CC BY
59
Оригинальная статья / Original article УДК: 621.311.1
DOI: 10.21285/1814-3520-2016-6-146-155
УПРАВЛЯЕМЫЙ ПОДМАГНИЧИВАНИЕМ ТРАНСФОРМАТОР КАК ЭФФЕКТИВНОЕ СРЕДСТВО РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ В СЕТИ
© С.С. Смирнов1, А.Б. Осак2
Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, 664033, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.
Резюме. Цель. Рассмотреть возможность и условия применения нового элемента сети - управляемого подмаг-ничиванием трансформатора (УПТр). Материалы. Методы. УПТр совмещает функции силового трансформатора и управляемого шунтирующего реактора. Метод исследования заключался в сопоставлении возможностей УПТр с другими применяемыми источниками реактивной мощности. Рассмотрены возможность упрощения схемы распределительного устройства высокого напряжения и, как следствие, снижение затрат на строительство в случае применения УПТр. Выполнялись расчеты установившихся электрических режимов восточной части ОЭС Сибири с применением УПТр совместно с батареями статических конденсаторов (БСК). Определялась пропускная способность электрической сети в ремонтных и послеаварийных режимах методом утяжеления. Для выявления степени целесообразности координированного управления УПТр и БСК в названном выше энергорайоне определение пропускной способности сети осуществлялось с одновременной оптимизацией режима работы УПТр и БСК. Для выполнения верификационных расчетов электрических режимов использовались исходные данные для составления расчетной схемы восточной части ОЭС Сибири [12, 13]. Результаты и их обсуждение. Рассмотрена возможность применения УПТр совместно с БСК в восточной части ОЭС Сибири взамен существующих или вновь устанавливаемых силовых трансформаторов, определены оптимальные величины мощности УПТр и БСК. Проведена оценка увеличения пропускной способности электрической сети за счет установки УПТр и БСК с применением системы координированного управления ими без строительства новых линий электропередачи. Прирост аварийно допустимого перетока (АДП) за счет установки УПТр и БСК составил на 10-40% для различных аварийных ситуаций. Установка системы координированного управления УПТр и БСК позволяет увеличить АДП на 3-10% и снизить потери электроэнергии в тяжелых режимах на 1-3%. Заключение. Рассмотрены вопросы применения нового элемента сети - управляемого подмагничиванием трансформатора, показаны условия его применения, приводящие к снижению затрат на электросетевое строительство. Показана целесообразность реализации автоматической системы по координации локальных регуляторов напряжения источников реактивной мощности и локальной противоаварийной автоматики.
Ключевые слова: управляемые источники реактивной мощности, управляемый подмагничиванием трансформатор, режимная автоматика.
Формат цитирования: Смирнов С. С., Осак А. Б. Управляемый подмагничиванием трансформатор как эффективное средство регулирования напряжения в сети // Вестник ИрГТУ. 2016. № 6. С. 146-155. DOI: 10.21285/18143520-2016-6-146-155
CONTROLLED MAGNETIC BIASED TRANSFORMER AS AN EFFECTIVE TOOL OF SUPPLY VOLTAGE REGULATION S.S. Smirnov, A.B. Osak
Melentiev Energy Systems Institute SB RAS, 130 Lermontov St., Irkutsk, 664033, Russia.
Abstract. The purpose of this work is to consider the possibility and application conditions of a new network element - a controlled magnetic biased transformer (CMBT). Materials. Methods. CMBT combines the functions of a power transformer and a controlled shunt reactor. The research method includes the comparison of CMBT capabilities with the ones of other used sources of reactive power. The possibility of simplifying the circuit of a high voltage switchgear is considered as well as resulting cost reduction of construction in the case of CMBT use. We have performed calculations of the steady-state electrical modes of the eastern part of Siberian IPS with the use of CMBT together with the batteries of static capacitors (SCB), and determined the electrical network transmission capacity in repair and post-emergency modes by the method of loading. In order to determine the feasibility degree of CMBT and SCB coordinated control in the named above energy area we determined network transmission capacity with simultaneous optimization of CMBT and SCB op-
1
Смирнов Сергей Сергеевич, доктор технических наук, ведущий научный сотрудник, e-mail: [email protected] Smirvov Sergei, Doctor of Engineering sciences, Leading Researcher, e-mail: [email protected]
2Осак Алексей Борисович, научный сотрудник, e-mail: [email protected] Osak Aleksei, Researcher, e-mail: [email protected]
eration mode. Verification calculations of electric modes were carried out with the use of the source data for designing the computational scheme of the eastern part of Siberian IPS [12, 13]. Results and their discussion. The possibility of CMBT and SCB combined use in the eastern part of Siberian IPS in replacement of existing or newly installed power transformers is considered. The optimal values of CMBT and SCB power are determined. Increase in electrical network transmission capacity due to CMBT and SCB installation with the use of the system of their coordinated control without the construction of new power lines is estimated. Increase in the admissible emergency flow (AEF) due to CMBT and SCB installation amounted to 10-40% for different emergencies. Installation of the CMBT and SCB coordinated control system can increase the AEF by 3-10% and reduce power losses in heavy modes by 1-3%. Conclusion. The application issues of a new network element - a controlled magnetic biased transformer are considered. Its application conditions are described. It is noted that its use reduces network construction costs. Implementation feasibility of the automated system coordinating local voltage regulators of reactive power sources and local emergency control systems is shown. Keywords: controlled reactive power sources, controlled magnetic biased transformer, automatic voltage regulator
For citation: Smirnov S. S., Osak A.B. Controlled magnetic biased transformer as an effective tool of supply voltage regulation. Proceedings of Irkutsk State Technical University, 2016, no. 6, pp. 146-155. (In Russian) DOI: 10.21285/1814-3520-2016-6-146-155
Введение
Электроэнергетическая система России в целом, а энергосистемы регионов Сибири и Дальнего Востока в особенности, характеризуются протяженными воздушными линиями (ВЛ) электропередачи, наличием крупных и мелких потребителей, расположенных на больших расстояниях друг от друга и от генерирующих источников. Как правило, электрическая сеть данных регионов России имеет незначительное резервирование, вследствие чего в контролируемых сечениях ограничивается максимально допустимый переток (МДП) по критериям статической и/или динамической устойчивости даже при наличии противо-аварийной автоматики (ПА). В некоторых энергорайонах в нормальном режиме работы эксплуатация электропередач осуществляется при перетоках, близких к МДП.
В последнее десятилетие существенно увеличились объемы ввода новых электросетевых объектов в Сибири и на Дальнем Востоке. Осуществляется строительство схемы внешнего электроснабжения трубопроводной системы ВСТО, разрабатываются проекты электроснабжения новых горнодобывающих и перерабатывающих предприятий, прорабатываются вопросы внешнего электроснабжения газопровода «Сила Сибири».
В таких условиях актуальной становится задача поддержания допустимых уровней напряжения на подстанциях при изменении режимных условий в широком
диапазоне, в том числе в послеаварийных режимах. Для решения данной задачи массово устанавливаются плавно и дискретно управляемые источники реактивной мощности (ИРМ): статические тиристорные компенсаторы реактивной мощности (СТК), управляемые шунтирующие реакторы (УШР), батареи статических конденсаторов (БСК) и другие устройства, которые относятся к элементам, составляющим FACTS. Данному направлению посвящено большое количество работ разных авторов [1-5], где подробно исследуются вопросы применения тех или иных устройств, их режимы работы и эффективность для решения вышеуказанной задачи.
Для минимизации затрат на электросетевое строительство (строительство и реконструкцию ВЛ, установку ИРМ) рассматривается подход с применением автоматического группового регулятора напряжений для энергорайона с функций координации локальных регуляторов и локальной ПА [6, 7]. Общая идея заключается в получении системного эффекта от совместного и согласованного использования управляемого оборудования нескольких энергообъектов в отдельных тяжелых и критических режимах. Ожидается, что такие групповые регуляторы районного масштаба могут уменьшить избыточное электросетевое строительство ВЛ, сократят необходимые объемы ввода в эксплуатацию установок ИРМ с низким числом часов использования (использование либо в пиковых режимах, либо в минимальных режи-
мах), а также повысят пропускную способность существующих электрических сетей.
Еще одним способом минимизации затрат на электросетевое строительство в части установки ИРМ является предлагаемый авторами управляемый подмагничи-ванием трансформатор (УПТр) [8, 9, 10], в котором совмещаются функции силового трансформатора и УШР. В трехфазных сетях используется трехфазная группа из 3-х однофазных УПТр аналогично тому, как в сетях 330-750 кВ используются трехфазные группы трансформаторов и автотрансформаторов.
Описание УПТр
УПТр является трехстержневым трансформатором. На центральном стержне устанавливаются все силовые обмотки (возможна реализация 2-х и 3-х обмоточных трансформаторов и автотрансформаторов, в том числе с расщепленной обмоткой), а на обоих боковых стержнях располагаются обмотки управления, которые соединены последовательно и встречно, и далее подключены к конденсаторной батарее и источнику постоянного напряжения (ИПН). Схема УПТр с двумя силовыми обмотками (высокого и низкого напряжения: ВН и НН) приведена на рис. 1. Обмотка ВН подключается к ЭЭС (например, к шинам
220-110 кВ), а к обмотке НН подключается местная нагрузка, БСК, и при необходимости фильтро-компенсирующее устройство (ФКУ).
Если на обмотках управления отсутствует напряжение от ИПН, то управляемый трансформатор работает как обычный трансформатор и его текущая мощность равна мощности подсоединенной к вторичной обмотке нагрузки с учетом мощности БСК и ФКУ (при их наличии).
При подключении ИПН к обмотке управления по этим обмоткам управления протекает постоянный ток, который создает постоянное магнитное поле и приводит к глубокому насыщению боковых стержней и изменению индуктивности сетевой обмотки. Если конденсаторная батарея во вторичной обмотке отключена, то под действием напряжения сети ток первичной обмотки увеличивается до величины, когда магнитодвижущая сила (ампервитки) первичной обмотки 5 будет больше магнитодвижущей силы тока обмотки управления 4. Величина реактивной мощности УПТр пропорциональна величине тока, протекающего по обмоткам управления, и при номинальном токе в обмотках управления равна номинальной мощности сетевой обмотки.
конденсатор/ capacitor
внешняя сеть (ЭЭС)/ power system
'БСК, ФКУ, нагрузка/ capacitor bank, filter compensating device, load
источник постоянного напряжения (ИПН) / direct-voltage source
Рис. 1. Схема УПТр с двумя силовыми обмотками Fig. 1. CMBT scheme with two power windings
Это свойство можно интерпретировать как изменение индуктивности первичной обмотки под воздействием тока, протекающего по обмоткам управления.
В результате взаимодействия обмотки управления с первичной обмоткой через насыщенные сердечники в обмотке управления наводится напряжение частотой 100 Гц. Так как к обмотке управления подключен конденсатор, то напряжение 100 Гц на ней имеет малую величину. В обмотке управления возникает ток частотой 100 Гц, величина которого определяется сопротивлением полей рассеяния обмотки управления. Величина тока частотой 100 Гц оценивается в 15-20% от постоянной составляющей тока управления.
Для регулирования тока в обмотках управления (за счет изменения величины напряжения у ИПН) используется автоматический регулятор напряжения, который позволяет поддерживать напряжение заданной величины в узле подключения УПТр к ЭЭС за счет изменения реактивной мощности, потребляемой УПТр. При этом трехфазная группа из УПТр может использовать как один регулятор напряжения, так и независимые регуляторы напряжения для каждой фазы. В последнем случае трехфазная группа УПТр позволит нормализовать напряжения каждой из фаз и за счет этого нормализовать напряжение обратной последовательности и колебания напряжения для каждой из фаз. Если вместо БСК использовать фильтры высших гармоник, то трехфазная группа УПТр позволит нормализовать напряжение высших гармоник в каждой из фаз узла подключения.
Важным свойством УПТр является расположение силовых обмоток на ненасыщенном среднем стержне, что позволило уменьшить влияние процесса регулирования потребляемой УПТр реактивной мощности (для управления напряжением в узлах ЭЭС) на режим работы потребителей, подключенных к обмотке НН. В этом смысле УПТр выгодно отличается от варианта установки отдельного УШР на стороне НН или СН обычного силового трансформатора.
В качестве однофазного УПТр можно использовать серийный трехфазный трансформатор, в котором в качестве обмоток управления используются обмотки боковых стержней. В то же время возможно изготовление специальной конструкции трансформатора для обеспечения лучших технико-экономических показателей. Работы в этом направлении планируется выполнить в будущем.
Мощность ИПН в номинальном режиме равна величине потерь короткого замыкания в обмотке управления. Для мощных трансформаторов величина потерь составляет 0,2-0,3% от мощности обмотки. Так как используются две обмотки управления, то номинальная мощность ИПН будет равна 0,4-0,6% мощности трансформатора. Суммарные потери в обмотках при номинальной мощности УПТр будут 0,6-0,8% от мощности УПТр.
Варианты применения УПТр и экономический эффект
Как уже было отмечено выше, основным преимуществом УПТр перед другими ИРМ является совмещение в нем функции силового трансформатора и УШР. Это позволяет отказаться от усложнения схемы распределительного устройства (РУ) высокого напряжения на электрической подстанции (ПС), т.е. не требуются отдельные ячейки РУ высокого напряжения для подключения УШР. С точки зрения затрат на электросетевое строительство данный фактор существенен, так как стоимость высоковольтной ячейки РУ может значительно превышать стоимость силового трансформатора (в том числе превышать стоимость УПТр).
Удорожание УПТр по сравнению с обычным силовым трансформатором происходит за счет применения группы однофазных УПТр вместо трехфазного силового трансформатора/автотрансформатора в сетях 110-330 кВ. Также увеличивается площадь под установку УПТр и требуется применение 3-х фундаментов под каждый однофазный УПТр.
Наибольший эффект применение УПТр дает там, где требуемая величина
регулируемой реактивной мощности не выше мощности применяемых силовых трансформаторов. В этом случае установка отдельных УШР с отдельными ячейками РУ высокого напряжения существенно увеличивает стоимость ПС. В частности, применяя УПТр, можно использовать стандартные схемы РУ [11], такие как 4Н, 5Н, 5АН, 7, а при применении обычных силовых трансформаторов и УШР потребовались бы более сложные стандартные схемы РУ, такие как 8, 9, 9Н, 9АН, 12, 12Н, 13, 13Н и др.
Рассматривая протяженные транзиты 220 кВ в Сибири и на Дальнем Востоке, можно отметить, что в режимах минимальных нагрузок (когда существующие силовые трансформаторы недогружены) напряжение в узлах сети повышается, в том числе приближается к границам максимально допустимых уровней напряжения и требует специальных мер по его ограничению. В режимах максимальных нагрузок напряжение в сети снижается и может приближаться к границам минимально допустимых уровней напряжений, что потребует специальных мер по вводу уровней напряжений в допустимый диапазон.
В таких условиях применение УПТр будет максимально эффективным. В режимах максимальных нагрузок УПТр будет выполнять функции обычного силового трансформатора, а для повышения выработки реактивной мощности на стороне НН могут быть подключены БСК. В режимах минимальных нагрузок УПТр будет выполнять функции УШР и силового трансформатора. Таким образом, совмещение функций силового трансформатора и УШР не требует повышения номинальной мощности УПТр по сравнению с обычными силовыми трансформаторами, соответственно не требуются дополнительные мероприятия по ограничению токов КЗ, реконструкции РЗА в распределительных сетях, питание которых осуществляется от ПС с применением УПТр.
Можно также отметить преимущества работы УПТр с подключенной к обмотке НН БСК перед вариантом подключения БСК к обмотке НН обычного силового
трансформатора при наличии или отсутствии УШР на высокой стороне трансформатора. Эти преимущества заключаются в том, что подключение БСК к УПТр с функцией автоматического регулирования потребляемой реактивной мощности стабилизирует напряжение, исключает режимы перенапряжения при резком сбросе нагрузки и минимизирует количество и частоту коммутации БСК по режимным соображениям. Подключение БСК к обмотке НН обычного силового трансформатора при наличии УШР, с одной стороны, обеспечивает те же самые преимущества, но, с другой стороны, в случае аварийного отключения УШР возникает риск перенапряжения на шинах БСК с угрозой повреждения оборудования. Для исключения такой ситуации требуются специальные решения. В случае с УПТр такая угроза отсутствует в принципе из-за соответствующей схемы подключения.
Применение УПТр является эффективным при решении задачи восстановления электроснабжения на протяженных транзитах после их полного отключения. Протяженные транзиты 220 кВ вдоль Транссиба и БАМ в Сибири и на Дальнем Востоке характеризуются большим расстоянием между электростанциями, питающими эти транзиты. Например, питание транзита 220 кВ вдоль БАМ на участке Братск -Таксимо протяженностью более 1000 км осуществляется от Братской и Усть-Илимской ГЭС с небольшой подпиткой от Мамаканской ГЭС (установленная мощность 86 МВт, расположена в Бодайбин-ском районе Иркутской области). На участке Коршуниха - Таксимо данный транзит 220 кВ является двухцепным, соответственно, аварийное отключение транзита случается достаточно часто (например, при наложении аварии на ремонт). При попытке подать напряжение на обесточенный транзит возможно возникновение режимов перенапряжения по причине нескомпенсиро-ванной зарядной мощности ВЛ в случае отключения нагрузки от сети в период отсутствия напряжения. Применяя вместо силовых трансформаторов УТПр в режиме
предварительного насыщения магнитопро-вода (например, от аккумуляторной батареи), можно исключить угрозу перенапряжения, а также снизить бросок тока намагничивания УТПр.
Еще одной характерной проблемой транзита 220 кВ вдоль БАМ является режим выделения нагрузки Северобайкальского участка БАМ на питание от Мамакан-ской ГЭС при аварийном отключении с разрывом транзита в сторону Братской и Усть-Илимской ГЭС. Наброс нагрузки на Мама-канскую ГЭС приводит к падению частоты и работе АЧР на тяговых ПС 220 кВ. В результате возникает режим перенапряжения в сети 220 кВ. Применение УПТр в качестве силовых тяговых трансформаторов с функцией автоматического регулирования напряжения исключило бы данную проблему.
В нормальных режимах работы ЭЭС автоматические регуляторы напряжения УПТр могут работать в режиме стабилизации напряжения на шинах ВН. Однако даже в этих условиях для минимизации потерь в ЭЭС предпочтительнее осуществлять координированное управление всеми ИРМ и РПН трансформаторов в сети.
В послеаварийных и вынужденных режимах работы ЭЭС, когда часть ИРМ находится в ремонте или была отключена в результате аварийных отключений в сети, применение средств автоматического координированного управления всеми ИРМ и РПН трансформаторов в сети позволит
обеспечить требуемые пропускные способности электрических сетей и допустимые уровни напряжения в узлах сети без избыточной установки ИРМ, без избыточного увеличения номинальной мощности УПТр и других управляемых элементов, составляющих FACTS.
Соответственно, применение подхода с реализацией автоматической системы с функцией координации локальных регуляторов (в том числе автоматических регуляторов напряжения УПТр) и локальной ПА [6, 7] повышает общую эффективность управления режимами и минимизирует затраты на электросетевое строительство.
Пример расчета режимов с применением УПТр
Были приведены расчеты электрических режимов на примере восточной части ОЭС Сибири (рис. 2) на уровне 2020 года в соответствии с [12, 13]. Рассматривалась установка УПТр на напряжении 110-220 кВ на транзите 220 кВ вдоль БАМ, Транссиба и ВСТО.
Выполнялись расчеты максимальных и аварийно допустимых перетоков (МДП и АДП) в соответствии с Методическими указаниями по устойчивости энергосистем, а также в оптимизационной постановке определялись оптимальные принципы управления потребляемой реактивной мощностью УПТр и оптимальные принципы управления БСК на нижней стороне УПТр в соответствии с методикой [14].
Рис. 2. Фрагмент расчетной схемы восточной части ОЭС Сибири на 2020 год Fig. 2. Fragment of the computational scheme of the eastern part of Siberian IPS for 2020
УПТр для расчетов установившихся режимов моделировался как обычный двух-или трехобмоточный трансформатор, на высокой стороне которого установлена поперечная индуктивная проводимость переменной величины, которая в некоторых оптимизационных задачах моделировалась балансирующим по реактивной мощности узлом. БСК моделировался поперечной емкостной проводимостью.
Рассматриваемые места установки УПТр с подключенной на низкой стороне БСК на транзите 220 кВ вдоль БАМ и ВСТО приведены в таблице. На существующих ПС мощность УПТр взята равной мощности существующих трансформаторов, на новых ПС мощность УПТр взята равной мощности в соответствии с планами [12, 13]. Мощность БСК выбрана для обеспечения АДП в послеаварийных режимах в режиме максимальных нагрузок.
Таблица Table
Наименование ПС / Substation Мощность УПТр, МВА / CMBT Power, MVA Мощность БСK, МВар / Capacitor bank Power, MVAr
Иркутская область / Irkutsk Region
ПС 220 кВ НПС-4 / Substation NPS-4 2х25 2х10
Тяговая ПС-110 кВ Коршуниха / Korshunikha traction substation 2х40 2х25
ПС 220 кВ Ильимская (НПС-5) / Ilimskaya substation (NPS-5) 2х25 2х10
ПС 220 кВ Бобровка (НПС-6) / Bobrovka substation(NPS-6) 2х40 2х25
ПС 220 кВ Тира (НПС-7) / Tira substation (NPS-7) 2х40 2х30
ПС 220 кВ Надеждинская (НПС-8) / Nadezdinskaya substation (NPS-8) 2х40 2х30
ПС 220 кВ Рассоха (НПС-9) / Rossokha substation (NPS-9) 2х40 2х30
ПС 220 кВ Чертово Корыто / Chertovo Koryto substation 2х63 2х30
ПС 220 кВ Сухой Лог / Sykhoi Log substation 2х63 2х30
ПС 220 кВ Киренга / Kirenga substation 2х63 2х20
Республика Бурятия / Republic of Buryatia
ПС 220 кВ Новый Уоян / Noviy Yoyan substation 2х40 2х20
ПС 220 кВ Янчукан / Yanchukan substation 2х40 2х20
ПС 220 кВ Ангаракан / Angarakan substation 2х40 2х20
ПС 220 кВ Перевал / Pereval substation 2х40 2х20
ПС 220 кВ Окусикан / Okusikan substation 2х40 2х20
Предложения по установке УПТр и БСК
Применение УПТр и БСК позволило повысить АДП транзита на 10-40% и обеспечить возможность прохождения ожидаемого зимнего максимума нагрузки 2020 года без ограничений потребителей даже при следующих аварийных отключениях:
• Аварийное отключение 2-х ВЛ: ВЛ 500 кВ Усть-Илимская ГЭС - Усть-Кут и ВЛ 220 кВ Усть-Илимская ГЭС - Усть-Кут. При этом переток по оставшимся в работе 3-м ВЛ 220 и одной 110 кВ от Усть-Илимской и Братской ГЭС в сторону БАМ ожидается на уровне 880 МВт, рост АДП за счет применения УПТр и БСК достигает 10% (в сечении УИГЭС/БГЭС на восток) с 815 до 900 МВт.
• Аварийное отключение 2-х ВЛ 220 кВ Усть-Кут - Бобровка (1 и 2 цепи). При этом переток по двум оставшимся в работе ВЛ 220 кВ от ПС 500 кВ Нижнеангарская в сторону ПС 220 кВ Таксимо и Бо-дайбинского энергорайона ожидается на уровне 470 МВт, рост АДП за счет применения УПТр и БСК достигает 30% (в сечении Усть-Кут на восток) с 445 до 580 МВт.
• Аварийное отключение 2-х ВЛ: ВЛ 220 кВ Нижнеангарская - Кичера и ВЛ 220 кВ Нижнеангарская - Ангоя. При этом переток по двум оставшимся в работе ВЛ 220 кВ от ПС 500 кВ Усть-Кут в сторону ПС 220 кВ Бобровка и Бодайбинского энергорайона ожидается на уровне 490 МВт, рост АДП за счет применения УПТр и БСК достигает 40% (в сечении Усть-Кут на восток) с 400 до 560 МВт.
Важно отметить, что отключение ВЛ 500 или 220 кВ, а особенно отключение двух ВЛ, приводит к существенному росту потерь на рассматриваемом транзите. В частности, при аварийном отключении 2-х
ВЛ: ВЛ 500 кВ Усть-Илимская ГЭС - Усть-Кут и ВЛ 220 кВ Усть-Илимская ГЭС - Усть-Кут потери в сетях 110-500 кВ восточнее Усть-Илимской и Братской ГЭС вырастают на 15% и достигают 20% от величины перетока мощности по транзиту. В этих условиях применение автоматического группового регулятора напряжений для энергорайона с функций координации локальных регуляторов УПТр и локальной ПА [6, 7] становится наиболее актуально, так как это позволяет снижать потери в таких тяжелых режимах на 1-3% и повышать АДП на 3-10%.
В режимах минимальных нагрузок применение УПТр позволяет поддерживать напряжения в узлах сети на оптимальных величинах в рамках допустимых диапазонов и тем самым минимизировать потери в сети.
Заключение
В статье рассмотрены вопросы применения нового элемента сети УПТр [8, 9, 10], изложено описание, устройство и режимы работы УТПр, показаны условия, при которых применение УПТр является эффективным за счет снижения затрат на электросетевое строительство.
Показана целесообразность реализации автоматической системы с функцией координации локальных регуляторов (в том числе автоматических регуляторов напряжения УПТр) и локальной ПА [6, 7], которая также повышает общую эффективность управления режимами и минимизирует затраты на электросетевое строительство.
Для подтверждения приведенных в работе предложений и выводов представлены примеры расчетов режимов ЭЭС с применением УПТр на примере северовосточной части ОЭС Сибири.
Библиографический список
1. Брянцев A.M., Долгополов А.Г., Евдокунин Г.А. и др. Управляемые подмагничиванием шунтирующие реакторы для сети 35-500 кВ // Электротехника. 2003. № 1. С. 5-13.
2. Брянцев А.М., Брянцев М.А., Дягилева С.В., Ка-рымов Р.Р., Лурье А.И., Маклецова Е.Е., Негрышев А.А. Регулируемые источники реактивной мощности с управляемыми подмагничиванием шунтирующими реакторами и батареями конденсаторов // Электро-
техника. 2010. № 4. С. 11-19.
3. Долгополов А.Г., Кондратенко Д.В., Шибаева Т.А., Виштибеев А.В. Статический компенсатор реактивной мощности на базе УШР как необходимое средство повышения энергоэффективности в электроэнергетике // Электро. Электротехника, электроэнергетика, электротехническая промышленность. 2010. № 2. С. 43-49.
4. Беляев А.Н., Евдокунин Г.А., Смоловик С.В.,
Чудный B.C. О применении устройств управляемой поперечной компенсации на транзитных электропередачах класса 500 кВ // Электричество. 2009. № 2. С. 2-13.
5. Поспелов Г.Е., Поспелова Т.Г. Применение управляемых гибких линий электропередачи в электрических сетях энергосистем // Известия высших учебных заведений и энергетических объединений СНГ. Энергетика. 2010. № 5. С. 5-9.
6. Воропай Н.И., Осак А.Б., Домышев А.В., Пана-сецкий Д.А., Бузина Е.Я. Подходы к созданию автоматического группового регулятора напряжений для энергорайона с функцией координации локальной ПА // Сб. докл. XXI конференции «Релейная защита и автоматика энергосистем», Москва, 29-31 мая 2012, С. 373-378.
7. Осак А.Б., Шалагинов А.И., Панасецкий Д.А., Бузина Е.Я. Анализ режимной надежности в реальном времени для интеллектуальных устройств режимной автоматики с функциями прогнозирования // Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока. 2014. № 4. С. 304-308.
8. Смирнов С.С., Осак А.Б. Управляемый подмаг-ничиванием трансформатор // Электричество. 2015. № 9. С. 20-26.
9. Смирнов С.С., Осак А.Б. Управляемый под-магничиванием трансформатор // Сб. статей Всероссийской конференции «Энергетика России в XXI веке. Инновационное развитие и управление», Иркутск, 1-3 сентября 2015. Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2015. С. 366-371.
10. Пат. № RU 2576630 C2, Российская Федерация, H01F29/14. Управляемый подмагничиванием
трансформатор / Осак А.Б., Смирнов С.С., Шинка-рев П.С.; заявитель и патентообладатель ИСЭМ СО РАН. № 2013125259/07; заявл. 08.05.2013; опубл. 10.03.2016, Бюл. № 7. 16 с.
11. Рекомендации по применению типовых принципиальных электрических схем распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» СТО 5694700729.240.30.047-2010 [Электронный ресурс]. URL: http://www.fsk-ees.ru/upload/docs/56947007-29.240.30.047-2010.pdf (16.03.2016).
12. Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2015-2021 годы, утв. Приказом Министерства энергетики РФ 09.09.2015 г. № 627. [Электронный ресурс]^и http://minenergo. gov.ru/node/1287 (16.03.2016).
13. Схема и программа развития электроэнергетики Иркутской области на 2016-2020 годы, утв. Указом Губернатора Иркутской области 23.07.2015 № 179-уг. [Электронный ресурс]. URL: http://publication. pravo.gov.ru/Document/View/3800201507280002 (16.03.2016).
14. Осак А.Б., Шалагинов А.И., Панасецкий Д.А., Бузина Е.Я. Анализ режимной надежности работы энергосистемы с учетом прогнозирования изменения режимных параметров и оценки ее управляемости в режиме реального времени // Сб. докл. международной конференции «Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем», Сочи, 1-5 июня 2015 г. [Электронный ресурс] URL: http://cigre.ru/activity/ conference/relayprotect5/materials/S_2.1.rar (16.03.2016).
References
1. Bryantsev A.M., Dolgopolov A.G., Evdokunin G.A. et al. Upravlyaemye podmagnichivaniem shuntiruyush-chie reaktory dlya seti 35-500 kV [Shunting reactors controlled by bias magnetization for (35-500)-kV grids]. Elektrotekhnika - Electrical Engineering, 2003, no. 1. pp. 5-13.
2. Bryantsev A.M., Bryantsev M.A., Dyagileva S.V., Karymov R.R., Lur'e A.I., Makletsova E.E., Negryshev A.A. Reguliruemye istochniki reaktivnoi moshchnosti s upravlyaemymi pod-magnichivaniem shuntiruyushchimi reaktorami i batareyami kondensatorov [Regulated reactive-power sources with biasing-controlled shunting reactors and capacitor banks]. Elektrotekhnika - Electrical Engineering, 2010, no. 4, pp. 11-19.
3. Dolgopolov A.G., Kondratenko D.V., Shibaeva T.A., Wishtibeev A.V. Staticheskii kompensator reaktivnoi moshchnosti na baze UShR kak neobkhodimoe sredstvo povysheniya energoeffektivnosti v elektroen-ergetike [Static reactive power compensator on the base of csr as a requisite measure to enhance energy efficiency in electric power industry]. Elektro. El-ektrotekhnika, elektroenergetika, elektrotekhnicheskaya promyshlennost' - Electro. Electrical Engineering, Power Industry, Electrical Industry, 2010, no 2, pp. 43-49.
4. Belyayev A.N., Evdokunin G.A., Smolovik S.V.,
Chudnyi V.S. O primenenii ustroistv upravlyaemoi poperechnoi kompensatsii na tranzitnykh el-ektroperedachakh klassa 500 kV [Use of controlled transverse compensation devices in 500 kV transit transmission lines]. Elektrichestvo - Electricity, 2009, no. 2, pp. 2-13.
5. Pospelov G.E., Pospelova T.G. Primenenie uprav-lyaemykh gibkikh linii elektropere-dachi v elektrich-eskikh setyakh energosistem [Application of controlled flexible electric power lines in power system networks]. Izvestiya vysshikh uchebnykh zavedenii i energetich-eskikh ob"edinenii SNG. Energetika - Energetics. Proceedings of CIS higher education institutions and power engineering associations, 2010, no 5, pp. 5-9.
6. Voropai N.I., Osak A.B., Domyshev A.V., Pana-setskii D.A., Buzina E.Ya. Podkhody k sozdaniyu avto-maticheskogo gruppovogo regulyatora napryazhenii dlya energoraiona s funktsiei koordinatsii lokal'noi PA [Approaches to the development of an automatic group voltage regulator for a power region with the function of local PA coordination]. Sb. dokl. XXI konferentsii "Re-leinaya zashchita i avtomatika energosistem - [Collection of reports of XXI conference "Power system relay protection and automation"]. Moscow, 2012, pp. 373-378.
7. Osak A.B., Shalaginov A.I., Panasetsky D.A., Buzi-na E.Ya. Analiz rezhimnoi nadezhnosti v real'nom vremeni dlya intellektual'nykh ustroistv rezhimnoi avtomatiki s funktsiyami prognozirovaniya [Real time security analysis for intelligent devices of secure automation with prediction functions]. Nauchnye problemy transporta Sibiri i Dal'nego Vostoka - Scientific Problems of Transport in Siberia and Far East, 2014, no. 4, pp. 304-308.
8. Smirnov S.S., Osak A.B. Upravlyaemyi podmag-nichivaniem transformator [Magnetically controlled transformer]. Elektrichestvo - Electricity, 2015, no. 9, pp. 20-26.
9. Smirnov S.S., Osak A.B. Upravlyaemyi podmag-nichivaniem transformator [Magnetically controlled transformer]. Sb. statei Vserossiiskoi konferentsii "En-ergetika Rossii v XXI veke. Innovatsionnoe razvitie i upravlenie" - [Collection of Articles of All-Russian Conference "Russian Power Engineering in XXI Century"], Irkutsk: ESI SB RAS, 2015, pp. 366-371.
10. Osak A.B., Smirnov S.S., Shinkarev P.S. Upravly-aemyi podmagnichivaniem transformator [Controlled magnetic biased transformer]. Patent RF, no. RU 2576630 C2. 2016.
11. Rekomendatsii po primeneniyu tipovykh printsipi-al'nykh elektricheskikh skhem raspredelitel'nykh ustroistv podstantsii 35-750 kV. Standart organizatsii OAO «FSK EES» STO 56947007-29.240.30.047-2010. [Recommendations for the use of typical schematic circuit diagrams of 35-750 kV substation switchgear. Standards of JSC "FSK EES" STO 5694700729.240.30.047-2010]. Available at: http://www.fsk-ees.ru/upload/docs/56947007-29.240.30.047-2010.pdf (accessed 16 March 2016)
Конфликт интересов
Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.
Статья поступила 04.04.2016 г.
12. Skhema i programma razvitiya Edinoi energetich-eskoi sistemy Rossii na 2015-2021 gody, utv. Prikazom Ministerstva energetiki RF 09.09.2015 g. № 627. [The layout and development program of the Russian Unified Energy System from 2015 to 2021, approved by the Order of the Ministry of Energy of the Russian Federation of 9 September 2015 no. 627]. Available at: http://minenergo.gov.ru/node/1287(accessed 16 March 2016)
13. Skhema i programma razvitiya elektroenergetiki Irkutskoi oblasti na 2016-2020 go-dy, utv. Ukazom Gu-bernatora Irkutskoi oblasti 23.07.2015 № 179-ug. [The layout and development program of Irkutsk region power industry from 2016 to 2020, approved by the Decree of the Governor of the Irkutsk region of 23 July 2015 no. 179-yr]. Available at: http://publication.pravo. gov.ru/Document/View/3800201507280002 (accessed 16 March 2016)
14. Osak A.B., Shalaginov A.I., Panasetsky D.A., Buzi-na E.Ya. Analiz rezhimnoi nadezhnosti raboty ener-gosistemy s uchetom prognozirovaniya izmeneniya rezhimnykh para-metrov i otsenki ee upravlyaemosti v rezhime real'nogo vremeni [Regime Reliability Analysis Using the Short-term Forecasting of the System Behavior and Evaluation of its Controllability]. Sb. dokl. mezhdunarodnoi konferentsii "Sovremennye naprav-leniya razvitiya sistem releinoi zashchity i avtomatiki energosistem" [5th International Scientific and Technical Conference Proceedings "Actual Trends in Development of Power System Relay Protection and Automation"], Sochi, 2015. Available at: ci-gre.ru/activity/conference/relayprotect5/materials/S.2.1. pdf (accessed 16 March 2016)
Conflict of interest
The authors declare no conflict of interest.
The article was received 04 April 2016
