VI. Применение вар компенсаторов

Реализация высокопроизводительных компенсаторов реактивной мощности позволяет электросетевым владельцам увеличить существующую пропускную способность сети при сохранении или улучшении операционной прибыли, необходимой для стабильности энергосистемы. В результате больше мощности может достигать потребителя с минимальными воздействиями на окружающую среду, после того, как значительно короче время реализации проекта, и при более низких инвестиционных расходах-по сравнению с альтернативой строительству новых линий электропередач или объектов электроэнергетики. Некоторые из примеров высокопроизводительных контроллеров реактивной мощности, которые были установлены и работают в энергосистемах, описаны ниже. Некоторые из этих проектов были под эгидой Энергетического научно-исследовательского института (EPRI), основанные на исследовательской программе по осуществлению разработок и содействию FACTS.

1) Продольная компенсация в 400-кВ системе передачи в Швеции: Передающая система 420-кВ между северной и центральной Швецией состоит из восьми линий с восемью продольными компенсаторами, имеющими общую мощность в 4800 Мвар. Степень компенсации для отдельных конденсаторных установок была выбрана таким образом, что обмен активными нагрузками (активной мощностью) между отдельными 420-кВ линиями, которые имеют различные конструкции, и параллельно соединенных 245-кВ сетями стали наиболее благоприятными. В оптимальной точке получены минимальные потери для всей сети. Снижение потерь по сравнению с некомпенсированным случаем окупили инвестиции в продольные компенсаторы за несколько лет. Еще одним преимуществом продольных компенсаторов в Шведских 420-кВ сетях является способность поставлять реактивную мощность и поддерживать напряжение во время и после больших нарушений. Рис. 3 показывает типичную компенсированную линию с продольными конденсаторами.

Выбранная степень компенсации составляет между 30% и 70% для отдельных наборов. При такой компенсации была достигнута стабильная передача более 7000 МВт на восьми параллельных линиях. Без продольной компенсации пять дополнительных линий было бы необходимо для передачи такого же количества энергии. Это конечно было бы недопустимым не только с инвестиционной точки зрения, но и с учетом воздействия на окружающую среду, правильного пути проблем и т.д. Опыт эксплуатации был очень хорошо. Общая недостаточность накопления конденсаторных установок была меньше, чем 0,1% в год. Другие недостатки также были незначительными и не вызывали прерывания обслуживания. Простая и надежная конструкция защитных и контрольных систем способствовали этому.

2) 500 кВ Виннипег-Миннесота Интерсвязь (Канада-США): Northern States Power Co (NSP) Миннесоты эксплуатирует SVC в своей 500-кВ сети передачи между Виннипег, MB, Канада и Миннесота. Это устройство расположено на подстанции Форбс в Миннесоте и показано на рис. 30.

Целью является повышение возможности обмена мощностью на существующих переда линиях электропередач. Это решение было выбрано вместо строительства новой линии, как было установлено выше в отношении увеличения преимущества использования, а также пониженным воздействием на окружающую среду. С SVC в эксплуатации возможность передач электроэнергии была увеличена примерно на 200 МВт. Система имеет динамический диапазон в 450 Мвар индуктивности на 1000 Мвар емкости на 500 кВ, что делает ее одной из крупнейших в своем роде в мире. Она состоит из SVC и двух 500-кВ, 300-Мвар механически включенных наборов конденсаторов (MSCs). Большая индуктивная способность SVC должна контролировать перенапряжения при потере питания от входящего HVDC в северной части 500-кВ линии. SVC состоит из двух TSRs и трех TSCS. Кроме того, SVC был разработан, чтобы противостоять кратким (200 мс) перенапряжениям до 150% от номинального напряжения.

Без SVC передача электроэнергии и мощности NSP сети будет сильно ограничена, либо из-за чрезмерных колебания напряжения после определенных неисправностей, лежащих в основе 345-кВ системы, или к тяжелым перенапряжения при потере подачи питания от HVDC линий, приходящих из Манитобы.

3) Намибийская протяженная линия электропередач приводит к необычному резонансу; Новый SVC решил проблему: Намибия расположена в юго-западной Африке, между Анголой, Ботсваной, Южной Африкой и Атлантическим океаном. В то время как строительство новой 400-кВ линии принесло надежное электроснабжение в Намибии, так же не обошлось и без неприятностей. Линии длиной 890 км, например, ухудшила определенные проблемы, главным образом нестабильность напряжения и около 50-Гц резонанс, который уже существовали в NamPower системе. Для решения проблемы несколько решений рассматривались как ответ на резонансные проблемы, в том числе фиксированные и переключаемые реакторы, прежде чем принять решение установить устройство FACTS на Ауаской подстанции. И, наконец, предпочтение было отдано обычной, проверенной технологии SVC, который показан на рис. 31, при условии, на три TCR, четвертый постоянно под напряжением TCR, и двух идентичных с двойной настройкой фильтров, каждый мощностью 40 МВАр. Фильтры отвечают за гармоники и поставку емкостной реактивной мощности в стационарном режиме.

SVC имеет динамический диапазон в 330 Мвар (250 Мвар индуктивной до 80 Мвар емкостной) и устанавливается в первую очередь для контроля напряжения в системе. Высокая доступность является существенным для SVC системы. Если по какой-либо причине он должен был выведен из эксплуатации, то 400-кВ система не смогла бы работать без риска опасных перенапряжений. как В результате, показатель доступности 99.7% был определен, и это сильно повлияло на дизайн, качество, функциональность и расположение ее компонентов и подсистем, а также SVC схемы в целом.

Необходимые емкостные Мвары обеспечиваются двумя 40-Мвар фильтровыми наборами. Каждый фильтр имеет двойную настройку на третью/пятую гармоники и связан в незаземленной конфигурацией. Двойная настраиваемая конструкция была выбрана для обеспечения достаточной фильтрации даже в случае, когда один из фильтров становится неисправным.

4) Тоннельная железнодорожная линия: Сегодня это возможно путешествовать между Лондоном - Великобритания и Парижем - Франция всего за два часа при максимальной скорости в 300 км / час. Железнодорожная энергосистема предназначена для питания нагрузки в диапазоне 10 МВт. Система питания тяги это современное 50-Гц, 2-25 кВ питание автотрансформаторной схемы, обеспечивающей низкое падение напряжения вдоль линии тяги. Мощность понижается из сети напрямую через трансформаторы подключенные между двумя фазами. Главной особенностью этой системы питания, показанной на рис. 32, является SVC поддержка.

Основная цель Вар -это балансировка несимметричных нагрузок и поддержание железнодорожного напряжения в случае загрузки питающей станции, когда две секции должны быть запитаны от одной станции. Вторая цель SVC-это обеспечение низкого тарифа для активной мощности путем поддержания единства коэффициента мощности при нормальной работе. В-третьих, SVCs уменьшают гармоническое искажение путем фильтрации гармоник от тяговой нагрузки. Гармоническая компенсация важна, потому что строгие ограничения применяется к вкладу системы тяги к гармоническим уровням Supergrid в точке подключения. SVC для поддержки напряжения связаны только на стороне тяги соединением силовых трансформаторов. Supergrid трансформаторы для питания тяги имеют две последовательно соединенные обмотки среднего напряжения, каждая со своей заземленной средней точкой. Это приводит к двум напряжениям, 180 друг от друга, между обмотками и землей. SVC, связаны через эти обмотки и, следовательно, есть одинаковые однофазные SVC, связывающие фидер с землей и контактную сеть с землей. Тяговая нагрузка до 120 МВт включена между двумя фазами. Без компенсации это будет в результате около 2% обратной последовательности фаз напряжения. Чтобы избежать несбалансированной нагрузки, устройство для балансирования нагрузки (асимметрично контролируемый SVC) было установлено ​​на подстанции Селиндж. Оно имеет трехфазное подключение к сети. Устройство для балансировки нагрузки передает активную мощность между фазами с целью создания сбалансированной нагрузки (как показано Supergrid).

5) Статический компенсатор (СТАТКОМ) "регулятор напряжения" 100- МВАр СТАТКОМ на подстанции Суливан (TVA) в северо-восточном штате Теннесси: Подстанция Суливан питается от 500-кВ электрической сети и по четырем 161-кВ линиям, которые связаны между собой через 1200-МВА трансформатор. Семь дистрибьюторов и один крупный промышленный клиент обслуживаются от этой подстанции. СТАТКОМ, показанный на рис. 33, осуществляется на инверторе с 48 импульсами, двумя уровнями напряжения, который объединяет 8 шестипульсовых трехфазных инверторных мостов, каждый номиналом на 12,5 МВА.

Кроме того, система содержит один понижающий трансформатор, имеющий соединение звезда-треугольник по отношению к паре инвертора 161-кВ линии электропередачи и центральной системы управления с интерфейсом оператора. Система СТАТКОМ находится в одном здании, которое стандартного коммерческого дизайна с металлическими стенами и крышей и размерами 27,4* 15,2 м. СТАТКОМ регулирует 161-кВ напряжение на шине во время увеличения ежедневной нагрузки, чтобы минимизировать активацию изменения механизма сигнала на трансформаторном наборе, который соединяет две системы мощности. Использование этого Вар компенсатора для регулирования напряжения на шине привело к сокращению от смены использование крана примерно с 250 раз в месяц до 2-5 раза в месяц. Механизмы изменения сигнала склонны к провалу, и оценочная стоимость каждого отказа составляет около $ 1 млн. долл. США. Без СТАТКОМ передающие компании будут вынуждены либо установить второй трансформатор, либо построить пятую 161-кВ линию в этой области; обе являются дорогостоящими альтернативами.

6) UPFC "Все параметры передачи контроллера ": 160-МВА поперечная и 160-МВА продольная на подстанции Инес (AEP), Северо-восточная Вирджиния: Нагрузка области Инес имеет потребляемую мощность около 2000 МВт и питается от длинной и сильно загруженной 138-кВ линии электропередачи. Это означает, что во время нормальной поставки мощности, есть очень маленький край стабильности напряжения для системных непредвиденных обстоятельств. Однократный непредвиденные отключения в области отрицательно скажутся на основной 138-кВ системе и, в некоторых случаях, второе непредвиденное будет невыносимым, в результате обширной территории отключения. Для надежного электроснабжения в районе Инес требуется эффективная поддержка напряжения и добавление объектов стационарного питания. Система исследования выявила усиленный план, который включает в себя, среди прочего, следующие системные обновления:

1) строительство новой двухцепной высокой емкости 138-кВ линии от Биг Сенди до подстанции Инес;

2) установка FACTS контроллера, чтобы обеспечить динамическую поддержку напряжения на подстанции Инес и для обеспечения полного использования новой высокой пропускной способности линии.

UPFC удовлетворяет всем этим требованиям, обеспечивая независимый динамический контроль электропередачи, а также активный и реактивный поток мощности. UPFC установка (см. рис. 34) состоит из двух идентичных трехфазных 48-импульсных, 160-МВА источников напряжения инверторов, соединенных с двумя наборами конденсаторов постоянного тока.

При таком расположении возможны следующие режимы работы. Инвертор 1 (подключенный параллельно) может работать как СТАТКОМ, либо с одним из двух главных шунтирующих трансформаторов, в то время как инвертор 2 (соединенный последовательно) работает как SSSC. Кроме того, преобразователь 2 может быть подключен к запасному шунтирующему трансформатору и работать как дополнительный СТАТКОМ. С последней конфигурацией огромный реактивный шунт мощностью 320 МВА был бы доступен, необходимый для поддержания напряжения в некоторых непредвиденных обстоятельствах передачи в области Инес. Ожидаемые выгоды от установленных UPFC следующие:

1) Поддержка динамического напряжения на подстанции Инес, чтобы предотвратить просадку напряжении двойными резервными условиями передачи.

2) Гибкость и независимого контроля потока активной и реактивной мощности на новой высокой емкости (950-МВА тепловой номинал) 138-кВ линии электропередачи.

3) Снижение реальных потерь электроэнергии более чем на 24 МВт, что эквивалентно снижению выбросов СО около 85 000 тонн в год.

4) Более чем на 100 МВт увеличение мощности передачи и отличная поддержка напряжения на шинах Инес.

7) Обратимый статический компенсатор (CSC) в Нью-Йоркской 345-кВ передающей системе: CSC универсальные и реконфигурируемые устройства на основе технологии FACTS были разработаны, испытаны и введены в эксплуатацию в Нью-Йоркской 345-кВ передающей системе. CSC, как показано на рис. 35, состоит из двух 100-MVA VSCS, которые могут быть сконфигурированы и управляются либо как СТАТКОМ, SSSC, UPFC, или IPFC.

Установка CSC на Нью-Йоркской Энергетической Администрации (NYPA автора) Marcy 345-кВ подстанции состоит из 200-МВА шунтирующего трансформатора с двумя одинаковыми вторичными обмотками и двух 100-МВА последовательных трансформаторов связи для устройств в двух 345-кВ линиях. CSC обеспечивает контроль напряжения на 345-кВ шинах Марси, улучшая передачу мощности и превосходное управление потоками мощности на двух 345 кВ линиях, покидая подстанцию Марси: Marcy-Новой Шотландия линия и Марси-Coopers Corner линия.

Каждый источник напряжения инвертора рис. 33 имеет 12 трехуровневых NPC полюса, подключенных к общей шине постоянного тока. Инверторный полюс выходов подключаются к промежуточным трансформаторам, которые синтезируют трехфазный почти синусоидальный 48-импульсный сигнал напряжения, который связан в системе передачи.