CC BY
2
8. Polat M., Yildiz A.R. Akinci Performance Analysis and Reduction of Torque Ripple of Axial Flux Permanent Magnet Synchronous Motor Manufactured for Electric Vehicles. IEEE Transactions on Magnetics, 2021, no. 7, pp. 1-9.
9. Zhiligotov R.I. Razrabotka sistemy bezdatchikovogo vektornogo upravlenija sinhronnym dvigatelem s postojannymi magnitami (Development of a Sensorless Vector Control System for a Permanent Magnet Synchronous Motor). Doctor's thesis, Saint Petersburg, SPbPU, 2018, 121 p. (In Russian).
10. Gieras J.F., Wang R-J, Kamper M.J. Axial Flux Permanent Magnet Brushless Machines, Springer Science Publ., 2008, 362 p.
11. Somaloy® (Datasheet). Available at: https://www.hoganas.com/globalassets/downloads/-sp/libary/somaloy_prototyping-material_1334hog.pdf?mode=brochure#page=4 (accessed 15.04.2023).
12. Kalachev Ju.N. Vektornoe regulirovanie (zametki praktika) [Vector regulation: practice notes]. Moscow, JeFO Publ., 2013, 72 p. (In Russian).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРЕ
INFORMATION ABOUT THE AUTHOR
Малышев Андрей Владимирович
Сибирский государственный индустриальный университет (СибГИУ).
Кирова ул., д. 42, г. Новокузнецк, 654007, Российская Федерация.
Аспирант кафедры «Электротехника, электропривод и промышленная электроника», СибГИУ.
Тел.: +7 (923) 626-33-05. E-mail: [email protected]
Malyshev Andrei Vladimirovich
Siberian State Industrial University (SibSIU).
42, Kirova st., Novokuznetsk, 654007, the Russian Federation.
Postgraduate student of the department «Electrical engineering, electric drive and industrial electronics», SibSIU.
Phone: +7 (923) 626-33-05. E-mail: [email protected]
БИБЛИОГРАФИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ СТАТЬИ
BIBLIOGRAPHIC DESCRIPTION
Малышев, А. В. Экспериментальное исследование и компьютерное моделирование системы векторного управления электродвигателем с аксиальным магнитным потоком / А. В. Малышев. - Текст : непосредственный // Известия Транссиба. - 2023. -№ 2 (54). - С. 127 - 136.
Malyshev A.V. Experimental survey and computer simulation of the vector control system for the axial flux permanent magnet motor. Journal of Transsib Railway Studies, 2023, no. 2 (54), pp. 127-136 (In Russian).
УДК 621.3.025
Н. В. Савина, А. А. Казакул
Амурский государственный университет (АмГУ), г. Благовещенск, Российская Федерация
ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ПУТЕМ ВЫДЕЛЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КЛАСТЕРОВ И АДАПТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ СХЕМНО-РЕЖИМНОЙ СИТУАЦИЕЙ
Аннотация. Рассмотрена проблема надежности функционирования распределительных сетей, нормально работающих в разомкнутом режиме. Предметом исследования является чувствительность распределительных электрических сетей к вводу управляющих воздействий, направленных на обеспечение требуемого уровня надежности. Целью исследования является разработка и реализация методики и алгоритма поиска и принятия решений по повышению режимной надежности путем адаптивного управления электрическими сетями. Методика поиска и принятия решений по повышению надежности электрической сети базируется на сравнении альтернатив в выделенном энергетическом кластере по реакции на вводимые управляющие воздействия. В ходе исследования на основе анализа перспективных инновационных технологий выбраны те, реализация которых позволит повысить надежность работы распределительных сетей. Предложен алгоритм поиска и принятия решений по повышению режимной надежности электрической сети с
использованием коэффициентов чувствительности по напряжению в выделенных энергетических кластерах. Описаны основные этапы предлагаемого алгоритма и обоснование их применения. Доказано, что решение проблемы недостаточной надежности функционирования распределительных сетей, традиционно работающих в разомкнутом режиме, может быть найдено выделением энергетических кластеров, выбором оптимальных мест замыкания электрических сетей, типов управляющих воздействий, с помощью которых энергетический кластер переводится в активно-адаптивную сеть. Предложено узлы для ввода управляющих воздействий и определения доз таких воздействий определять с помощью коэффициентов чувствительности по напряжению. Эффективность предлагаемого подхода доказана результатами расчетов серий установившихся режимов в программе RastrWin при вводе различных типов и доз управляющих воздействий. Областью применения методики являются распределительные электрические сети. Практическая реализация и эффективность предлагаемого подхода продемонстрированы на реальных электрических сетях Приморского края, в которых при эксплуатации неоднократно фиксировались отключения потребителей из-за недостаточной надежности электроснабжения. Полученные результаты и подходы позволяют обеспечивать повышение надежности электроснабжения в выделенных энергетических кластерах, имеющих проблемы с режимной надежностью.
Ключевые слова: надежность, адаптивное управление, чувствительность, энергетический кластер, распределительные сети.
Natalia V. Savina, Alexey A. Kazakul
Amur State University (AmSU), Blagoveshchensk, the Russian Federation
IMPROVING THE RELIABILITY OF THE FUNCTIONING OF DISTRIBUTION ELECTRIC NETWORKS BY ALLOCATING ENERGY CLUSTERS AND ADAPTIVE CONTROL OF THE CIRCUIT-MODE SITUATION
Abstract. The problem of reliability of functioning of distribution networks, normally operating in open mode, is considered. The subject of the study is the sensitivity of electrical distribution networks to the input of control actions aimed at ensuring the required level of reliability. The aim of the study is to develop and implement a methodology and algorithm for searching and making decisions to improve operational reliability through adaptive control of electrical networks. The methodology for searching and making decisions to improve the reliability of the electrical network is based on a comparison of alternatives in a dedicated energy cluster in response to input control actions. In the course of the study, based on the analysis ofpromising innovative technologies, those were selected, the implementation of which will improve the reliability of the distribution networks. An algorithm for searching and making decisions to improve the regime reliability of an electrical network using voltage sensitivity coefficients in selected energy clusters is proposed. The main stages of the proposed algorithm and the rationale for their application are described. It is proved that the solution to the problem of insufficient reliability of the functioning of distribution networks, traditionally operating in an open mode, can be found by identifying energy clusters, choosing the optimal places for closing electrical networks, types of control actions, with the help of which the energy cluster is transferred to an active-adaptive network. It is proposed to determine the nodes for inputting control actions and determining the doses of such actions using voltage sensitivity coefficients. The effectiveness of the proposed approach has been proven by the results of calculations ofseries ofsteady-state modes in the RastrWin program with the introduction of various types and doses of control actions. The scope of the methodology is distribution electrical networks. The practical implementation and effectiveness of the proposed approach has been demonstrated on real electrical networks of the Primorsky Territory, in which, during operation, disconnections of consumers were repeatedly recorded due to insufficient reliability ofpower supply. The obtained results and approaches make it possible to improve the reliability of power supply in dedicated energy clusters that have problems with regime reliability.
Keywords: reliability, adaptive control, sensitivity, energy cluster, distribution networks.
Современные распределительные электрические сети напряжением 35 кВ и ниже имеют недостаточный уровень надежности электроснабжения потребителей в связи с низкой наблюдаемостью, управляемостью и особенностями режима работы, даже если такие сети имеют несколько источников питания. Чаще всего они работают в разомкнутом режиме, т. е. с односторонним питанием. Такой режим работы и является общепринятым в эксплуатации. Возникновение аварийных ситуаций в этих сетях требует ручного перевода питания в лучшем случае с использованием телеуправления коммутационными устройствами, в худшем - с выездом персонала для поиска повреждения и проведения оперативных переключений. Данные проблемы характерны для большинства распределительных сетей РФ [1]. При этом
предпосылки оценки эффективности решений по изменению режимов работы в распределительных сетях проявляются только при явном нарушении требований нормативно-правовых актов (НПА) в части пропускной способности, показателей качества электрической энергии [3] и категории надежности потребителей [8]. В таких условиях поиск технического решения для рассматриваемой проблемы может быть традиционным, т. е. без изменения принятых режимов работы сети или осуществляться с применением технологий активно-адаптивных сетей.
С учетом тенденции по повышению наблюдаемости и управляемости сетей средних классов номинального напряжения и для придания им новых свойств в работах [5, 11] предлагается применение замкнутого режима работы с применением активных элементов. В источнике [12] предлагается алгоритм управления конфигурацией распределительных сетей 6-35 кВ, основанный на методе анализа иерархии Саати, позволяющий принимать многокритериальные решения для выбора оптимальных мест размыкания сети. В ряде случаев такие изменения могут эффективно решать проблемы с повышением качества и надежности электроснабжения потребителей, но изменение точек нормального размыкания не позволяет полностью использовать ресурс пропускной способности всей сети одновременно. Для работы в замкнутом режиме и возможности управления им требуется инструментарий активного управления режимами, например, применение «направленных» устройств релейной защиты и автоматики (РЗА), обеспечение наблюдаемости и управляемости подстанций (ПС), работающих в таких режимах, а также новые алгоритмы управления послеаварийными режимами.
В работе [14] показано, что к активным устройствам можно отнести такие электротехнические устройства, изменение регулировочных характеристик или дискретного состояния которых позволяет изменять/корректировать режим работы электрической сети их собственника. Ими могут быть коммутационные аппараты, средства компенсации реактивной мощности, элементы распределенной генерации. Эти устройства позволят как изменять конфигурацию схемы электрической сети, так и управлять параметрами режимов.
Как показал проведенный анализ, системный подход к рассматриваемой проблеме не применялся, рассматривались ее отдельные аспекты. В то же время сочетание устройств, обеспечивающих автоматическое воздействие на сеть, и алгоритма адаптивного управления ими в замкнутом режиме, не типичном для распределительной сети, позволит обеспечить максимальную эффективность управления и использования имеющихся запасов пропускной способности сети. Однако необходим инструментарий для выделения части сети, в которой автоматические управляющие воздействия дадут ожидаемый эффект, а также выбор узлов для таких воздействий. Это обусловлено тем, что электрическая сеть неоднородна, содержит как сенсорные, так и сильные узлы [2]. Решению указанной проблемы и посвящена данная работа.
Для приведения надежности функционирования распределительной сети к требуемым уровням целесообразно рассматривать различные альтернативные решения с применением технологий активного управления на основе анализа чувствительности узлов нагрузки к управлению параметрами режимов. Это поиск мест замыкания сети с автоматическим переводом ее в замкнутый или сложнозамкнутый режим в ремонтных и послеаварийных схемно-режимных ситуациях, включение распределенной генерации в сеть, применение проводов нового поколения при реконструкции сети для повышения пропускной способности.
В качестве эффективной технологии для активно-адаптивного управления установившимися режимами целесообразно использовать компенсацию реактивной мощности, но традиционные подходы по выбору мест установки и мощности компенсирующих устройств не дадут желаемого результата. Для поиска и обоснования мест установки средств компенсации реактивной мощности, рассматривая их как активные элементы сети, и оценки дозы необходимых воздействий требуется проведение расчетов установившихся режимов в темпе процесса управления, что может быть обеспечено при наличии соответствующих производственно-технических комплексов в центрах управления
сетями. При этом поиск наиболее эффективных узлов воздействия необходимо определить заранее.
Поставленная задача по повышению надежности сети решается путем разработки алгоритма поиска альтернативных решений по усилению распределительной сети на основе выделения энергетических кластеров и выбора оптимальной совокупности альтернатив по вводу управляющих воздействий, применения методики поиска узлов для ввода управляющих воздействий на основе коэффициентов чувствительности по напряжению.
Алгоритм поиска и принятия решений по усилению электрической сети на основе выделения энергетических кластеров. Принятые в работе [7] направления развития распределительных сетей предполагают совместную работу с источниками распределенной генерации. Подключение к распределительной сети распределенной генерации наиболее эффективно, если она работает в замкнутом режиме [5, 10, 11]. При проектировании новых участков электрических сетей рекомендуется применение сложнозамкнутых сетей гексального типа [11]. Для действующих сетей с двумя, тремя и более источниками питания возможность работы в замкнутом режиме с организацией транзита мощности будет определяться наличием коммутационных аппаратов, устройств РЗА, в автоматическом режиме обеспечивающих селективное отключение поврежденных элементов и ввод резерва, а также систем, ограничивающих перетоки мощности при аварийных ситуациях в сетях более высоких классов номинального напряжения.
Предлагаемый алгоритм поиска и принятия из альтернативных решения по усилению электрической сети приведен на рисунке 1 в виде блок-схемы.
Выбор узпое для ввода управляющих воздействий по каждой альтерната
Выбор дозы управляющих воздействий для обеспечения режимной надежности
Параметры режима выходят за допустимые пределы
(Мдстч'щги и/или
Оценка экономических покзателей предлагаемых управляющих воздействий для обеспечения режимной надежности
Принятие решение о выборе альтернативы пс повышению
надежности в кластере
Рисунок 1 - Блок-схема алгоритма поиска и принятия решений по повышению надежности электрической сети
На первом этапе осуществляется выявление проблем с режимной надежностью и выделение участков сети, не отвечающих требованиям по качеству электроэнергии и надежности [3, 6]. Это выполняется путем проведения серий расчетов, перечень которых определяется по документам [4, 6], и на основе анализа установившихся режимов для разных схемно-режимных ситуаций. Количественно эти проблемы выявляются путем сопоставления рассчитанных токов в ветвях и напряжений в узлах схемы соответственно с длительно допустимой или аварийно допустимой токовой нагрузкой и с минимально допустимым или аварийно допустимым напряжением.
Второй этап предполагает выделение энергетических кластеров с центрами питания напряжением 110 кВ и выше. Энергетические кластеры выделяются по следующим признакам: управляемость и реакция электрической сети на вводимое управление параметрами схемы и (или) режима.
На третьем этапе выбираются и анализируются альтернативные решения проблемы режимной надежности в энергетических кластерах: замыкание нормально разомкнутых связей (изменение конфигурации и режима работы сети), установка устройств компенсации реактивной мощности, установка устройств распределенной генерации, замена проводов и (или) силовых трансформаторов, строительство дополнительных электрических связей (возможны комбинации таких решений), выбор мероприятий для улучшения качества электрической энергии и т. п. Выбор осуществляется по результатам анализа схемно-режимных ситуаций. В дальнейшем альтернатива реализуется выбранным типом управляющего воздействия, переводящего электрическую сеть в режим активно-адаптивной.
В качестве первой альтернативы предлагается замыкание в автоматическом режиме нормально разомкнутых связей как наиболее малозатратный вариант. При этом типом управляющего воздействия является коммутационный аппарат, автоматически переводящий сеть из разомкнутой в замкнутую. Все дальнейшие альтернативы выбираются и анализируются в замкнутом режиме работы рассматриваемого кластера, а тип управляющего воздействия определяется сущностью рассматриваемой альтернативы, например, для распределенной генерации это принятый источник энергии: ветряная электростанция, солнечная, гибридная и т. д.
Четвертый этап алгоритма заключается в поиске узлов для ввода управляющих воздействий в каждой выбранной альтернативе, в которых они дадут наилучший эффект. Для этого проводится оценка чувствительности реакции узлов энергетического кластера на изменение напряжения в каждом узле, проводится расчет эффективности каждого типа выбранных управляющих воздействий, выполняется анализ схем распределительных устройств по возможности организации автоматической коммутации.
Для оценки чувствительности сети к вводимому управляющему воздействию в рассматриваемом кластере выполняется оценка коэффициентов чувствительности по технологии, предложенной в источнике [9]:
ка
и исх - иф
т гисх ген - иф ген
(1)
т тисх
где - напряжение в исходном режиме в /-м узле, не являющемся регулирующим;
иф - напряжение в /-м узле, не являющемся регулирующим, после заданного изменения напряжения в регулирующем узле;
игесх - напряжение в исходном режиме в регулирующем (генераторном) узле;
иф - фактическое напряжение в регулирующем (генераторном) узле после заданного
изменения.
В работе [9] показано, что выделение кластеров по признаку управляемости в сложнозамкнутой сети целесообразно выполнять при значениях коэффициентов чувствитель-
ности более 0,3, что и применено в алгоритме. При этом степень управляющего воздействия на сеть оценивается по количеству узлов сети, в которых коэффициенты чувствительности больше 0,3. Узлы, в которых коэффициент чувствительности ниже 0,3, являются граничными по степени воздействия рассматриваемого типа управления (альтернативы). Выбор сенсоров возможен и по методике, предложенной в работе [2], но для распределительных сетей необходима его адаптация.
Эффективность выбранных для сравнения типов управляющих воздействий осуществляется в соответствии с рекомендациями в учебном пособии [13].
Далее проводится выбор доз управляющих воздействий в рассматриваемом энергетическом кластере. Например, мощность устройств поперечной компенсации может определяться с использованием методики, предложенной в работе [15], или путем систематического подбора. При необходимости усиления сети дополнительными поперечными связями под дозой управляющего воздействия подразумеваются сопротивления и проводимости новой связи [15]. Проверка влияния выбранных типов и доз управляющих воздействий на режимную надежность сети осуществляется путем расчета и анализа серии установившихся режимов, перечень которых принимается в соответствии с документами [4, 6].
После проведения технико-экономического сопоставления рассмотренных альтернатив выбраны тот тип и дозы управляющих воздействий, у которых наблюдается минимум дисконтированных затрат [6].
Реализация алгоритма поиска и принятия решений по обеспечению требуемого уровня надежности сети. В качестве иллюстрации предложенного алгоритма выбраны и рассмотрены два проблемных по режимной надежности энергетических кластера напряжением 35 кВ. Данные кластеры выбраны по результатам анализа режимов, рассчитанных в программно-вычислительном комплексе RasrWm. Результаты показали, что они не отвечают требованиям надежности и качества электроснабжения, установленным в источниках [4, 6].
Первый кластер 35 кВ обеспечивает электроснабжение потребителей г. Артем и Артемовского городского округа Приморского края и включает в себя пять подстанций 35 кВ, питающихся от Артемовской ТЭЦ, ПС 220 кВ Западная и ПС 110 кВ Кролевцы. Структурная схема первого энергетического кластера приведена на рисунке 2.
Рисунок 2 - Структурная схема энергетического кластера 35-110 кВ ПС Западная - ПС Артемовская -
ПС Кролевцы - ПС Шахтовая - Артемовская ТЭЦ
В этом кластере в нормальном режиме работы ВЛ 35 кВ Артемовская ТЭЦ - ПС Шахтовая фиксируются превышение допустимого тока в режиме зимних максимальных нагрузок и отключение линии максимальной токовой защитой. Так, например, эта линия в период максимальных нагрузок 2021 г. перегружалась на величину до 700 А. Линия протяженностью 8 км выполнена проводом АС-185. Длительно допустимый ток 510 А летом при температуре +25 °С и 657 А зимой при температуре -5 °С. Также в нормальном режиме перегружается участок ВЛ 35 кВ ПС Шахтовая - ПС Артемовская, выполненный проводом АС-70 длиной 300 м. Сама линия выполнена двумя проводами: АС-70 и М-70. Разгрузка данного участка сети возможна только путем перевода части нагрузки подстанции Артемовская на подстанцию 220 кВ Западная. При этом отключение любой из двух питающих линий - ВЛ 35 кВ АТЭЦ -ПС Шахтовая и ВЛ 35 кВ ПС Западная - ПС Артемовская - приводит к необходимости отключения потребителей из-за перегрузки оборудования. Обеспечить питание наиболее загруженных ПС Артемовская и ПС Шахтовая при отключении одного из центров питания не позволяют ограничения по оборудованию. Не решается проблема с резервированием потребителей в ремонтных и послеаварийных режимах.
Перевод нагрузки на третий центр питания - ПС 110 кВ Кролевцы проблематичен из-за невозможности обеспечения требуемых параметров режима, так как возникают перегрузка сети 35 кВ и недопустимое снижение напряжения. Расстояние от ПС Артемовская до ПС 110 кВ Кролевцы составляет 16 км.
Перевод питания на линию 35 кВ АТЭЦ - ПС Трикотажная - ПС Метельная -ПС Шахтовая усложняется наличием участков линии с малой пропускной способностью -менее, чем у провода АС-185.
В рассматриваемом случае две ПС из восьми с наибольшими нагрузками имеют четыре точки подпитки. Внедрив направленные устройства РЗА, можно обеспечить как снижение потерь активной мощности, так и минимизировать время простоя потребителей при отключении одной из питающих линий.
По результатам расчета послеаварийных режимов при обеспечении подпитки четырех линий в замкнутом режиме отключение любой одной из них не приведет к погашению потребителей, так как исключаются не только перегрузка по току, но и необходимость переключений для обеспечения допустимых параметров режима. Кроме того, в указанном режиме наблюдается снижение потерь активной мощности, что показано в таблице 1.
Таблица 1 - Оценка эффективности замыкания сети 35 кВ энергетического кластера в разных узлах
Снижение Снижение Экономия Экономия
потерь относительных потерь потерь
Способ замыкания сети активной потерь электрической электрической
мощности, активной энергии в год, энергии в год,
МВт мощности, % кВт-ч тыс. руб.
1. Включением выключателя (В) 35
на ПС Шахтовая в сторону ПС 0,177 11,35 1021213 2583,670
Трикотажная
2. Включением В 35 на ПС Шахтовая
в сторону ПС Трикотажная, В 35 кВ на ПС Артемовская в сторону ПС Западная 0,151 9,68 871217 2204,181
3. Включение В 35 на ПС Шахтовая
в сторону ПС Трикотажная, В 35 кВ
на ПС Артемовская в сторону ПС Западная, В 35 кВ на ПС 0,1582 10,14 912703 2309,139
Артемовская в сторону ПС 35 кВ
Ключевая
Таким образом перевод сети 35 кВ в замкнутый режим обеспечит требуемый уровень надежности режима типа N1, что невозможно в действующем разомкнутом режиме работы сети.
В послеаварийных режимах типа N-1 при работе сети 35 кВ не требуется реконфигурация схемы сети, однако для защиты оборудования 35 кВ от перегрузок требуется предусмотреть средства адаптивного деления сети в режимах при отключении трансформаторов на ПС 220 кВ Западная, при отключении трансформаторов на ПС 110 кВ Кролевцы и при отключении двух или трех питающих ВЛ 35 кВ. Для этого требуется разработка специальной автоматики, иерархически согласованной с системой противоаварийной автоматики и управления, работающей либо при перегрузке по току по принципу автоматики отключения перегруженного оборудования (АОПО) с действием на деление сети, либо по иному, заранее определенному алгоритму, обеспечивающему недопущение выхода параметров режимов за допустимую область. Адаптивное деление сети целесообразно применять при фиксации перегрузки на головных участках как наиболее вероятных. Отсутствие такой автоматики может привести к неселективному отключению и каскадному развитию аварии при погашении крупного питающего центра. В предложенной замкнутой схеме сети (см. рисунок 2) отключение одного из центров питания не приводит к недопустимому снижению напряжения. Данный тип управляющего воздействия достаточен для решения проблемы надежности функционирования сети.
Таким образом, применение воздействия в виде изменения режима работы сети данного кластера решает проблему перегрузки сети в режимах N-1 и не приводит к недопустимому снижению напряжения при текущем уровне максимальных нагрузок.
С учетом возможности выхода параметров режима за допустимые пределы проведена оценка чувствительности параметров режима рассматриваемого кластера 35 кВ к управляющему воздействию - регулированию напряжения путем компенсации реактивной мощности (КРМ) в замкнутом режиме на участке Артемовская ТЭЦ - ПС Западная - ПС Кролевцы (таблица 2).
Таблица 2 - Результаты оценки чувствительности сети к регулированию напряжения с помощью КРМ на участке Артемовская ТЭЦ - ПС Западная - ПС Кролевцы
Узел сети, в котором оценивается коэффициент чувствительности Ки ПС 35 кВ, на которой выполняется регулирование напряжения
ПС Артемовская ПС Ключевая ПС Касатка ПС Шахтовая ПС Трикотажная ПС Мебельная
ПС 110 кВ Западная секция 35 кВ 0,3537 0,2264 0,2047 0,2825 0,2489 0,2271
ПС 110 кВ Западная секция 220 кВ 0,0938 0,0640 0,0590 0,0816 0,0737 0,0691
ПС 35 кВ Касатка шины 35 кВ 0,8299 0,9671 1,0000 0,6859 0,6100 0,5627
ПС 35 кВ Ключевая, 2-я секция 35 кВ 0,8635 0,9987 0,9236 0,7148 0,6360 0,5869
ПС 110 кВ Кролевцы, 1 -я секция 110 кВ 0,2719 0,2515 0,2498 0,2761 0,2597 0,2543
ПС 110 кВ Кролевцы, 1-я секция 35 кВ 0,5056 0,6286 0,6559 0,4138 0,3674 0,3382
ПС 35 кВ Шахтовая шины 35 кВ 0,8021 0,5297 0,4841 1,0000 0,8901 0,8218
ПС 35 кВ Ключевая, 2-я секция 35 кВ 0,8644 1,0000 0,9213 0,7155 0,6366 0,5874
ПС 35 кВ Мебельная шины 35 кВ 0,7058 0,4653 0,4251 0,8797 0,9241 1,0000
ПС 35 кВ Трикотажная шины 35 кВ 0,7547 0,4980 0,4551 0,9408 1,0000 0,9121
ПС 35 кВ Артемовская, 1 -я секция 35 кВ 0,9975 0,6640 0,6074 0,8301 0,7395 0,6833
ПС 35 кВ Артемовская, 2-я секция 35 кВ 1,0000 0,6624 0,6060 0,8320 0,7411 0,6848
ПС 110 кВ Западная, 1-я секция 110 кВ 0,3552 0,2274 0,2056 0,2837 0,2499 0,2281
ПС 110 кВ Западная, 2-я секция 110 кВ 0,3568 0,2283 0,2065 0,2850 0,2510 0,2290
Артемовская ТЭЦ шины 35 кВ 0,5247 0,3478 0,3183 0,6520 0,6398 0,6527
Артемовская ТЭЦ шины 110 кВ 0,1844 0,1496 0,1444 0,2120 0,1985 0,1987
Количество узлов, где Ки > 0,3 13 10 10 10 10 10
Количество узлов, где Ки > 0,5 10 7 6 9 9 9
Эффективность регулирования, кВ/Мвар 0,0789 0,1044 0,1097 0,0773 0,0820 0,0837
По результатам расчетов видно, что наибольшее воздействие на сеть по коэффициенту чувствительности напряжения проявляется при вводе управляющего воздействии на ПС Артемовская (К > 0,3 в 13 узлах), а максимальная эффективность - при регулировании
напряжения на ПС 35 кВ Касатка. При этом коэффициенты чувствительности больше 0,3 наблюдаются только в сети 35 кВ, что подтверждает достаточность первого типа управляющего воздействия - перевод сети 35 кВ в замкнутый режим.
Второй энергетический кластер 35 кВ выбран в Надеждинском районе Приморского края. Здесь сеть кластера получает питание от ПС 220 кВ Западная, ПС 110 кВ Давыдовка и ПС 110 кВ Кролевцы. Структурная схема второго энергетического кластера приведена на рисунке 3.
Рисунок 3 - Структурная схема энергетического кластера 35 - 110 кВ ПС Западная - ПС Надеждинская -ПС Шмидтовка - ПС Давыдовка - ПС Соловей ключ - ПС Кролевцы
Проблема в этом кластере заключается в невозможности обеспечить резервирование всех потребителей при отключении или выводе в ремонт ВЛ 35 кВ ПС Западная - ПС Надеждинская в режиме максимальных нагрузок, когда сеть нормально разомкнута. В таком режиме происходит перегрузка ВЛ 35 кВ ПС Давыдовка - ПС Шмидтовка - ПС Надеждинская, при этом ВЛ ПС Давыдовка - ПС Шмидтовка перегружается до недопустимого значения (выше длительно допустимой токовой нагрузки провода - ДДТН), а напряжение на подстанции Надеждинская снижается ниже нормируемых значений [3].
Анализ установившихся режимов в период зимнего максимума нагрузки показал, что при замыкании сети 35 кВ между ПС 110 кВ Давыдовка и ПС 110 кВ Кролевцы с заменой трансформаторов тока 35 кВ ввиду недостаточной пропускной способности по первичному току исключается перегрузка сети и повышается уровень напряжения в рассматриваемом послеаварийном режиме с 17 - 20 кВ до 27 кВ. Таким образом, первая альтернатива - перевод сети в замкнутый режим - повышает надежность электроснабжения потребителей, но не решает проблему поддержания напряжения в допустимых пределах. Целесообразно рассмотреть регулирование напряжения путем компенсации реактивной мощности.
Для поиска оптимального места ввода в сеть рассматриваемого типа управляющего воздействия проведена оценка эффективности регулирования напряжения на ПС данного кластера и оценка коэффициентов чувствительности напряжений.
Результаты оценки эффективности регулирования напряжения компенсацией реактивной мощности и коэффициентов чувствительности напряжений при установке компенсирующих устройств в разных узлах приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Результаты оценки чувствительности напряжений на участке ПС Западная - ПС Надеждинская -ПС Шмидтовка - ПС Давыдовка - ПС Соловей ключ - ПС Кролевцы
Узел сети, в котором оценивается Ки ПС 35 кВ, на которой регулируется напряжение
ПС Надеждинская ПС Соловей ключ ПС Шмидтовка
ПС 35 кВ Тавричанка, 1 -я секция 35 кВ 0,2795 0,2426 0,4069
ПС 500 кВ СН Владивосток (шины 35 кВ) 0,5378 0,6445 0,5103
ПС 35 кВ Надеждинская, 1 -я секция 35 кВ 1,0000 0,8708 0,9412
ПС 500 кВ СН Владивосток (шины 35 кВ) 0,5373 0,6438 0,5098
ПС 35 кВ Соловей Ключ, 1 -я секция 35 кВ 0,8333 0,9994 0,7888
ПС 110 кВ Давыдовка, 2-я секция 35 кВ 0,2779 0,2412 0,4045
ПС 110 кВ Давыдовка с.т. Т-2 0,8273 0,7171 1,2061
ПС 110 кВ Давыдовка, 2-я секция 110 кВ 0,2614 0,2427 0,3523
ПС 35 кВ Тавричанка, 1 -я секция 35 кВ 0,2787 0,2419 0,4056
ПС 35 кВ Шмидтовка шины 35 кВ 0,6888 0,5977 1,0000
ПС 110 кВ Кролевцы, 2-я секция 110 кВ 0,2555 0,3126 0,2363
ПС 110 кВ Кролевцы 1-я секция 35 кВ 0,7602 0,9316 0,7017
ПС 110 кВ Кролевцы, 1 -я секция 110 кВ 0,1269 0,1353 0,1451
ПС 35 кВ Соловей Ключ, 2-я секция 35 кВ 0,8338 1,0000 0,7892
ПС 35 кВ Надеждинская, 2-я секция 35 кВ 1,0004 0,8703 0,9416
Ки > 0,3 9 10 13
Ки > 0,5 9 9 9
Эффективность регулирования, кВ/Мвар 0,413 0,413 0,306
Коэффициенты чувствительности напряжения в узлах кластера при установке компенсирующих устройств на шинах ПС Надеждинская, ПС Шмидтовка, ПС Соловей ключ приведены на рисунке 4.
Рисунок 4 - Сравнение коэффифиентов чувствительности на участке сети 35 - 110 кВ ПС Западная -ПС Надеждинская - ПС Шмидтовка - ПС Давыдовка - ПС Соловей ключ - ПС Кролевцы
Анализ коэффициентов чувствительности показывает, что максимальный охват кластера наблюдается при регулировании напряжения путем поперечной компенсации реактивной
№
мощности на ПС Шмидтовка (зеленые столбцы гистограммы), а наибольший эффект от такого регулирования проявляется на ПС Надеждинская и на ПС Соловей ключ. С учетом возможности подключения к шинам ПС компенсирующих устройств выбор узла для ввода управляющего воздействия падает на ПС 35 кВ Надеждинская. Такое адаптивное регулирование напряжения является технически реализуемым и менее затратным по реконструкции подстанции для подключения компенсирующих устройств (две ячейки КРУ).
Мощность компенсирующих устройств для регулирования напряжения на ПС Надеждинская в наиболее сложном послеаварийном режиме (отключение ВЛ 35 кВ Западная -Надеждинская) при подпитке от двух из трех возможных источников питания составляет 12,8 Мвар.
Проблема недостаточной надежности функционирования распределительных сетей, традиционно работающих в разомкнутом режиме одностороннего питания, решена выделением энергетических кластеров, применением разработанного методического подхода, основанного на выборе оптимальных мест замыкания электрических сетей, типов управляющих воздействий, с помощью которых энергетический кластер переводится в активно-адаптивную сеть, а также алгоритма, его реализующего. Предложено узлы для ввода управляющих воздействий и определения доз таких воздействий определять с помощью коэффициентов чувствительности по напряжению. Таким образом, в работе получено решение проблемы повышения надежности электрических сетей путем их кластеризации с последующим применением на основе системного подхода различных технологий и их сочетаний, обеспечивающих требуемый уровень надежности, рассматривая их как альтернативы, с выбором узлов для ввода управляющих воздействий на основе их чувствительности к рассматриваемой альтернативе. Рассматриваемый подход и алгоритм ранее не применялись. Практическая реализация и эффективность такого подхода продемонстрирована на реальных электрических сетях Приморского края, в которых при эксплуатации неоднократно фиксировались отключения потребителей из-за недостаточной надежности электроснабжения.
Список литературы
1. Галтеева, Д. В. Перспективные конфигурации распределительных сетей / Д. В. Галте-ева. - Текст : электронный // Актуальные проблемы энергетики 2017 : материалы студенческой научно-технической конференции / Белорусский национальный технический университет. -Минск, 2018. - С. 95-96. - URL: https://rep.bntu.by/handle/data/41497/ (дата обращения: 28.01.2023).
2. Гамм, А. З. Сенсоры и слабые места в электроэнергетических системах / А. З. Гамм, И. И. Голуб. - Иркутск: СЭИ СО РАН, 1996. - 99 с. - Текст: непосредственный.
3. ГОСТ 32144-2013. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. - Москва : Стандартинформ. - 2014. - 19 с. - Текст : непосредственный.
4. ГОСТ Р 58670-2019. Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем. Нормы и требования. - Москва : Стандартинформ, 2019. - 14 с. - Текст : непосредственный.
5. Nikander Ari & Repo Sami & Järventausta Pertti. Utilizing the ring operation mode of medium voltage distribution feeders. 17th International Conference on Electricity Distribution. Barcelona, 12-15 May 2003, pp. 1-6. Available at: http://www.cired.net/publications/cired2003/reports/R%203-25.pdf (accessed 05.02.2023).
6. Об утверждении Методических указаний по проектированию развития энергосистем и о внесении изменений в приказ Минэнерго России от 28 декабря 2020 г. № 1195 : Приказ
Минэнерго России от 06.12.2022 № 1286 [Зарегистрировано в Минюсте России 30.12.2022 № 71920]. - Текст : непосредственный.
7. Концепция интеллектуальной электроэнергетической системы с активно-адаптивной сетью [Одобрена Правлением ОАО «ФСК ЕЭС» 28.04.2012]. - Москва : Научно-технический центр федеральной сетевой компании единой энергетической системы, 2012. - 235 с. - Текст : непосредственный.
8. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). - Москва : ЭНАС, 2012. - 488 с. - Текст : непосредственный.
9. Савина, Н. В. Методика кластерного зонирования электроэнергетических систем по коэффициенту чувствительности напряжений в узлах / Н. В. Савина, А. А. Казакул, С. В. Тагиров. - Текст : непосредственный // Вестник Иркутского государственного технического университета. - Иркутск, 2014. - № 6 (89). - С. 178-185.
10. Савина, Н. В. Выбор факторов сравнения для перевода электрических распределительных сетей в активно-адаптивные сети / Н. В. Савина, М. А. Янькова - Текст : электронный // Вестник Амурского государственного университета. - Благовещенск, 2022. -№ 97 (30). - С. 111-117. - URL: https://vestnik.amursu.ru/wp-content/uploads/2022/05/n97_111-117.pdf (дата обращения: 11.02.2023).
11. Мухлынин, Н. Д. Перспективные топологии и информационное обеспечение в распределительных сетях / Н. Д. Мухлынин, А. В. Паздерин. - Текст : электронный // Вестник науки Сибири. - Томск, 2015. - № 1s (15). - С. 72-76. - URL: https://jwt.su/journal/article/view/ 697/700 (дата обращения: 03.03.2023).
12. Vukolov V., Papkov B., Pnev E. et al. Configuration management of electricity distribution grids 6-35 kV according to the criteria of reliability. Rudenko International Conference «Methodological problems in reliability study of large energy systems» (RSES 2018). Irkutsk, 2018, no. 58, pp. 178-185. Available at: https://www.e3s-conferences.org/articles/e3sconf/pdf/2018/33/ e3sconf_rses2018_02017.pdf (accessed 15.02.2023).
13. Электроэнергетические системы : учебное пособие диспетчерского персонала / Будовский В. П., Сацук Е. И., Дьячков В. А. [и др.] ; под общей редакцией главного диспетчера АО «СО ЕЭС» М. Н. Говоруна. - Москва : ЗАО «Энергетические технологии», 2021. -684 с. - Текст : непосредственный.
14. Мухлынин, Н. Д. Управление распределительными сетями с использованием потоковой модели установившегося режима : специальность 05.14.02 «Электрические станции и электроэнергетические системы» : автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук / Мухлынин Никита Дмитриевич ; Уральский федеральный университет им. первого Президента России Б. Н. Ельцина. - Екатеринбург, 2018. - 24 с. -Текст : непосредственный.
15. Казакул, А. А. Методика оптимальной компенсации реактивной мощности в сетях распределительных компаний в условиях неопределенности / А. А. Казакул, Н. В. Савина. -Текст : непосредственный // Вестник Ивановского государственного энергетического университета. - 2010. - № 3. - С. 42-46.
References
1. Galteeva D.V. Perspective configurations of distribution networks. Actual problems of energy 2017: materials of the student scientific and technical conference. Minsk, 2017, pp. 95-96 (In Russian). Available at: https://rep.bntu.by/handle/data/41497/ (accessed 28.01.2023).
2. Gamm A.Z., Golub I.I. Sensory i slabye mesta v elektroenergeticheskikh sistemakh [Sensors and places in the electric power industry]. Irkutsk: SEI SO RAN Publ., 1996, 99 p. (In Russian).
3. GOST 32144-2013. Electrical energy. Electromagnetic compatibility of technical means. Standards for the quality of electrical energy in general-purpose power supply systems, Moscow, Standartinform Publ., 2014. 19 p. (In Russian).
4. National Standard 58670-2019. United power system and isolated power systems. Planning of power systems development. Calculations of electric power regimes and determination of technical solutions in long-range development of power systems. Norms and requirements, Moscow, Standartinform, 2019. 14 p. (In Russian).
5. Nikander Ari & Repo Sami & Jarventausta Pertti. Utilizing the ring operation mode of medium voltage distribution feeders. 17th International Conference on Electricity Distribution. Barcelona, 12-15 May 2003, pp. 1-6. Available at: http://www.cired.net/publications/cired2003/reports/R%203-25.pdf (accessed 05.02.2023).
6. Order of the Ministry of Energy of Russia dated December 6, 2022 N 1286 «On approval of the Guidelines for the design of the development of energy systems and on amendments to the order of the Ministry of Energy of Russia dated December 28, 2020 N 1195» (Registered with the Ministry of Justice of Russia on December 30, 2022 N 71920) (In Russian).
7. The concept of an intelligent electric power system with an active-adaptive network. Approved by the Management Board of JSC FGC UES on April 28, 2012. Moscow : Scientific and Technical Center of the Federal Grid Company of the Unified Energy System Publ., 2012, 235 p. (In Russian).
8. Pravila ustroistva elektroustanovok (PUE) [Rules for the installation of electrical installations (PUE)]. Moscow: ENAS Publ., 2012, 488 p. (In Russian).
9. Kazakul A.A., Savina N.V., Tagirov S.V. Methodology for cluster zoning of electric power systems according to the voltage sensitivity coefficient at the nodes. Vestnik Irkutskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta - Bulletin of the Irkutsk State Technical University, 2014, no. 6 (89), pp. 178-185 (In Russian).
10. Savina N.V., Yankova M.A. Selection of comparison factors for the transfer of electric distribution networks to active-adaptive networks. Vestnik Amurskogo gosudarstvennogo universiteta - Bulletin of the Amur State University, 2022, no. 97 (30), pp. 111-117. Available at: https://cyberleninka.ru/article/n7vybor-faktorov-sravneniya-dlya-perevoda-elektricheskih-raspredeli telnyh-setey-v-aktivno-adaptivnye-seti (accessed 11.02.2023) (In Russian).
11. Mukhlynin N.D., Pazderin A.V. Perspective topologies and information support in distribution networks. Vestnik nauki Sibiri - Siberian Journal of Science, 2015, Special issue 1 (15), pp. 72-76. Available at: https://jwt.su/journal/article/view/697/700 (accessed 03.03.2023) (In Russian).
12. Vukolov V., Papkov B., Pnev E. et al. Configuration management of electricity distribution grids 6-35 kV according to the criteria of reliability. Rudenko International Conference «Methodological problems in reliability study of large energy systems» (RSES 2018). Irkutsk, 2018, no. 58, pp. 178-185. Available at: https://www.e3s-conferences.org/articles/e3sconf/pdf/2018/33/ e3sconf_rses2018_02017.pdf (accessed 15.02.2023).
13. Budovskii V.P., Satsuk E.I., D'iachkov V.A., ed. Govorun M.N. Elektroenergeticheskie sistemy: uchebnoe posobie dispetcherskogo personala [Electric power systems: training manual for dispatching personnel]. Moscow: Energy technologies Publ., 2021, 684 p. (In Russian).
14. Mukhlynin N.D. Upravlenie raspredelitel'nymi setiami s ispol'zovaniem potokovoi modeli ustanovivshegosia rezhima (Management of distribution networks using a flow model of steady state). Doctor's thesis abstract, Yekaterinburg, Ural Federal University the first President of Russia B.N. Yeltsin, 2018, 24 p. (In Russian).
15. Kazakul A.A., Savina N.V. Methodology of optimal reactive power compensation in distribution company networks under uncertainty. Vestnik Ivanovskogo gosudarstvennogo energeticheskogo universiteta - Bulletin of the Ivanovo State Power Engineering University, 2010, no. 3, pp. 42-46 (In Russian).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ
Савина Наталья Викторовна
Амурский государственный университет (АмГУ).
Игнатьевское шоссе, д. 21, г. Благовещенск, 675000, Российская Федерация.
Доктор технических наук, профессор, заведующая кафедрой «Энергетика», АмГУ.
Тел.: +7 (4162) 23-47-26.
E-mail: [email protected]
Казакул Алексей Александрович
Амурский государственный университет (АмГУ).
Игнатьевское шоссе, д. 21, г. Благовещенск, 675000, Российская Федерация.
Кандидат технических наук, доцент кафедры «Энергетика», АмГУ.
Тел.: +7 (4162) 23-45-02.
E-mail: [email protected]
БИБЛИОГРАФИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ СТАТЬИ
Савина, Н. В. Повышение надежности функционирования распределительных электрических сетей путем выделения энергетических кластеров и адаптивного управления схемно-режимной ситуацией / Н. В. Савина, А. А. Казакул. - Текст : непосредственный // Известия Транссиба. - 2023. - № 2 (54). -С. 136 - 149.
INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Savina Natalia Viktorovna
Amur State University (AmSU).
21, Ignatievskoe shosse st., Blagoveshchensk, 675000, the Russian Federation.
Doctor Of Sciences in Engineering, professor, head of the department «Energy», AmSU.
Phone: +7 (4162) 23-45-02.
E-mail: [email protected]
Kazakul Alexey Alexandrovich
Amur State University (AmSU).
21, Ignatievskoe shosse st., Blagoveshchensk, 675000, the Russian Federation.
Ph. D. in Engineering, associate professor of the department «Energy», AmSU.
Phone: +7 (4162) 23-45-02.
E-mail: [email protected]
BIBLIOGRAPHIC DESCRIPTION
Savina N.V., Kazakul A.A. Improving the reliability of the functioning of distribution electric networks by allocating energy clusters and adaptive control of the circuit-mode situation. Journal of Transsib Railway Studies, 2023, no. 2 (54), pp. 136-149 (In Russian).
