CC BY
13
kuNiVERSLIM:
№ 5 (86)___- [ АУКИ_май. 2021 г.
МАЛОГАБАРИТНЫЕ УСТРОЙСТВА ПРОДОЛЬНОЙ КОМПЕНСАЦИИ ДЛЯ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЦЕПИ
Адилет Ержан Бейбитулы
магистрант
НАО «Алматинский университет энергетики и связи имени Гумарбека Даукеева», Республика Казахстан, г. Алматы E-mail: erzhan-adilet@mail.ru
Утешкалиева Ляззат Шынбулатовна
ст. преподаватель кафедры электроэнергетических систем НАО «Алматинский университет энергетики и связи имени Гумарбека Даукеева», Республика Казахстан, г. Алматы
SMALL-SIZED DEVICES OF LONGITUDINAL COMPENSATION FOR CONTROL OF ELECTRIC CIRCUIT MODES
Yerzhan Adilet
Master's student
of NAO " Almaty University of power engineering and telecommunications
name of Gumarbek Daukeev " Kazakhstan, Almaty
Lyazzat Uteshkalieva
Senior Lecturer of the Department of Electric Power Systems NAO " Almaty University of power engineering and telecommunications
name of Gumarbek Daukeev" Kazakhstan, Almaty
АННОТАЦИЯ
В статье рассмотрены перспективы применения УПК на базе преобразователей напряжения на основе анализа режимов района электрической сети 110 кВ. Для этого приведены результаты расчета исследования возможностей применения устройства продольной компенсации реактивной мощности на примере ЛЭП 110 кВ в электрической сети Казахстан.
Анализ режимов произвели как традиционными средствами, так и внедрением малогабаритных устройств продольной компенсации с целью сравнения эффективности их применения.
ABSTRACT
The article discusses the prospects for the use of CCP based on voltage converters based on the analysis of the modes of the area of the 110 kV electric network. For this purpose, the results of the calculation of the study of the possibilities of using a device for longitudinal compensation of reactive power on the example of a 110 kV transmission line in the electric network of Kazakhstan are presented.
The analysis of the modes was carried out both by traditional means and by the introduction of small-sized devices of longitudinal compensation in order to compare the effectiveness of their use.
Ключевые слова: реактивная мощность, линия электропередачи, устройство продольной компенсации, падение напряжения
Keywords: reactive power, power transmission line, longitudinal compensation device, voltage drop
Продолжающийся рост нагрузки требует увеличения пропускной способности существующих линий электропередачи и управления их режимами в целях оптимального распределения потоков мощности между ними. Возможны режимы, когда требуется
принудительное распределение мощности между отдельными линиями. Поэтому в последние годы интенсивно обсуждаются возможные пути решения этой задачи.
Библиографическое описание: Адилет Е.Б., Утешкалиева Л.Ш. Малогабаритные устройства продольной компенсации для управления режимами электрической цепи // Universum: технические науки : электрон. научн. журн. 2021. 5(86). URL: https://7universum. com/ru/tech/archive/item/11676
№ 5 (86)
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
май, 2021 г.
В последние годы для управления режимами электрических сетей широко применяются различные устройства на основе полупроводниковых преобразователей напряжения.
Одной из последних разработок ОАО «ЭНИН» совместно с АО «НТЦ ФСК ЕЭС» является технология малогабаритных устройств продольной компенсации (МУПК) для воздушных линий электропередачи, которая в настоящее время получила активное развитие в США и России [1].
Устройство продольной компенсации реактивной мощности (УПК) позволяет увеличить пропускную способность линий электропередачи, снизить потери и нормализовать напряжение сети, обеспечивая качество электроэнергии для конечного потребителя в соответствии с нормативными документами и повышения энергоэффективности [3].
Учитывая стремление распределительных компаний снизить потери мощности в электрических сетях с одной стороны и существенное увеличение стоимости строительства новых высоковольтных линий электропередачи [2] с другой, внедрение устройств FACTS может оказаться достаточно эффективным решением.
В статье рассмотрены перспективы применения УПК на базе преобразователей напряжения на основе анализа режимов района электрической сети
110 кВ. Для этого предварительно рассмотрены эти устройства и их функциональные возможности, произведен выбор наиболее эффективного средства с целью последующего внедрения в существующий район электрической сети. Затем произведен анализ режимов района электрической сети и определена необходимость их нормализации. Нормализацию режимов произвели как традиционными средствами, так и внедрением малогабаритных устройств продольной компенсации с целью сравнения эффективности их применения.
Анализ режимов района электрической сети произведена с помощью программного комплекса (ПК) RastrWm3. В том случае, если режимные параметры будут выходить из допустимых пределов, сначала рассмотрим возможность применения традиционных средств нормализации режимов, а затем -применение малогабаритных устройств продольной компенсации на основе преобразователя напряжения.
В качестве экспериментальной электроэнергетической системы принята линия 110 кв (220кВ) между ТЭЦ-3 и подстанцией Сарыозек, расположенная в Алматинской области. На рисунке 1 показана карта-схема рассматриваемого участка сети.
Все потребители относятся ко 2-й категории надежности электроснабжения. Карта-схема электрической сети представлена на рисунке 1.
Рисунок 1. Карта-схема электрической сети
Мощность источника питания и потребителей электрической энергии представлена в таблице 1. В качестве источника электроэнергии взяты ТЭЦ-3, расположенная в селе Отеген-Батыр мощностью 173 МВт и Капшагайская ГЭС мощностью 364 МВт.
Для понимания загруженности линии будем рассматривать режим максимальной нагрузки. Нагрузки потребителей в этом режиме представлены в таблице 1.
Таблица 1.
Режим максимальной нагрузки
Параметры Название Pi, МВт Qi, МВт
1 подстанция Дмитриевка 20 6
2 подстанция Николаевка 17,5 5,25
3 подстанция Заречная 25 7,5
4 подстанция Капшагай 65 19,5
5 подстанция Промзона 9,7 2,91
6 подстанция СЗО 8 2,4
№ 5 (86)
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
май, 2021 г.
Параметры Название Pi, МВт Qi, МВт
7 подстанция Шенгельдi 20 6
8 подстанция Сарыб^лак 18 5,4
9 подстанция Керб^лак 8,5 2,55
10 подстанция Сэмен 2 0,6
11 подстанция Жоламан 7 2,1
12 подстанция Сарыезек 63 18,9
В качестве уравнительного и питающего узла напряжения при максимальной нагрузке
взяты ТЭЦ-3 и Капшпгайская ГЭС. Уровень представлен в таблице 2.
Таблица 2
Напряжение при максимальной нагрузке
Параметры Название Uhom, кВ ^аси, кВ А U,%
1 подстанция Дмитриевка 110 118,43 2,2
2 подстанция Николаевка 110 112 3,6
3 подстанция Заречная 110 110,38 4,2
4 подстанция Капшагай 220 229,19 4,2
5 подстанция Промзона 110 108,74 1,1
6 подстанция СЗО 110 108,73 1,2
7 подстанция Шенгельдi 110 106,69 3
8 подстанция Сарыб^лак 110 106,25 3,4
9 подстанция Керб^лак 110 106,65 3
10 подстанция Сэмен 110 107,8 2
11 подстанция Жоламан 110 109,07 0,84
12 подстанция Сарыезек 220 220,8 0,36
Согласно ГОСТ 32144-2013 отклонение В таблице 3 приведена токовая загрузка линии в
напряжения не должно превышать 10% от номи- режиме максимальной нагрузки. Эксплуатируемые
нального значения. Таким образом, напряжение в сети проверяются только по условиям нагрева.
этом режиме соответствует требованиям.
Таблица 3.
Токовая загрузка ЛЭП при максимальной нагрузке
Обозначение Название !расч, А !доп, А Кза, %
0-1 ТЭЦ 3- Дмитриевка 443 450 98,4
1-2 Дмитриевка -Николаевка 328 330 99,4
2-3 Николаевка-Заречная 271 390 69,5
3-4 Заречная-Капшагай 132 390 33,8
4-5 ^апшагай-Промзона 285 390 73
5-6 Промзона-СЗО 140 605 23
5-7 Промзона - Шенгельдi 90 390 23,1
6-7 СЗО-Шенгельдi 90 390 23,1
7-8 ШенгельдьСарыб^лак 73 390 18,7
8-9 Сарыб^лак- Керб^лак 70 390 17,9
9-10 Керб^лак-Сэмен 113 390 29
10-11 Сэмен-Жоламан 124 390 31,8
11-12 Жоламан- Сарыезек 162 265 61,1
12-13 Сарыезек-Капшпгай ГЭС 308 710 43,4
13-4 Капшпгай ГЭС-^апшагай 272 945 28,8
Из таблицы 3 видно, что сети «ТЭЦ 3 - максимальной загрузки не имеют запаса по величине
Дмитриевка» и «Дмитриевка - Николаевка» в режиме тока.
№ 5 (86)
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
май, 2021 г.
Анализируя данные таблиц, можно увидеть, что ветви расчетной схемы замещения, представляемые конкретной ЛЭП, не перегружаются по длительно-допустимому току на нагрев. Уровни напряжения в расчетных узлах схемы замещения, представляющих конкретные шины электростанций и подстанций 110220 кВ, также находятся в допустимых пределах. Но линии «ТЭЦ 3 - Дмитриевка» и «Дмитриевка -Николаевка» по величине тока близки к длительно допустимым токам. Самой загруженной стала ВЛ 110 кВ «Дмитриевка-Николаевка», загрузка которой составила 99,4%. Максимальное отклонение напряжения в узлах нагрузки сети 110 кВ в системе шин ПС 110 кВ "Заречная" равно 4,2%.
Режим максимальной нагрузки сети после установки МУПК.
Режимы максимальной нагрузки сети после установки были рассчитаны в программном комплексе "RastrWm".
На линии «Заречная-Капшагай» и «Капшагай-Капшагайская ГЭС» устанавливаем емкостные сопротивления-Зу Ом и -2,4'■/ Ом соответственно и проверяем, какие изменения происходят в режиме системы.
Уровень напряжения при максимальном нагрузочном режиме сети после установки МУПК представлен в таблице 4.
Таблица 4.
Величины напряжений в режиме максимальной нагрузки
Параметры Название ином, кВ ирасч, кВ А U,%
1 подстанция Дмитриевка 110 112,93 2,67
2 подстанция Николаевка 110 109,86 0,13
3 подстанция Заречная 110 108,79 1,1
4 подстанция Капшагай 220 228,79 4
5 подстанция Промзона 110 111,82 1,65
6 подстанция СЗО 110 111,81 1,64
7 подстанция Шенгельдi 110 109,47 0,48
8 подстанция Сарыб^лак 110 108,5 1,36
9 подстанция Керб^лак 110 108,77 1,12
10 подстанция Сэмен 110 109,67 0,3
11 подстанция Жоламан 110 110,7 0,64
12 подстанция Сарыезек 220 220,74 0,34
Нормативное отклонение напряжения не должно превышать 10% от номинального значения. Таким образом, напряжение в этом режиме соответствует требованиям.
Токовая загрузка ЛЭП при макси
В таблице 5 приведена токовая загрузка линии в режиме максимальной нагрузки после установки МУПК. Эксплуатируемые сети проверяются только по условиям нагрева.
Таблица 5.
м режиме после установки МУПК
Обозначение Название 1расч, А 1доп, А Кза, %
0-1 ТЭЦ 3- Дмитриевка 435 450 96,6
1-2 Дмитриевка -Николаевка 319 330 96
2-3 Николаевка-Заречная 252 390 64,6
3-4 Заречная-Капшагай 136 390 34,9
4-5 ^апшагай-Промзона 285 390 73,1
5-6 Промзона-СЗО 140 605 23,1
5-7 Промзона - Шенгельдi 94 390 24,1
6-7 СЗО-Шенгельдi 94 390 24,1
7-8 ШенгельдьСарыб^лак 74 390 19
8-9 Сарыб^лак- Керб^лак 47 390 12,1
9-10 Керб^лак-Сэмен 92 390 23,6
10-11 Сэмен-Жоламан 103 390 26,4
11-12 Жоламан- Сарыезек 141 265 53,2
12-13 Сарыезек-Капшпгай ГЭС 295 710 41,5
13-4 Капшпгай ГЭС-^апшагай 306 945 32,4
Анализируя данные, полученные от макси- можно увидеть, что ветви расчетной схемы
мального режима системы после установки МУПК, замещения, представляемые конкретной ЛЭП, не
№ 5 (86)
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
май, 2021 г.
перегружаются по длительному допустимому току нагрева. На шинах электростанций и подстанций 110-220 кВ уровень напряжения соответствует стандарту. В то же время общие потери уменьшились на 0,7+3,7 j что свидетельствует о влиянии МУПК на систему.
Заключение. В результате анализа режимов работы исходного района электричекой сети 110 кВ было выявлено, что режимные параметры выходят за допустимые пределы.
При применении традиционных мероприятий нормализации режимов, таких как усиление линий электропередачи, желаемый результат был достигнут лишь частично.
Альтернативным решением стало применение малогабаритных устройств продольной компенсации на базе преобразователей напряжения
С помощью МУПК нормализация послеава-рийного режима была проведена успешно. Усиление существующих линий электропередачи не потребовалось.
Список литературы:
1. Панфилов Д.И., Шакарян Ю.Г., Асташев М.Г., Рашитов П.А., Антонов А.В. Малогабаритные устройства продольной компенсации для воздушных линий электропередачи // Электротехника. - 2017. - №7. - С. 78-82.
2. Кочкин В.И. Применение гибких (управляемых) систем электропередачи переменного тока в энергосистемах / В.И. Кочкин, Ю.Г. Шакарян. - М.: ТОРУС ПРЕСС, 2011. - 311 с.
3. Тохтибакиев К.К., Саухимов А.А., Бектимиров А.Т., Шубекова К.К., М^рат АД., Мерекенов М.Д. Передовые технологии управления режимами энергосистем. Алматы: ТОО «Издательство LEM», 2017. - 152 с.
