Анализ эксплуатационных режимов схемы Магнитогорского энергетического узла

Постоянный рост электрических нагрузок МЭУ, особенно с резкопеременным режимом работы, ввод в эксплуатацию новых собственных электростанций, строительство и реконструкция электросетевых устройств требуют постоянного расчета и анализа нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов, а также установившихся режимов короткого замыкания, проведённого применительно к схеме МЭУ.

Анализ режимов проводился с помощью программы расчёта и оптимизации эксплуатационных режимов, разработанной на кафедре ЭПП МГТУ им. Г.И. Носова. Расчёты проводились для среднесуточных значений электрических нагрузок.

Возможности управления режимом распределения активных мощностей определяются располагаемой мощностью собственных электростанций. Её величина достаточна для поддержания параметров режима в допустимых пределах при значительном ослаблении связи с питающей энергосистемой и практически полностью компенсирует нагрузку ОАО «ММК» без дочерних предприятий и субабонентов. Возможности управления режимом напряжений и распределением реактивных мощностей также определяются, в первую очередь, генераторами собственных электростанций комбината. Недостаточно компенсируется реактивная мощность сторонними потребителями ОАО «ММК». Недоиспользование компенсирующих устройств приводит к дефициту реактивной мощности.

Практически уровни напряжения в сети 110-220 кВ полностью определяются режимом напряжения в энергосистеме, что является существенным недостатком в организации управления режимом системы электроснабжения. Регулирование напряжения в сети 110 кВ может осуществляться, кроме того, при помощи РПН трансформаторов связи, однако эффективность такого регулирования напрямую определяется выработкой реактивной мощности электростанциями и величиной её потерь в сети. Использование синхронных двигателей прокатных цехов для выработки реактивной мощности эффективно только для сетей 3–6–10 кВ и, кроме того, ограничивается требованиями технологического процесса. Задача регулирования напряжения усложняется и сложившейся практикой максимальной загрузки турбогенераторов по активной мощности, что требует снижения выработки реактивной мощности.

Для анализа возможностей схемы МЭУ в плане организации ремонтных и прогнозирования послеаварийных режимов была проведена оценка ряда наиболее вероятных условий с точки зрения загрузки силовых трансформаторов, уровней напряжения на шинах подстанций, величин потоков мощности по линиям электропередачи. Были рассмотрены наиболее тяжёлые режимы, вызванные отключением автотрансформаторов на подстанциях связи и на питающих подстанциях. Анализ результатов расчёта показывает, что эти режимы являются допустимыми по перечисленным показателям.

Проведённые расчёты установившихся режимов показали, что в некоторых случаях имеет место перегрузка линий электропередачи сети 110–220 кВ (на 10–15%) и снижение напряжения на узловых подстанциях. Снижение напряжения на шинах 6–10 кВ составляет 15–20% и на шинах 35–110 кВ – 7–10%. На шинах 220–500 кВ напряжение не снижается ниже номинального за счёт поддержания его на уровне 235 (525) кВ в нормальном режиме. Во всех режимах происходит снижение токов КЗ и увеличение остаточных напряжений. Это, с одной стороны, улучшает условия работы технологического оборудования и оборудования электрической сети, а с другой стороны – снижает чувствительность РЗиА. Увеличение остаточных напряжений составляет около 15%.

Следует отметить, что даже в наиболее тяжёлых режимах не возникает необходимости в отключении потребителей ОАО «ММК», поскольку параметры режима в значительной степени поддерживаются за счёт работы собственных электростанций комбината.

Эффективное планирование режимов невозможно без анализа результатов расчёта токов короткого замыкания. Программный модуль расчета режима короткого замыкания, разработанный на кафедре ЭПП МГТУ, предназначен для расчетов:

- действующего значения токов трехфазного КЗ в любой точке расчетной схемы;

- распределения токов КЗ в схеме замещения любой сложности, включающей разомкнутые и замкнутые сети;

- остаточных напряжений во всех узлах расчетной схемы.

Расчет токов КЗ при анализе эксплуатационных режимов производится в следующих целях:

- оценка коммутационной способности оборудования, динамической и термической стойкости в нормальном и максимальном режимах работы системы электроснабжения;

- проверка уставок срабатывания релейных защит и автоматики и их чувствительности при разработке ремонтных режимов;

- разработка мероприятий по снижению величины токов КЗ при реконструкции и развитии системы электроснабжения, включении новых источников питания, генерирующих мощностей на электростанциях и т.д.;

- разработка нормальных схем в замкнутых распределительных сетях 110–220 кВ при высоком уровне токов КЗ;

- оценка остаточных напряжений и поведения держащих катушек магнитных систем коммутационных аппаратов в режимах короткого замыкания;

- оценка влияния устройств регулирования режима (РПН, АРВ и т.д.) на величину токов КЗ.

При расчете токов КЗ в базе данных оборудования индуктивные сопротивления X_d синхронных машин замещаются их сверхпереходными сопротивлениями .

Электрические нагрузки сети по желанию пользователя могут обнуляться (допущение, принимаемое при расчете токов КЗ), замещаться их динамическими характеристиками по напряжению, учитываться как обобщенные индуктивные сопротивления и ЭДС, задаваться максимальными и минимальными значениями.

Существующая схема 110-220 кВ (см. рис.5.10) обладает высокой гибкостью, обеспечивает высокую надёжность электроснабжения, но характеризуется высокими значениями токов короткого замыкания и низкими значениями остаточных напряжений, что вызвано концентрацией энергетических и технологических объектов и преобладанием коротких линий электропередачи. Это утяжеляет режим работы оборудования электрических сетей и подстанций и ухудшает условия работы технологического оборудования производственных цехов. Одной из задач эксплуатации такой схемы является выбор нормального оперативного состояния по ряду противоречивых критериев.

В работе рассмотрены следующие варианты

Существующая схема (т.е. до реализации Программы перспективного развития МЭУ):

Вариант 1.Продольное деление сети. Кольцо 110 кВ разомкнуто в двух точках: отключена ВЛ ТЭЦ-ЦЭС со стороны ЦЭС (ПС-64 питается от ТЭЦ) и отключена ВЛ ПС-90–ПС-60 со стороны ПС-90 (ПС-88 питается с шин ПС-60)

Вариант 2.Кольцо 110 кВ замкнуто.

Вариант 3.Поперечное деление сети. Кольцо 110 кВ разомкнуто путём отключения шиносоединительных выключателей (ШСВ) на секциях сборных шин 110 кВ на ТЭЦ, ЦЭС, ПС-60, ПС-30, ПС‑77, ПС-90. Образуется два параллельных кольца.

Вариант 4.Комбинация вариантов 1 и 3. Кольцо 110 кВ разомкнуто путём отключения ШСВ в РУ 110 кВ на ТЭЦ, ЦЭС, ПС-60, ПС-30, ПС-77, ПС-90, а также разомкнуто в двух точках: отключена ВЛ ТЭЦ-ЦЭС со стороны ЦЭС (ПС-64 питается от ТЭЦ) и отключена ВЛ ПС-90–ПС-60 со стороны ПС-90 (ПС-88 питается с шин ПС-60). Образуется четыре участка.

Перспективная схема (в соответствии с Программой перспективного развития Магнитогорского энергетического узла):

Вариант 1.Кольцо 110 кВ разомкнуто в двух точках: отключена ВЛ ТЭЦ-ЦЭС со стороны ЦЭС (ПС-64 питается от ТЭЦ) и отключена ВЛ ПС-90–ПС-60 со стороны ПС-90 (ПС-88 питается с шин ПС-60).

Вариант 2. Кольцо 110 кВ разомкнуто путём отключения ШСВ в РУ 110 кВ на ТЭЦ, ЦЭС, ПС-60, ПС-30, ПС-77, ПС-90. Образуется две территориально совмещенных параллельных кольцевых сети.

Вариант 3.Кольцо 110 кВ разомкнуто путём отключения ШСВ в РУ 110 кВ на ТЭЦ, ЦЭС, ПС-60, ПС-30, ПС-77, ПС-90, а также разомкнуто в двух точках: отключена ВЛ ТЭЦ-ЦЭС со стороны ЦЭС (ПС-64 питается от ТЭЦ) и отключена ВЛ ПС-90–ПС-60 со стороны ПС-90 (ПС-88 питается с шин ПС-60). Образуется четыре участка.

Вариант 4. Кольцо 110 кВ разомкнуто на несколько частей: ТЭЦ–ПС-77–ПС-90; ЦЭС–ПС-30–ПС-85–ПС-62–ГТС ЛПЦ-3; ПС-60. При этом отключаются линии: ПС-30–ПС-60, ТЭЦ-ЦЭС со стороны ЦЭС (ПС-64 питается от ТЭЦ), ПС-90–ПС-60 со стороны ПС-90 (ПС-88 питается с шин ПС-60), ПС-85 и ПС-62 (включая ГТС ЛПЦ-3) – ПС-60.

Вариант 5. Кольцо 110 кВ поделено на узлы: ТЭЦ–ПС-77; ЦЭС–ПС-85–ПС-62; ПС-30; ПС-60 – ГТС ЛПЦ-3; ПС-90. При этом отключаются линии: ПС-30–ПС-60, ТЭЦ–ЦЭС (с отпайкой на ПС-64), ПС-90–ПС-60 (с отпайкой ПС-88), ПС-85–ПС-62–ПС-60, ГТС ЛПЦ-3 (ТГ 25 МВт) – ЦЭС, ЦЭС–ПС-87, ПС-30–ПС-96, ПС-30–ПС-23, ТЭЦ–ПС-63.

Вариант 6.Кольцо 110 кВ замкнуто.

Для проверки возможности эксплуатационных и ремонтных режимов на предлагаемых конфигурациях схемы МЭУ для существующего состояния и с учетом перспективного развития были выполнены расчеты загрузки автотрансформаторов и линий электропередачи напряжением 110 кВ и 220 кВ.

Анализируя полученные результаты, можно сделать следующие выводы:

Автотрансформаторы:

1. Загрузка АТ в перспективных конфигурациях схемы увеличилась по сравнению с существующими, причем большее увеличение загрузки наблюдается на ПС-60 и ПС-90. Подобные изменения связаны с вводом новых производственных мощностей, установкой новых генераторов на ТЭЦ, ЦЭС, ГТС ГОП, ГТС ЛПЦ-3, ГТ ТЭС, ГТС ЛПЦ-4 и перераспределением мощностей, за счет изменения конфигурации сети 110 кВ, присоединения к сборным шинам 110 кВ ПС-60 подстанций №48, №49 и изменением в связи с этим участка схемы 110 кВ ПС «Смеловская» – ПС-60, ПС-60–ПС-98–ПС-99.

2. В вариантах 2 и 3 существующей схемы и вариантах 2 и 6 перспективной схемы, когда сеть 110 кВ объединена в кольцо или параллельные кольца, загрузка АТ узловых подстанций в нормальном режиме становится более равномерной в связи с перераспределением мощностей. В ремонтных режимах вариантов 2 и 3 существующей схемы и вариантов 2 и 6 перспективной схемы наблюдается увеличение загрузки АТ ПС-60 и ПС-30 на 10-40% за счет снижения загрузки АТ ПС-77 на 40%. Наблюдается также в этих конфигурациях снижение загрузки АТ на 7-9% в послеаварийном режиме, вызванном отключением двух АТ на одной из узловых ПС. Подобные результаты обусловлены связью по распределительным сетям 110 кВ узловых подстанций, что обеспечивает более равномерное распределение мощностей между этими подстанциями в нормальных и ремонтных режимах.

3. Отключение АТ в вариантах 1 и 4 существующей схемы и вариантах 1, 3, 4, 5 перспективной схемы на ПС-77 и ПС-90 не оказывает заметного влияния на остальные автотрансформаторы; отключение одного АТ на других ПС не оказывает влияние на автотрансформаторы ПС-77 и ПС-90

4. При реализации варианта 4 перспективной схемы ремонтный режим отключения двух АТ-60 невозможен, т.к. АТ-2 подстанции «Смеловская» загружается на 1,38 и ток, протекающий по линии ПС «Смеловская» – ПС-60 превышает предельно допустимые значения.

5. Во всех вариантах при отключении АТ на ПС «Магнитогорская» оставшиеся в работе автотрансформаторы загружаются на 50%, не достигая аварийной перегрузки.

6. Наилучшими конфигурациями электрической сети 110 кВ перспективной схемы МЭУ являются схемы вариантов 2 и 3. При реализации варианта 2 обеспечивается наиболее равномерная загрузка автотрансформаторов в нормальном режиме, а также наименьшее превышение коэффициента загрузки АТ над допустимым значением в послеаварийных режимах, связанных с отключением двух АТ на одной из узловых ПС или отключение одного АТ на ПС-77 и ПС-90. При реализации варианта 3 обеспечивается наиболее равномерная загрузка автотрансформаторов и наименьшее увеличение коэффициента загрузки АТ при послеаварийных режимах, связанных с отключением одного АТ на ПС-30, ПС-60, АТ-2 ПС «Смеловская», а также отсутствие взаимного влияния загрузки АТ подстанций 77 и 90 и АТ подстанций №30 и №60.

Линии электропередачи 110, 220 кВ:

1. В варианте 6 перспективной схемы по сравнению с вариантом 2 существующей схемы наблюдается малая загрузка линий ТЭЦ, 87, 30, 90 (около 50 А) при предельно допустимом токе 705 А, а при отключении одной цепи ТЭЦ-77 в другой цепи ток (809 А) превышает допустимый (705 А), т.е. такой ремонтный режим неосуществим в данном варианте.

2. При сравнении варианта 3 существующей схемы и варианта 2 перспективной при отключении линии 90-77 на ТЭЦ-77 ток возрастает(698 А при допустимом токе 705 А). Малая загрузка линий отмечена на линиях ПС-60–ПС-88 и ПС-90–ПС-63 (около 60 А при допустимом токе 705 А).

3. При сравнении варианта 4 существующей схемы и варианта 3 перспективной перегрузка линий отсутствует, но в варианте 4 недостаточно загружены линии ТЭЦ–ПС-64, ПС-60–ПС-88, ЦЭС–ПС-87, ТЭЦ–ПС-63 (60 А при предельно допустимом токе 690-705 А).

4. В вариантах 1 существующей и перспективной схем перегрузки линий нет. В варианте 1 существующей схемы недогружены линии ПС-60–ПС-88, ТЭЦ–ПС-64, ЦЭС–ПС-87. В варианте 1 перспективной схемы недогружены линии ЦЭС–ПС-87, ТЭЦ–ПС-63, ТЭЦ–ПС-64, ПС «Смеловская» – ПС-60 (около 60-80 А при предельно допустимом токе 690-705 А).

5. В оставшихся вариантах 4 и 5 перспективной схемы при отключении одной из линий ТЭЦ–ПС-77 токи (835А и 742А соответственно) превышают предельно допустимые (705 А).

6. Наилучшей конфигурацией электрической сети 110 кВ перспективной схемы МЭУ, обеспечивающей наиболее равномерную загрузку линий, наименьшее превышение тока нормального режима при ремонтном режиме, является схема двух параллельных колец – вариант 2.

При проведении исследований трехфазных коротких замыканий на сборных шинах узловых подстанций были получены следующие результаты значений токов короткого замыкания в начальный момент времени при различных конфигурациях существующей и перспективной схемы МЭУ:

1. В существующей схеме предпочтительнее вариант 4 по сравнению с наихудшим вариантом-2, где при ТКЗ на ТЭЦ токи ТКЗ отличаются в 2 раза, и более чем на 10 кА на ЦЭС. Это может привести к необходимости замены высоковольтных выключателей и других аппаратов.

2. В перспективной схеме преобладают варианты 3 и 5, вариант 5 обладает низкой степенью надежности, при этом токи трехфазного короткого замыкания вариантов 3 и 5 в 2 раза меньше по сравнению с вариантом 6 - замкнутым кольцом.

3. При сравнении вариантов замкнутых колец в существующей (вариант 1) и перспективной (вариант 6) токи ТКЗ возрастают незначительно, на 2-3 кА, в варианте 6, исключение составляет ПС «Смеловская», где ток снижается на 2 кА.

4. При сравнении разомкнутых колец варианта 1 существующей и перспективной схем, у варианта 1 перспективной схемы на шинах ЦЭС и ПС-30 токи ТКЗ увеличились на 4 кА, на шинах ПС-60 токи ТКЗ увеличились на 3 кА, что обусловлено подключением генераторов 50 МВт на ЦЭС и 12 МВт и 25 МВт на ГТС ЛПЦ-3.

5. При отключении ШСВ в существующей (вариант 3) и перспективной (вариант 2) схемах увеличились токи на ЦЭС и ПС-30 на 5 кА, и в связи с изменением связей РУ 110 кВ ПС-60 уменьшились токи ТКЗ на ПС «Смеловская» и ПС-60.

6. В вариантах при отключенных шиносоединительных выключателях и размыкании колец в двух точках при сравнении варианта 4 существующей схемы и варианта 3 перспективной схемы видно, что в перспективном варианте на ТЭЦ токи ТКЗ возросли на 10 кА, а на ПС-86 и ПС-60 уменьшились.

7. Наилучшей конфигурацией электрической сети 110 кВ перспективной схемы МЭУ, обеспечивающей наименьший уровень периодических составляющих токов в начальный момент времени при трехфазном КЗ, является схема варианта 3.

Сравнительный анализ остаточных напряжений на секциях сборных шин 110 кВ ТЭЦ при ТКЗ при различных конфигурациях существующей и перспективной схемы МЭУ показал следующее:

1. Во всех вариантах наибольшая просадка напряжения на сборных шинах 110 кВ ТЭЦ возникает при ТКЗ на секциях шин ТЭЦ, ПС 77, ПС 90 по причине наименьшей электрической удаленности.

2. При варианте 1 существующей схемы МЭУ просадка напряжения чуть больше, на 1-2 кВ, или равна просадке при варианте 1 перспективной схемы.

3. Сравнивая 1 и 2 варианты конфигурации перспективной схемы МЭУ, можно сделать вывод, что наибольшая просадка напряжения при варианте 2, относительно варианта 1, будет наблюдаться при ТКЗ на секциях шин ЦЭС, ПС 30, ПС 60. А при ТКЗ на секциях шин ТЭЦ, ПС 77, ПС 90 наибольшая просадка напряжения будет наблюдаться при варианте 1.

4. Сравнивая 1, 2 и 3 варианты конфигурации перспективной схемы МЭУ, можно сделать вывод, что наибольшая просадка напряжения при варианте 2 будет наблюдаться при ТКЗ на секциях шин ЦЭС, ПС 30, ПС 60, а при варианте 3 наименьшая просадка напряжения. А при ТКЗ на секциях шин ПС 77, ПС 90 большая просадка напряжения будет наблюдаться при варианте 1, при этом варианты 2 и 3 оказываются примерно равноценными. При ТКЗ на секциях шин ТЭЦ более предпочтительным является вариант 3.

Сравнительный анализ остаточных напряжений на секциях сборных шин 110 кВ ПС60 при ТКЗ при различных конфигурациях существующей и перспективной схемы МЭУ показал следующее:

1. Во всех вариантах наибольшая просадка напряжения на сборных шинах 110 кВ ПС 60 возникает при ТКЗ на секциях шин ЦЭС, ПС 30, ПС 60, по причине наименьшей электрической удаленности.

2. При варианте 1 существующей схемы МЭУ просадка напряжения чуть больше, на 2-4 кВ, или равна просадке при варианте 1 перспективной схемы при ТКЗ на секциях шин ТЭЦ, ПС 77, ПС 90. При ТКЗ на секциях шин, ПС 30, ПС 60 более предпочтительным является вариант 1 существующей схемы МЭУ.

3. Сравнивая 1 и 2 варианты конфигурации перспективной схемы МЭУ, можно сделать вывод, что наибольшая просадка напряжения при варианте 2, относительно варианта 1, будет наблюдаться при ТКЗ на секциях шин ТЭЦ, ПС 77, ПС 90. А при ТКЗ на секциях шин ЦЭС, ПС 30, ПС 60 наибольшая просадка напряжения будет наблюдаться при варианте 1.

4. Сравнивая 1, 2 и 3 варианты конфигурации перспективной схемы МЭУ, можно сделать вывод, что наибольшая просадка напряжения при варианте 2 будет наблюдаться при ТКЗ на секциях шин ТЭЦ, ПС 77, ПС 90, а при варианте 3 наименьшая просадка напряжения. А при ТКЗ на секциях шин ЦЭС, ПС 30 большая просадка напряжения будет наблюдаться при варианте 1, при этом варианты 2 и 3 оказываются примерно равноценными. При ТКЗ на секциях шин ПС 60 более предпочтительным является вариант 2.

Выводы:

1. В связи с вводом в эксплуатацию новых производственных мощностей (стан «5000», ЛПЦ-11, МНЛЗ-6, АПК-3) произведены плановые расчеты эксплуатационных режимов распределительной сети напряжением 110-220 кВ для основных вариантов оперативной конфигурации. Выполнено сравнение вариантов по основным техническим критериям, включающим загрузку линий электропередачи напряжением 110-220 кВ, автотрансформаторов узловых подстанций 220/110 кВ, уровни токов короткого замыкания на шинах 110-220 кВ и значения остаточных напряжений в таких режимах. Произведена оценка загрузки оборудования и уровней остаточных напряжений в неполнофазных режимах работы сети 110-220 кВ, возникающих при обрывах проводов ЛЭП или неполнофазной работе выключателей. В случае роста токов короткого замыкания при расширении сети в ходе реализации Программы перспективного развития Магнитогорского энергетического узла рекомендована к реализации эксплуатационная схема с отключением шиносоединительных выключателей РУ напряжением 110 кВ ТЭЦ, ЦЭС, ПС-30, ПС-60, ПС-77, ПС-90.

2. Рост выработки электроэнергии на собственных станциях требует одновременного развития и модернизации сетей электроснабжения.

Требуется пересчет нагрузок, токов короткого замыкания, замена силовых трансформаторов. Увеличение мощности ПВЭС-1,2 привело к строительству новой подстанции 10/110 кВ с мощностью трансформаторов 2х63 МВА для передачи электроэнергии в кольцо. Второй фактор, обуславливающий развитие электрических сетей, заключается в перераспределении центров электрических нагрузок на производственной площадке. Все эти обстоятельства требовали коренной реконструкции сетей и подстанций. Поэтому параллельно с развитием энергетических мощностей станций, (25…30) % всех затрат необходимо планировать на развитие схемы электроснабжения.

3. В связи с расширением металлургического производства, значительным удалением объектов от основных энергоисточников появляется необходимость в строительстве локальных электростанций, располагаемых в непосредственной близости от энергоемких производств. Это кислородное, горно-обогатительное, агломерационное, известняково - доломитовое и др. производства, размещение которых определяется спецификой добычи и переработки соответствующих видов сырья и ресурсов.