WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


На правах рукописи

Зильберман Самуил Моисеевич

МЕТОДИЧЕСКИЕ И ПРАКТИЧЕСКИЕ ВОПРОСЫ ПОЛУВОЛНОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Специальность 05.14.02 – электростанции и электроэнергетические системы

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Красноярск - 2009

Работа выполнена в ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Сибири и филиале ОАО «НТЦ Электроэнергетики» – Сибирском НИИ Энергетики

Научный консультант: доктор технических наук, профессор Самородов Герман Иванович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Дулесов Александр Сергеевич доктор технических наук, профессор Постолатий Виталий Михайлович доктор технических наук, профессор Фишов Александр Георгиевич

Ведущая организация: Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, г. Иркутск

Защита диссертации состоится 16 декабря 2009 г. в 14 часов на заседании диссертационного совета ДМ 212.099.07 ФГОУ ВПО «Сибирский федеральный университет» по адресу: г. Красноярск, ул. акад. Киренского 26, ауд. Ж – 115.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Политехнического института Сибирского федерального университета.

Отзывы (в двух экземплярах, заверенные гербовой печатью) просим направлять в диссертационный совет Д 212.099.07 по адресу: 6600г. Красноярск, ул. акад. Киренского 26, ПИ СФУ, ученому секретарю; факс (391) 243-06-92 (для кафедры ТЭС); e-mail: boiko@krgtu.ru

Автореферат разослан " " 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета канд. техн. наук, доцент Бойко Е.А.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ



Актуальность темы. Растущий интерес в ряде стран мира к проблеме транспорта больших потоков мощности на сверхдальние расстояния 2000–4000 км определяется возможностью создания источников дешевой электроэнергии, удаленных от центров нагрузки. Так, в Центральной Африке рассматривается сооружение комплекса ГЭС общей мощностью свыше 50 ГВт с передачей части мощности в Южно-Африканскую Республику на расстояние порядка 3000 км. В Бразилии на притоках Амазонки возможно создание нескольких ГЭС суммарной мощностью, достигающей 50 ГВт, с необходимостью ее выдачи в промышленно-развитые районы на расстояния 2000–2500 км. В Юго-Западной части Китая планируется сооружение ряда крупных ГЭС общей мощностью свыше 30 ГВт с осуществлением ее выдачи в дефицитные восточные районы на расстояния порядка 3000 км.

Особый интерес к проблеме сверхдальнего транспорта электроэнергии существует в России. При формировании ЕЭС России важное место занимает задача усиления электрических связей между ее европейской и азиатской секциями. В Энергетической Стратегии России на период до 2020 года подчеркивается, что развитие межсистемных электропередач (ЭП) 500–1150 кВ для повышения эффективности и надежности параллельной работы ОЭС Сибири с энергосистемами Европейской части ЕЭС (ЕЕЭС) является одной из стратегических задач электроэнергетики.

При развитии ЕЕЭС России приходится преодолевать значительный дефицит собственных энергоресурсов, ограниченность маневренных мощностей, а также изношенность оборудования. В то же время в Сибири существуют значительные потенциальные возможности по созданию избытков электроэнергии, которые могут быть привлечены в ЕЕЭС. Речь идет о сооружении ГРЭС на канско-ачинских углях с использованием экологически чистых технологий, строительстве новых ГЭС на Енисее, а также создании КЭС в Тюменском регионе с использованием низконапорного газа, остающегося в вырабатывающихся месторождениях. Привлечение электроэнергии из Сибири в ЕЕЭС наряду с сооружением здесь АЭС и ТЭС будет обеспечивать комплексный характер развития ЕЭС.

Другой путь повышения эффективности работы ЕЭС России заключается в привлечении неиспользуемых мощностей ГЭС Сибири для решения проблемы маневренных мощностей в ЕЕЭС. Суточный режим электропотребления в ЕЕЭС отличается значительной неравномерностью при сравнительно малой доле ГЭС, что делает проблему покрытия переменной части графика нагрузки исключительно острой. Что касается Сибири, то, с одной стороны, режим е электропотребления отличается высокой плотностью суточного графика нагрузки, а с другой стороны, доля ГЭС в структуре генерирующих мощностей составляет почти 50%, что обусловливает наличие значительной неиспользуемой мощности ГЭС. Поэтому целесообразно создание маневренной электропередачи, с помощью которой в период дневного и вечернего максимумов в ЕЕЭС привлекается мощность сибирских ГЭС. При прохождении дневного и ночного провалов в ЕЕЭС полученная электроэнергия будет возвращаться по этой же связи в ОЭС Сибири, и за счет соответствующей разгрузки агрегатов ГЭС будет скомпенсирован расход воды, который потребовался для выработки электроэнергии, переданной в ЕЕЭС. Такое решение проблемы маневренных мощностей позволяет снизить потребность во вводе ГАЭС, намечаемых в ЕЕЭС в связи с планируемым сооружением АЭС нового поколения.

Необходимо также иметь в виду имеющиеся возможности экспорта электроэнергии из России. Весьма перспективна передача сравнительно дешевой электроэнергии в ЕЭС Украины от тепловых электростанций, которые могут быть сооружены в Тюменском регионе с ориентацией на использование низконапорного газа. Имеются также предпосылки привлечения гидроресурсов Востока в страны Северо-Восточной Азии. В этом отношении наиболее эффективным является намечаемый к сооружению Южно-Якутский гидроэнергетический комплекс. Электроэнергетика Южной Кореи и Китая, бурно развиваясь уже не одно десятилетие, испытывает трудности с созданием новых генерирующих мощностей и особенно ГЭС. Поэтому взаимовыгодным является сооружение в эти регионы электропередач протяженностью 2500–3000 км.

При современном уровне развития техники передачи электроэнергии проблема сверхдальнего транспорта может быть решена с помощью ЭП сверхвысокого напряжения (СВН) как постоянного, так и переменного тока.

Для решения этой проблемы наиболее эффективно использовать полуволновую технологию передачи электроэнергии. Полуволновые ВЛ (ПВЛ) обладают двумя замечательными качествами, которые определяют их преимущество перед компенсированными линиями переменного тока. Первое качество заключается в том, что такая линия не имеет ограничений на передаваемую мощность по условию устойчивости в силу того, что ее реактивное сопротивление равно нулю. Второе качество состоит в том, что ПВЛ сбалансирована по реактивной мощности и для ее работы не требуется установки компенсирующих устройств.

Систематические исследования в области полуволновых ЭП (ПЭП) начали проводиться в Сибирском НИИ Энергетики (СибНИИЭ) с 1956 года под руководством д.т.н., профессора В.К. Щербакова. В результате исследований, проведенных совместно с другими организациями страны, были созданы научно-технические основы ПЭП, обоснована их техническая осуществимость и экономическая эффективность. Неоценимую роль в доказательстве работоспособности таких ЭП сыграли комплексные испытания полуволновой электропередачи в 1967 году в сети 500 кВ ЕЕЭС СССР под руководством объединенного диспетчерского управления, когда по полуволновой линии 500 кВ Волгоград – Москва – Челябинск длиной 2858 км успешно передавалась мощность 1050 МВт.

Вместе с тем необходимо констатировать, что слабой стороной проведенных исследований в области полуволновой технологии являлся неполный учет технических ограничений и условий, вытекающих из характера работы ПЭП в составе энергообъединения в нормальном режиме и при его нарушениях. Своего разрешения требует задача обеспечения надлежащего уровня режимной и балансовой надежности энергообъединения при работе в его составе ПЭП. Существует также потребность в определении схемнорежимных характеристик и технико-экономических параметров для новых типов и схем полуволновых электропередач и оценке их системной эффективности. Наконец, необходимо провести сравнительный анализ технико-экономических показателей ПЭП с учетом аспектов надежности, уточнить их роль в развитии электроэнергетики страны и оценить эффективность их использования за рубежом. Такое состояние рассматриваемой проблемы диктует необходимость теоретического обобщения и дальнейшего развития методических и практических вопросов полуволновой технологии передачи электроэнергии.

Объект исследований: электропередачи полуволнового типа сверхвысокого напряжения, предназначенные для транспорта больших потоков мощности и электроэнергии на расстояния 2000 – 4000 км.

Предмет исследований: схемно-режимные характеристики и техникоэкономические показатели полуволновых электропередач.

Цель работы заключается в обосновании схемно-режимных характеристик, технико-экономических показателей и экономической эффективности полуволновых электропередач с учетом аспектов надежности при их работе в составе энергообъединения.

Для достижения цели решались следующие задачи:

анализ и обобщение ранее полученных результатов в области полуволновых электропередач;

исследование условий работы полуволновой электропередачи в составе ЕЭС России в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах;

разработка схемно-режимных мероприятий, обеспечивающих высокий уровень надежности полуволновых электропередач;

проведение сравнительного анализа технико-экономических показателей полуволновых электропередач, выяснение их роли в развитии электроэнергетики страны и оценка эффективности их использования в других регионах мира.

Методика проведения исследований. Работа основана на общей теории функционирования электроэнергетических систем, принципах анализа электрических цепей с распределенными параметрами и на фундаментальных разработках в области полуволновой технологии передачи электроэнергии.

Научная новизна в целом заключается в разработке методических основ для исследования и проектирования ПЭП с учетом аспектов надежности при их работе в составе энергообъединения. К числу отдельных результатов, обладающих новизной, относятся:

Обоснование физически интерпретируемых структуры и параметров схем замещения полуволновых и околополуволновых линий для анализа нормальных режимов и расчетных схем для исследования анормальных режимов ПЭП.

Разработка методики анализа условий функционирования ПЭП в составе энергообъединения в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах.

Обоснование критерия оценки режимной надежности, позволяющего ранжировать варианты при их сравнительном анализе.

Обоснование критерия экономической эффективности электропередач с учетом фактора надежности.

Разработка метода оптимизации конструктивных параметров полуволновых линий.

Практическая ценность работы в целом заключается в обосновании высокого уровня надежности и экономической эффективности полуволновой технологии передачи электроэнергии. Отдельные результаты, представляющие практическую ценность, состоят в том, что:

Разработаны надежные и экономичные схемы полуволновых связей на напряжении 750–1150 кВ пропускной способностью 3000–6000 МВт, которые могут быть реализованы в ближайшей перспективе.

Исследована работа ПЭП в составе ЕЭС России на уровне 2020 года и даны рекомендации по выбору ее перегрузочной способности и ее управлению в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах.

Обоснована простейшая система защиты ПЭП от перенапряжений и показана на основе вероятностного подхода практическая безопасность работы линейной изоляции в режимах резонансных коротких замыканий и качаний.

Показана экономическая эффективность использования полуволновой технологии для передачи электроэнергии в России и за рубежом.

Основные положения, выносимые на защиту:

Методические рекомендации по составлению расчетных схем для анализа нормальных и анормальных режимов ПЭП.

Методика исследования условий, обеспечивающих надежное функционирование ПЭП в составе энергообъединения.

Рекомендации по обеспечению устойчивой работы ПЭП 1150 кВ в составе ЕЭС России в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах.

Критерий экономической эффективности для сравнительного анализа различных вариантов ЭП с учетом фактора надежности.

Схемы ПЭП для реализации в ближайшей перспективе, обеспечивающие балансовую и режимную надежность.

Результаты сопоставительного анализа различных вариантов электроснабжения европейской части страны.

Экономически и технически обоснованные предложения по использованию полуволновой технологии для экспорта электроэнергии из России и в других регионах мира.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на: рабочем совещании в ОДУ ОЭС Сибири (г. Кемерово, 2001г.), Всероссийской научно-технической конференции “Энергосистема: управление, качество, безопасность“ (г. Екатеринбург, 2001г.), международной конференции “Энергетическое сотрудничество в Северо-Восточной Азии” (г. Иркутск, 2002г.), международной научно-технической конференции “Передача энергии переменным током на дальние и сверхдальние расстояния” (г. Новосибирск, 2003г.), Всероссийской научно-практической конференции “Достижения науки и техники – развитию сибирских регионов” (г. Красноярск, 2003г.), второй Всероссийской научно-технической конференции “Энергосистема: управление, качество, конкуренция“ (г. Екатеринбург, 2004г.), международной конференции «Энергетика Молдовы -2005» (г. Кишинев, 2005), на международной конференции по передаче и распределению электроэнергии (St.Peterburg PowerTech 2005, Санкт-Петербург, 2005г., 6-ом международном научном форуме ”Перспективные задачи инженерной науки ” (г. Гонконг, 2005г.), Всероссийской научно-практической конференции ” Технологии управления режимами энергосистем 21 века“, (г. Новосибирск, 2006г.), международной конференции « Инвестиционный потенциал республики Саха (Якутия) – восточный вектор развития России» совместно с 5-ой международной конференцией « Энергетическая кооперация в Азии: механизмы, риски, барьеры» (г. Якутск, 2006г.), 8-ой международной научно-технической конференции по методам анализа надежности электрических систем (Conference on PMAPS-Probability Methods Applied to Power Systems, г. Стокгольм, 2006г.), третьей международной научнотехнической конференции «Энергетика, экология, энергосбережение, транспорт» (г. Омск, 2007г.), российско-южноафриканском научнотехническом семинаре «Передача электроэнергии сверхвысокого напряжения на сверхдальние расстояния» (Москва, 2007г.), на Всемирном инженерном съезде (World Engineers’ Convention – 2008), состоявшемся в декабре 2008 года в Бразилии (г. Бразилиа).

Публикации. По теме диссертации автором опубликовано 33 печатные работы, в том числе 10 в реферируемых российских журналах и 18 в сборниках всероссийских и международных конференций.

Личный вклад автора: автору принадлежит анализ и обобщение ранее полученных результатов в области полуволновой технологии передачи электроэнергии; обоснование и разработка положений, определяющих научную новизну и практическую значимость работы; разработка методических основ для исследования и проектирования ПЭП с учетом аспектов надежности при их работе в составе энергообъединения; обоснование критериев оценки режимной надежности и экономической эффективности с учетом фактора надежности; проведение анализа схемно-режимных и технико-экономических показателей полуволновых электропередач, выяснение их роли в развитии электроэнергетики страны и оценка эффективности их использования в других регионах мира.

Структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, заключения, списка используемой литературы из 225 наименований.

Работа изложена на 363 страницах основного текста, содержит 191 рисунок и 41 таблицу.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении отражены постановка проблемы и обоснование необходимости ее решения в современных условиях.

В разделе 1 дается общая характеристика полуволновой технологии передачи электроэнергии. К началу исследований в СибНИИЭ в области ПЭП техника дальних электропередач овладела расстояниями порядка 1000 км, напряжением 500 кВ переменного тока, пропускной способностью до 1000 МВт. Однако уже тогда стояла проблема передачи мощностей 5000 – 6000 МВт на расстояния 2000 – 3000 км. Проведенные в то время в нашей стране исследования по выявлению возможности создания сверхдальних ЭП переменного тока, в качестве которых рассматривались компенсированные ЭП, дали пессимистические результаты относительно экономических характеристик таких электропередач.

В этот период было выдвинуто положение о безусловном техническом и экономическом преимуществе постоянного тока при осуществлении транспорта энергии с Востока страны на Запад. Таким образом, к моменту, когда в СибНИИЭ начались исследования в области ПЭП, сформировалась точка зрения, что решение проблемы сверхдальнего транспорта электроэнергии следует осуществлять на постоянном токе.

Исследования, проводимые в СибНИИЭ, охватывали широкий круг вопросов методического и практического характера (табл.1). Успех исследований на первом этапе во многом определился созданием и вводом в эксплуатацию в 1958 году электродинамической модели. При анализе режимов сверхдальних ЭП экспериментальный метод, основанный на использовании электродинамической модели, оказывался в ряде случаев единственно возможным.

Особо следует отметить проведение натурных испытаний ПЭП. В 19году Технический Совет Минэнерго и Государственный Комитет по Науке и Технике (ГКНТ) в соответствии с предложением СибНИИЭ рассмотрел и утвердил техническую программу испытаний ПЭП в сетях 500 кВ ЕЕЭС.

В апреле 1967 года были проведены натурные испытания ПЭП 500 кВ Волгоград – Москва – Куйбышев – Челябинск. Сверхдальняя ЭП работала устойчиво во всем диапазоне изменения нагрузки. Управление режимами ПЭП каких-либо затруднений не вызвало. Впервые в истории развития мировой электроэнергетики удалось передать мощность свыше 1000 МВт на расстояние почти 3000 км.

На первом этапе исследования, проводимые в СибНИИЭ и других организациях страны в области сверхдальних электропередач полуволнового типа, были сосредоточены, в основном, на анализе схемно-режимных характеристик в нормальных режимах и статической устойчивости при рассмотрении ПЭП как изолированного объекта.

Таблица 1. Исследования в области полуволновых ЭП ПЭП как элемент энергообъединения ПЭП как изолированный объект 1971-1990: Вопросы Этапы функционирования в 1991-2008: Аспекты надежности и 1956-1970 нормальных, аварийных эффективность использования в и послеаварийных России и за рубежом режимах 1. Анализ нормальных 1. Анализ 1. Анализ и обобщение ранее режимов. нормальных, полученных результатов 2. Доказательство аварийных и 2. Создание методики оценки работоспособности. послеаварийных режимной и балансовой 3. Схемы настройки. режимов. надежности.

4. Обоснование схем и 2. Внутренние 3. Разработка предложений по параметров по перенапряжения и повышению надежности.

нормальным режимам. защита от них. 4. Совершенствование схем по Основ- 5. Оценка 3. Релейная защита и требованиям надежности и ные экономической линейная автоматика. оптимизация параметров.

вопросы эффективности. 4. Корректировка схем 5. Обоснование критерия и параметров по экономической эффективности условиям электропередач с учетом фактора функционирования в надежности.

энергообъединении. 6. Оценка экономической 5. Технические эффективности использования требования к ПЭП в России и за рубежом.

оборудованию.

Пакет программ на ЭВМ для анализа нормальных режимов, Инстру- Программы на базе персональных Электродинамическая устойчивости, мент компьютеров для оптимизации модель, аналитические несимметричных исследо- параметров, анализа надежности и методы установившихся ваний экономической эффективности режимов и переходных электромагнитных процессов 1. Предложения для выдачи мощности Амазонских ГЭС (1992).

1. Всесоюзное 2. НИР «Создание электрич. связи совещание (1961). 1. ТЭД между Сибирью и ЕЕЭС» (1997).

«Формирование ЕЭС 3. ТЭО « ПЭП Сибирь – Китай» 2. Технико- с ПЭП и ППТ» (1975).

(1998) экономический 4. НИР « Повышение пропускной доклад (1966). 2. ТЭО «ПЭП 1150 кВ способности электрической сети на 13,5 ГВт в Главные Сибирь - Урал - ЕЕЭС на период до 3. Натурные направлении Итат – события 2010 года» (2002).

испытания в сети Урал – Юг» (1980).

5. МНТК “Передача энергии на 500 кВ (1967).

дальние и сверхдальние расстояния” 3. ТЭД « ПЭП 1800 кВ (2003, Новосибирск).

4. Семинар по на 12-16 ГВт Итат – 6. Российско-южноафриканский настроенным Центр» (1985).

семинар «Передача электроэнергии электропередачам на сверхдальние расстояния» (2007, (1969).

Москва, ФА по науке и инновациям).

В 70-х годах начинается второй этап для исследования вопросов функционирования таких электропередач в составе энергообъединения в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах. На этом этапе исследования проводились, как правило, с использованием цифровых вычислительных машин. Для этой цели было разработано соответствующее программное обеспечение.

В 1975 году в качестве заключения по многолетним исследованиям по проблеме передачи энергии на сверхдальние расстояния переменным током СибНИИЭ выпустил технико-экономический доклад "Формирование ЕЭС СССР с транспортными передачами постоянного и переменного тока". В результате обсуждения этого доклада на секции электроэнергетики Научного Совета ГлавНИИпроекта было принято решение о выполнении институтом "Энергосетьпроект" совместно с СибНИИЭ ТЭО транспортной электропередачи полуволнового типа для выдачи мощности Итатских ГРЭС в европейские районы страны. В 1977–80 г.г. ТЭО настроенной электропередачи напряжением 1150 кВ и передаваемой мощностью 13,5 ГВт в направлении Итат – Урал – Юг было выполнено одновременно с ТЭО ППТ напряжением ±1125 кВ такой же мощности, по этой же трассе и проведено сравнение этих вариантов. Впервые в мировой практике были выполнены проекты ППТ напряжением ±1125 кВ и ПЭП напряжением 1150 кВ, которые подтвердили эффективность полуволновой технологии передачи электроэнергии.





Период 1991 – 2008 годов относится к третьему этапу в области исследования ПЭП. Интерес к полуволновым ЭП за рубежом потребовал более тщательной проработки схемно-режимных и технико-экономических вопросов с учетом аспектов надежности. Усилия автора данной работы были направлены на дальнейшее развитие методических и практических вопросов полуволновой технологии передачи электроэнергии.

Основы полуволновой технологии передачи электроэнергии. При современном уровне развития техники передачи электроэнергии проблема сверхдальнего транспорта может быть решена с помощью ЭП сверхвысокого напряжения как постоянного, так и переменного тока (рис.1). ППТ, включающие в свой состав выпрямительную и инверторную подстанции и ВЛ, как правило, биполярную, наиболее приспособлены для сверхдальнего транспорта электроэнергии.

а) б) Рис. 1. Принципиальные схемы сверхдальних ЭП: а – ППТ; б - ПЭП Проблема сверхдальнего транспорта электроэнергии на переменном токе наиболее эффективно решается путем использования ПЭП, в состав которых входят концевые подстанции и полуволновая ВЛ. При частоте 50 Гц длина ПВЛ составляет приблизительно 2900 км, а при 60 Гц – 2400 км.

Если длина линии отличается от полуволновой, то придать ей свойства полуволны можно путем включения в концевых пунктах устройств реактивной мощности (УРМ), обеспечивающих настройку на полуволну, если длина линии меньше полуволновой, и компенсацию до полуволны, если длина линии значительно больше полуволны. Практически работа линии в полуволновом режиме обеспечивается без применения УРМ в диапазоне длин 300 км.

ПВЛ обладает рядом необычных свойств, которые отличают ее от обычных линий переменного тока. Отметим семь из них:

1) Независимость фазового сдвига между напряжениями по концам линии от передаваемой мощности.

2) Тождественность ПВЛ по критерию устойчивости с линией нулевой длины.

3) Идентичность ПВЛ по способу изменения потока мощности с линией постоянного тока.

4) Сбалансированность по реактивной мощности во всех режимах.

5) Прямо пропорциональная зависимость напряжения в середине линии от передаваемой мощности.

6) Главенствование критерия допустимого уровня напряжения над критерием устойчивости при расчете пропускной способности ПВЛ.

7) Возможность шунтирования ПВЛ в средней точке.

Уже только перечень необычных свойств полуволновых линий говорит о том, что решение теоретических и практических вопросов таких линий требует специального подхода. На рис.2 приведена принципиальная схема сверхдальней ЭП полуволнового типа напряжением 1150 кВ.

Рис. 2. Принципиальная схема ПЭП 1150 кВ:

1 – автотрансформатор 1150/500 кВ; 2 - выключатель 1150 кВ;

3 - шунтирующий выключатель 1150 кВ; 4 - защитный аппарат типа ОПН-1150;

5 - фазорегулирующий трансформатор 500/500.

Для ПЭП напряжением 1150 кВ используется, в основном, оборудование, предназначенное для дальних ЭП 1150 кВ, и требуется дополнительно разработать фазорегулирующий трансформатор (ФРТ) на напряжение 500 кВ.

Перспективы применения ПЭП. В таблице 2 дана характеристика гидро- энергетических комплексов (ГЭК) и топливно-энергетических комплексов (ТЭК), а также протяженность сверхдальних ЭП, создание которых возможно в мире либо в ближайшей, либо в более отдаленной перспективе.

Таблица 2. Потребность в мире в сверхдальнем транспорте электроэнергии Энергетический комплекс и его Направление и дальность передачи предполагаемая мощность мощности 1. Центрально-Африканский ГЭК в Южно-Африканская Республика, бассейне р. Инга (50 ГВт) 3000-3500 км 2. Западно-Бразильский ГЭК в Юго-Восточная часть Бразилии, 2000бассейне р. Амазонка (50 ГВт) 2500 км 3. Юго-Западный Китайский ГЭК в Восточный Китай, 3000 км бассейне р. Янцзы (30 ГВт) 4. ТЭК в Северо-Центральной части Западная и Восточная части США, США на углях открытой разработки 2000-2500 км (100 ГВт) 5. Тюменский ТЭК на газе, включая Европейская часть России, Украина, низконапорный газ отработавших 3000-3500 км крупных месторождений (30 ГВт) 6. КАТЭК на углях открытой Европейская часть России, Северный разработки (50 ГВт) и Восточный Китай, 3000-3500 км Европейская часть России, 7. Енисейский ГЭК (30 ГВт) 3000-3500 км 8. Южно-Якутский ГЭК (10 ГВт) Южная Корея, Китай, 2500-3000 км Будущее сверхдальних ЭП напрямую связано с темпами и направлениями развития электроэнергетики нашей страны и других регионов мира, а масштабы их использования зависят от их надежности и технико-экономических показателей.

В разделе 2 дается обобщение результатов, связанных с расчетами нормальных режимов в сверхдальних линиях, а также приводятся оригинальные результаты, касающиеся особенностей схем замещения полуволновых и околополуволновых линий и работы ПЭП в составе энергообъединения.

Традиционная П-образная схема замещения, хорошо отражающая физические процессы при длинах линии не более четверть волны, для сверхдальних линий создает ряд неудобств. Так, для ПВЛ продольное активное сопротивление оказывается отрицательным, а поперечные проводимости имеют чрезмерно большую величину. Обоснование схем замещения для полуволновых и околополуволновых линий требует специального подхода, который основывается на введении в схему замещения идеального трансформатора с коэффициентом трансформации равным минус единице, названного в работе полуволновым трансформатором (Т ). На рис.3 приведено эквивалентное преобразование ПВЛ, в результате которого она подразделяется на два каскадно соединенных элемента, а именно полуволновый трансформатор и модифицированную ПВЛ, состоящую в свою очередь из каскадно соединенного полуволнового трансформатора и самой ПВЛ. Введение в схему замещения полуволнового трансформатора позволяет придать параметрам схемы замещения значения, имеющие понятный физический смысл.

а) б) Рис. 3. Схема замещения ПВЛ: а – эквивалентное преобразование; б – схема замещения; Z волновое сопротивление; коэффициент затухания линии;

W коэффициент фазы линии; r - удельное активное сопротивление линии;

R,G активные сопротивление и проводимость схемы замещения.

Важной особенностью ПВЛ является существенная зависимость напряжений и токов вдоль линии от передаваемой мощности (Рис.4). Повышение напряжения в средней части линии является главным ограничивающим фактором на величину пропускной способности ПЭП:

Uср. доп РПЭП Рw.нр (1) Uнр где U – допустимое напряжение в средней части линии; U – наибольшее ср. доп нр рабочее напряжение; Р – натуральная мощность линии при наибольшем w.нр рабочем напряжении.

Рис. 4. Распределение напряжений вдоль ПВЛ при различной величине передаваемой мощности: P натуральная мощность линии.

W В тех случаях, когда длина линии значительно меньше полуволновой длины, возникает задача настройки линии до полуволны. Наиболее простой путь настройки состоит в том, что каскадно с настраиваемой линией в ее концевых пунктах включаются схемы, составленные из реактивных элементов, для обеспечения полуволновых свойств эквивалентной схемы. Для достижения основной цели настройки – обеспечения работы на устойчивой ветви угловой характеристики, достаточно осуществить настройку по взаимному сопротивлению, когда в качестве настраивающих устройств используются трансформаторы, а также продольные реакторы.

Минимальные активные потери в ПВЛ имеют место в том случае, если по ее концам отсутствуют потоки реактивной мощности при любых передаваемых активных мощностях. Для околополуволновых линий, длина которых отличается от полуволновой в меньшую или большую стороны, такая простота в оптимизации режимов отсутствует, поскольку в концевых пунктах таких линий требуется поддержание потока реактивной мощности, который зависит от величины передаваемой активной мощности. Расчеты нормальных режимов в околополуволновых линиях существенно упрощаются, если воспользоваться «фантомными» элементами, включаемыми по концам линии. Включение «фантомного» элемента в любую точку схемы не изменяет каких-либо ее свойств. Если исходная линия отличается от полуволновой, то использование «фантомных» элементов позволяет провести эквивалентные преобразования с искусственным выделением полуволновой схемы. В результате схема замещения сверхдальней линии при ее длине меньше полуволновой приобретает вид, показанный на рис.5. Параметры элементов схемы замещения определяются на основе соотношений, приводимых в диссертации.

Рис. 5. Схема замещения линии при ее исходной длине меньше полуволновой Функционирование ПЭП в составе энергообъединения. Для осуществления совместной работы ПЭП с шунтирующей сетью требуются фазорегулирующие трансформаторы для того, чтобы компенсировать фазовый сдвиг между векторами напряжений в узлах, где намечается связь между ПЭП и шунтирующей сетью (Рис.6). Жесткое соединение этих узлов приводит, с одной стороны, к неоптимальному потокораспределению, а с другой – исключает возможность независимого регулирования перетоков мощности через ПЭП и шунтирующую сеть.

Рис.6. Совместная работа ПЭП с шунтирующей сетью: ПЭП, 2,ШС,ФРТ фазы напряжения соответственно в начале и конце ПЭП, в узле шунтирующей сети и на зажиме ФРТ; X, сопротивление и регулирующий угол ФРТ;

ФРТ ФРТ P уравнительный поток мощности.

Для описания совместной работы ПЭП и шунтирующей сети в работе предложено использовать фазовое уравнение:

, (2) ПЭП ШС ФРТ ФРТ где – угловой сдвиг между напряжениями по концам ПЭП;

ПЭП ПЭП – угловой сдвиг между напряжениями в концевых точках ШС ШС шунтирующей сети; – угол поворота вектора напряжения, ФРТ ФРТ ШС обусловленный передачей активной мощности через сопротивление ФРТ;

– регулирующий угол ФРТ.

ФРТ ПЭП ФРТ Если в исходном режиме угол поворота вектора напряжения на i-ом участке характеризуется величиной , то в новом установившемся режиме, i возникшем в результате каких-либо изменений в исходной схеме, угол поворота вектора напряжения на i-ом участке, параметры которого остаются неизменными, можно представить в следующем виде:

П P, (3) i i0 i i где P – приращение активной мощности по отношению к исходному i режиму; П X U U cos – угловой коэффициент; X – взаимное i i нi кi i0 i сопротивление i-го участка.

Угловой коэффициент имеет размерность ед.угла/ед.мощности и показывает на какой угол поворачивается вектор напряжения между двумя произвольными точками электрической сети при прохождении между ними единичной мощности. Для полуволновых и настроенных на полуволну ЭП напряжением 1150 кВ угловой коэффициент находится в пределах 0 П 5 град ГВт, для шунтирующей сети зависит от ее протяженности, а ПЭП также степени разветвления на отдельных участках и применительно к рассматриваемым вариантам ЕЭС может находиться в пределах 30 П 40 град ГВт, для ФРТ составляет П (5 7) град ГВт.

ШС ФРТ В общем случае при включении ПЭП и шунтирующей сети на совместную работу (рис.6) возникает уравнительный поток мощности P ( )/ П, (4) из ФРТ где – угловой сдвиг между напряжениями в точках связи из ПЭПиз ШСиз ПЭП и шунтирующей сети при изолированной работе, П П П П ПЭП ШС ФРТ – суммарный угловой коэффициент для контура ПЭП – шунтирующая сеть.

Из выражения (4) следует физически понятный вывод о том, что при включении на совместную работу потокораспределение в ПЭП и шунтирующей сети не изменяется, если регулирующий угол, выставленный на ФРТ, равен углу сдвига между ПЭП и шунтирующей сетью при изолированной работе .

ФРТ из ПЭПиз ШСиз Предложенный подход позволил определить условия для совместной работы ПЭП и шунтирующей сети при изменении режимов примыкающих систем и межсистемных связей шунтирующей сети, а также определить необходимые углы регулирования ФРТ для исключения уравнительных потоков. Требуемый диапазон регулирования угла на ФРТ зависит от углового коэффициента шунтирующей сети и суммарного углового коэффициента всего контура, а также задаваемого распределения мощности между ПЭП и шунтирующей сетью. В работе показано, что для реализации совместной работы ПЭП с шунтирующей сетью в составе ЕЭС России достаточный диапазон угла регулирования ФРТ составляет 0–120°. Необходимая суммарная мощность ФРТ определяется режимами ПЭП и шунтирующей сети, а также схемой питания ПЭП, и ее величина порядка 3000 МВА оказывается рациональной. Рекомендуемые параметры ФРТ позволяют реализовать весь требуемый диапазон режимов, включая режимы передачи максимальной мощности в ЕЕЭС, полной разгрузки ПЭП и осуществления реверса мощности из ЕЕЭС в ОЭС Сибири.

В разделе 3 анализируются особенности функционирования ПЭП в аварийных и послеаварийных режимах при ее работе составе ЕЭС России при совместной работе с ЕЭС Казахстана (Рис.7). Такая сложная система, как ЕЭС России, работает в условиях постоянно возникающих возмущений, наиболее опасными из которых являются отказы генерирующего оборудования и мощных ЭП. В качестве наиболее вероятных аварий принимаются случаи однофазных повреждений, а маловероятных – отказы линий (Рис.8).

Переходный процесс может быть разбит на три стадии: электромагнитную; электромеханическую (динамический переход); квазиустановившуюся (медленно меняющийся послеаварийный режим).

Рис.7. Структурная схема ЕЭС России на уровне 2020г. с ПЭП Сибирь – Центр Рис.8 Ликвидация повреждений на линии Внутренние перенапряжения и защита от них Проблема анализа и ограничения внутренних перенапряжений в ПЭП имеет ряд особенностей, вызванных значительной длиной линии. Перенапряжения, возникающие в ПЭП, делятся на три группы:

1) коммутационные, возникающие при плановых включениях линии, отключениях линии, а также при отключениях и включениях фазы при ОАПВ или при автоматическом включении резервной фазы (АВРФ);

2) резонансные, вызванные короткими замыканиями на линии;

3) динамические, возникающие в средней части ПВЛ, в режиме качаний.

Для линий, физическая длина которых близка к полуволновой или искусственно настраиваемых до полуволны, проблемы ограничения вынужденной составляющей в режиме одностороннего включения линии не возникает. В случаях, когда длина сверхдальней линии заметно превышает полуволновую, вынужденная составляющая в конце односторонне включенной линии может превосходить допустимую величину. Квазиустановившиеся перенапряжения в этом случае ограничиваются путем предварительного шунтирования средней точки ПВЛ.

При одностороннем включении фазы при успешном ОАПВ, а также в случае АВРФ коммутационные перенапряжения оказываются незначительными и не превышают уровня 2,1U. Для ограничения в ПЭП коммутационных ф перенапряжений достаточно, как и в обычных ЭП, установить нелинейные ограничители перенапряжений по концам линии (рис.2).

Характерной особенностью ПЭП является возникновение резонансных перенапряжений во внутренних областях линии при коротких замыканиях в зонах, примыкающих к концам линии. Наибольший интерес представляют режимы при наиболее вероятных однофазных КЗ. Для реальной оценки возникающих повышений напряжения их анализ необходимо проводить с учетом коронирования линии. Коронный разряд на линии приводит к существенному снижению резонансных перенапряжений, как в переходных, так и в установившихся режимах. Переходные процессы при однофазных КЗ в резонансных зонах за счет значительных потерь на корону и в канале нулевой последовательности носят быстрозатухающий характер. Максимальные значения перенапряжений в переходных процессах практически не отличаются от квазиустановившихся перенапряжений и не превышают (2,0–2,1)U. Как ф показал вероятностный анализ, эти перенапряжения не представляют опасности для линейной изоляции, и поэтому в промежуточных пунктах линии не требуется установки защитных аппаратов.

При исследовании динамической устойчивости схем, включающих в свой состав ПЭП, одной из основных задач является определение максимальных повышений напряжений на ПВЛ в процессе динамического перехода.

Динамические повышения напряжения относятся к категории квазиустановившихся. На рис.9 приведена обобщенная кривая, показывающая зависимость максимальных повышений в средней части линии от отклонения угла в режиме качаний.

Возможность перекрытия изоляции в режиме качаний должна быть практически исключена, поскольку в противном случае будет иметь место потеря ЭП и соответственно дальнейшее развитие аварии. Из проведенных расчетов следует, что уровень динамических перенапряжений 1,6 U по ф условиям надежности работы линии является вполне допустимым, поскольку в этом случае число возможных перекрытий линии на порядок меньше числа маловероятных многофазных аварий на линии, приводящих к ее полному отключению.

Рис. 9. Максимальные напряжения в средней части линии в режиме качаний Электромеханические переходные процессы в схемах с ПЭП. Для выявления основных особенностей синхронной динамической устойчивости энергосистемы, включающей ПЭП, в первую очередь, следует наметить расчетные случаи, отражающие условия ее работы в системе. При изолированной работе в качестве расчетной схемы можно использовать классическую схему, представляющую станцию, работающую через линию на шины бесконечной мощности. Характерная структура, отражающая условия работы ПЭП при ее совместной работе с шунтирующей сетью, изображена на рис.10.

Рис. 10. Схема для анализа динамических переходов при совместной работе ПЭП с шунтирующей сетью: E, E, E, E, E ЭДС соответствующих 1 2 3 4 генерирующих узлов; Z, Z, Z, Z, Z сопротивления соответствующих 1 2 3 4 генерирующих узлов.

Схема представляет собой простейший эквивалент одного из перспективных вариантов ЕЭС России. Узлы 1 и 3 представляют станции конечной мощности, работающие непосредственно на ПЭП и оказывающие определяющее влияние на характер динамических переходов в ней. Три другие генерирующие узла, представляющие эквиваленты ЕЕЭС России (узел 2), ЕЭС Казахстана (узел 5) и ОЭС Сибири (узел 4), считаются как шины бесконечной мощности.

В качестве расчетной аварийной ситуации рассматривается ликвидация однофазного КЗ, возникшего на полуволновой линии. Длительность КЗ принимается равной 0,1 и 0,2 с, что отражает случаи нормального отключения КЗ и действия УРОВ. Последующая ликвидация однофазного КЗ в линиях традиционного типа осуществляется в цикле ОАПВ продолжительностью порядка 1,5 с. В линиях с резервной фазой устранение однофазного КЗ осуществляется путем замены поврежденной фазы резервной, что можно выполнить в пределах 0,1–0,2 с после отключения аварийной фазы.

Рассмотрение динамических переходов при изолированной работе ПЭП показывает, что без специальных мер устойчивость при ОАПВ нарушается. К эффективным мерам, позволяющим обеспечить допустимый динамический переход по условиям сохранения динамической устойчивости и повышения напряжений, относятся импульсная разгрузка турбин в случае ГРЭС, отключение генераторов в случае ГЭС, электрическое торможение генераторов, а также автоматическое регулирование возбуждения в паузу ОАПВ позволяющее увеличить предел угловой характеристики в этом режиме.

Как и следовало ожидать, исчерпывающее решение проблемы ликвидации наиболее вероятных однофазных КЗ дает использование АВРФ в линиях с резервной фазой. В этом случае динамические переходы являются приемлемыми как с позиций устойчивости, так и режима напряжений без дополнительных мер. Максимальные перенапряжения не превосходят допустимого уровня 1,6 U.

ф При совместной работе ПЭП с шунтирующей сетью в процессе динамического перехода режим напряжений в средней зоне линии будет меняться в зависимости от отклонений углов станций 1 и 3. При этом определяющее влияние оказывает отклонение угла отправной станции 1, работающей непосредственно на ПЭП. Анализ динамических переходов при использовании ОАПВ показывает, что без специальных мер устойчивость нарушается. Допустимый динамический переход по условиям сохранения динамической устойчивости и повышения напряжений обеспечивается за счет автоматического регулирования возбуждения на станции 1 в паузу ОАПВ. При этом оказывается достаточным увеличить предел угловой характеристики в этом режиме на 10%. Динамические переходы при АВРФ являются приемлемыми как с позиций устойчивости, так и режима напряжений без дополнительных мер. Более того, в этом случае существенно снижаются воздействующие на изоляцию линии повышения напряжений, уровень которых не превышает 1,4 U.

ф Исследование послеаварийных режимов. Надежность функционирования энергообъединения в значительной степени определяется характеристиками послеаварийных режимов, возникающих в результате потери мощных межсистемных связей, а также аварийного отключения крупных генерирующих узлов. Появление в составе энергообъединения сверхдальней электропередачи полуволнового типа существенным образом меняет его свойства. Если в варианте без ПЭП допустимость послеаварийных режимов определяется ограничением по устойчивости, то в варианте с ПЭП это ограничение, как правило, снимается, и на первый план выдвигаются требования, связанные с допустимой перегрузкой ПВЛ по условию режима напряжений в ее средней части. Допустимая перегрузка ПВЛ в послеаварийных режимах для линий напряжением 1150 кВ находится в диапазоне 1400 – 2700 МВт.

В общем случае для сложной схемы эта задача решается путем проведения расчетов послеаварийных режимов с анализом режима напряжений вдоль ПВЛ.

Однако проведение непосредственных расчетов отличается большой трудоемкостью и не позволяет получить общих закономерностей. Наиболее эффективно оценка набросов мощности на ПЭП в послеаварийных режимах проводится с использованием ранее введенного фазового уравнения. В общем случае вне зависимости от послеаварийной ситуации дополнительный поток мощности (приращение мощности сверх величины, передаваемой в исходном нормальном режиме) в ПЭП в послеаварийном режиме может быть представлен в следующем виде п / а PПЭП Pав aФРТ ФРТ, (5) ПЭП п / а где ПЭП – коэффициент загрузки ПЭП дополнительным потоком мощности в различных послеаварийных режимах, возникающих в результате потери генерирующей мощности или отключения межсистемных связей; P – теряемая ав генерирующая мощность или мощность отключаемой связи в исходном нормальном режиме; – изменение угла на ФРТ, осуществляемое в ФРТ процессе перехода к послеаварийному режиму; а – коэффициент ФРТ эффективности регулирования угла на ФРТ, зависящий от параметров схемы и аварийной ситуации.

По условиям работы ПЭП и шунтирующей сети наибольший интерес представляет случай возникновения дефицита генерирующей мощности в ЕЕЭС России, в результате чего на основной поток мощности из ОЭС Сибири накладывается дополнительный переток, который определяется с учетом снижения частоты в энергообъединении.

В варианте ЕЭС России без ПЭП допустимая величина дефицита мощности определяется условием сохранения статической устойчивости в послеаварийном режиме на наиболее слабом участке шунтирующей сети.

Проведенный анализ показывает, что допустимый дефицит мощности определяется участком Урал – Европейская секция и составляет 1700 МВт.

В варианте ЕЭС России с ПЭП при возникновении дефицита генерирующей мощности в европейской секции образующиеся избытки мощности в азиатской секции распределяются между ПЭП и шунтирующей сетью. Максимально допустимый дефицит мощности в ЕЕЭС определяется перегрузочной способностью ПЭП и допустимым потоком в шунтирующей сети и при минимально допустимой перегрузке ПЭП (1400 МВт) будет составлять 5000 МВт.

Проведенные расчеты послеаварийных режимов при авариях в шунтирующей сети показали, что при совместной работе ПЭП с шунтирующей сетью при отключении ВЛ 1150 кВ в шунтирующей сети послеаварийные режимы статически устойчивы, что объясняется тем, что существенную часть мощности отключаемой межсистемной связи берет на себя ПЭП. Поэтому допустимость послеаварийных режимов и требуемые противоаварийные мероприятия определяются условиями работы ПЭП, подвергающейся перегрузкам дополнительным потоком мощности при отключении мощных межсистемных связей. Следует отметить, что в варианте без ПЭП или при ее изолированной работе условия работы сети 500–1150 кВ усложняются, так как в этом случае необходимая разгрузка соответствующих сечений при отключении ВЛ 1150 кВ повышается на величину перегрузочной способности полуволновой ЭП.

В разделе 4 рассматривается надежность ПЭП, пути ее повышения и способы оценки. Надежность ЭП характеризуется рядом показателей, среди которых наиболее общим является коэффициент надежности, определяемый как отношение средней пропускной способности к номинальной мощности ЭП.

В частном случае, когда все аварийные отказы и плановые ремонты связаны с полным отключением электропередачи, коэффициент надежности определится:

К 1 q q q, (6) н ВЛ.ав ПС.ав ЭП.пл где q – коэффициент аварийного простоя линии; q – коэффициент ВЛ.ав ПС.ав аварийного простоя подстанций; q – коэффициент планового простоя ЭП.пл электропередачи.

Проведенный анализ аварийности линии и подстанций показывает, что подстанции обладают высокой надежностью. Коэффициент аварийного простоя подстанции оказывается более чем на порядок меньше, чем соответствующие показатели для линии (табл.3), т.е. аварийность ПЭП в основном определяется линейной частью.

Таблица 3. Показатели аварийности ПЭП Коэффициент Виды отказов Количество отказов в год аварийного простоя Однофазные КЗ 2,9-5,(3,3 6,7) 10Многофазные КЗ 0,06- 0,(0,3 0,7) 10ВЛ Повреждения опор 0,15-0,(3,4 6,8) 10Всего 3,1-6,(7,0 14,2) 10Полный отказ подстанций 0,1-0,(0,1 0,2) 10 Один из важнейших вопросов, который необходимо решить в первую очередь, это установление ограничения на максимально передаваемую мощность транспортной ЭП. С точки зрения надежности приемной системы ограничивающим условием на максимально передаваемую мощность ЭП в работе предлагается принять условие, согласно которому аварийное отключение ЭП не должно приводить к работе автоматической частотной разгрузки (АЧР). Максимально допустимая мощность транспортной ЭП существенно зависит от величины коэффициента крутизны результирующей статической характеристики энергосистемы по частоте и в общем случае составляет:

P 0.05 0.1 P, (7) ЭП.доп н.max где P – максимальная нагрузка приемной энергосистемы.

н.max На уровне 2020 года, когда возможно появление сверхдальней ЭП из Сибири в европейскую часть страны, максимум нагрузки в ЕЕЭС (без ОЭС Урала) будет превышать 100 ГВт. Отсюда следует, что допустимая мощность сверхдальней ЭП на ее приемном конце согласно условию (7) может составлять, по крайней мере, 5000–6000 МВт.

Общая характеристика путей повышения надежности ПЭП.

Сверхдальние ЭП, обеспечивая передачу больших потоков мощности на значительные расстояния, в силу их аварийных отказов могут оказывать заметное влияние на надежность работы энергообъединения. Поэтому при транспорте электроэнергии помимо обеспечения экономической эффективности должна быть решена и проблема надежности. Мировой опыт показывает, что сравнительно высокий уровень надежности энергосистем обеспечивается, если при их проектировании и эксплуатации выполняется критерий N-1. В работе рассмотрены пути обеспечения критерия N-применительно к мощным сверхдальним ЭП. Традиционным решением проблемы надежности для широко используемых в мире дальних ЭП является сооружение двухцепных секционированных линий. Однако по экономическим и экологическим соображениям для сверхдальнего транспорта электроэнергии целесообразно использовать одноцепные ЭП вместо двухцепных. Такой путь допустим, если имеется техническое решение, гарантирующее одинаковый уровень надежности в этих вариантах при ликвидации однофазных повреждений, поскольку подавляющее число отказов ЭП СВН являются однофазными. И если удается обеспечить критерий N-1 для этих случаев, то остается риск потери ЭП лишь в случае многофазных КЗ, повреждения опор и отказе подстанций. Но риск потери всей ЭП существует и в двухцепном варианте. Таким образом, случаи маловероятных экстремальных аварийных ситуаций могут иметь место в любом варианте и должны устраняться системой противоаварийного управления.

Если бы все однофазные КЗ были неустойчивыми, то использование ОАПВ позволило бы удовлетворить критерию N-1. Применительно к ПВЛ вопрос ликвидации однофазных повреждений приобретает особую актуальность, поскольку их число на таких линиях в несколько раз больше, чем на обычных линиях. Успешное гашение дуги в цикле ОАПВ в ПВЛ можно достигнуть путем разземления нейтралей автотрансформаторов, связывающих ПВЛ с отправной и приемной системами, на время бестоковой паузы, что приводит к необходимому снижению токов дуги подпитки и восстанавливающихся напряжений. Однако доля устойчивых однофазных КЗ может достигать 20-50%. Поэтому ОАПВ не решает проблему надежности в полной мере.

Проблема ликвидации наиболее вероятных однофазных аварий более эффективно может быть решена путем внедрения двухфазных режимов. В этом случае при обнаружении однофазного КЗ аварийная фаза отключается и происходит переход на длительную работу по двухфазной схеме. Для этого необходимо лишь ввести в работу симметрирующие устройства по концам электропередачи. Обратный переход линии с двухфазного на трехфазный режим работы происходит лишь после того, как выяснена и устранена причина, приведшая к отключению фазы. Таким образом, в отличие от ОАПВ использование двухфазных режимов является действенным как при неустойчивых, так и устойчивых отказах фазы, а также исключает случаи включения на неустранившееся повреждение. В длительном двухфазном режиме может быть передано не более (60–70) % мощности номинального режима, т.е. критерий N-1 удовлетворяется не в полной мере.

Более радикально проблему надежности можно решить путем использования одноцепных ВЛ с резервной фазой. В этом случае при наиболее вероятных однофазных повреждениях критерий N-1 выполняется на 100 %. Такое решение позволяет: существенно повысить надежность схемы в целом, так как при наиболее вероятных однофазных повреждениях вместо аварийной фазы включается резервная не более чем за 0,1–0,2 сек;

улучшить ремонтопригодность линейной части схемы за счет возможности проведения пофазных ремонтов; снизить экологическое влияние в силу уменьшения полосы отчуждения для линии.

Вопросы применения резервной фазы в распределительных сетях напряжением 110–220 кВ достаточно подробно рассмотрены в литературе.

Однако для ВЛ СВН использование резервной фазы связано с существенным изменением конструкции линии, что требует специального анализа. В работе проведено сравнение конструкции промежуточных опор ВЛ СВН с горизонтальным и двухъярусным расположением фаз (рис.11). Анализ показал, что вариант ВЛ с резервной фазой с двухъярусным расположением фаз более предпочтителен как по техническим, так и по экономическим параметрам.

Очевидным недостатком ЭП с резервной фазой линии является недоиспользование суммарного сечения ВЛ в нормальном режиме. Поэтому целесообразно предусматривать переоборудование со временем трехфазной ЭП с резервной фазой в четырехфазную ЭП. Четырехфазные ЭП представляют новый способ передачи электроэнергии с использованием четырехфазной системы переменного тока с фазовым сдвигом 90о. Переход от трехфазной ЭП с резервной фазой к четырехфазной дает увеличение пропускной способности в 4/3 раза. При возникновении наиболее вероятных однофазных повреждений на линии предусматривается перевод четырехфазной ЭП на работу в трехфазном режиме с возможностью передачи номинальной мощности.

а) б) Рис.11. Промежуточные опоры ВЛ СВН с резервной фазой:

а - двухъярусное расположение фаз; б - горизонтальное расположение фаз.

Таким образом, для решения проблемы надежности применительно к одноцепным ЭП СВН в зависимости от конкретных условий могут быть использованы такие решения, как ОАПВ, длительные двухфазные режимы, линии с резервной фазой и четырехфазные ЭП.

Критерий оценки уровня режимной надежности. Под режимной надежностью понимается способность противостоять внезапным изменениям режима, не допуская каскадного развития аварий с крупным нарушением электроснабжения (КНЭ). Среди аварийных случаев можно выделить безопасные, опасные и экстремальные аварийные ситуации. К безопасным аварийным случаям относятся такие, которые могут быть устранены средствами релейной защиты и линейной автоматики без каких-либо последствий для работы энергообъединения, т.е. в этих ситуациях выполняется критерий N-1. Это означает, что при безопасных авариях дефицит мощности в энергосистеме не возникает.

Опасными аварийными ситуациями будем считать такие, в процессе ликвидации которых требуется действие системной автоматики, для того чтобы свести к минимуму риск каскадного развития аварии. К группе опасных аварий, в частности, относятся: многофазные отказы ВЛ, повреждения опор, полные отказы подстанций, а также различные цепочечные аварии. При опасных авариях в энергосистеме возникает дефицит мощности, величина которого зависит от конкретной аварийной ситуации. Опасную аварийную ситуацию, при которой возникает максимальный дефицит, назовем экстремальной.

Таким образом, существует спектр опасных аварий, приводящих к дефициту мощности в энергосистеме, находящемуся в диапазоне W 0 W, где W – максимальный дефицит мощности в энергосистеме, деф д.max д.max возникающий при экстремальной аварийной ситуации.

Сравнительная оценка режимной надежности, не говоря уже об ее абсолютной оценке, представляет непростую задачу. Используемый на практике критерий N-1 имеет, по крайней мере, три недостатка.

Первый недостаток состоит в том, что этот критерий дает лишь качественную оценку режимной надежности, не рассматривая при этом статистику аварийных отказов. Вторая слабая сторона критерия N-1 заключается в том, что он не принимает во внимание переменный характер загрузки элементов сети в суточном и годовом разрезах. Третий недостаток критерия N1 состоит в том, что он исключает из рассмотрения цепочечные аварии.

Понимая несовершенство детерминистского критерия N-1, в мире все большее внимание уделяется разработке вероятностных методов оценки режимной надежности. В данной работе для количественной оценки уровня режимной надежности сравниваемых вариантов предлагается использовать показатель, названный условным индексом режимной надежности (УИРН), который в простейшем случае, когда загрузка электропередачи в течение года принимается постоянной, запишется:

УИРН К (W ) (8) ЭА ОА.i ОА д.i iгде – число экстремальных аварий в год; ; – число опасных аварий i-го ЭА ОА.i вида в год, не включая экстремальные аварии; КОА(Wдi ) – вероятностный.

коэффициент, характеризующий снижение вероятности КНЭ при i-ой опасной аварии по сравнению с экстремальной; W – дефицит мощности, д.i выраженный в относительных единицах по отношению к максимальному дефициту при экстремальной аварии.

Вероятностный коэффициент изменяется в диапазоне КОА(Wдi ) 0 .

при изменении дефицита мощности в интервале Wдi 0 1. Возникающий в.

энергосистеме дефицит мощности W при i-ой аварии может инициировать д.i КНЭ, причем этот процесс носит случайный характер, зависящий от многих факторов. Поэтому допустимо принять, что вероятностный коэффициент КОА(Wдi ) зависит от величины возникающего дефицита W по нормальному. д.i закону. На рис.12 приведена кривая, характеризующая вероятность КНЭ при Рис.12 Вероятность инициирования КНЭ i-ой опасной аварией в зависимости от создаваемого дефицита мощности.

i-ой опасной аварии в зависимости от создаваемого дефицита. Кривая построена в относительных единицах и носит универсальный характер. УИРН представляет среднее число возникновения крупных нарушений электроснабжения в энергообъединении при условии, что экстремальная авария инициирует крупное нарушение, а риск появления такого нарушения при других авариях снижается согласно вероятностному коэффициенту КОА(Wдi ). В.

диссертации приводится соотношение для вероятностного критерия режимной надежности для общего случая, учитывающего изменение загрузки электропередачи в годовом разрезе.

Оценка уровня балансовой надежности с учетом аварийности ЭП.

Балансовая надежность трактуется, как способность энергообъединения осуществлять бесперебойное снабжение потребителей, что может быть обеспечено при соответствующем резервировании генерирующих мощностей.

В России и мировой практике для расчета балансовой надежности широко используется подход, в основе которого лежит сопоставление затрат на резервирование мощности и ущербов, возникающих при дефицитных состояниях в энергосистеме. На сегодняшний день существует программное обеспечение, разработанное для расчета балансовой надежности, которое достаточно громоздко. В данной работе предлагается аналитический метод оценки уровня балансовой надежности с учетом аварийности ЭП.

При сопоставительном анализе разных типов ЭП, имеющих различные показатели аварийности и соответственно неодинаковым образом влияющих на надежность работы энергосистемы, следует иметь в виду в приведенных затратах составляющую надежности, отражающую дополнительные затраты, которые должна нести энергосистема из-за вынужденных отказов ЭП. При оценке составляющей надежности предложено исходить из посылки, что для всех сравниваемых ЭП должен обеспечиваться тот же самый уровень надежности энергосистемы, что и в случае безотказной работы электропередач. В этом случае составляющая надежности определится в виде:

З З(R ) З(R ), (9) над ЭП где З(R ), З(R ) – соответственно приведенные затраты на обеспечение ЭП заданного уровня балансовой надежности при учете и без учета аварийности ЭП; R, R – резерв мощности в приемной энергосистеме, при котором ЭП гарантируется заданный уровень балансовой надежности соответственно при и без учета аварийности ЭП.

В разделе 5 рассматриваются технико-экономические вопросы, и дается оценка эффективности использования полуволновой технологии передачи электроэнергии в России и за рубежом.

Критерий оценки экономической эффективности. В качестве наиболее общего показателя экономической эффективности в настоящее время рекомендуется использовать чистый дисконтированный доход (ЧДД).

Как правило, для объектов, сооружение которых намечается в перспективный период, подробная информация о динамике их сооружения и вводе в эксплуатацию отсутствует, что затрудняет сравнительное сопоставление вариантов. Если принять, что капиталовложения по годам инвестиционного периода осуществляются равномерно, а годовая выручка и издержки после пуска объекта неизменны и равны их средним базисным значениям, то критерий экономической эффективности принимает вид, который рекомендовался при сравнении вариантов в дореформенный период:

З E К И min (10) ЭП К ЭП ЭП где К – суммарные капвложения на сооружение ЭП; И – суммарные ЭП ЭП издержки, связанные с эксплуатацией ЭП.

Коэффициент E, характеризующий эффективность капвложений, в общем К случае зависит от длительности сооружения объекта (T ), срока его службы К (T ) и нормы дисконта ( E ):

расч TК 1 E EК . (11) TК Tрасч TК (1 1 E ) В табл.4 приведены соответствующие коэффициенты эффективности использования капвложений для нормы дисконта E 0,12.

Таблица 4. Коэффициент эффективности использования капвложений ( E ) К T, лет 1 2 3 4 5 6 7 8 9 К 20 0,136 0,146 0,158 0,171 0,187 0,204 0,224 0,248 0,276 0,3T, расч 40 0,121 0,129 0,137 0,146 0,155 0,166 0,177 0,190 0,203 0,2лет При сопоставлении вариантов ЭП следует ориентироваться на их укрупненные стоимостные показатели. В общем случае ЭП включает в свой состав три основных структурных элемента: ВЛ, ПС и УРМ. Эти основные элементы в зависимости от типа ЭП имеют различные технико-экономические показатели и поэтому укрупненные стоимостные показатели ЭП следует определять через соответствующие показатели основных элементов.

Составляющая издержек включает эксплуатационные затраты, которые обычно определяются в долях от капвложений, а также стоимость потерянной электроэнергии:

И е К е К е К с Э, (12) ЭП ВЛ ВЛ ПС ПС УРМ УРМ Э ЭП где е, е, е – нормы отчислений на эксплуатацию ВЛ, ПС и УРМ.; с – ВЛ ПС УРМ Э удельная стоимость потерянной электроэнергии в базисных ценах; Э – ЭП средние годовые потери электроэнергии.

При сопоставительном анализе разных типов ЭП, имеющих различные показатели аварийности и соответственно неодинаковым образом влияющих на надежность работы энергосистемы, следует иметь в виду в приведенных затратах составляющую надежности:

З З З, (13) ЭП над где З – базовая часть приведенных затрат на ЭП согласно (10); З ЭП над составляющая надежности согласно (9).

Оптимизация конструктивных параметров ПВЛ. Оптимизация конструкции фазы относится к важнейшим технико-экономическим задачам при проектировании ВЛ СВН, поскольку устройство фазы в значительной степени определяет механические, электрические и технико-экономические характеристики линии в целом. При решении данного вопроса предварительно необходимо провести расчеты основных изоляционных промежутков для опор и, в частности, обосновать междуфазное расстояние. Задача нахождения оптимальной конструкции фазы формулируется как задача математического программирования, в результате решения которой находятся конструктивные параметры фазы, а именно радиус расщепления, число и радиус проводов расщепленной фазы. Эти параметры должны удовлетворять системе ограничений и доставлять минимум целевой функции, в качестве которой принимаются удельные приведенные затраты на единицу полезно переданной энергии по линии.

На основе найденных оптимальных геометрических параметров фазы определяются основные технико-экономические параметры ВЛ: экономическая плотность тока, экономический коэффициент запаса по короне, оптимальный КПД линии по энергии и удельная стоимость ВЛ.

Сравнение технико-экономических показателей и надежности ПЭП и ППТ проведено на примере передачи 6000 МВт из Сибири в Центр на расстояние 3000 км. На рис.13 намечены схемы ПЭП напряжением 1150 кВ в соответствии с рекомендациями главы 4. В традиционной трехфазной схеме для ликвидации неустойчивых однофазных КЗ предусматривается использование ОАПВ. Далее следует трехфазная схема с возможностью длительной работы на двух фазах. Более высокий уровень надежности дает схема с резервной фазой линии. Для отдаленной перспективы рассматрива- ется также вариант 4-фазной ПЭП напряжением 1150 кВ с передаваемой мощностью 8000 МВт. На рис.14 показаны варианты ППТ. Учитывая, что разработанное для ППТ 750 кВ Экибастуз – Центр преобразовательное оборудование морально устарело, рассматривались варианты сооружения преобразовательных подстанций в импортном исполнении на освоенном в мире напряжении 600 кВ. Двухполюсная ППТ с одной преобразовательной ветвью на полюс позволяет иметь укрупненные преобразовательные блоки, что снижает стоимость преобразовательных подстанций. Однако в силу малой надежности этой схемы, она, как правило, не используется. Наиболее распространенной в мире схемой является 2-полюсная ППТ с двумя преобразовательными ветвями на полюс. Дальнейшее повышение надежности ППТ можно достичь путем применения 4-полюсных схем. В более отдаленной перспективе для обеспечения пропускной способности порядка 8000 МВт а) б) в) г) Рис. 13. Варианты ЭП Сибирь – Центр на переменном токе: а – традиционная трехфазная схема; б – трехфазная схема с возможностью работы на двух фазах;

11в – ПЭП 1150 кВ с резервной фазой; г – четырехфазная ПЭП кВ.

а) б) в) Рис. 14. Варианты ЭП Сибирь – Центр на постоянном токе: а – двухполюсная ППТ с одной преобразовательной ветвью на полюс; б - двухполюсная ППТ с двумя преобразовательными ветвями на полюс; в – четырехполюсная ППТ.

рассматриваются варианты ППТ с неосвоенным пока в мире напряжением 800 кВ. С использованием методики, изложенной в главе 4, а также показателей аварийности для описанных выше схем на переменном и постоянном токе были рассчитаны условные индексы режимной надежности (УИРН), которые приведены в табл.5. Режимная надежность в значительной степени определяется условиями работы энергообъединения в 20-минутных послеаварийных режимах при полной или частичной потери ЭП. В случае частичной потери ЭП следует учитывать возможность 20-минутной перегрузки остающейся в работе части ЭП. Особенно это важно для ППТ, характеризуемой значительным числом аварийных отказов преобразовательных ветвей. Как следует из табл.5, наилучшие показатели с позиций режимной надежности на переменном токе имеют схема с резервной фазой и четырехфазная схема, а на постоянном токе – 4-полюсная схема.

Оценка экономической эффективности вариантов без учета фактора надежности показывает, что экономическое преимущество имеют как на переменном, так и постоянном токе варианты с низким уровнем надежности.

На переменном токе это традиционная схема, а на постоянном токе – двухполюсная схема с одной ветвью на полюс. Учесть цену режимной надежности не представляется возможным. Однако достаточно обоснованно Таблица 5. Условные индексы режимной надежности Число отказов, приводящее к Перегрузка в 20снижению пропускной способности минутных Вариант УИРН электропередачи на:

послеаварийных 25% 50% 100% режимах Традиционная – – 3,5 – 3,схема Схема с органи– 5,9 0,55 1,3 1,Пере- зацией двухфазменный ных режимов ток Схема с резервной – – 0,55 – 0,фазой Четырехфазная 7,9 – 0,58 1,3 0,схема 2-полюсная схема – 14 0,71 1,3 3,с одной ветвью Посто2-полюсная схема 24 4,7 0,31 1,3 1,янный ток с двумя ветвями 31,9 0,96 0,23 1,2 0,4-полюсная схема оцениваются дополнительные затраты на обеспечение балансовой надежности приемной энергосистемы на том же уровне, что и при абсолютно надежной ЭП.

При этом принималось, что индекс балансовой надежности, т.е. вероятность бездефицитной работы приемной энергосистемы, должен составлять 0,999 в соответствии с прогнозами для будущих энергосистем. Дополнительные затраты на обеспечение балансовой надежности могут составлять от 10% до 45% базовых затрат. С учетом фактора надежности варианты переменного тока по суммарным затратам оказываются практически равноценными. Для вариантов на постоянном токе требование обеспечения заданного уровня балансовой надежности также приводит к незначительному их различию по суммарным затратам. Поэтому с позиций как балансовой, так и режимной надежности в качестве рекомендуемых вариантов следует принять на переменном токе схему с резервной фазой, а на постоянном токе – четырехполюсную схему.

Величина удельных приведенных затрат для ПЭП с резервной фазой составляет 1,22 цент/кВт·ч, а для 4-полюсной ППТ 1,68 цент/кВт·ч, что на 27% меньше для полуволновой технологии. Улучшение экономических показателей ППТ возможно за счет совершенствования преобразовательных подстанций и снижения их удельной стоимости. Проведенные расчеты показывают, для того чтобы обеспечить при равных уровнях надежности одинаковые удельные приведенные затраты для схемы четырехполюсной ППТ 600 кВ и для ПЭП 1150 кВ с резервной фазой, необходимо снижение удельной стоимости преобразовательных подстанций со 100 $/кВт (принятая в расчетах) до 40 $/кВт, что представляет практически неразрешимую задачу для техники постоянного тока в обозримой перспективе.

Анализ вариантов электроснабжения европейской части страны.

Будущее сверхдальних ЭП из Сибири в ЕЕЭС напрямую зависит от эффективности решения следующих задач (рис.15):

• покрытие базисной нагрузки в ЕЕЭС путем передачи электроэнергии от тепловых электростанций КАТЭКа и Тюменского ТЭКа;

• покрытие полупиковой нагрузки в ЕЕЭС за счет передачи электроэнергии от перспективных ГЭС Сибири, в частности, Эвенкийской ГЭС;

• использование избыточных мощностей ГЭС Сибири для организации обмена электроэнергией между ОЭС Сибири и ЕЕЭС с целью решения проблемы маневренных мощностей в ЕЕЭС.

К возможным вариантам покрытия базисной нагрузки в ЕЕЭС относятся:

а) сооружение АЭС нового поколения в Европейской части страны;

б) строительство в Европейском регионе КЭС на газе;

в) передача электроэнергии от перспективных КЭС в Тюменском регионе при работе их на низконапорном газе, остающемся в отработавших месторождениях;

г) строительство ГРЭС на канско-ачинских углях с передачей электроэнергии в ЕЕЭС.

Рис. 15. Потенциальные возможности привлечения мощности и электроэнергии из Сибири в ЕЕЭС.

В качестве критерия для сопоставления вариантов используется величина удельных затрат на единицу полезной энергии, полученной в приемном узле:

з зст зэп, где зст – удельная стоимость полезно произведенной электроэнергии на соответствующей электростанции; зэп – удельные затраты на единицу полезно переданной электроэнергии. Как следует из табл.6, при принятой исходной информации самым затратным является вариант сооружения АЭС в европейской зоне страны, а наиболее экономичным – создание КЭС на газе в ЕЕЭС и особенно в Тюменском регионе с передачей электроэнергии в Европейскую часть страны. Однако следует иметь в виду, что по мере увеличения цен на газ сооружение КЭС на газе в ЕЕЭС будет терять свою экономическую привлекательность, уступая передаче электроэнергии от сибирских ГРЭС на канско-ачинских углях.

Таблица 6. Сопоставление вариантов покрытия базисной нагрузки в ЕЕЭС Удельные приведенные затраты, цент/кВт·ч Варианты покрытия базисной Производство Передача нагрузки в ЕЕЭС Всего электроэнергии электроэнергии АЭС в ЕЕЭС 6,8 – 6,КЭС на газе в ЕЕЭС 3,6 – 6,0* – 3,6 – 6,0* КЭС на низконапорном газе в 3,0 1,2 4,Тюменском регионе и ПЭП ГРЭС на кау в Сибири и ПЭП 3,6 1,2 4,* - при цене на газ 150$/1000 м Оценка экономической эффективности покрытия полупиковой нагрузки в ЕЕЭС проведена на примере передачи 7000 МВт от Эвенкийской ГЭС и сооружения полупиковой КЭС соответствующей мощности на газе в ЕЕЭС.

Из полученных результатов вытекает, что при высоких ценах на газ (свыше 200$/1000 м), используемый для выработки электроэнергии, строительство Эвенкийской ГЭС является обоснованным решением.

Привлечение маневренных мощностей ОЭС Сибири в ЕЕЭС. Один из путей повышения эффективности работы ЕЭС России заключается в привлечении неиспользуемых мощностей ГЭС Сибири для решения проблемы маневренных мощностей в ЕЕЭС. Суточный режим электропотребления в ЕЕЭС отличается значительной неравномерностью при сравнительно малой доле ГЭС. С другой стороны, доля ГЭС в структуре генерирующих мощностей ОЭС Сибири очень велика, что обусловливает наличие значительной неиспользуемой мощности ГЭС, достигающей 5000 – 7000 МВт. Часть этих бездействующих мощностей может быть привлечена для покрытия переменной части графика нагрузки в ЕЕЭС. В период дневного и вечернего максимумов в ЕЕЭС привлекается мощность ГЭС Сибири. При прохождении в ЕЕЭС дневного и ночного провалов полученная электроэнергия будет возвращаться по этой же связи в ОЭС Сибири. Таким образом, между ОЭС Сибири и ЕЕЭС будет иметь место нулевое сальдо по электроэнергии. Это означает, что по отношению к ЕЕЭС маневренная связь выполняет функции ГАЭС путем привлечения неиспользуемых мощностей ГЭС Сибири.

Как показывают расчеты, сооружение маневренной ПЭП с полезно передаваемой мощностью 5000 МВт позволяет отказаться от сооружения планируемых ГАЭС на такую же мощность и снизить инвестиции более чем на 3 млрд. долларов при решении проблемы маневренных мощностей в ЕЕЭС.

Создание маневренной ПЭП будет иметь огромное значение для повышения энергетической безопасности электроснабжения самой Сибири в случае наступления катастрофического маловодья на Енисее и Ангаре.

Использование полуволновой технологии для экспорта электроэнергии проведено на примерах электропередач:

1) Южно-Якутский гидроэнергетический комплекс (ЮЯГЭК) –Северный Китай ( 6000 МВт, 2500 км, полупиковый режим);

2) ЮЯГЭК - Южная Корея (3000 МВт, 2500 км, полупиковый режим);

3) Тюменский регион – Украина (3000 МВт, 3000 км, базисный режим).

Из проведенного анализа следует, что привлечение мощностей ЮЯГЭК с помощью ПЭП предпочтительнее сооружения комплексов из АЭС и ГАЭС в Северном Китае и Южной Корее, а передача электроэнергии из Тюменского региона для Украины является наиболее экономичным вариантом решения проблемы ввода новых мощностей, которая остро встанет в период 2015 – 2020 годов.

Оценка эффективности применения ПЭП за рубежом рассмотрена для случая создания сверхдальней связи от высокоэффективных ГЭС, планируемых в Центральной Африке, в направлении Южно-Африканской Республики (6000 МВт, 3000 км), а также применительно к сверхдальней связи в Бразилии от ГЭС на реке Мадейра (приток Амазонки) на юго-восток Бразилии в район Сан-Пауло и Рио-де-Жанейро (7000 МВт, 2600 км). В обоих случаях показана более высокая экономическая эффективность полуволновой технологии по сравнению с техникой постоянного тока.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ В результате выполненной работы разработаны методические основы для исследования и проектирования ПЭП с учетом фактора надежности при их работе в составе энергообъединения и обоснован высокий уровень надежности и экономической эффективности полуволновой технологии.

Основные результаты работы состоят в следующем:

1. Разработаны методические рекомендации по составлению физически ясно интерпретируемых расчетных схем для исследования нормальных и анормальных режимов ПЭП.

2. Создана методика для анализа условий, обеспечивающих надежное функционирование ПЭП в составе энергообъединения.

3. Предложен и обоснован вероятностный критерий для оценки режимной надежности, позволяющий ранжировать варианты ЭП при их сравнительном анализе.

4. Обоснован критерий экономической эффективности с учетом фактора надежности, в основе которого лежит оценка дополнительных затрат, которые несет приемная энергосистема из-за аварийности ЭП.

5. Разработан метод оптимизации конструктивных параметров полуволновых линий.

6. Проведены прогнозные исследования работы ПЭП в составе ЕЭС России на уровне 2020 года и даны рекомендации по выбору ее перегрузочной способности и ее управлению в нормальных и анормальных режимах.

7. Обоснована простейшая система защиты ПЭП от перенапряжений и показана на основе вероятностного подхода практическая безопасность работы линейной изоляции при резонансных коротких замыканиях и качаниях.

8. Разработаны надежные и экономичные схемы ПЭП 750–1150 кВ пропускной способностью 3000–6000 МВт.

9. Проведен сопоставительный анализ технико-экономических показателей ПЭП 1150 кВ и ППТ 600 кВ и 800 кВ, предназначенных для передачи электроэнергии из Сибири в Центр. При равных уровнях надежности явное преимущество имеет вариант на переменном токе. Удельные приведенные затраты для вариантов ПЭП напряжением 1150 кВ оказываются на 20-30% меньше, чем для вариантов на постоянном токе.

10. Выполнено технико-экономическое сравнение различных путей покрытия базисной нагрузки в ЕЕЭС. Выявлено, что при реальных ценах на газ передача электроэнергии от ГРЭС на канско-ачинских углях становится наиболее экономичным вариантом.

11. Рассмотрено создание маневренной ПЭП мощностью 5000 МВт из Сибири в ЕЕЭС для привлечения неиспользуемых мощностей ГЭС Сибири, что позволяет отказаться от сооружения ГАЭС на такую же мощность и снизить инвестиции более чем на 3 млрд. долларов.

12. Показана эффективность использования полуволновой технологии для экспорта электроэнергии из России на примере электропередач: ЮжноЯкутский гидроэнергетический комплекс (ЮЯГЭК) – Северный Китай, ЮЯГЭК – Южная Корея и Тюменский регион – Украина.

13. Обоснована высокая эффективность применения ПЭП в Африке для привлечения мощностей в ЮАР от ГЭС, которые планируется соорудить в Центральной Африке, а также в Бразилии для выдачи мощности ГЭС на притоках Амазонки на юго-восток страны.

14. Показано, что будущее сверхдальних электропередач напрямую связано с темпами и направлениями развития электроэнергетики нашей страны и других регионов мира, а масштабы их использования зависят от их надежности и технико-экономических показателей. Основные направления технического прогресса в области сверхдальних электропередач переменного тока связаны с использованием напряжения 1150 кВ, освоенного в России; с применением полуволновой технологии передачи электроэнергии; с разработкой оптимальных конструкций трехфазных ВЛ с резервной фазой и 4фазных ВЛ, обеспечивающих необходимый уровень надежности согласно критерию N-1 и снижение экологического влияния; разработкой фазорегулирующих трансформаторов для связи ПЭП с шунтирующей сетью и фазопреобразующих трансформаторов для 4-фазных ЭП, обеспечивающих преобразование 3-фазного переменного тока в 4-фазный и обратно.

Содержание диссертационной работы отражено в следующих публикациях:

1. Лизалек, Н.Н. Пути повышения пропускной способности основной электрической сети Сибирь-Урал на современном этапе/ Н.Н Лизалек, А.М Петров, Г.И Самородов, С.М Зильберман//Труды Всероссийской научно-технической конференции “Энергосистема:

управление, качество, безопасность”. Екатеринбург, 2001. С.232-235.

2. Samorodov G. Consideration on Technical-economic and Reliability Performance of The Transmission System from South-Yakutia Hydro Power Complex to Korea/ G. Samorodov, T. Krasilnikova, S. Zilberman, R. Iatsenko, V. Kobylin, A. Drujinin// Energy Cooperation in North-East Asia: Prerequisites, Conditions, Ways. Proceedings of the International Conference (September 9-13, 2002, Irkutsk, Russia). С.198-203.

3. Зильберман, С.М. Анализ режимов полуволновой электропередачи Итат-Челябинск на напряжении 1150 кВ/ С.М. Зильберман // Вестник Ассоциации выпускников КГТУ.

Красноярск, 2002г. Вып.8. С.69-79.

4. Samorodov G. Non-Conventional Reliable AC Transmission System for Power Delivery at Long and Very Long Distances/ G. Samorodov, T. Krasilnikova, V. Dikoy, S. Zilberman, R.

Iatsenko // Conference proceedings of IEEE/PES Transmission and Distribution Conference 2002, Vol.2, Yokohama, Japan (October 6-10, 2002). Р.982-987.

5. Зильберман, С.М. Опыт эксплуатации электропередач напряжением 500 –1150 кВ в магистральных электрических сетях Сибири/ С.М. Зильберман // Материалы международной научно-технической конференции “Передача энергии переменным током на дальние и сверхдальние расстояния”, том 2, Новосибирск, 2003г. С.369-374.

6. Самородов, Г.И. Нетрадиционные электропередачи переменного тока повышенной надежности для передачи электроэнергии на дальние и сверхдальние расстояния / Г. И.

Самородов, Т. Г. Красильникова, С. М. Зильберман, Р. А. Яценко // Энергетическая политика. 2003г., выпуск 1. С.39-47.

7. Дикой, В.П. Организация полуволновой связи Сибирь-Урал на современном этапе/ В.П. Дикой, С.М Зильберман, Ю.Н. Кучеров, Н.Н. Лизалек, М.Ш. Мисриханов, А.М.

Петров, Г.И.Самородов // Новое в Российской электроэнергетике. 2003 г., выпуск 12. С.5-15.

8. Зильберман, С.М. Расчет нормальных режимов в электропередачах полуволнового типа/ С.М. Зильберман //Материалы международной научно-технической конференции “Передача энергии переменным током на дальние и сверхдальние расстояния”, том 1, Новосибирск, 2003 г. С.106-112.

9. Лизалек, Н.Н. Сверхдальний транспорт электроэнергии и пути повышения его экономической эффективности и надежности/ Н.Н. Лизалек, Г.И. Самородов, С.М. Зильберман // Вторая Всероссийская научно-техническая конференция.

"Энергосистема: управление, качество, конкуренция", Екатеринбург, 2004.-С. 307-311.

10. Зильберман, С.М. Полуволновая технология передачи электроэнергии на сверхдальние расстояния и возможные пути ее ближайшего внедрения / С.М. Зильберман, Г.И. Самородов // Шестой международный научный форум “Перспективные задачи инженерной науки“, 23-30 марта, 2005г., Гонконг.

11. Samorodov G. Comparison between different types of EHV and UHV Transmission Systems taking account of their forced outages (Сравнение различных типов линий электропередачи СВН и УВН с учетом их аварийности)/ G. Samorodov, T. Krasilnikova, R.

Yatsenko, S. Zilberman// Proceedings of 2005 IEEE St. Petersburg Power Tech. June 27-30, St.

Petersburg, Russia.

12. Зильберман, С.М. Возможные перспективы импорта электроэнергии в республику Молдова из Тюменского региона/ С.М. Зильберман, Г.И. Самородов //Труды международной конференции ”Энергетика Молдовы 2005“, 21-24 сентября, Кишинев, Молдова.-С. 25-30.

13. Зильберман, С.М. Особенности режимов синхронизации ОЭС Сибири и Урала через полуволновую электропередачу Абакан-Итат-Челябинск / С.М. Зильберман // Вестник Ассоциации выпускников КГТУ. Красноярск, 2005г. Вып.12, С.216 - 223.

14. Зильберман, С.М. Транспозиция линий электропередачи и ее неожиданный эффект/ С.М. Зильберман, Т.Г. Красильникова, Г.И. Самородов// “Электричество”, № 5, 2006г. С. 11-16.

15. Samorodov G. An Analytical Method for Reliability Evaluation of Two Interconnected Power Systems (Аналитический метод для оценки надежности двух объединенных энергосистем )/ G. Samorodov, T. Krasilnikova, R. Yatsenko, S. Zilberman// Proceedings of 209th International Conference on Probabilistic Methods Applied to Power Systems. Royal Institute of Technology, Stockholm, Sweden.

16. Zilberman S. Technical and Economic Analysis of Transmission System from Eastern Russia to China/ S. Zilberman, S. Smirnov// Asian Energy Cooperation: Mechanisms, Risks, Barries//Proceedins of the International Conference (June 27-29, 2006, Yakutsk, Russia). Edited by N.I. Voropai and D.N. Efimov. Irkutsk: Energy System Institute, 2007. P.135-141.

17. Samorodov G. Assessment of Impact of Export Transmission System Forced Outages on Power System Reliability/ G. Samorodov, T. Krasilnikova, S. Zilberman, V. Kobylin, A.

Drujinin// Asian Energy Cooperation: Mechanisms, Risks, Barries//Proceedins of the International Conference (June 27-29, 2006, Yakutsk, Russia). Edited by N.I. Voropai and D.N. Efimov. Irkutsk:

Energy System Institute, 2007. P.188-195.

18. Зильберман, С.М. Повышение пропускной способности схемы выдачи СаяноШушенской ГЭС/ С.М. Зильберман // Вестник Ассоциации выпускников КГТУ.

Красноярск, 2007г. Вып.14, С.93 - 102.

19. Bryantsev A. Magnatically controlled shunt reactor application for AC HV and EHV transmission lines/ A. Bryantsev V. Dorofeev, S. Zilberman et. al // CIGRE Session 2006. SC BHVDC and Power Electronics (B4- 307).

20. Зильберман, С.М. Использование полуволновой технологии передачи электроэнергии для управления режимами энергообъединения Сибирь-Урал/ С.М.

Зильберман, Г.И. Самородов // Труды Всероссийской научно-практической конференции ” Технологии управления режимами энергосистем 21 века“, 29-30 сентября 2006г., Новосибирск. С. 74-80.

21. Зильберман, С.М. Влияние характера нагрузки и аварийности внешних связей на выбор оперативного резерва объединенной энергосистемы/ С.М. Зильберман// Труды 3-ей международной научно-технической конференции « Энергетика, экология, энергосбережение, транспорт», ч.2, 2007г. С. 63-69.

22. Зильберман, С.М. Выбор схемы и параметров сверхдальней электропередачи Сибирь – Центр/ С.М. Зильберман, Т.Г. Красильникова, Г.И. Самородов // Труды 3-ей международной научно-технической конференции « Энергетика, экология, энергосбережение, транспорт», ч.2, 2007г. - С. 134-140.

23. Зильберман, С.М. Электропередача 500 кВ Заря – Барабинск – Таврическая и ее характеристика/ С.М. Зильберман // Труды 3-ей международной научно-технической конференции « Энергетика, экология, энергосбережение, транспорт», ч.2, 2007г. С. 170-175.

24. Зильберман, С.М. Аналитический метод для оптимизации балансовой надежности при объединении двух энергосистем/ С.М. Зильберман, Т.Г. Красильникова, Г.И.

Самородов // «Электричество», 2008, № 2. С. 2-9.

25. Зильберман, С.М. О совместной работе ОЭС Сибири и Северной энергосистемы Китая/ С.М. Зильберман //«Электричество», 2008, № 11. с.2-5.

26. Kobylin, V.P. New approaches to development and formation of electric communications of Yakutia with associationsof Siberia, the East and the countries of Northeast Asia of a bottom prospect till 2030/ V.P. Kobylin, G.I. Samorodov, S.M. Zilberman, R.P. Li-FirSu and A.V.Kobylin// Asian Energy Cooperation:Forecasts and Realities//Proceedins of the 6-th International Conference AEC – 2008. Edited by N.I. Voropai and D.N. Efimov. Irkutsk, Russia 2008. P.246-252.

27. Зильберман, С.М. Сопоставление путей повышения пропускной способности дальних электропередач / С.М. Зильберман // Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока, 2008, №2. с.226-229.

28. Зильберман, С.М. Обоснование конструкции фазы для линий напряжением 11кВ/ С.М. Зильберман, Т.Г. Красильникова, В.З. Манусов // Известия ВУЗов «Проблемы энергетики», 2008, №1-2. С.24-37.

29. Зильберман, С.М. Сравнение различных типов электропередач с учетом их аварийности/ С.М. Зильберман, Т.Г. Красильникова // Известия ВУЗов «Проблемы энергетики», 2008, №5-6.С.35-46.

30. Патент РФ № 2351050. Устройство поперечной компенсации для линии электропередачи/ Зильберман С.М., Красильникова Т.Г., Самородов Г.И. Опубл. 27.03.20Бюл. №9.

31. Зильберман, С.М. Оценка эффективности применения полуволновой технологии передачи электроэнергии в Южной Африке/ С.М. Зильберман, Г.И. Самородов // Известия РАН “Энергетика “, 2009, №4, С. 98-106.

32. Зильберман, С.М. Пути обеспечения режимной надежности электропередач напряжением 500 кВ и выше/ С.М. Зильберман //Электрические станции, 2009г., № 5, С. 42-45.

33. Зильберман, С.М. Оценка эффективности привлечения маневренных мощностей ОЭС Сибири В Европейскую секцию ЕЭС России/ С.М. Зильберман // Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока, 2009, №1.

Позиции 14; 24; 25; 27; 28; 29 - 33 опубликованы в изданиях, рекомендованных ВАК.

Зильберман Самуил Моисеевич Методические и практические вопросы полуволновой технологии передачи электроэнергии Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук Подписано в печать Заказ № Формат 6090/16. Усл. печ. л.2. Тираж 100 экз.

Отпечатано в ИПК ФГОУ ВПО «Сибирский федеральный университет»






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.