.2 - Стоимость установки СТАТКОМа по второму варианту.
Оборудование	Количество, шт	Стоимость, млн.тенге
СТАТКОМ +/-100 Мвар	1	725
Ячейка выключателя 220 кВ	1	245
Ячейка трансформаторного оборудования 220 кВ 125 МВА	1	495
СТАТКОМ +/-400 Мвар	3	8700
Ячейка выключателя 500 кВ	3	1340
Ячейка трансформаторного оборудования 500 кВ 400 МВА	3	4725
Всего по подстанции:		3246
Дополнительные затраты:
Благоустройство, временные здания и сооружения (2%):		325
ПИР (11%):		1785
Содержание Дирекции строительства (2%):		325
Прочие работы и затраты (5%):		85
Дополнительные затраты, всего:		2520
ИТОГО:		18750

Вариант 3: Установка устройства СТАТКОМ с диапазоном регулирования +/-100 Мвар на шинах 220 кВ ПС 500 кВ Жезказган и трех устройств СТАТКОМ с диапазоном регулирования +/-600 Мвар шинах 500 кВ ПС Нура, Агадырь и ЮКГРЭС. Ориентировочная стоимость данного варианта приведена в таблице 4.3.3.

Таблица 4.3.3 - Стоимость установки СТАТКОМа по третьему варианту.
Оборудование	Количество, шт	Стоимость, млн.тенге.
СТАТКОМ +/-100 Мвар	1	725
Ячейка выключателя 220 кВ	1	245
Ячейка трансформаторного оборудования 220 кВ 125 МВА	1	495
СТАТКОМ +/-600 Мвар	3	13050
Ячейка выключателя 500 кВ	3	1340
Ячейка трансформаторного оборудования 500 кВ 3*267 МВА	9	8370
Всего по подстанции:		4 845
Дополнительные затраты:
Благоустройство, временные здания и сооружения (2%):		485
ПИР (11%):		2665
Содержание Дирекции строительства (2%):		485
Прочие работы и затраты (5%):		1 210
Дополнительные затраты, всего:		4 845
ИТОГО:		29 070

Расчет стоимости сооружения ВЛ 500 кВ

Расчет стоимости варианта с сооружением ВЛ 500 кВ Экибастузская – Агадырь – ЮКГРЭС рассмотрен ранее в разделе «Оценка экономической эффективности использования новых технологий»

По результатам расчетов выявлено, что из сравниваемых вариантов повышения пропускной способности НЭС Республики Казахстан дешевле оказывается вариант с применением устройств FACTS. По этой причине считаем целесообразным исключить вариант с сооружением новой связи 500 кВ и далее рассматривать установку FACTS как наиболее экономически эффективное мероприятие из рассмотренных в настоящем разделе.

Вариант покрытия дефицита мощности с использованием ГЭС стран Центральной Азии

Рассмотренные способы повышения пропускной способности транзита Север - Юг позволяют покрыть дефицит мощности южной части НЭС Республики Казахстан. Так, вариант с использованием СТАТКОМ позволяет повысить пропускную способность транзита Север – Юг на 600 МВт. Помимо этих способов проблема дефицита на юге НЭС Республики Казахстан может быть решена путем покупки недостающего объема электроэнергии у государств Центральной Азии, находящихся южнее Казахстана и располагающих многочисленными ГЭС с относительно недорогой вырабатываемой электроэнергией. Оценим стоимость (K _ЦА) такого варианта. В качестве средней цены на электроэнергию (Ц_ээ) примем 3000 тенге за 1 МВт·час. Суммарной продолжительностью прохождения максимума потребления (Т_год), в течение которого поставляется мощность (Р_ЦА) из стран Центральной Азии в объеме 600 МВт, считаем 730 часов в год. Стоимость рассчитываем, исходя из продолжительности срока покупки электроэнергии государств Центральной Азии 5 лет - с 2014 года по 2019 год включительно (к концу 2019 года завершится сооружение электропередачи 500 кВ Север – Восток - Юг, который пройдет через ПС 500 кВ Семей, Актогай, Талдыкорган, Алма). Получим:

K _ЦА = Ц_ээ· Р_ЦА·5· Т_год =600·3000·5·730 = 6570 млн. тенге.

Приведенный вариант полностью решает вопрос дефицита юга НЭС Республики Казахстан. Иными словами, обеспечивается балансовая надежность. Однако такое мероприятие никак не влияет пропускную способность электрических сетей Казахстана, и, следовательно, не повышает надежность электроснабжения дефицитного района. Ввиду того, что основной целью данной работы является разработка мероприятий для повышения пропускной способности сети, вариант обеспечения мощностью юга НЭС Республики Казахстан, поставляемой гидроэлектростанциями стран Центральной Азии, из дальнейшего рассмотрения исключается.

Стоимость мероприятий приведена в сравнительной таблице 4.3.4.

Таблица 4.3.4 - Стоимость мероприятий по повышению пропускной способности НЭС Казахстана.

Сооружение ВЛ 500 кВ

Создание автоматической всережимной системы управления на базе WAMS

Установка устройств FACTS

Стоимость варианта,

млн. тенге

100 310

12 690

29 070

41 760

Выводы

1. Обзор существующих устройств FACTS в области применения и использования показал, для исследования повышения пропускной способности ВЛ 220-500-1150 кВ НЭС Республики Казахстан необходимо рассматривать УСК, СТК, СТАТКОМ и УУПК.

2. Коэффициент эффективности размещения УСК на ПС Агадырь и ПС Актогай составляет 40-50%. Соответственно изменение мощности устройства реактивной мощности на 1 МВАр позволяет увеличивать пропускную способность транзита Север-Юг на 0, 4-0, 5 МВт. На подстанциях ПС Аврора, ПС Кокшетавская 1150 и ЕГПП транзита Казахстан-Урал составляет 25-35%, т.е. изменение мощности устройства реактивной мощности на 1 МВАр позволяет увеличивать пропускную способность транзита Казахстан-Урал на 0, 25-0, 35 МВт.

3. Подводя итог, необходимо отметить, что автоматическая всережимная система управления на базе WAMS позволяет повысить пропускную способность транзита Север - Юг НЭС Республики Казахстан приблизительно на 300 МВт. В случае использования устройств FACTS (СТАТКОМ), устанавливаемых на определенных выше подстанциях, показана возможность дополнительного повышения пропускной способности рассматриваемого транзита еще на 300 МВт. Отсюда следует, что технически целесообразно использовать эти рассмотренные мероприятия совместно: пропускная способность транзита в этом случае повышается на 600 МВт. Даже при совместной реализации этих вариантов их суммарная стоимость отличается от стоимости сооружения дополнительной ВЛ 500 кВ, рассмотренного в качестве альтернативы, более чем в два раза, что подтверждает их экономическую эффективность.

⇐ Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 910