Электроэнергетика Казахстана

Рассмотрим конструкции АС-турбогенераторов с несимметричной структурой обмоток возбуждения, близкие по свойствам к классическим АС-турбогенераторам и в то же время позволяющие решить в значительной мере указанные выше проблемы. Каждая из обмоток возбуждения (ОВ) подключена к управляемым реверсивным тиристорным возбудителям. Последние питаются от согласующего трансформатора (схема самовозбуждения) или от вращающегося возбудительного генератора (схема независимого возбуждения). В цепи каждой ОВ имеются устройства защиты от перенапряжений, устройства замыкания обмоток ротора накоротко или на дополнительные симметрирующие сопротивления, автоматы гашения поля. Управление возбуждением осуществляется с помощью АРВ, получающего информационные сигналы от датчиков: углового положения ротора, токов и напряжений. Нормальные режимы АС-турбогенератора обеспечиваются питанием цепей возбуждения обеих ОВ от «рабочих» (+) выпрямителей в составе реверсивных возбудителей. Встречно-параллельно включенные «нерабочие» (-) выпрямители вступают в действие при переходных процессах, возникающих при динамических возмущениях. При отказах одного из возбудителей гасится поле в соответствующей цепи, ОВ замыкается накоротко и генератор переводится на работу в синхронном режиме с одной ОВ. В случае полного отказа системы возбуждения обе ОВ замыкаются, и генератор переводится в асинхронный неуправляемый режим. Система управления АС-турбогенераторами реализует принципиальное свойство АС-машин - независимость регулирования электромагнитного момента и напряжения.

Регулирование напряжения может осуществляться эффективно во всех режимах генератора по активной нагрузке и реактивной мощности (включая режим компенсатора при полном потреблении реактивной мощности) и не влияет на общую устойчивость генератора. Основным условием обеспечения статической устойчивости является правильный выбор настройки коэффициентов обратных связей регулятора в канале регулирования электромагнитного момента. Практически это относится к АС-турбогенераторам с любой степенью несимметрии, включая вариант со «слабой» управляющей обмоткой возбуждения по поперечной оси и с регулятором, реализующим «асинхронизированный» принцип управления.

Структура двух ОВ с несовпадающими осями и наличие реверсивных возбудителей у каждой ОВ дает возможность в переходных режимах оптимально ориентировать мдс генератора с целью создания максимального тормозящего электромагнитного момента. При сильных возмущениях, когда возможности управления ограничены «потолочным» напряжением возбуждения, оптимальная ориентация мдс возбуждения достигается автоматически по командам АРВ сочетанием форсировок и расфорсировок напряжений на ОВ. Поскольку управление каналом напряжения может осуществляться независимо от электромеханического процесса качаний ротора, то в условиях, когда напряжение возбуждения не достигает потолочных значений, можно повысить качество регулирования напряжения на шинах станции. Это, в частности, способствует повышению динамической устойчивости параллельно работающих синхронных турбогенераторов и ускоряет восстановление нормального энергоснабжения потребителей.

Результаты исследований АС-турбогенераторов показали, что уровень их динамических ограничений мало зависит от режима по РМ и выше, чем у синхронных аналогов, которые в режимах потребления РМ требуют глубокого снижения нагрузки. При механических возмущениях (полный сброс момента турбины до нуля с последующим восстановлением) наличие в группе АС-турбогенераторов оказывает положительное влияние на динамические процессы параллельно работающих синхронных турбогенераторов, а в случае работы в группе только АС-турбогенераторов самораскачивание отсутствует, переходные процессы затухают очень быстро. Аналогичные результаты имеют место при КЗ - введение в группу АС-турбогенераторов приводит к существенному повышению общего предела устойчивости, что особенно проявляется при наличии таких факторов, как режимы потребления РМ и увеличенная длина линии электропередач (слабые связи). С усилением этих факторов даже относительно малое количество АС-турбогенераторов в группе оказывает все большее влияние. При сравнительно коротких линиях (сильные связи) переходные процессы синхронных и АС-турбогенераторов в группе имеют более независимый характер, при этом АС-турбогенераторы обычно возвращаются в исходные режимы, но наблюдаются случаи нарушения устойчивости синхронных турбогенераторов.

Испытания и опыт эксплуатации АС-турбогенераторов позволили подтвердить основные отличительные свойства таких генераторов, обусловливающие целесообразность их применения:

- обеспечение высокого уровня статической устойчивости во всем допустимом по условиям нагрева генератора диапазоне рабочих режимов, включая режимы глубокого потребления РМ;

- повышенное быстродействие регулирования напряжения (РМ);

- обеспечение равновысоких пределов динамической устойчивости в режимах выдачи и глубокого потребления РМ;

- поддержание высокого качества вырабатываемой электроэнергии при возмущениях в энергосистеме и в энергоблоке;

- возможность неограниченно длительных асинхронных режимов без возбуждения при обеспечении близкой к номинальной нагрузки и высокого качества электроэнергии;

- высокий уровень живучести при частичных отказах в системе возбуждения и при полной потере возбуждения (не требуется система резервного возбуждения);

- повышенный коэффициент готовности;

- повышенная ремонтопригодность системы возбуждения;

- облегченное техническое обслуживание систем возбуждения и управления;

- улучшение условий работы оперативного персонала электростанции.

6. Статические компенсаторы реактивной мощности СТК и СТАТКОМ

6.1 Введение

Статические тиристорные компенсаторы (СТК) [1 - 4] использовались для компенсации реактивной мощности с середины 1970-х годов, сначала для компенсации дуговых печей, а затем в системах передачи электроэнергии. Один из первых СТК 40 МВар был применен на Шаннонской подстанции энергосистемы Minnesota Power and Light в 1978 г.

Преимущества СТК заключаются в следующем:

§ стабилизация напряжения;

§ улучшение устойчивости в переходном режиме;

§ демпфирование колебаний в энергосистеме.

Несмотря на то, что существует множество вариантов СТК, наиболее традиционным считается вариант на основе тиристорно или механически переключаемых конденсаторов и тиристорно-управляемых реакторов (рис. 1а). Координируя работу конденсатора и реактора подходящим образом (см. рис. 1b) можно непрерывно и быстро управлять реактивной мощностью в пределах ее емкостных/индуктивных значений. Это позволяет поддерживать значение статического и динамического напряжения в заданных пределах, в некоторой степени управлять устойчивостью [9], но не на столько, чтобы управлять потоком активной мощности. Подробный список литературы по применению СТК приведен в [11].

В последние годы вследствие развития тиристоров GTO и транзисторов IGBT был разработан новый статический компенсатор. В более ранних исследованиях его называли «Усовершенствованным статическим компенсатором реактивной мощности». Однако работа данного устройства была более похожа на работу вращающегося синхронного компенсатора, но без большого времени реакции и механической инерции, поэтому он стал называться «Статический синхронный компенсатор (STATCON)» [12, 13]. В настоящее время он известен как «Статический компенсатор СТАТКОМ».

Рис. 1 - Статический компенсатор реактивной мощности (СТК)

СТАТКОМ превосходит традиционный СТК по следующим причинам:

- сокращение внешнего оборудования вследствие отсутствия объемных емкостных/реакторных батарей, необходимых для СТК;

- улучшение динамических характеристик и устойчивости вследствие возможности кратковременного увеличения генерации реактивной мощности;

- улучшение характеристик при уменьшенных рабочих напряжениях вплоть до 0,15 отн.ед. (ограниченных только рассеиванием трансформатора);

- ослабление требований к фильтро-компенсирующим устройствам (ФКУ).

СТАТКОМ формирует трехфазное напряжением с управляемыми амплитудой и фазным углом. При превышении (принижении) выходного напряжения инвертора на шине, электрический ток опережает (отстает), а разница в амплитудах определяет значение этого тока. Это позволяет управлять реактивной мощностью.

На рис. 2а показан СТАТКОМ, реализованный на 6-пульсном инверторе напряжения, включающим в себя GTO-тиристоры с питанием от накопительного конденсатора (аккумуляторной батареи, СПИНЭ). Для уменьшения генерации гармоник и формирования практически синусоидального тока применяются многопульсные схемы. На рис. 2b приведена вольт-ампер характеристика этого компенсатора.

СТАТКОМ способен управлять выходным током независимо от напряжения на линии напряжения, в отличие от СТК, где ток изменяется с изменением напряжения на линии. Поэтому СТАТКОМ эффективнее СТК с точки зрения поддержания напряжения и улучшения устойчивости.

Рис. 2 - Статический компенсатор СТАТКОМ

Характеристики СТК зависят от напряжения, в то время как СТАТКОМ способен вырабатывать емкостной ток независимо от напряжения. Кроме того, выходной ток может временно превышать номинальные значения установившегося режима. Значения амплитуды и времени таких возможных перегрузок зависят от характеристик охлаждающих радиаторов и минимального тока выключения GTO-тиристоров. В зависимости от конструкции преобразователя переходные характеристики СТАТКОМ меняются в пределах 120-180% от значений в установившемся режиме. Сравнение характеристик СТК и СТАТКОМ приведено в табл. 1.

Разработана модификация СТАТКОМ на основе IGBT-транзисторов с коммутационной частотой до 2 кГц. Базовые элементы этого изделия, включающие в себя IGBT-вентили, конденсаторы, систему управления и систему охлаждения вентилей, могут быть размещены в контейнере размера 10х20 м. Внешнее оборудование ограничено теплообменниками, коммутационными реакторами без стали и силовым трансформатором.

Типовой СТАТКОМ способен работать в режиме генерации/потребления ± 100 MВар. Для увеличения номинальных мощностей несколько СТАТКОМ могут работать параллельно.

Модульная конструкция СТАТКОМ позволяет в случае необходимости легко перестраивать систему. Время переходного процесса СТАТКОМ очень мало (~ четверть цикла). Вследствие высокой частоты коммутации такой компенсатор может работать без фильтров подавления гармоник или, а в случае необходимости, с фильтром верхних частот небольшой емкости. Поэтому риск возникновения резонансных условий незначителен. Более того, существует возможность активной фильтрации гармоник, присутствующих в сети.

Таблица. Сравнение СТАТКОМ и СТК

№	СТАТКОМ	СТК
1	Работает как источник напряжения	Работает как реактивный проводник
2	Нечувствителен к гармоническому резонансу системы передачи	Чувствителен к гармоническому резонансу системы передачи
3	Больший динамический диапазон	Малый динамический диапазон
4	Слабее генерация гармоник	Сильнее генерация гармоник
5	Быстрее реакция (в пределах мс) и лучше характеристики при переходном режиме	Отчасти медленнее реакция
6	Возможны индуктивные и емкостные режимы	В основном емкостной режим работы
7	Возможность поддерживать стабильность напряжения даже в слабых системах	Трудности при работе в слабых системах
8	Может быть использован как накопитель небольшого количества энергии
9	Способность выдерживать длительные перегрузки, обеспечивает улучшенную устойчивость системы



Недавно был разработано новое устройство СТАТКОМ на основе преобразователя, описание которого приводится ниже.

6.2 Ступенчатый преобразователь

Каждое звено нового преобразователя образовано четырехплечевым мостовым преобразователем и конденсатором (рис. 3).

Рис. 3 - Схема однофазного звена цепи

Каждое плечо состоит из самокоммутирующегося GTO-тиристора и встречно-параллельного диода. Несколько таких мостов соединяются последовательно, формируя одну фазу преобразователя. Таким образом, трехфазный преобразователь состоит из трех таких звеньев, соединенных по схеме звезда или треугольник.

Суммарное напряжение определяется суммой напряжений звеньев. Каждая пара плеч моста работает в двухстороннем режиме (рис. 4). В любой момент времени плечо моста может быть подключено либо к положительной, либо к отрицательной пластине конденсатора. При подходящем выборе соединения каждый конденсатор может добавлять положительное, отрицательное или нулевое напряжение (режим транзитной передачи) в напряжение звена цепи. Таким образом, вся цепь с N последовательными звеньями может синтезировать синусоидальный сигнал с (2N+1) уровнями.

Рис. 4 - Аналог переключения в трехзвеньевом преобразователе

Для формирования хорошего синусоидального сигнала с незначительными гармоническими составляющими используется многоуровневый подход таким образом, что для каждого звена используется различный угол переключения (рис. 5). Каждое из трех напряжений звеньев имеют различную ширину импульсов, комбинация которых формирует семиуровневое колебание. Это достигается за счет переключения GTO-тиристоров всего один раз за период собственной частоты. Углы переключения , и выбираются так, чтобы суммарное напряжение было приблизительно синусоидальной формы.

6.3 Характеристики звеньев цепи

Характеристики звеньев цепи определяются характеристиками применяемых GTO-тиристоров. Стандартные промышленные изделия имеют максимально допустимое импульсное напряжение 4,5 кВ и ток выключения 4 кА. На практике необходимо понижать номинальные значения для обеспечения устойчивости в переходных режимах и при воздействии неисправностей и возмущений.



Рис. 5 - Форма напряжения 3-х звеньевого (7-уровневого) ступенчатого преобразователя

Характеристики преобразователя улучшаются при добавлении дополнительных последовательных звеньев с целью увеличения напряжения преобразователя. Номинальные значения тока остаются неизменными, вследствие затруднений при подключении GTO-тиристоров параллельно. Номинальные характеристики стандартного 3-х фазного функционального блока составляют ± 100 MВар.

Для обеспечения непрерывной работы преобразователя в случае возникновения неисправности GTO-тиристора осуществляется резервирование путем добавления дополнительного звена в цепь каждой фазы. Вследствие идентичности звеньев система управления адаптируется автоматически для реконфигурации порядка коммутации в оставшихся звеньях с целью минимизации генерируемого гармонического напряжения.

6.4 Потери

Потери мощности, как правило, являются важным фактором в оценке экономической целесообразности конкретных конструкций СТК. Во всех модификациях СТАТКОМ основные потери определяются потерями в основном трансформаторе и силовом электронном оборудовании. Затем идут потери, связанные с проводимостью GTO-тиристоров, цепями коммутации и демпфирования.

Ступенчатый преобразователь поддерживает потери ниже 0,65% от номинальных значений в МВар. Коммутационные потери минимизируются при одной коммутации каждого тиристора за один цикл собственной частоты. Потери на демпфирование минимизируются использованием специальных конструкций с малыми потерями. Также возможно применение демпферов со способностью восстановления энергии.

На рис. 6 в общем виде приведено размещение СТАТКОМ в системе сверхвысокого напряжения (СВН). Соединение СВН-шин с компенсатором осуществляется через ступенчатый понижающий трансформатор. Значение реактивного сопротивления соединения обычно равно 0,2 отн.ед. (при номинальных значениях напряжения и тока в системе) и может рассматриваться как в виде внешнего сопротивления (как показано на рисунке), так и в виде составляющего эффективного реактивного сопротивления трансформатора. Вследствие незначительных гармонических токов, возбуждаемых в звеньях СТАТКОМ, на конструкцию трансформатора не накладывается дополнительных требований. Могут быть использованы существующие СВН трансформаторы с подходящими характеристиками третичных обмоток. Для расширения возможностей традиционных статических компенсаторов в изменении угла фаз к высоковольтной или низковольтной линии могут подключаться неуправляемые конденсаторы или реакторы.



Рис. 6 - Расположение СТАТКОМ

6.5 Преимущества ступенчатого СТАТКОМ

Ступенчатый преобразователь (СП) обладает следующими преимуществами по сравнению с другими GTO-схемами и обычными тиристорными СТК [9]:

- реактивные характеристики могут быть улучшены простым добавлением дополнительного звена (стоимость преобразователя пропорциональна характеристикам);

- СП по существу являются однофазными устройствами, что допускает возможность использования разности потенциалов для балансирования фаз;

- за один цикл осуществляется одна операция включения или выключения тиристора, что позволяет минимизировать потери на коммутацию;

- для минимизации потерь могут быть использованы схемы демпфирования с малыми потерями и демпферы с восстановлением энергии;

- для защиты от неисправностей возможно резервирование звеньев;

- минимизация влияния радиопомех вследствие того, что коммутация звеньев осуществляется последовательно, и максимальное мгновенное отклонение напряжения не превышает 2 кВ;

- для понижения напряжения требуется всего один трансформатор традиционной схемы;

- хорошие гармонические характеристики могут быть достигнуты с помощью маломощных фильтров подавления помех или без них. Возникновение гармоник малого порядка (в частности гармоник, кратных трем) в условиях разбалансировки системы может быть предотвращено подходящим выбором углов коммутации, что не возможно при использовании схем, основанных на трехфазных мостах;

- технология СТАТКОМ характеризуется быстрыми переходными процессами. Переходные характеристики можно улучшать за счет мгновенного изменения выходного напряжения с помощью независимого управления углом коммутации каждого звена и включения или отключения звеньев;

- на работу не влияют проблемы и ограничения, вызываемые прямым последовательным соединением тиристоров GTO;

- вследствие постоянства токовых характеристик СТАТКОМ способен работать при низких напряжениях системы переменного тока и поддерживать номинальные значение тока опережения во время развития аварий;

- использование СТАТКОМ позволяет экономить до 50% занимаемой площади по сравнению с тиристорными СТК.

- накопительные конденсаторы каждого звена могут быть заменены аккумуляторными элементами или другими подходящими накопителями энергии (СПИНЭ), позволяющими обеспечивать эффективную компенсацию реактивной мощности;

- возможность использования при управлении частотой, снижении максимума нагрузки, замене нагруженного резерва и включении линий (при слепом пуске);

- ступенчатый СТАТКОМ может быть последовательно подключен к каждой фазе для обеспечения управляемого положительного или отрицательного реактивного сопротивления с целью управления потоком мощности;

- способность преобразователя СТАТКОМ управлять гармоническими колебаниями может быть использована для управления ранее возникшими гармониками в системе, что определяет свойства активной фильтрации преобразователя.

6.6 Проектирование для промышленности

Впервые СТАТКОМ на основе СП в промышленности использовался в 1999 г. Это был ± 75 MВар СТАТКОМ, выполненный по заказу Национальной Сетевой Компании (НСК) (рис. 7) в качестве элемента с мощностью 0 - 225 Mвар перемещаемого СТК для начальной установки на подстанции East Claydon [10].

Для обеспечения достаточной емкости использовалась конденсаторная батарея с тиристорным переключением (КБТП, TSC - Thyristor Switched Capacitor). Характеристики КБПТ выбирались меньше динамического диапазона СТАТКОМ для предотвращения нарушения непрерывности параметров и любой тенденции к колебаниям сигналов управления вблизи точки коммутации КБПТ. При отключении КБПТ СТАТКОМ работал в индуктивной зоне для удовлетворения временных потребностей системы при действии возмущений.

Общая площадь оборудования составила 35x40 м. Все необходимое внутреннее оборудование умещается в специальных передвижных контейнерах.

6.7 Определение мест расстановки и объема устройств FACTS в НЭС Республики Казахстан

Транзит Казахстан-Урал

В предельных режимах наибольшее снижение напряжения происходит на ПС Аврора, ПС Кокшетавская 1150 и ЕГПП. Соответственно данные подстанции рассматривались в расчетах для установки на них устройств УРМ. Оценивалось влияние изменения предельной величины передаваемой мощности по транзиту при установке устройств реактивной мощности на одной из перечисленных подстанций, и одновременная установка на всех трех подстанциях с суммарной мощность равной мощности устройства на одной подстанции.

Изменение величины предельного перетока мощности по контролируемому сечению при применении устройства реактивной мощности на одной подстанции и комплексно одновременно на трех подстанциях показано ниже в таблице 4.2.1.

Таблица 4.2.1 - Изменение величины предельного перетока мощности по контролируемому сечению транзита Казахстан-Урал
Место установки УРМ	Мощность УРМ (МВАр) «-»-потребление Q «+»-выработка Q	Контролируемое сечение	Предельный переток мощности по сечению (МВт)	Кэф
ЕГПП	-180	Таврическая-Аврора + Экибастуз-Кокшетау + Астана-ЦГПП	3 463	34,4%
	-90		3 502
	0		3 525
	90		3 544
	180		3 579	30,0%
ПС Кокш. 1150	-180		3 469	31,1%
	-90		3 498
	0		3 525
	90		3 549
	180		3 571	25,6%
ПС Аврора	-180		3 473	28,9%
	-90		3 494
	0		3 525
	90		3 546
	180		3 571	25,6%
ЕГПП + ПС.Кокш1150 + ПС Аврора	3х-60		3 459	36,7%
	3х-30		3 501
	0		3 525
	3х30		3 548
	3х60		3 566	22,8%

Как видно из таблицы 4.2.1 коэффициент эффективности размещения устройств реактивной мощности на подстанциях транзита Казахстан-Урал составляет 25-35%, т.е. изменение мощности устройства реактивной мощности на 1 МВАр позволяет увеличивать пропускную способность транзита Казахстан-Урал на 0,25-0,35 МВт.

Зависимость увеличения величины пропускной способности транзита от места установки и мощности устройства реактивной мощности показана на рисунке 4.2.1

Рисунок 4.2.1 -Изменение предельного перетока мощности по транзиту Казахстан-Урал при изменении места установки и регулирующей мощности устройств реактивной мощности (УРМ).



Из рисунка 4.2.1 заметно, что по эффективности влияния на пропускную способность транзита варианты размещения устройств реактивной мощности сопоставимы.

Транзит Север-Юг

В предельных режимах наибольшее снижение напряжения происходит на ПС Агадырь, ПС Актогай, ПС Жезказган, ПС Нура и ПС ЮКГРЭС.

Расчет эффективности применения устройств FACTS по данному транзиту выполним следующим образом применения УСК рассмотрим на ПС Агадырь и ПС Актогай, применения устройств СТК, СТАТКОМ и УУПК на ПС Агадырь, ПС Жезказган, ПС Нура и ПС ЮКГРЭС.

Применение УСК (ШР+БСК)

Оценка влияния изменения предельной величины передаваемой мощности по транзиту при установке устройств реактивной мощности на выше перечисленных подстанциях, с учетом одновременной и поочередной установкой представлена в таблице 4.2.2. Изменение величины предельного перетока мощности по контролируемому сечению при применении устройств реактивной мощности на одной подстанции или одновременно на двух показано ниже в таблице 4.2.2.

Таблица 4.2.2 - Изменение величины предельного перетока мощности по контролируемому сечению транзита Север-Юг

Место установки УРМ	Мощность УРМ (МВАр) «-»-потребление Q «+»-выработка Q	Контролируемое сечение	Предельный переток мощности по сечению (МВт)	Кэф
ПС Агадырь	-180	ЭГРЭС-1 -Нура+ Экибаст.-Агадырь + Астана-Нура + Семей-Актогай	-3 633	43,3%
	-90		-3 650
	0		-3 711
	90		-3 776
	180		-3 796	47,2%
ПС Актогай	-180		-3 628	46,1%
	-90		-3 657
	0		-3 711
	90		-3 785
	180		-3 821	61,1%
ПС Агадырь + ПС Актогай	2х-90		-3 628	46,1%
	2х-45		-3 647
	0		-3 711
	2х45		-3 778
	2х90		-3 829	65,6%

Зависимость увеличения величины пропускной способности транзита от места установки и мощности устройства реактивной мощности показана на рисунке 4.2.2:

Рисунок 4.2.2-Изменение предельного перетока мощности по транзиту Север-Юг Казахстана при изменении места установки и регулирующей мощности устройств реактивной мощности (УРМ)

Как видно из таблицы 4.2.2 коэффициент эффективности размещения устройств реактивной мощности на ПС Агадырь составляет 40-50%. Соответственно изменение на ПС Агадырь мощности устройства реактивной мощности на 1 МВАр позволяет увеличивать пропускную способность транзита Север-Юг Казахстана на 0,4-0,5 МВт.

Коэффициент эффективности размещения устройств реактивной мощности на ПС Агадырь составляет 40-50%. Изменение на ПС Агадырь мощности устройства реактивной мощности на 1 МВАр позволяет увеличивать пропускную способность транзита Север-Юг на 0,4-0,5 МВт. Коэффициент эффективности размещения устройств реактивной мощности на ПС Актогай или на ПС Агадырь и Актогай одновременно, составляет 45-60%. Для данных двух вариантов размещения изменение мощности устройства реактивной мощности на 1 МВАр позволяет увеличивать пропускную способность транзита Север-Юг Казахстана на 0,45-0,6 МВт. Необходимо отметить, что более высокая эффективность повышения пропускной способности в последних двух вариантах размещения устройств реактивной мощности определяется использованием устройства реактивной мощности на ПС Актогай. В отличии от других транзитов Экибастуз-Семей-Актогай-Талдыкорган-Алма имеет значительную протяженность (более 1200 км), не имея по маршруту транзита подпирающих реактивной мощностью электростанций, что создает значительную зависимость пропускной способности транзита от баланса реактивной мощности в середине транзита. Расположение ПС Актогай в «электрическом центре» длинного транзита позволяет разместить на данной подстанции устройства реактивной мощности, способных значительно влиять на пропускную способность транзита.

Таким образом из выше изложенного следует:

· Размещать устройства реактивной мощности необходимо на промежуточных подстанциях транзитов, находящихся близи с электрическим центром транзита, в котором при повышении передаваемой мощности по транзиту возникает наибольший дефицит реактивной мощности и наибольшее снижения напряжения при работе с максимальными перетоками.

· В нормальных режимах для обеспечения допустимых уровней напряжения на промежуточных подстанциях протяженных транзитов включены шунтирующие реакторы, компенсирующие излишнюю зарядную мощность ВЛ-500 кВ. По мере загрузки транзитов до максимально- или аварийно-допустимых перетоков для поддержание допустимых уровней напряжения и устранения возникающего дефицита реактивной мощности необходимо поэтапное отключение шунтирующих реакторов.

· Удельное повышение пропускной способности транзита при уменьшении потребления шунтирующих реакторов аналогично удельному повышению пропускной способности транзита при увеличении генерации реактивной мощности шунтирующих конденсаторов (коэффициенты эффективности использования ШР и БСК равны).

Учитывая оснащение подстанций 500 кВ ЕЭС Казахстана управляемыми шунтирующими реакторами, дополние их установкой БСК позволит кроме увеличения пропускной способности дополнительно увеличить диапазон регулирования реактивной мощности в узле, за счет использования регулирующего диапазона реактора в режиме только управляемого реактора и далее в режиме параллельной работы управляемого реактора и БСК. При этом расширение диапазона регулирования в два раза будет достигнуто без установки регулятора мощности на БСК и аппаратного устранения причины возникновение гармоник, присущих регуляторам.

Применение устройств СТАТКОМ, СТК и УУПК

1) Установка СТАТКОМ:

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

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

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

2) Установка СТК:

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

3) Установка УУПК:

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

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

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

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

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

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

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

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

1) Установка СТАТКОМ:

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

Сечение Экибастуз - Нура

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

Сечение Нура - Агадырь

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

Сечение Агадырь - ЮКГРЭС

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

Сечение ЮКГРЭС - Юг

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

2) Установка СТК:

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

Сечение Экибастуз - Нура

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

Сечение Нура - Агадырь

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

Сечение Агадырь - ЮКГРЭС

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

Сечение ЮКГРЭС - Юг

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

3) Установка УУПК:

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

Сечение Экибастуз - Нура

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

Сечение Нура - Агадырь

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

Сечение Агадырь - ЮКГРЭС

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

Сечение ЮКГРЭС - Юг

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Без учета устройств FACTS

Установка двух комплектов УУПК с 30 % степенью компенсации

Установка двух комплектов УУПК с 50 % степенью компенсации

Экибастуз - Нура

Нура - Агадырь

Агадырь - ЮКГРЭС

ЮКГРЭС - Юг

Экибастуз - Нура

Нура - Агадырь

Агадырь - ЮКГРЭС

ЮКГРЭС - Юг

Экибастуз - Нура

Нура - Агадырь

Агадырь - ЮКГРЭС

ЮКГРЭС - Юг

Экибастуз - Нура

1643+ПА 2115

1453+ПА 1905

853+ПА 1290

819+ПА 1239

1801+ПА 2241

1609+ПА 2035

998+ПА 1403

959+ПА 1344

1997+ПА 2319

1796+ПА 2118

1170+ПА 1471

1125+ПА 1409

Нура - Агадырь

1700+ПА 2140

1508+ПА 1930

906+ПА 1313

871+ПА 1261

1809+ПА 2261

1617+ПА 2055

1005+ПА 1422

966+ПА 1362

1902+ПА 2344

1710+ПА 2139

1087+ПА 1522

1045+ПА 1453

Агадырь - ЮКГРЭС

1992+ПА 2226

1788+ПА 2013

1177+ПА 1392

1131+ПА 1336

2073+ПА 2342

1873+ПА 2137

1259+ПА 1504

1208+ПА 1437

2143+ПА 2389

1946+ПА 2192

1317+ПА 1576

1266+ПА 1496

ЮКГРЭС - Юг

2176+ПА 2263

1964+ПА 2049

1346+ПА 1428

1292+ПА 1370

2259+ПА 2384

2053+ПА 2182

1419+ПА 1553

1360+ПА 1482

2298+ПА 2432

2095+ПА 2240

1449+ПА 1620

1380+ПА 1545

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

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

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

Экибастуз - Нура

Нура - Агадырь

Агадырь - ЮКГРЭС

ЮКГРЭС - Юг

Экибастуз - Нура

Нура - Агадырь

Агадырь - ЮКГРЭС

ЮКГРЭС - Юг

Экибастуз - Нура

Нура - Агадырь

Агадырь - ЮКГРЭС

ЮКГРЭС - Юг

Экибастуз - Нура

1829+ПА 2377

1628+ПА 2149

1015+ПА 1512

976+ПА 1449

1944+ПА 2564

1738+ПА 2326

1121+ПА 1677

1078+ПА 1605

1971+ПА 2728

1763+ПА 2481

1145+ПА 1826

1101+ПА 1744

Нура - Агадырь

1832+ПА 2401

1632+ПА 2175

1018+ПА 1534

979+ПА 1470

1964+ПА 2585

1758+ПА 2346

1140+ПА 1696

1096+ПА 1622

2096+ПА 2749

1882+ПА 2500

1260+ПА 1845

1211+ПА 1761

Агадырь - ЮКГРЭС

2255+ПА 2477

2034+ПА 2248

1403+ПА 1605

1346+ПА 1536

2427+ПА 2658

2196+ПА 2415

1556+ПА 1760

1491+ПА 1682

2543+ПА 2808

2306+ПА 2556

1662+ПА 1896

1591+ПА 1809

ЮКГРЭС - Юг

2432+ПА 2509

2203+ПА 2281

1562+ПА 1637

1496+ПА 1564

2587+ПА 2673

2348+ПА 2428

1698+ПА 1773

1624+ПА 1694

2693+ПА 2789

2448+ПА 2539

1796+ПА 1880

1715+ПА 1794

Энергоузел Жезказган

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



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

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

Выводы.

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