CC BY
27HLB. Савина, А.С. Сергеев
ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ ПРИМОРСКИХ ЮЖНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ПО НАПРЯЖЕНИЮ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
At power supply system operation there is a question connected with maintenance of optimum conditions and work of an electric network in which result operational costs on transfer and distribution of electric energy decrease.
При эксплуатации энергосистемы возникает вопрос об обеспечении оптимальных условий работы электрической сети, в результате которых снижаются эксплуатационные издержки на передачу и распределение электрической энергии. Из традиционных способов оптимизации следует выделить следующие:
минимизация потерь активной мощности при изменении потоков реактивной мощности с помощью регулирования напряжения на источниках питания;
минимизация потерь активной мощности при изменении потоков реактивной мощности с расстановкой компенсирующих устройств на шинах НН ПС;
минимизация потерь в сети с помощью установки КУ на шины ВН и СН подстанции.
На сегодняшний день наиболее остро проблема неоптимального распределения потоков реактивной мощности стоит в сетях с нехваткой пропускной способности ее элементов. Характерным примером являются Приморские южные электрические сети (ПЮЭС). Реактивная мощность, проходя по элементам сети, вызывает дополнительные потери, а также уменьшает возможность загрузки ее активной мощностью. Чтобы разрешить данную проблему, необходимо оптимизировать потоки реактивной мощности в сети, т.е. локализовать «растекание» реактивной мощности по ее элементам, что возможно путем решения задачи комплексной оптимизации реактивной мощности. При этом необходимо проанализировать сеть Приморских южных электрических сетей (ПЮЭС). Рассмотрим характеристику ПЮЭС, включающих в себя Владивостокский, Славянский, Артемовский, Находскинский, Партизанский участки высоковольтных электрических сетей напряжением 220,110,35,10 и 6 кВ.
Данные участки обеспечивают электроснабжение Владивостока, г. Артема и близлежайших районов. Суммарная нагрузка в зимний период данной части сети
составляет около 700 МВт. Источники питания - Артемов- ская ТЭЦ, Владивостокская ТЭЦ-2, Партизанская ГРЭС, подстанция (ПС) Широкая и ПС Береговая-2. Электростанция ВТЭЦ-2 с установленной мощностью генерации 640 МВт расположена в черте Владивостока и предназначена для тепло- и электроснабжения близлежайших районов. На ВТЭЦ-2 располагаются четыре турбогенератора мощностью 100 МВт и два генератора мощностью 120 МВт, при этом три генератора работают на шины 110 кВ, один генератор подключен к ним через обмотку НН автотрансформатора связи и два остальных - на шины 220 кВ. Через два автотрансформатора мощностью 125 МВА каждый осуществляется связь шин 110 и 220 кВ. Выдача мощности с шин 110 кВ осуществляется по пяти отходящим ВЛ: двух- цепной ВЛ суммарной длиной порядка 8 км до подстанций «Загородная» - «Улисс» - «Голдобин», двухцепной ВЛ, питающей ПС «А» длиной 3 км, и ВЛ до ПС «Стройн- дуетрия» длиной 11км. От шин 220 кВ отходит линия, соединяющая ВТЭЦ-2 с шинами 220 кВ Артемовской ТЭЦ.
Электростанция АТЭЦ расположена на Артемовском участке высоковольтных электрических сетей. Ее установленная мощность -400 МВт. В составе ТЭЦ четыре генератора мощностью 100 МВт каждый: два генератора работают на шины 110 кВ, один к шинам 110 кВ подключен через автотрансформаторы связи и один работает на шины
220 кВ. Выдача мощности с шин 110 кВ производится по следующим воздушным линиям (ВЛ): заход с двухцепной ВЛ Западная - Штыково, ВЛ Шахта-7 - Западная, ВЛ Смо- ляниново - тяга, ВЛ до ПС Уссурийск -1, ВЛ до ПС Мура- вейка, ВЛ до ПС Промузел. По линиям 220 кВ связь осуществляется с ПС Береговая-2, ПС Волна, ВТЭЦ-2.
На ПС Широкая напряжением 220/110/6 кВ установлены автотрансформатор мощностью 125 МВА и дватрех- обмоточных трансформатора мощностью 25 и 20 МВА каждый. Питание осуществляется по ВЛ 220 кВ ПаГРЭС - Перевал. От ОРУ 110 кВ отходит 4 ВЛ.
На ПС Береговая-2 напряжением 220/110/6 кВ установлены автотрансформатор мощностью 63 МВА и два двух- обмоточных трансформатора мощностью по 15 МВА каждый. Питание осуществляется по ВЛ АТЭЦ-Перевал. От ОРУ 110 кВ отходит 2 ВЛ.
Для определения целесообразности оптимизации потоков реактивной мощности необходимо рассчитать и проанализировать ряд установившихся
режимов. При анализе режима главная задача - нахождение потока реактивной мощности, текущего по ветвям, а также загрузка элементов сети. В ходе анализа выделены следующие элементы сети:
ветви, в которых значение коэффициента реактивной мощности выше допустимого, указанного в [4]. Согласно [4] предельное значение коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы больших суточных нагрузок в сетях 110 кВ, не должно превышать значения 0,5:
ветви, по которым поток реактивной мощности стекает на шины 110 кВ электростанции, так как данный режим работы сети относится к анормальным и приводит к снижению надежности электроснабжения;
ветви, в которых плотность тока превышает значение 1,1 А/мм2, так как подобный режим неэкономичен;
ветви, в которых перетоки реактивной мощности в несколько раз превышают потоки активной мощности, что приводит к снижению надежности и эффективности эксплуатации электрических сетей.
Анализ расчета режима показал, что большая часть трансформаторов и линий работает с коэффициентом загрузки выше допустимого, что ведет к увеличению потерь в сети и снижению ее надежности. Таким образом, большая часть ВЛ и подстанций работает в режимах, далеких от оптимального.
Для оптимизации потоков реактивной мощности, а также снижения величины потерь в Приморских южных электрических сетях целесообразно рассмотреть следующие виды оптимизации и оценить, какой или какие из них дадут наибольшую прибыль:
проведение компенсации реактивной мощности на шинах НН промежуточных ПС;
проведение компенсации реактивной мощности на шинах ВН и СН понижающих ПС;
регулирование напряжения на шинах источников питания; комплексная оптимизация режима. Для выбора наиболее эффективного управляющего воздействия проанализируем по отдельности каждый способ оптимизации.
Проведем расчет и анализ режима после установки КУ на шинах НН ПС. После расчета режима повторим анализ, выявим изменения параметров режима с учетом введенных изменений. Анализ показал, что произошло уменьшение потерь
на 1,279 МВт, уменьшилось количество воздушных линий с коэффициентом реактивной мощности, превышающим предельно допустимые значения согласно [4]. Выявлено также, что на ВЛ с токовыми нагрузками, превышающими экономические токовые интервалы, и линии с плотностью тока, значительно превышающей 1,1 А/мм2, КРМ показала положительный результат. Из анализа режима видно, что КРМ почти не повлияла на
потоки реактивной мощности, стекающие на шины электрических станций.
В некоторых узлах при расчете КРМ путем установки КУ на шинах НН ПС были получены значения мощности компенсирующих устройств, превышающие реактивную мощность ПС. Данный результат получен из-за неоптимального распределения потоков реактивной мощности в сети 110 кВ. В этом случае необходимо рассмотреть целесообразность установки КУ индуктивного или емкостного типа на высокой стороне.
На рис. 1 -11 показана оценка целесообразности установки шунтирующих реакторов на шинах 110 кВ, а также оптимизация потоков реактивной мощности путем изменения напряжения на шинах источников питания. Из исходного режима, представленного на рис. 1, видно, что проблемными участками являются ВЛ Волна - Чайка с коэффициентом реактивной мощности, равным 2,76, ВЛ Чайка - Спутник с коэффициентом реактивной мощности 2,27 и ВЛ Промузел -АТЭЦ, по которой реактивная мощность величиной I Мвар стекает на шины электростанции.
Для оптимизации потока реактивной мощности в сети 110 кВ изменим напряжение на шинах 110 кВ ПС «Волна» и на шинах 110 кВ АТЭЦ.
Как видно из представленных на рис. 2 результатов расчетов режима, при напряжениях 120,8 кВ на АТЭЦ и напряжении 122 кВ, показанного на рис. 3, ситуация по проблемным местам ухудшилась. Коэффициенты реактивной мощности и поток, стекающий на шины 110 кВ, увеличились.
Из следующих режимов, показанных на рис. 3,4, видно, что при напряжении на шинах АТЭЦ 123кВ и 124 кВ поток реактивной мощности поменял свое направление.
Коэффициенты реактивной мощности на проблемных линиях снизились, но не достигли значений, предусмотренных приказом № 49 Минпромэнерго. При этом потери активной мощности в режиме с меньшим напряжением изменились в
меньшую сторону на небольшую величину по сравнению с режимом при напряжении 124 кВ.
При подержании напряжения 121 кВ на шинах станции ВТЭЦ-2 поток реактивной мощности также меняет свое направление. Данный режим наиболее экономичен, так как потери в сети при таком потокораспределении минимальны.
Для выполнения анализа представленных режимов данные о потерях мощности как целевой функции приведем в табл. 1.
Как видно из табл. 1, лучшими показателями обладает режим, в котором напряжение на ВТЭЦ-2 задано 121 кВ. При этом снижаются потери, а поток реактивной мощности меняет свое направление, улучшается потокораспре-деление в сети, но коэффициент реактивной мощности не лежит в пределах, заданных приказом № 49 Минпромэнерго.
Для целесообразности установки ШР и БК произведем ряд расчетов установившихся режимов, в которых расставлены БК на шинах НН и СТК на шинах 110 кВ в режиме потребления реактивной мощности. При расстановке БК на шинах НН ПС (данный режим показан на рис. 7) снижаются потери по сети в целом, но потоки по ВЛ не меняют-Рис. 1. Исходный режим.
яаякв ват I 7,7-427,6 7/njZ7j zn т-]ггг_7,т-/2гз 2$8-щ7
259-Щ8 Ю2-)7,9 4Щ5 1Ш-ф78 2.37-40,95 ш-чаъ ш-чаы смтмкш
Рис. 2. Результат расчета режима при напряжении на шинах АТЭЦ 120,8 кВ. Рис. 3. Результаты расчета режима при напряжении на шинах ПС «Волна» 122,3 кВ.
Рис. 4. Результаты расчета режима при напряжении на шинах АТЭЦ 123 кВ. Таблица 1
Потоки реактивной мощности и суммарные потери в сети
Ветвь Поток реактивной мощности, Мвар
Исходный режим иатэц= 120,8 Uat3U~ 123 иатэц= 124 ивтэц-121 иволна-122,262
Волна - Чайка 20,9 27,6 15,2 9,6 14,4 29,7
Чайка - Спутник -15,7 -22,3 -10,2 -4,6 -9,3 -24,3
Спутник -Пром-узел -8,2 -14,8 -2,7 2,8 -1,7 -16,7
Пром-узел -АТЭЦ -1 -7,5 4,4 10 5,5 -9,3
Суммарные потери в сети, МВт 28 489 28 827 28 506 28 804 28 425 28 712
ся по сравнению с потокораспределением в исходном режиме. В этом случае поток реактивной мощности, стекающий на шины электростанции, увеличился, т.е. режимная ситуация ухудшилась.
Для ограничения данного потока произведем расчеты при установке СТК на каждой подстанции рассматриваемой части сети. При установке СТК на шинах 110 кВ ПС «Волна» (рис. 8) потоки реактивной мощности значитель но не изменились. Это связано с тем, что установка данного СТК влияет на режим работы сети 220 кВ и практически не влияет на сеть 110 кВ.
При установке СТК на ПС «Чайка» (рис. 9) удалось поменять направление потока реактивной мощности, снизить коэффициент реактивной мощности по ВЛ Чайка - Промузел, но одновременно с этим увеличился поток реактивной мощности на линии Волна - Чайка.
Рис. 5. Результаты расчета режима при напряжении на шинах АТЭЦ !24 кВ. АТ 2 АТ 1
Рис. б. Результаты расчета режима при напряжении на шинах ВТЭЦ-2 121 кВ. /ЮУРЮЯ
Рис. 7. Результаты расчета режима при установке БК на шинах НН.
Рис. 8. Результаты расчета режима при установке СТК на шинах 110 кВ ПС
«Волна».
200 j
ВСПт [ 7,8*]&5 6,8-/Ц1 ВДт КАшр S , Л 1»
~Ш9
Т1 TfЛxs 36j2
25.4-/65
3.87+JQ42 гзрраз
3LS+J1.S
сщиш
25.5-/6,6
Э9.9Н02 40,6*Д5 1Ц8кВ
ГГКШЗВ1
5S2+J144 гхтнгкдя
164-40-78 237+рСб и4+Р.54 144*^ CAXiF/ЬЙ КЛИН пштя
Рис. 9. Результаты расчета режима при установке СТК на шинах 110 кВ ПС
«Чайка».
АТ 2 АТ 1
Рис. 10. Результаты расчета режима при установке СТК на шинах 110 кВ ПС «Спутник».
Установка СТК на ПС «Спутник» (рис. 10) увеличивает на небольшую величину суммарные потери в сети, также растут потоки реактивной мощности по проблемным линиям.
Установка СТК на ПС «Промузел» (рис. 11) уменьшает суммарные потери в сети, однако потоки реактивной мощности по проблемным линиям больше, чем в исходном режиме (но меньше, чем во всех остальных). Рис. 11. Результаты расчета режима при установке СТК на шинах 110 кВ ПС «Промузел».
Размещение СТК, работающего в режиме потреблении реактивной мощности, приводит к небольшому увеличению потерь по сравнению с базовым режимом, величина потоков реактивной мощности по проблемным линиям соизмерима с первоначальным режимом (табл. 2).
Как видно из расчетов режима, оптимальный эффект получается при установке СТК, работающего в режиме шунтирующего реактора (ШР) на ПС
«Промузел» или подержании напряжения на шинах ВТЭЦ-2, равного 121 кВ. Режим, при котором напряжение на шинах ВТЭЦ-2 равно 122 кВ, менее экономичен с точки зрения суммарных потерь в сети, но установка СТК более затратна, поэтому наилучшим вариантом является регулирование напряжения на шинах источников питания и установка КУ на шинах НН. При установке СТК, работающего в режиме ШР, в сети возможно изменение неоптимальных потоков реактивной мощности, вызванных уравнительной мощностью, возникающей при работе сети с двухсторонним питанием. Однако в сеть в данном случае выдается дополнительная реактивная мощность на покрытие нужд ШР, что вызывает соответственно дополнительные потери. Установка СТК, работающего в режиме генерации реактивной мощности на стороне ВН, вызовет снижение потерь в линиях, в которых поток реактивной мощности подтекает к узлу, и не внесет видимых изменений в линии с потоком реактивной мощности, вытекающих из данного узла. Поэтому установка СТК нецелесообразна с точки зрения эффекта, получаемого при внедрении данного устройства.
Проведем серию расчетов режимов для анализа потерь в сети при изменении напряжения на шинах источников питания. Начнем с расчетов режимов данной сети. Первоначальный режим просчитан с учетом напряжений на шинах ИП по данным контрольного замера. При этом были получены потери в сети, составляющие 28,489 МВт. Далее была осуществлена серия расчетов установившихся режимов, в ходе которой на каждом отдельном источнике питания изменялись напряжения независимо от других и рассчитывались потери в сети. Результаты данного расчета показаны на рис. 12. 10 11 12 13 14 15 16 17
Рис. 12. Изменение потерь в сети при изменении напряжения на шинах источников питания. Таблица 2
Потоки реактивной мощности и суммарные потери в сети после расчетов режима с вариантами установки СТК
Ветви Поток реактивной мощности, Мвар
исходный ре- после ШР на ПС ШР на ПС ШР на ШР на ПС
жим расстановки «Волна» «Чайка» ПС «Пром-
КУ «Спут узел»
ник»
Волна -Чайка 20,9 20,1 20,4 29,5 26,7 25,4
Чайка -Спутник 15,7 14,8 15,1 13,3 21,4 20,2
Спутник -Промузел 8,2 8,2 8,5 6,6 3,8 13,4
Промузел -АТЭЦ 1 4,3 1,7 -0,5 -0,4 -1,7
Суммарные потери в сети, МВт 28 489 27 322 27 338 27 437 27 468 27 463
Как видно из рис. 12, изменение напряжения на АТЭЦ наиболее сильно влияет на контролируемую величину, так как диапазон изменения потерь составляет 76% суммарных потерь при номинальном напряжении и 6% - при напряжении 126 кВ. Менее всего влияет на потери ПС Береговая-2, при этом диапазон изменений при регулировании напряжения на шинах станции находится в пределах 10,5%. Таким образом, можно выделить генераторные узлы, при изменении параметров которых происходят серьезные изменения в сети. Такие места будем называть слабыми. При выделении этих узлов из всех генераторных можно путем незначительных управляющих воздействий в данных местах существенно влиять на изменения режимной ситуации в системе в целом. Определение слабых мест в энергосистеме позволит ускорить вычислительные процессы реального времени, а также оптимизировать режим по критериям экономичности и надежности.
Таким образом, для обеспечения наилучшего эффекта от оптимизации реактивной мощности необходима ус
тановка компенсирующих устройств на шинах НН, что позволит снизить суммарные потери в ее элементах, а также регулирование напряжения на шинах ИП, что позволит оптимизировать коэффициент реактивной мощности и направление потоков реактивной мощности в сети ВН.
1. Арион В.Д., B.C. Каратун, П.А. Пасинковский. Компенсация реактивной мощности в условиях неопределенности исходной информации // Электричество. -1991. - № 2.
2. Гамм А.З., Голуб И.И. Наблюдаемость электроэнергетических систем. - М.: Наука, 1990.
3. Гамм А.З. Голуб И.И. Сенсоры и слабые места в электроэнергетических системах. - Иркутск: СЭИ СО РАН, 1996.
4. Приказ Министерства промышленности и энергетики РФ от 22.02.07 № 49 «О порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договорах энергоснабжения)».
