В статье рассматривается вопрос «запирания» генераторной мощности Амурской ТЭЦ-1, обусловленный низкой пропускной способностью сетевого оборудования, установленного в схеме выдачи мощности станции, приводящий к невозможности выдачи установленных значений. Выработаны технические мероприятия по исключению вышеуказанных ограничений.

Ключевые слова: генератор, трансформатор, мощность, контролируемое сечение, максимальный переток.

Общая часть.

Амурская ТЭЦ-1 расположена в Комсомольском энергорайоне (далее — КЭР) операционной зоны Филиала АО «СО ЕЭС» Тихоокеанское РДУ.

ЗРУ-110 кВ реализовано по схеме «Две рабочие и обходная системы шин». На ЗРУ-110 кВ зафиксирован ТГ № 5. ЗРУ-35 кВ реализовано по схеме «Одна секционированная система шин». ГРУ-6 кВ реализовано по схеме «Одна секционированная и трансферная системы шин». На шинах ГРУ-6 кВ зафиксированы четыре турбогенератора (ТГ № 1, ТГ № 2, ТГ № 3, ТГ № 4).

Установлены два силовых трансформатора связи (ТС-1, ТС-2) напряжением 110 / 35 / 6 кВ и один блочный трансформатор (ТБ-5), который питает ТГ № 5.

К шинам ЗРУ-110 кВ подключены четыре тупиковые и две транзитные линии электропередач (далее — ЛЭП), которые входят в состав контролируемого сечения (далее — КС) «Выдача мощности Амурской ТЭЦ-1»:

1) ВЛ 110 кВ Амурская ТЭЦ-1 — Комсомольская (С-71);

2) ВЛ 110 кВ Амурская ТЭЦ-1 — Хурба (С-72).

К шинам ЗРУ-35 кВ подключены шесть тупиковых ЛЭП. К шинам ГРУ-6 кВ подключены линии питания собственных нужд и фидеры потребителей.

Параметры генерирующего оборудования представлены в таблице 1.

Таблица 1

Параметры генераторов Амурской ТЭЦ-1

Для предотвращения перегруза ЛЭП 110 кВ сформировано АОПО, реализующее управляющие воздействия (далее — УВ) на отключение генераторов (далее — ОГ). Под действие УВ на ОГ на подключен ТГ № 1 и один из ТГ № 2–4. УВ на ОГ по факту токового перегруза 1Т и 2Т, выведены.

Для проведения исследований схемы выдачи мощности (далее — СВМ) Амурской ТЭЦ-1 приняты значения располагаемой мощности станции:

— для зимнего периода 281,7 МВт, величина СН станции — 12,5 %;

— для летнего периода 260 МВт, величина СН станции — 10,7 %.

Расчеты проведены для следующих режимно-балансовых условий:

— летний режим минимальных нагрузок для ТНВ 21оС;

— летний режим максимальных нагрузок для ТНВ 30оС (ПЭВТ);

— зимний режим минимальных нагрузок для ТНВ -5оС;

— зимний режим максимальных нагрузок для ТНВ -5оС.

Расчет проводится в соответствии с [1, 2]:

— нормальная схема;

— единичная ремонтная схема, в том числе схема после нормативного возмущения (далее — НВ).

В данной работе не рассматривались двойные ремонтные схемы в связи с тем, что при моделировании данных ремонтных схем генерирующее оборудование Амурской ТЭЦ-1 выделяется на изолированную работу.

Определение мероприятий для исключения ограничения выдачи мощности Амурской ТЭЦ-1 по станции в целом

По результатам расчетов, выявлены следующие ограничения:

— в зимний период (нормальная схема) ограничение установленной мощности составляет 24 МВт, однако, с учетом дополнительного УВ на ОГ (60 МВт) — ограничения отсутствуют. С учетом подключения ООО «АГМК» (потребитель, величина 25,6 МВт) — ограничения отсутствуют;

— в зимний период (единичная ремонтная схема) ограничение установленной мощности составляет 102 МВт, с учетом подключения ООО «АГМК» составляет — 76 МВт.

— в летний период (нормальная схема) ограничение установленной мощности составляет 36 МВт, однако, с учетом дополнительного УВ на ОГ (60 МВт) составляет 18 МВт. С учетом подключения ООО «АГМК» (потребитель, величина 15,9 МВт) — 2 МВт;

— в летний период (единичная ремонтная схема) ограничение установленной мощности составляет 109 МВт, с учетом подключения ООО «АГМК» составляет — 93 МВт.

С целью обеспечения исключения ограничений выдачи установленной мощности Амурской ТЭЦ-1 с учетом схемы двойного ремонта или НВ в единичной ремонтной схеме [1, 2] необходимо предусмотреть строительство двух дополнительных ЛЭП 110 кВ на транзите между Амурской ТЭЦ-1 и шинами 110 кВ ПС 500 кВ Комсомольская сечением не менее АС-185/24. Также произвести замену провода существующих ВЛ 110 кВ АТЭЦ-1 — Комсомольская (С-71), ВЛ 110 кВ АТЭЦ-1 — Хурба (С-72),

ВЛ 110 кВ Комсомольская — Хурба (С-94) и ошиновки РУ 110 кВ на ПС 110 кВ Хурба, ПС 500 кВ Комсомольская и Амурской ТЭЦ-1 на провод сечением не менее АС-185/24.

По результатам расчетов, с учетом вышеизложенных мероприятий относительно модернизации сечения «Выдача мощности Амурской ТЭЦ-1» можно сделать выводы, что:

— в двойной ремонтной схеме, в том числе схеме после НВ в единичной ремонтной схеме без учета присоединения ООО «АГМК» ограничения в 24 МВт возникают только при температуре окружающей среды более 40 ^о С. С учетом подключения нагрузки ООО «АГМК» — 8 МВт;

— при НВ в двойной ремонтной схеме (отключение сразу трех из четырех линий на транзите) без учета подключения ООО «АГМК» ограничения установленной мощности составляет 71 МВт, при этом с учетом реализации подключения ООО «АГМК» — составляет 55 МВт.

В связи с вышеизложенным делаем вывод, что с учетом реализации подключения ООО «АГМК» дополнительных мероприятий не требуется, однако, без учета требуется подключение действия УВ на ОГ одного из генераторов Амурской ТЭЦ-1 (величина 60 МВт).

Определение мероприятий для исключения ограничения выдачи установленной мощности генераторов Амурской ТЭЦ-1

По результатам расчетов, выявлены следующие ограничения:

— в нормальной схеме для режимов зимних нагрузок — 33 МВт, летних нагрузок — 47 МВт;

— в схемах единичного ремонта ТС-1(2), в том числе в схемах после НВ для режимов зимних нагрузок — 105 МВт, летних нагрузок — 102 МВт.

В связи с вышеизложенным, с целью обеспечения исключения ограничений выдачи установленной мощности турбогенераторов Амурской ТЭЦ-1, применительно к сечению «Трансформаторы Амурской ТЭЦ-1» с учетом схемы двойного ремонта или НВ в единичной ремонтной схеме [1, 2] необходимо предусмотреть установку двух новых трансформаторов связи (ТС-3, ТС-4) напряжением 110/6 кВ и мощностью не менее 80 МВА. Произвести замену замена существующих ТС-1(2) на аналогичные, мощность которых так же не менее 80 МВА. Заменить выключатель, разъединитель и трансформатор тока в ячейках трансформаторов связи в ГРУ-6 кВ с длительно-допустимым током не менее 8800 А.

По результатам расчетов, с учетом вышеизложенных мероприятий относительно модернизации сечения «Трансформаторы Амурской ТЭЦ-1» можно сделать выводы, что:

— в двойной ремонтной схеме, в том числе схеме после НВ в единичной ремонтной схеме отсутствуют ограничения установленной мощности при температуре наружного воздуха до 35 ^о С, однако, при температуре наружного воздуха +40 ^о С составляют 11 МВт;

— при НВ в двойной ремонтной схеме, в том числе в схеме после НВ в единичной ремонтной схеме (к ремонту 1(4)Т дополнительно отключение 2Т Амурской ТЭЦ-1) максимальное значение ограничения мощности при температуре наружного воздуха +21 ^о С составляет 51 МВт.

В связи с вышеизложенным делаем вывод, что с целью обеспечения исключения ограничений выдачи установленной мощности турбогенераторов Амурской ТЭЦ-1 при нормативном возмущении в двойной ремонтной схеме необходимо ввести в работу УВ устройства АОПО Амурской ТЭЦ-1, действующее на ОГ по факту возникновения токового перегруза трансформаторов связи. В настоящее время техническая возможность формирования данного УВ на ОГ существует.

Следует отметить, что при реализации строительства третьей и четвертой ЛЭП 110 кВ на транзите Амурская ТЭЦ-1 — Комсомольская и установке третьего и четвертого трансформатора связи 110/6 кВ отсутствуют риски перегрузки ШСМВ 110 Амурской ТЭЦ-1. Приводится на рис. 1.

Рис. 1. НВ в схеме двойного ремонта СВМ Амурской ТЭЦ-1

Таким образом, по результатам выполненных исследований СВМ генерирующего оборудования Амурской ТЭЦ-1 выявлено отсутствие возможности выдачи установленной мощности в связи с превышением МДП. С целью обеспечения исключения ограничений выдачи установленной мощности генерирующего оборудования Амурской ТЭЦ-1 по станции в целом необходимо предусмотреть строительство третьей и четвертой ЛЭП 110 кВ на транзите Амурская ТЭЦ-1 — Комсомольская сечением не менее АС-185/24,а также замена провода на существующих ЛЭП 110 кВ этого транзита, а также и ошиновки 110 кВ на ПС 110 кВ Хурба, ПС 500 кВ Комсомольская и Амурской ТЭЦ-1 на провод сечением не менее АС-185/24. Реализовать подключения дополнительного ТГ 60 МВт под действия УВ на ОГ. Установить дополнительно третий и четвертый трансформаторы связи 110/6 кВ мощностью не менее 80 МВА, произвести замену существующих на аналогичную мощность (суммарное значение — 320 МВА). Заменить выключателей, разъединителей и трансформаторов тока в ячейках трансформаторов ГРУ-6 кВ с длительно допустимой токовой нагрузкой не менее 8800 А. Ввести в работу УВ устройства АОПО Амурской ТЭЦ-1, действующего на ОГ по факту возникновения токового перегруза.

Литература:

1. Методические указания по устойчивости энергосистем: утв. Минэнерго России от 3 августа 2018 г. № 630–16 с. — Текст: непосредственный.
2. ГОСТ Р 58670–2019. Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электроэнергетических режимов и определение решений при перспективном развитии энергосистем. Нормы и требования. — Москва: Изд-во стандартов, 2019.