CC BY
14
::: удк 621.311.16
Щ Повышение эффективности управления
Ц: параметрами подстанции 220 кВ
111 В. Н. Крысанов,
м! Воронежский государственный технический университет,
Ш старший научный сотрудник, кандидат технических наук, доцент
111 Н. В. Гагаринов,
II! Воронежский участок Верхне-Донского предприятия
III магистральных электрических сетей ФСК ЕЭС,
III инженер релейной защиты и автоматики
111 А. Л. Руцков,
III филиал ОАО «МРСК Центра» - «Воронежэнерго», отдел прогнозирования балансов электроэнергии,
I" мощности и анализа потерь, инженер 1-й категории
Рассматриваются вопросы управления режимами типовой подстанции 220 кВ для повышения эффек-; ; 2 тивности её работы. Следствием неидеального сегодняшнего состояния оборудования и алгоритмическо-* * ' го обеспечения подстанции становится превышение нагрузочных потерь. Даны рекомендации по ком" ' плексной модернизации элементов регулирования рассматриваемого объекта.
Ключевые слова: FACTS, подстанция 220 кВ, компенсация реактивной мощности.
Ключевыми питающими объектами российских электрических систем являются подстанции 110— 220 кВ. От эффективности их функционирования во многом зависит эффективность всего комплекса распределения и потребления энергии, что обусловлено характером их работы в качестве промежуточного звена между системообразующими и распределительными подстанциями. Именно поэтому они являются основными объектами для реализации концепции Smart Grid, которая признаётся самым перспективным направлением развития электроэнергетики [1-3].
На современном этапе для российских электросетей характерна невысокая эффективность работы всех объектов (в сравнении с аналогичными зарубежными структурами), в том числе указанных подстанций, с точки зрения энергосбережения. Этот вопрос наиболее продуктивно решается с привлечением FACTS-концепции, которая подразумевает широкое использование современных аппаратных и алгоритмических решений [2-5]. Первым этапом реализации этой концепции является объективный оперативный анализ элементов электроэнергетической системы, в частности подстанций 110-220 кВ.
Рассмотрим функционирование типовой подстанции 220 кВ «Южная», расположенной в зоне ответственности Воронежского РДУ (филиал ОАО «СО ЕЭС»). Суточная оперативная схема объекта представлена на рис. 1.
Основными исполнительными элементами подстанции «Южная» являются три автотрансформатора: АТ-1, АТ-2, АТ-3. Основными техническими средствами регулирования параметров данной под-
станции являются устройство РПН АТ-1, устройства ВДТ АТ-2 (135 МВА), АТ-3 (135 МВА) и батареи статических конденсаторов БСК-110-1, БСК-110-2. Система АИИС КУЭ, установленная в точках поступления электрической энергии 1-3 и в точках отпуска 4-5, позволяет определять параметры мощности.
В табл. 1 и 2 приведены соответствующие данные за периоды режимных дней последних трёх лет.
Как видно из таблиц, среднее значение cos j в часы минимума составляет 0,438-0,81 для точек 1-2 и 0,454-0,806 для присоединений 3-5. В часы максимума показания cos j для первой группы (ФСК): 0,79-0,999, для второй группы (МРСК): 0,773-0,909. Эти данные, в соответствии с Приказом [6], свидетельствуют о недостаточной степени комплексной энергоэффективности как по стороне 220 кВ, так и по стороне 110 кВ. При этом основными являются вопросы оптимального регулирования уровня напряжения автотрансформаторов и компенсации избыточной реактивной мощности индуктивного характера.
Обратим внимание на влияние имеющихся средств регулирования режимов подстанции «Южная» на конечную степень оптимизации потоков активной и реактивной мощности в точках 1-2 и 3-5, и, как следствие, на общий уровень эффективности транспорта электроэнергии через данный узел.
Мощности двух БСК (1, 2), работающих в постоянном режиме (непрерывная параллельная работа на шины 1, 2, ОСШ 110 кВ), недостаточно для полноценной компенсации величины Q(t), что следует из анализа столбцов 3 и 4 табл. 1, 2.
ВЛ 220 кВ ВЛ 220 кВ НВАЭС-Южная № 1
Южная-Усмань-Тяговая с отпайкой на ПС Новая ВЛ 220 кВ НВАЭС-Южная № 3
II СШ 220 кВ I СШ 220 кВ
3 сек.ш-110 кВ
4 сек.ш-110 кВ
0СШ-110 кВ
1 сек.ш-110 кВ
2 сек.ш-110 кВ
КВЛ-110 кВ
ВЛ 110 кВ Южная-ГПП-4 № 16 с отпайкой на ПС ГПП-1 ВЛ 110 кВ Южная-ГПП-2 № 15
ВЛ 110 кВ Кировская-Южная № 40 с отпайкой на ПС ВШЗ-2 ВЛ 110 кВ Южная-ТЭЦ-1 № 4
ВЛ 110 кВ Кировская-Южная № 39 с отпайкой на ПС ВШЗ-2
КВЛ-110 кВ ВЛ 110 кВ Южная-ТЭЦ-1 № 3 с отпайками ВЛ 110 кВ Южная-ДСК-2 № 10 с отпайками ВЛ 110 кВ Южная-ГПП-3 ВЛ 110 кВ Южная-Московское № 2 с отпайками ВЛ 110 кВ Южная-ВШЗ № 34 с отпайкой на ПС ГОО ВЛ 110 кВ Южная-ДСК № 9 с отпайками ВЛ 110 кВ Южная-Жилпоселковая № 38 с отпайками
Рис. 1. Обобщённая суточная оперативная схема подстанции 220 кВ «Южная»
Таблица 1
Значение tg j, cos j и W(t) в режимные дни 2011-2014 гг. на подстанции 220 кВ «Южная» по точкам 1-3
Дата режимного дня Часы экстремума Р, кВт Q, кВАр tg Ф cos Ф Поступление электроэнергии, кВт-ч/день
20.12.2011 5:00 99 000 82 000 0,828 0,77 2 720 000
19:00 185 000 76 000 0,411 0,925
20.06.2012 5:00 93 000 68 000 0,731 0,807 2 920 500
14:00-16:00 151 000 51 000 0,338 0,947
19.12.2012 5:00 107 000 83 000 0,776 0,79 3 720 000
11:00 198 000 10 700 0,054 0,999
19.06.2013 6:00 64 000 77 000 1,203 0,639 2 520 000
16:00-17:00 127 000 98 000 0,772 0,792
18.12.2013 4:00-5:00 101 000 73 000 0,723 0,81 3 920 000
11:00 145 000 78 000 0,538 0,881
18.06.2014 6:00 19 000 39 000 2,053 0,438 1 170 200
13:00 69 000 52 000 0,754 0,799
□ □ □ □ □ □ □ □ □ □ □ □
□ □ □ □ □ □
□ □ □ □ □ □
□ □ □
\=ЯЯЯЙЯ5ЯИЯшИЗИ
Таблица 2
Значение tg j, cos j и W(t) в режимные дни 2011-2014 гг. на подстанции 220 кВ «Южная» по точкам 4-5
Дата режимного дня Часы экстремума Р, кВт Q, кВАр tg j cos j Поступление электроэнергии, кВт-ч/день
20.12.2011 5:00 58 000 59 500 1,026 0,698 2 700 000
19:00 145 000 66 500 0,459 0,909
20.06.2012 5:00 75 000 61 000 0,813 0,776 2 900 500
15:00 156 500 112 000 0,716 0,813
19.12.2012 5:00 98 000 74 500 0,76 0,796 3 700 000
11:00 193 000 97 500 0,505 0,893
19.06.2013 6:00 60 000 73 750 1,229 0,631 2 500 000
11:00 136 000 90 600 0,666 0,832
18.12.2013 5:00 102 000 75 000 0,735 0,806 3 900 000
11:00 202 000 93 750 0,464 0,907
18.06.2014 6:00 20 000 39 200 1,96 0,454 1 150 200
14:00 64 500 52 900 0,82 0,773
Единственными средствами, способными в оперативном режиме управлять параметрами на подстанции, являются устройства РПН АТ (АТ-1) и ВДТ (АТ-2, АТ-3). Поэтому остановимся подробнее на степени использования данного оборудования в
часы минимума и максимума режимных дней -табл. 3.
Номинальные значения по токам нагрузки для автотрансформаторов (коэффициент использования для обмоток СН и НН равен 0,5) составляют величины, представленные в табл. 4.
Таблица 3
Значение токов нагрузки автотрансформаторов в режимные дни 2011-2014 гг. на подстанции 220 кВ «Южная»
Дата Сторона Наименование автотрансформатора
АТ-1 200 МВА АТ-2 135 МВА АТ-3 135 МВА
Г A min? Г A max? Г A min Г A max Г A min Г A max
20.12.2011 ВН 174 375 90 140 80 160
СН 310 550 180 290 180 280
НН - - - - - -
20.06.2012 ВН 170 265 100 170 не работал
СН 340 530 200 340
НН - - - -
19.12.2012 ВН 205 355 115 210 не работал
СН 410 710 230 420
НН - - - -
19.06.2013 ВН 160 280 85 160 не работал
СН 320 560 170 310
НН - - - -
18.12.2013 ВН 154 273 87 158 86 155
СН 312 546 174 315 171 310
НН - - - - - -
18.06.2014 ВН не работал 49 126 51 128
СН 168 244 172 258
НН - - - -
□ □ □ □ □ □ □ □ □ □ □ □ □ □ □ □ □ □
Таблица 4
Номинальные значения токов нагрузки автотрансформаторов
Уровень напряжения 1ном АТ 200/220/110/10, А 1ном АТ 135/220/110/10, А 1ном АТ 135/220/110/35, А
ВН 505 355 355
СН 955 614 614
НН 5500 6750 1929
Из сопоставления значений токов нагрузки АТ (табл. 3, 4) относительно уровня напряжения СН и выдачи мощности на потребителей следуют выводы:
- степень загрузки АТ-1 в часы минимума: 32-43 % от номинального значения; в часы максимума: 55-74 %;
- степень загрузки АТ-2 в часы минимума: 2737 % от номинального значения; в часы максимума: 40-68 %;
- степень загрузки АТ-3 в часы минимума: 2829 % от номинального значения; в часы максимума: 42-50 %.
Таким образом, средняя загруженность АТ составляет 30-70 % в рассматриваемой выборке с 2011 до 2014 года.
Особенно отметим низкую эффективность использования данного оборудования, обусловленную неиспользованием устройств РПН и ВДТ: постоянную работа на одной и той же отпайке, неиспользование принципа продольно-поперечного регулирования, а следовательно, невозможность влияния на потоки активной и реактивной мощности с целью снижения общих нагрузочных потерь. Отмечается и недостаточность алгоритмической базы для комплексного решения вопросов оптимизации работы. Отсутствует система оперативного прогнозирования уровня потребления электроэнергии и характера нагрузки, что не позволяет даже теоретически планировать и детализировать требования к коммутациям регулирующего оборудования.
Произведём сравнение нагрузочных потерь электроэнергии по точкам учёта 4-5 в соответствии с методикой, приведённой в [5] (табл. 5).
Используя приведённые данные, можно сделать следующие выводы о степени эффективности регулирования параметров подстанции и дать некоторые рекомендации.
Обладая практическим пределом пропускной способности на уровне 6 000 000 кВт • ч/день, подстанция «Южная» имеет уровень загрузки в диапазоне 30-70 % от номинального значения. Усреднённое значение по стороне 110 кВ tg^ ф (cos^ ф) в режиме минимума активной нагрузки - 1,087 (0,693), а в режиме максимума активной нагрузки - 0,605 (0,854) при нормативном показателе 0,5 (0,894).
Существующие возможности регулирования параметров подстанции «Южная» для повышения среднего значения cos ф потребителей посредством оптимизации потоков P(t) и Q(t) являются малоэффективными. Для решения требуется комплексная модернизация элементов регулирования рассматриваемой подстанции:
а) установка вместо БСК-1, БСК-2 статических управляемых компенсаторов с увеличенными мощностями относительно имеющегося оборудования (около 100 МВАр);
б) модернизация АТ-РПН, АТ-ВДТ с применением ТРН для оперативного регулирования величины напряжения выходного (потребительского) присоединения.
Следствием нынешнего состояния оборудования и алгоритмического обеспечения подстанции является превышение нагрузочных потерь в сравнении с нормативными при анализе реального графика потребления электроэнергии и режима с tg^ ф = 0,5. Они составляют 14 891,53 кВт-ч/день (22 784,05 руб./день).
Средняя величина превышения фактических нагрузочных потерь над нормативными составляет 8 316 176,8 руб./год; при этом срок окупаемости установки ТРН на АТ-2, АТ-3 составит 3,64 года, что является высоким показателем для отрасли (затраты на модернизацию двух ВДТ вместе с системой управления составят 30 248 682 руб., то есть удвоен-
Таблица 5
Нагрузочные потери электроэнергии на подстанции 220 кВ «Южная»
Дата режимного дня Среднее значение нагрузочных потерь, АР, кВт Стоимость нагрузочных потерь при реальном tg ф, руб./день Среднее значение нагрузочных потерь при нормативном tg ф, АР, кВт Стоимость нагрузочных потерь при нормативном tg ф, руб./день
20.12.2011 2640,990 96 977, 149 2128,564 78 160, 872
20.06.2012 3508,856 128 845, 184 2768,195 101 648, 111
19.12.2012 4899,951 179 926, 195 4374,019 160 613, 963
19.06.2013 3013,087 110 640, 539 1984,298 72 863, 405
18.12.2013 5192,259 190 659, 748 4773,554 175 284, 893
18.06.2014 865,185 31 769, 576 368,815 13 542,871
□ □ □ □ □ □ □ □ □ □ □ □
□ □ □ □ □ □
□ □ □ □ □ □
□ □ □
Таблица 6
Комплектующие ТРН и дополнительные статьи расхода для модернизации АТ-2 (аналогично для АТ-3)
Наименование Кол-во Стоимость за единицу (с НДС) Итого, руб.
Комплектующие
Тиристор низкочастотный силовой Т993-2500 (средний прямой ток -2500 А; импульсное обратное напряжение - 2800 В) 120 (на 6 групп) 48 579 5 829 480
Блоки коммутации 6 235 440 1 412 640
Система управления 1 537 891 537 891
Итог по основным элементам 7 780 011
Дополнительные элементы: 20 % от суммы основных 1 1 073 194 1 556 002
Итог по комплектующим 9 336 013
Прочие расходы
Проектировочные: 15 % от «итог по комплектующим» 1 1 400 402 1 400 402
Пусконаладочные: 30 % от «итог по комплектующим» 1 2 800 804 2 800 804
Транспортные: 10 % от «итог по комплектующим» 1 933 601 933 601
Амортизационные: 5 % от «итог по комплектующим» 1 466 801 466 801
Страхование и утилизация: 2 % от «итог по комплектующим» 1 186 720 186 720
Итого по прочим расходам 5 788 328
Итого 15 124 341
ное значение пункта «Итого» из табл. 6). В рамках данной статьи не рассматривается эффект от использования ТРН для АТ-ВДТ в аварийных режимах. Помимо получения прямого эффекта от применения ТРН в составе АТ-РПН-ВДТ с адаптивной системой управления возможно получение
выгоды за счёт прогнозирующих свойств подобной системы как применительно к уровню потребления электроэнергии, так и к оперативному контролю над параметрами силового оборудования [2, 10], что дополнительно снизит конечный срок окупаемости проекта.
Литература
1. Бурковский В. Л., Винников Б. Г., Картавцев В. В. Математическая модель оптимизации загрузки автотрансформаторов в системообразующей электрической сети / / Вестник Воронежского государственного технического университета. - 2009. - Т. 5-8. - С. 163-165.
2. Крысанов В. Н., Гамбург К. С., Руцков А. Л. Вопросы концептуального развития Smart Gird в электроэнергетике с применением принципов искусственных нейронных (ИНС) и нейро-нечётких сетей (ННС) / / Электротехнические комплексы и системы управления. - 2014. - № 1.- С. 7-15.
3. Зайцев А. И. Развитие электроэнергетических систем на базе концепции Smart Grid / / Электротехнические комплексы и системы управления. - 2013. - № 1.- С. 71-76.
4. Шокин И. Н., Моисеев А. К., Шураков А. Г., Панфилов А. В. Методические вопросы анализа и перспективы развития электросетевого комплекса России: Труды Института народнохозяйственного прогнозирования РАН. - 2010. - № 1 - Т. 8.
5. Железко Ю. С. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии: Руководство для практических расчётов. - М.: ЭНАС, 2009. - 465 с.
6. Приказ Минпромэнерго РФ от 22.02.2007 № 49 «О Порядке расчёта значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимаю-щих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договорах энергоснабжения)».
7. Крысанов В. Н, Гамбург К. С. Выбор силовой части высоковольтных тиристорных регуляторов напряжения / / Энергобезопасность и энергосбережение. - 2011. - № 3.- С. 35-39.
8. Тиристоры низкочастотные силовые [Электронный ресурс]. Код доступа: www.ferrol.ru/nomen/130715.html.
9. Официальный сайт компании Xilinx [Электронный ресурс]. Код доступа: www.xilinx.com.
10. Данилов А. Д., Крысанов В. Н., Руцков А. Л. Энергосберегающая система нейро-нечёткого управления потреблением электрической энергии крупного промышленного мебельного холдинга / Актуальные направления научных исследований XXI века: теория и практика. - Воронеж: Воронежская государственная лесотехническая академия. - 2014. - № 3-4 (8-4). Т. 2. - С. 300-304.
□ □ □ □ □ □ □ □ □ □ □ □ □ □ □ □ □ □
□ □ □ □ □ □ □ □ □
Operational efficiency of 220 kV substations
V. N. Krysanov,
Voronezh State Technical University, senior researcher, PhD, associate professor
N. V. Gagarinov,
Voronezh branch of Federal Grid Company, protective relay and automation engineer
A. L. Rutskov,
Voronezhenergo, engineer
We consider operational modes for 220 kV substations from the energy efficiency side. Today, substation equipment and management technics need to be renovated that results to increasing of load losses. Authors give recommendations concerning comprehensive modernization of this type of objects.
Keywords: FACTS, 220 kV substation, reactive power compensation.
